GENERACION EOLICA VERTICAL - TERRESTRE

PRESENTACION: Hoy en día, la energía eólica se está convirtiendo en una parte integral de la matriz energética global. Debido a los desafíos paralelos de un continuo aumento de la demanda de energía y la idea de que la producción de energía debe ser sostenible, la energía eólica - es una fuente de energía renovable e inasgotable - se espera que crezca rápidamente. Para facilitar esa ampliación, los gobiernos de todo el mundo han decidido las metas nacionales ambiciosas para la producción de energía eólica. Sin embargo, hasta la fecha, la producción de energía eólica ha sido cuestionada por una serie de desafíos comerciales, administrativos y tecnológicos. La energía eólica terrestre “horizontal” se ha expandido rápidamente, pero se ve obstaculizada, entre otras cosas, por las condiciones de viento óptimas y procesos de licencia largos, que a menudo son seguidos por las apelaciones, por lo que el riesgo y costo aumentan significativamente. En la zona costera , donde las condiciones de viento son significativamente mejores que, fabricantes y desarrolladores de energía en tierra han buscado opciones mas adecuadas para las instalaciones de parques eólicos y nosotros BIOD2 apostamos por equipos mas económicos, rentables, de fácil mantenimiento e instalación y con la variante de que en un mismo mástil, se puedan colocar hasta 3 equipos .

Más, los costos de instalación, servicio y mantenimiento de parques eólicos verticales que han sido montados han demostrado ser la mejor opción y con resultados muy importantes . Para habilitar los servicios públicos y desarrolladores para basar sus decisiones en las instalaciones de energía eólica vertical en condiciones favorables de viento en lugar de las grandes y costosas generadoras del tipo “horizontal” , el aumento de interés y los recursos están dirigidos al desarrollo de equipos mas potentes (nosotros estamos desarrollando uno de 1,5 mw, aun en tramite de certificación en el CIEMAT) para la escala de la producción de energía eólica vertical de gran tamaño. Hoy en día, es ampliamente aceptado que la producción de energía eólica se está moviendo hacia zonas cercanas a la costa, donde las condiciones del viento son mas favorables, creando una demanda creciente de parques eólicos . BIOD2-LMG se dedica a tomar el papel principal en el diseño de las turbinas eólicas verticales de última generación para la producción de energía eólica eficiente, flexible y rentable

LA TECNOLOGIA: La tecnología que aplicamos en BIOD2-LMG para la producción eólica de gran escala, al contrario que el resto de los conceptos actuales de aerogeneradores horizontales, está basado en la tecnología patentada por el Sr. Quim Bastan, y con equipos de aerogeneradores verticales . Mediante el uso de las ventajas de la tecnología de turbinas verticales, BIOD2LMG puede diseñar estructuras flexibles que son a la vez una mayor escala, más estable y más adecuado para hacer frente a los retos específicos de los ambientes costeros , mejorando el rápido desarrollo de estas estructuras “wind farm” y mucho mas económicas , y montados los aerogeneradores, tal como otras granjas eólicas pero con mas cantidad de unidades por hectárea , de lo que están desarrollando actualmente. Nuesros equipos BIOD2-LMG también estarán cubierto por la capa protectora externa compuesta del sistema de pintura para fondos de buques -”antifouling”, que prepara además la torre y sus componentes para abordar con eficacia la corrosión marina, las vibraciones y los factores de fatiga. El tamaño y la estabilidad de resultado BIOD2-LMG el equipo en una estructura de costes altamente competitivos. Al aumentar el efecto instalado por volumen de acero y disminuyendo el costo de montaje por efecto instalados, los costos de inversión pueden ser limitados. Al permitir que el personal de servicio y mantenimiento acceda muy fácilmente a la torre y el equipo, (sistema verticales apto para subir y bajar los equipos en la misma torre) , hace que pueda ser mayor su vida en años de trabajo de la unidad , y la misma a la que solo se le debe hacer un mantenimiento y antifouling nuevo cada mucho tiempo (5/6 años) , con lo que se reducen al mínimo los costos de operación y mantenimiento y aun pueden ser reducidos con mejoras y avances que se desarrollaran en futuras unidades. Excelente para la tecnología de las torres portadoras de equipos de BIOD2-LMG , también es el sistema de anclaje con basamento centralizado . El giro o veleta , que se coloca en el centro de la turbina , al final mismo del eje portador , le permite a esta veleta girar sobre su propio eje y de tal modo para alinear automáticamente al viento. Los aerogeneradores de la generación BIOD2-LMG por lo tanto siempre se enfrentan al viento en una configuración optimizada, lo que aumenta significativamente la eficiencia de la producción de electricidad.

Objetivo: El objetivo del proyecto es el desarrollo de un aerogenerador fiable, de fácil instalación en sobre su basamento y el uso de varias unidades en una misma torre . De bajo coste de mantenimiento, además de respetuoso con el medio ambiente y las aves, y además ocupando menos espacio que unidades únicas .

Apuntes de Prefactibilidad Estudio técnico-financiero “Construcción GRANJA EOLICA VERTICAL” RESUMEN: El objetivo del trabajo era analizar, desde un punto de vista financiero, las diversas soluciones técnicas para un emplazamiento “tipo” en el litoral español. Se examinó exhaustivamente los elementos que intervienen en el diseño, construcción, instalación, operación, mantenimiento y desmantelamiento de dicha infraestructura, optando por aquellas soluciones que estimamos óptimas tanto técnica como económicamente. Además se analizaron todos aquellos aspectos referentes a los temas necesarios para dar el soporte logístico al parque. Para ello se plantearon diversos escenarios, considerando equipos verticales de nueva construcción, estudiando el impacto que representan las distintas opciones en la totalidad de los costes y de esta forma poder definir la viabilidad del parque. NORMATIVA Y LEGISLACION APLICABLE: para eólica offshore Hay dos tipos de régimen que regulan la producción de energía mediante aerogeneradores marinos. Según el régimen especial del RD 661/2007, con su formato de primas que suplementan el precio pactado entre promotor y empresa distribuidora, variable según rentabilidad del parque, o según el RD 1028/2007, que establece el procedimiento administrativo para la tramitación de las solicitudes de autorización de instalaciones de generación eléctrica en el mar territorial. En la resolución de 30 de abril de 2009, se aprueba el estudio estratégico del litoral español para la instalación de parques eólicos marinos. (www.marm.es o www.mityc.es ) La LEY 9/2006 versa sobre cómo ha de hacerse el análisis o estudio sobre el impacto ambiental. A quién hay que presentarlo, responsables, alcance del mismo y demás requisitos. El REAL DECRETO 1028/2007 a cerca del procedimiento para instalar un parque eólico en el mar territorial, es clave en el análisis normativo. Serán competentes en sus diferentes atribuciones el Ministerio de Industria, Política Energética y Minas (el principal), el de Medio Ambiente, el de Fomento (para lo que afecte a seguridad y vida humana en la mar), la autoridad portuaria en caso de hacer algún uso de su espacio y el de Agricultura, Pesca y Alimentación para todo lo referente a la pesca en la zona. Los parques eólicos marinos están sometidos a un régimen de autorización y concesión administrativa. Es decir, tras la concurrencia pública de los posibles promotores, la Administración tomará una decisión y otorga al solicitante la reserva de zona. Esta zona se compone de zonas eólicas marinas, las cuales tienen una extensión de dos paralelos y dos meridianos, cuya separación sea de un grado, que deberá coincidir con grados y minutos enteros. El tamaño es a elegir por el promotor pero coincidiendo con múltiplos de grados y minutos (detallado en el Artículo 6 de este decreto). Procedimiento para la autorización de una instalación eólica marina: 1) Presentación de solicitud ante el Ministerio de Industria, Dirección General de Política Energética y Minas. 2) Contenido: memoria resumen explicando que acciones se quieren llevar a cabo en la zona propuesta, con duración, impacto, anteproyecto de la instalación prevista, potencia, aerogeneradores, planos de la instalación, etc. 3) Caracterización de área eólica marina: se entiende por ello a la recopilación de todos los informes emitidos por las Instituciones afectadas en relación al impacto del futuro parque en el área concreta pedida. El Ministerio de Industria procederá a consultar al operador de la red eléctrica a la que se conectaría el parque, así como a otros entes afectados. Esos entes podrán hacer los comentarios que crean oportunos, y la operadora eléctrica deberá elaborar un informe de capacidad de evacuación de energía producida por el parque con un horizonte de 5 años. Esta caracterización de zona se hará pública, con todos los informes, y no supondrá ningún derecho para nadie.

4) A continuación se hace pública la caracterización de una zona en el BOE, de modo que cualquier interesado podría consultar los datos allí recopilados. Esto a su vez abrirá el proceso de concurrencia para esta zona. 5) En tres meses, cualquier promotor interesado podrá concurrir con un proyecto de instalación de parque eólico marino en el área eólica marina que se determine. Será necesario depositar un aval del 1% del presupuesto. En el proyecto hay que incluir una solicitud u oferta de prima, expresada en €/kWh producido y que se aplicará a lo largo de toda la vida útil del parque. 6) Se crea un comité para evaluar los proyectos presentados, y en base a unos criterios concretos se valoran. Este comité podrá fijar un límite máximo de prima por encima del cual los proyectos quedan desechados. 7) Así se comunicará a los elegidos del fallo, y se les atribuye el derecho a ejercer las acciones presentadas en su solicitud en la zona afectada. Deberán aumentar el aval con un 1% más del presupuesto. Desde este momento el promotor elegido tendrá la exclusividad durante, 2 años prorrogable otro más, de realizar las investigación sobre el parque descritas en su proyecto. El titular de la reserva está obligado a proporcionar la información que le sea requerida sobre los trabajos que lleve a cabo. 8) El promotor del parque habrá de llevar a cabo la evaluación de impacto ambiental para las actividades de investigación, descritas en el Real Decreto 1302/1986. Previamente a la autorización el proyecto deberá someterse a evaluación de impacto ambiental de acuerdo con lo preceptuado en este Decreto. 9) El promotor entregará la solicitud de autorización cuando haya terminado su investigación sobre el recurso eólico y el análisis ambiental. La potencia del parque podrá variar un 15% de la estimación inicial. 10) Por último, será la Dirección General de Costas la que resolverá a la vista de la declaración impacto ambiental y la resolución del procedimiento de autorización de la instalación efectuada por la Dirección General de Política Energética y Minas. La DGMM tendrá que verificar la viabilidad desde el punto de vista de la seguridad marítima, de la navegación y de la vida humana en la mar.

OBJETIVO DEL ANTE-PROYECTO Emplazamiento Estudio del emplazamiento seleccionado según el anterior mapa eólico español. Se estableció de forma , que la infraestructura sería un parque eólico costero , y en zonas de aguas semi-profundas, entendiendo como tales aquellas con una distancia no menor de 300 m. de la costa

La potencia a instalar en la Fase 1 será con 30 máquinas verticales de 1.5 MW. Montados en 10 ejes verticales , según el fabricante escogido para fabricar los equipos (En España además) de unos 45 mw . A la vista del mapa eólico publicado por el ministerio, los emplazamientos de mayor recurso eólico se encuentran en la zonas Atlantica , Mediterranea, y Cantabrica , por lo que cualquiera sea el sitio escogido, el beneficio seria bueno, destacando que el mayor potencial estaría cercano al estrecho por ser la zona con mas vientos de la geografía Española. Otros criterios de selección serán la proximidad de Ciudades capitales , buena aceptación del gobierno regional para que los requisitos administrativos no entorpezcan la tramitación del parque y buena infraestructura eléctrica para la integración a la red. EN RESUMEN- ZONA ESCOGIDA (*) Se ha seleccionado la zona de la , en las aguas de la provincia de cuyas coordenadas son : ( a determinar según el proyecto y el inversor ) Latitud : E - W Longitud : N -S Profundidad : m El emplazamiento se encuentra en. ( VARIABLE) Y la velocidad constante de los vientos oscila entre los m/s y m/s. (*) zona a un por determinar según interés regional / local)

TAMBIEN: El poder de la eólica marina Tecnología del parque Análisis y selección de plataformas soporte de los aerogeneradores. Para situar un aerogenerador en este emplazamiento no necesitamos recurrir a una solución pilotada como es habitual en los parques eólicos de Europa. Hemos pensado en soluciones mas rentables y económicas , no obstante, se ha de tener presente las peculiaridades que añade una “carga” tan especial como un equipo de varios aerogenerador de 1,5 MW c/u cuyas características se detallan a continuación. BIOD2-LMG -BASTAN una empresa de diseño y proyectos Española y en especial en el desarrollo de la ingeniería para plataformas flotantes de producción de energía eólica marina. BIOD2-LMG -BASTAN ofrece servicios y desarrolladores de todo el mundo de forma eficiente, flexible y rentable de gestionar y utilizar el poder de la energía eólica marina. MODELO Diámetro turbina Altura máxima Potencia Normativa Funcionamiento

(EN ESTUDIO DE EQUIPOS MAS POTENTES) EXAWIND-076/4/1,5 mW 77 m. 45 - 53 m. 1,5 MW por turbina Nivel 1 de UNE-EN 61.400 (hasta 150km/h)

Velocidad arranque de viento Potencia nominal Alcance de potencia nominal

5 m/s (18 km/h) 1,5 MW por turbina 14 – 16 m/s (50 – 57 km/h)

Velocidad de corte de viento Rango de temperatura Turbina Área de barrido Nº de brazos Nº de velas por brazo Velocidad de rotación nominal Nivel sonoro máximo Orientación de velas Regulación de potencia

45 m/s (162 km/h) -30º C a +50º C 7,260 m3 Seis 20 16 vueltas 45 dB Mecánico por orientación electrónica de la veleta Conexión y desconexión de generadores en cascada y convertidor regenerativo con software especifico.

Vibraciones Transmisión de potencia

No se conocen

Multiplicador

Corona dentada de gran diámetro en turbina, transmisión hasta el suelo y multiplicador directo al generador. Circuitos de engrase automático mediante bombas lubricadoras con temporizadores

Lubrificación mecanismos y velas Sistema orientación Tipo Transmisión

Respuesta a cambio dirección viento Sistema de frenado

Generador Tipo Uds. por corona Voltaje nominal Torre Altura mástil Diametro Material Longitud de tramo Offshore Base Extras y accesorios Derechos y propiedad Patente del modelo y accesorios relacionados

Veleta con encoder de posición Rotor de transmisión mecánica al actuador lineal de cada línea de velas accionado por motor-reductor eléctrico orientado por el encoder de la veleta. Instantánea Por aumento de generación de potencia. Conexión progresiva de los generadores en cascada. Variación electrónica diagrama orientación de las velas. Síncrono de imanes permanentes con convertidor "Full Power Concept" 1 generador de 1.500 kW. o 2 de 800 kW. según necesidades. 315/400 V 40 – 50 m. según necesidades del terreno 8 m. Acero 10 m. Plataforma semi-flotante con pies retráctiles. Posibilidad de combinar con sistema Power-Flow Hidromecánica J. Bastan S.L.

SOBRE LOS EQUIPOS:

Aerogenerador Exawind de turbina horizontal Patentado por Quim Bastán con sistema compensador de resistencia al viento. Este aerogenerador abre un mundo de posibilidades en las aplicaciones de energía eólica. Descripción: Turbina de eje vertical de superficie variable en todo el diagrama de rotación. La elección de eje vertical permite aprovechar la fuerza de Coriolis. El giro de la turbina sobre un eje vertical causa el efecto giroscopio (igual a la peonza) proporcionándole el propio equilibrio sobre su base. Esta propiedad reduce los costes de cimentación y facilita su instalación sobre plataformas. Las velas de cada brazo giran sobre su propio eje orientándose en todo el diagrama de giro para ofrecer la resistencia óptima en el meridiano de presión y reducir la superficie en su avance a contraviento. Las dimensiones de la turbina de cada aerogenerador Exawind dependerán de la potencia del generador eléctrico y la velocidad de viento media de la zona. Cada turbina del aerogenerador Exawind está compuesta de dos brazos riostrados de perfil especial de aluminio fabricado a medida para el proyecto. Incluso después del montaje en obra, estos brazos pueden ser alargados añadiendo velas para mejorar el rendimiento y productividad de la inversión.

Ventajas:

- Silencioso. La turbina no se cruza con el mástil. En los aerogeneradores de eje vertical las aspas hacen ruido cada vez que pasan por delante de la torre. - Sin vibraciones. Por la misma causa la turbina de eje vertical carece de vibraciones. - Respetuoso con las aves. Las aves no son sorprendidas por el corte del aspa, al nivel de turbina ven una pared o reja de frente. Este aerogenerador está bien considerado por los defensores de medio ambiente. - Fácil fijación. No necesita grandes refuerzos por equilibrarse por compensación de fuerzas. - Facilidad de transporte y montaje. Todas las piezas del aerogenerador son ensamblables a pie de obra. Los brazos de las turbinas son de varios tramos en contra de las aspas de un aerogenerador de eje horizontal. - Menor altura total. El giro horizontal de la turbina permite reducir la altura de la torre y la altura máxima penalizada en un aerogenerador de eje horizontal. - Posibilidad de montar varias turbinas en un mismo mástil. - Facilidad de mantenimiento. La turbina se desliza hasta el suelo para facilitar el mantenimiento. - Instalación del generador electrico en la base del aerogenerador. Tambien permite montar más de un generador electrico por turbina para aprovechar las diferenteas velocidades de las rachas de viento.

NOTA: Son ideales para la implantación en el mar debido a la menor cimentación, la posibilidad de montar la turbina a nivel del agua para subirla después automaticamente por el mástil, y has tres unidades en el mismo mástil . La ventaja de estos aerogeneradores sobre los similares de eje vertical es el giro constante de las velas de cada brazo para conseguir la mayor resistencia al sentido de dirección del viento y la menor resistencia a contraviento. La turbina de estos aerogeneradores consta de seis brazos con un número de velas diferente en cada modelo según la superficie deseada según velocidad del viento de la zona y potencia requerida. Su construcción permite ampliarlos incluso después de estar instalados. Al no disponer de largas aspas como en los aerogeneradores de eje horizontal el transporte y el montaje en obra se reduce permitiendo incluso instalarlos en parajes de difícil acceso. Respetuosos con el medio ambiente. Es el mayor argumento de interés por el respeto con las aves. Estas no son sorprendidas por el corte de las aspas. Silenciosos. Al no cruzarse las aspas con la torre vertical la turbina carece de vibraciones y ruido. Este aerogenerador tiene más mecanismos que cualquier molino de eje horizontal. Los brazos con las velas en continua rotación, los mecanismos de orientación, etc. Esta complejidad se compensa por las superiores prestaciones y ventajas sobre los otros Aerogeneradores. Para mantener su alto nivel se construye con los componentes más adecuados para garantizar una larga vida de trabajo con en mínimo mantenimiento. La turbina se construye en aluminio anti-corrosivo o en fibras de aleación de poliéster. Las velas también son de fibra, los rodamientos son inoxidables y en algunos modelos la torre o mástil también es de este material anti-oxidante para soportar cualquier inclemencia sin envejecer. En algunos modelos, cada aerogenerador Exawind puede montar más una turbina por mástil. Cada una de ellas contiene un solo generador varios generadores. Estos generadores van controlados por un PLC que los conecta o desconecta según la velocidad de viento. Cuando el último llega a la potencia máxima se conecta el siguiente o viceversa. De esta forma conseguimos una presión y velocidad constante de la turbina, mejorando el rendimiento según la velocidad de aire del momento. Este sistema simplifica en mantenimiento post venta y no perjudica a todo el aerogenerador en casos de mantenimiento o avería. La potencia del conjunto de turbinas va gestionada por el mismo inversor de salida o igualmente pueden montarse inversores independientes para facilitar el mantenimiento. Cada turbina del aerogenerador Exawind está compuesta de dos brazos riostrados de perfil especial de aluminio fabricado a medida paracada modelo. Incluso después del montaje en obra, estos brazos pueden ser alargados añadiendo velas para mejorar el rendimiento si la velocidad de viento estimada no fuera real o simplemente para aumentar potencia. La ventaja de montar generadores pequeños en cadena facilita este aumento de prestaciones. La superficie de un aerogenerador convencional de eje horizontal se calcula por el área de barrido de la circunferencia de las aspas, no por la superficie de estas. La diferencia entre un aerogenerador de una a tres o cuatro aspas radica solo en la velocidad y las vibraciones de este. En el aerogenerador Exawind se ha comprobado en cálculos y pruebas de campo que la superficie útil son los metros cúbicos de la parte de presión real del cilindro que genera el movimiento de la turbina.

Aumento de rendimiento por m2 de superficie

SOBRE LA SOCIEDAD PROPIETARIA DEL PARQUE: Sociedad tipo creada para promoción del parque. 50 % Socios Fundadores 50 % Socio Capitalista El socio capitalista aporta el 50 % del presupuesto. Beneficios/atractivo: -> Empresa adquiere deuda con el accionista del 9% a 20 años de cantidad invertida -> Propiedad 50 %: dividendos, futura continuidad, propiedad activo, capacidad de decisión, capacidad de veto. Atraer inversores Hacer atractivo el negocio Mantener gestión Posición fuerte en el mercado Realismo Financiación. Socio capitalista 10 M€ (47.5%) 9% rentabilidad anual 20 años deuda tipo “empresa con accionista” Financiación externa M€ 5% interés anual fijo (swap en futuros) (47.5%) Socio Fundador : (este humilde servidor) con 5% del Capital total (*) ( ya incorporado en los pasos previos, factibilidad y diseño del proyecto, estudios, y costes varios) Sistema francés pagos fijos 18 años 1 año de carencia DESARROLLO: Financiación del parque El primer y más laborioso capítulo del proyecto ha sido la elaboración del diagrama total de costes. Esto es debido a nuestro criterio de implementar valores lo más reales posibles, y por tanto sacados de un sondeo del mercado y la colaboración de las diversas empresas consultadas. La variación del valor del dinero en el tiempo la hemos tenido en cuenta del siguiente modo: • Actualización anual de los valores a partir de 2014 del 2%. • En el periodo de instalación no se actualiza el valor del dinero debido a que los contratos están cerrados en sus cuantías con las diferentes empresas. • Los sueldos de los socios fundadores tiene un crecimiento anual del 5%. En la tabla cash flow se han imputado los desembolsos descritos en el capítulo de costes de acuerdo a las fechas establecidas en la planificación. Junto con la inflación antes mencionada quedan claros los pagos a realizar en la vida del parque. Para explicar la financiación y los niveles de ingresos requeridos, partiremos de un precio de kWh que fije unos niveles de financiación necesarios. Este precio es 0,14 €/kWh. Es algo alto para el año 2013, ya que el tope fijado por el gobierno con la prima estaba en 0,17€/kWh, pero se considera realista ya que es un valor para todo el período con la simple variación del IPC menos el 0,5% (el precio de la electricidad crece menos que el IPC por ley), y el mercado de la producción energética que en los próximos 20 años puede crecer fácilmente. Los ingresos de la empresa promotora provienen de: 1. Aportación socios fundadores 50.000 euros 2. Aportación socio capitalista 250 M euros 3. Financiación externa – bancos 250M euros 4. Subvenciones en materia de I+D+i 1.000.000 euros Este diseño de financiación se ha elaborado con los siguientes criterios: • Financiación vía “Project Finance”: los ingresos generados por el propio proyecto cubren la devolución del préstamo. La financiación externa tiene el mismo volumen que la aportación del socio capitalista (apalancamiento del 50%). Esto es muy importante para atraer a los bancos a un proyecto como este. Con la situación financiera actual, si no hay riesgo compartido de modo que el banco no sea el que más arriesga en la operación es inviable pensar en una concesión de préstamo.

• Los socios fundadores hacen una aportación simbólica que muestra también su compromiso con el proyecto. • Conseguiremos más subvenciones públicas, aparte de la prima en el kWh, siempre enfocadas a I+D+i, formación de empleados en energías renovables, etc., y por ello hacemos esa partida para que conste en los libros. • Esta es la financiación necesaria con la tarifa de 0,14 €/kWh establecida como base. En las conclusiones hacemos varios escenarios con variaciones en las tarifas y algunos de los costes, de modo que podremos ver la gran variación de los números según la situación del mercado eléctrico. Ingresos provenientes de la generación de energía eléctrica, €/kWh El parque eólico genera ingresos únicamente mediante la venta del kWh a la compañía distribuidora a un precio pactado de antemano. Con el dinero que así se genera, es necesario cubrir los gastos de operación, y ser capaces de devolver la financiación prestada en el plazo de tiempo establecido, y además cumplir con el coste de inversión que como promotores tengamos establecido. Como está expuesto en el capítulo de Análisis Jurídico, la Administración a iniciativa privada saca a concurso una zona en el Mar Territorial, de modo que el promotor que presente un proyecto de parque con una producción de potencia mayor y un precio de kWh más razonable, a la vez que tenga viabilidad técnica, será el adjudicatario. Así, el proyecto se presenta en disposición de analizar cuál es nuestra cifra mínima de kWh para entrar en el concurso, y a partir de la cual no nos interesa ganar el proyecto. Este precio de kWh cubrirá los pagos y devoluciones de préstamos desarrolladas a continuación. El precio de kWh base tomado es de 0,14 €/kWh (incrementado anualmente con el IPC general para todo del 2% menos un 0,5%, es decir un crecimiento anual del 1,5%). No obstante al final vamos a ilustrar diversos escenarios con variaciones en el kWh y otros más para sacar conclusiones interesantes. Socio capitalista Nuestro socio capitalista ha entrado en el proyecto aportando una gran cantidad de dinero, y hemos conseguido que así lo haga mediante un proyecto técnicamente viable, operativo, y además con una rentabilidad determinada: 9 %. Además el socio capitalista va a formar parte de la empresa promotora en un 50%, de modo que tendrán la mitad de los dividendos, y capacidad plena de decisión aunque no de tomar unilateralmente medidas sobre el parque. Consideramos que estas dos coyunturas tienen atractivo suficiente para conseguir que el socio capitalista se lance con la promotora a la aventura del offshore en la costa española. En las tablas financieras se retira directamente la parte contractual del 9 % de la inversión del socio capitalista, como si fuera un préstamo a devolver por la empresa, con las condiciones de sistema francés, 9% de interés anual, y un solo pago. Duración de 20 años. Faltaría negociar el nivel de participación en la gestión diaria del parque por parte del socio capitalista, así como los campos en que podría ponernos en situación ventajosa a la hora de negociar todos los contratos involucrados. Está claro que una gran empresa multinacional tiene gran fuerza de negociación empresarial. La empresa promotora del parque Como hemos introducido en los puntos anteriores, la empresa tendrá la siguiente composición: • 95% Socios capitalista, que es una gran empresa multinacional del sector energético + Un banco (45% cada uno) • 5% Socios fundadores (BIOD2-LMG) La empresa toma las aportaciones de los socios fundadores y del socio capitalista y acomete este gran proyecto junto con la financiación externa conseguida. Adquiere por tanto unas obligaciones, que son: • Devolver la financiación externa en las condiciones pactadas • Devolver la inversión del socio capitalista con un interés del 9%

• Repartir los dividendos generados tras impuestos, reservas y coyunturas circunstanciales en proporción a la composición de la empresa. Esto ha de llevarse a cabo con la cifra de kWh pactada con la empresa eléctrica distribuidora y con la prima del estado. La cifra tomada como base es de 0,14 €/kWh, y a partir de ahí simularemos unos escenarios. La empresa en su vida de operación del parque será la personalidad jurídica que contratará con todos los suministradores e ingenierías que componen el proyecto, será la imagen ante Administración pública y mercado energético, y estará gestionada principalmente por los socios fundadores. Dejamos sin definir el acuerdo a alcanzar para o bien desmantelar el parque pasados los años de explotación o continuar la aventura energético/marina en las condiciones técnicas y operativas que lo hiciesen viable. Financiación externa – Entidades bancarias Como hemos introducido al principio, pensamos conseguir una financiación externa por valor de 250 millones de euros. El crédito que vamos a negociar con los bancos tiene las siguientes características: • 125 M€ en el año 2013 • 125 M€ en el año 2014 • Condiciones de ambos préstamos: • Devolución en 18 años. Los bancos exigen finalización antes de la vida del proyecto. • Carencia de un año • Interés del 5% anual, cerrando un Swap en el mercado de futuros para que sea un constante. • Pagos trimestrales de devolución. Estas condiciones son bastante ajustadas a la realidad, y para que el banco se lance a la financiación del proyecto nos basamos en los siguientes puntos • Cash Flow durante la vida del proyecto. La entidad bancaria quiere estar segura de que los pagos se harán sin problemas, y el flujo de caja puede soportarlos. Concretamente esto se visualiza con el ratio cobertura de servicio de la deuda, el cual nos da la proporción entre flujo de caja disponible para el pago de la deuda y el servicio propio de la deuda. Es normal exigir entre un 1,25 y un 1,10. En los puntos siguientes , se ilustra este ratio, que nos sale satisfactorio. • Para asegurar un interés constante en el tiempo reservamos una posición en el mercado de futuros, un swap, para considerar un 5% anual durante toda la vida de operación. • Partida de Seguros en el Cash Flow de 4 millones anuales de prima. Una amplia cobertura de seguro es fundamental para que los socios e inversores tengan su inversión segura, y más que en otros proyectos debido al componente pionero de esta tecnología. Esta es la financiación diseñada para el parque, que está íntimamente unida al tipo de sociedad creada, al reparto de responsabilidades, y al cash flow generado. Ingresos. Nota: En España funciona el sistema de primas o de feed in tariff, que consiste en que las empresas ceden la electricidad al sistema y perciben a cambio una tarifa fija durante un periodo de tiempo determinado. Actualmente, el sistema retributivo se rige por el Real Decreto 661/2007, que ofrece dos opciones: -Una tarifa fija de 79,084 €/MWh. -Una prima variable a la que se suma el precio final del mercado, con un techo o cap de 91,737 €/MWh, un suelo o floor de 76,975 €/MWh y una prima de referencia de 20,142 €/MWh. Este sistema de feed in tariff es considerado por la Comisión Europea como el más eficiente para las energías renovables de los que existen en Europa en la actualidad. Ratio de Cobertura de Servicio. Aprox. 1.118 140 €/MWh

Deuda con accionista + préstamo bancario Rentabilidad de la Inversión – VAN. TIR = 6,6 % 140 €/MWh Payback: 9 años Sensibilidad ante precio por kWh. Curva de aprendizaje – Tecnología joven, pero factible. Enorme campo desarrollo que disminuya costes. Inversores: mercado no desarrollado, pero no mercado utópico Atractivo para el sector marítimo europeo -> Factor Mar Prima > La mínima para que haya inversión privada -> Equivalente a inversión en desarrollo tecnológico/investigación -> Inversión estratégica nacional: plan de energía -> Revisión permanente para que no se convierta en beneficios -> No es una inversión financiera; generación de PIB real. Legislación moderna, flexible y bien cimentada Conclusiones finales. 1) Inversión prevista para el periodo 2014/2024 – La inversión en Investigación, Desarrollo e Innovación (I+D+i) es un pilar fundamental para el mantenimiento de la competitividad del Sector Eólico Español, y necesaria para ofrecer un producto de calidad diferenciado que permita a la industria española mantenerse a la vanguardia tecnológica del sector. La estrategia a seguir en este sentido se establece a nivel de la Unión Europea por el Plan Estratégico en Tecnologías Energéticas (SET Plan), que representa la herramienta principal para el desarrollo de la política energética. El objetivo de este plan es identificar diferentes tecnologías económicamente viables para la generación de energía limpia e invertir en su investigación y desarrollo. El SET Plan, a través de la Iniciativa Europea Eólica, otorga un papel clave al desarrollo de la energía eólica e identifica los siguientes objetivos principales: • Aumentar la competitividad de la energía eólica. • Aprovechar el potencial de la eólica offshore. • Facilitar la integración en la red de la potencia eólica. Para la investigación y desarrollo en estos campos, la Iniciativa Europea Eólica prevé una inversión de 6.000 millones de € para los años 2014-2024. Una parte muy relevante de estos recursos se centra en el desarrollo de la energía eólica offshore, con el fin de que ésta participe en el sector con 40 GW (17% del total de la eólica) en 2020 y con 150 GW (38%) en 2030, a nivel europeo. Apoyada por el marco europeo de investigación y desarrollo que establece el SET Plan en esta materia, la industria eólica española muestra una clara voluntad de seguir invirtiendo en I+D+i. El esfuerzo de la industria eólica española en I+D+i durante el ejercicio 2011 fue de 118 millones de € (el 7,25% de la contribución sectorial al PIB, frente al 1,35% 10 que representa la I+D+i total sobre el conjunto del PIB español), que además se ve reflejado en la amplia participación de las empresas eólicas españolas en proyectos europeos de investigación y desarrollo (de los que son las principales promotoras), así como en iniciativas promovidas a nivel nacional. 10 Fuente: Instituto Nacional de Estadística 2) Valoración de la moratoria del RDL 1/2012 Durante los últimos años, el Sector Eólico se ha visto afectado por la inestabilidad regulatoria derivada de la inexistencia en el medio plazo de un modelo retributivo para la energía generada. Esta situación se ha complicado con la publicación a principios de 2012 del Real Decreto-ley 1/2012, de 27 de enero, por el que se procede a la suspensión de los procedimientos de pre-

asignación de retribución y a la supresión de los incentivos económicos para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de cogeneración, fuentes de energía renovables y residuos: dicha norma paraliza el desarrollo de nueva potencia eólica en España para los próximos años. En este apartado del documento, se evalúa el impacto económico negativo que se derivaría de la paralización de la potencia eólica en cada una de las regiones de España. Dicho análisis se realiza de acuerdo con el siguiente método: • 1. Se considera a efectos de evaluar el impacto económico derivado de la normativa la potencia eólica objetivo en cada una de las Comunidades Autónomas, establecida en sus planes de desarrollo. En caso de que no exista dicho plan, se considera la potencia comprometida en los concursos eólicos celebrados. Esto supone que la suma de la potencia total objetivo de las comunidades autónomas sería de 49.008 MW, siendo ésta superior a la recogida en el PER 2011-2020, de 35.000 MW. No se ha tenido en cuenta la potencia offshore recogida en el PER 2011-2020. • 2. Se ha considerado que se instalaría toda la potencia eólica inscrita en el Registro de PreAsignación y pendiente de entrada en servicio a diciembre de 2011 (1.777 MW), además de los 21.673 MW ya instalados en España en esa fecha. • 3. Se ha supuesto que no se construiría ningún MW de potencia adicional a lo registrado en el Registro de Pre-asignación. • 4. Para el año 2020, se ha calculado para cada una de las Comunidades Autónomas el volumen de inversión que no se desarrollaría, la pérdida de contribución al PIB y al empleo nacional. • 5. Se ha considerado que: - La inversión media por MW instalado durante el periodo 2014-2020 sería de 1,05 millones de € (en Canarias sería de 1,15 millones de € por MW). - La contribución al PIB nacional por cada MW instalado durante ese periodo sería de 754.000 € (en Canarias sería de 829.000 € por MW). - El número de personas año equivalentes empleadas en España para la puesta en marcha de un MW (fabricación de equipos y componentes, y construcción) sería de 4,7 . Conclusiones Ámbito Técnico. Consideraciones técnicas y medioambientales. Los retos tecnológicos son múltiples y desde luego subsanables. Las soluciones flotantes añaden una serie de efectos que requieren un diseño específico de los aerogeneradores. Durante su estancia en la mar una plataforma semi-sumergible escora y trima por los efectos del viento, y oscila con el oleaje en mayor o menor medida. Los equipos, engranajes, ejes y acoplamientos de los aerogeneradores se han de diseñar al efecto, al igual que se hacen los equipos de a bordo de los buques y plataformas. En el mar el recurso es excelente por lo que primará la fiabilidad de la máquina y evitar así los mantenimientos. Los aerogeneradores verticales podrían ser una solución apropiada y los conceptos del eje vertical pueden tener su razón de ser al no concentrar pesos tan elevados a tanta altura. La elección de turbinas verticales se justifica por la posibilidad de aumentar la velocidad de giro de las turbinas. De esta forma, se consigue reducir el par y por lo tanto, conseguir una estructura más ligera, además de poder tener varios equipos en un mismo eje central. La repotenciación con máquinas de más de 3 MW reducirá el coste del MW instalado ya que un aerogenerador algo mayor no implica plataformas proporcionalmente más grandes. Incluso con un diseño adecuado una misma plataforma podrá servir para aerogeneradores de distintas potencias como se aprecia en el siguiente ejemplo:

La conexión eléctrica entre los distintos cables del parque y su manipulación en altas profundidades sigue en fase de desarrollo. Los sistemas de control y de comunicaciones deben ser fiables al 100% para tener totalmente monitorizado el parque y que las operaciones de mantenimiento se puedan realizar con rapidez cuando proceda.

Los costes de instalación del parque se abaratarán en el momento que exista una industria offshore especializada en el país. Desde una perspectiva más global, en la que todavía restan años hasta que la eólica flotante comience a ser una realidad, hay tiempo para adquirir un bagaje en trabajos offshore por las empresas del sector naval nacional, crear el tejido industrial y el know how necesario y de esta forma reducir considerablemente los costes de instalación y O&M. Una tecnología más madura con una buena planificación de mantenimiento permitiría aumentar el ciclo de vida a 30 años, con la consiguiente mejora de la rentabilidad del parque Desde el punto de vista medioambiental las turbinas son prácticamente invisibles desde tierra. Casi no hay impacto visual No hay problemas con la contaminación acústica. No habrá tantas muertes de aves, lo cual es un problema de los parques onshore cercanos a la costa. Ámbito económico-financiero Una vez desarrollado todos los costes del proyecto, y la financiación que se necesita (tomando como base el kWh a 140 €/MWh) pasamos analizar algunos ratios fundamentales a la hora de valorar la inversión. Es importante tener en cuenta que muchos entes nos pedirán esos ratios y datos para valorar si entran o no en el proyecto. Comenzamos con el análisis con el precio base comentado 140 €/MWh. Las primeras conclusiones que sacamos de tomar este valor son las siguientes: • Son mayores que las de la eólica onshore que en 2010 ha sido en torno a 70-80 cent€/kWh, pero es una tecnología realmente menos desarrollada, y hemos tomado unos costes muy conservadores. Como comparación, mañana día 15 DE MAYO DE 2013 la energía se pagará en el mercado energético a 48,9€/MWh. Es decir, necesitamos una prima de 90 €/MWh para operar de manera rentable. • Los números obtenidos con la financiación diseñada son muy esperanzadores. Obtenemos resultados interesantes desde el punto de vista empresarial con una tecnología nueva. • Análisis de la inversión: TIR del 6,0 %, payback de 9 años y Ratio de Cobertura medio de 1,118. Valores positivos de rendimiento de la inversión. Veamos en figuras estos números. Se obtiene un TIR del 6,6%. Para una inversión corriente es algo bajo, pero para este tipo de instalación es muy aceptable. Es de remarcar que con este valor por MWh somos capaces de devolver ampliamente la deuda al banco y de pagar, como empresa, la deuda con el accionista formado por el socio capitalista, e incluso repartir dividendos desde el segundo año. Para ilustrar esta situación, el Ratio de Cobertura de Servicio ilustra la relación existente entre el cash flow disponible y la cuota de devolución del préstamo al banco. Veamos su evolución año a año. Curva de Cobertura de Retorno de Servicio al Banco El hecho de que sea mayor que 2 es muy significativo, aunque en esta solo tenemos en cuenta la deuda con los bancos, si también tenemos en cuenta la deuda con el accionista, el ratio tendría la siguiente curva durante la producción del parque. Curva de Cobertura de Retorno de Servicio al Banco y al Socio Capitalista conjuntamente - El valor medio del Ratio de Cobertura de Retorno es de 1,118, el cual indica que la empresa tiene una capacidad del 111,8% de pagar los préstamos del banco y la deuda contraída con el socio capitalista. Se puede esperar un reparto de dividendos medio del 11,8% anual, lo cual es un muy buen número. Una vez más resaltar que este número incluye una reserva del 10% anual y el pago de unas primas de seguro de 4 millones de euros al año. Es decir no se ha escatimado en seguridad para inflar los valores de rentabilidad financiera, todo lo contrario, hemos primado el factor Seguridad, y aun así obtenemos unos valores aceptables. Pensamos que es mejor así, de cara a conseguir financiación, ya que este proyecto tiene más de estratégico, de inauguración de un mercado, de ser pionero, antes de un proyecto de rentabilidad rápida y alta más propio de un sector desarrollado.

Sensibilidad del parque ante variaciones del precio por kWh Un tema fundamental es la sensibilidad ante el cambio en la producción del parque eléctrico. Se ha elaborado la gráfica que muestra la variación del TIR con respecto al kWh: Variación del TIR en función del precio del kWh El precio del MWh es muy susceptible de cambiar en 20 años. En principio solo varia el IPC menos un 0,5%, pero hay muchas circunstancias que hacen de la energía un sector frágil en España. • Dependencia energética del exterior • Volatilidad del precio del crudo y del gas natural • Situación económica y por tanto, primas del Estado a las energías renovables • Desarrollo de otras energías que bajen la prima de la eólica offshore Ante estas variaciones tenemos la curva arriba mostrada y la siguiente tabla. Variación de distintos ratios de análisis de inversión en función del precio de kWh €/kWh

TIR

Payback

Ratio Medio

0.18

9.70%

9

3,992

0.16

8.80%

9

3.277

0.14

6%

2

2

0.12

3.70%

11

1,878

0.10

0.90%

12

1,195

Accionista y dividendos Grandes beneficios desde el año 0 Dividendos desde el año 0 Descrito en apartado superior Deuda accionista bº del 4% Deuda accionista bº del 0%

Como se observa en la figura estamos por encima de todas las formas de producción de energía eléctrica “clásicas” en más del doble de costes de producción en general: 140 € / MWh. Esa es la realidad actual y hay que tenerla presente. No obstante somos optimistas en la capacidad de disminución de los costes de producción según vaya madurando la tecnología offshore, y dado el gran recurso viento que tenemos en el mar, pensamos que pagar a ese precio la energía hoy, es invertir en desarrollo futuro y no despilfarrar el presupuesto nacional. Conclusiones Globales del proyecto Las siguientes conclusiones son las que hemos sacado los autores tras analizar el proyecto de forma global e individual en todas sus vertientes: 1. El coste de la energía eólica offshore flotante a medianas profundidades es de 140€/MWh, dando una rentabilidad a la inversión con un TIR del 6,6%. Este coste a día de hoy implica una prima de entorno a 90 €/MWh. 2. La capacidad de desarrollo en este campo es enorme y merece la pena apostar por ella por la razón principal de que existe el recurso viento de gran capacidad energética, cuyas ventajas medioambientales y estratégicas lo hacen de gran interés nacional. 3. Si somos capaces de avanzar en la curva de aprendizaje, pronosticamos una disminución relativa de los costes de instalación y mantenimiento, con un aumento muy grande de la producción eléctrica, es decir una gran disminución del coste por MWh generado. 4. El sistema energético nacional es deficiente actualmente debido a su dependencia del exterior así como la falta de una estrategia definida y decidida a largo plazo. La eólica onshore empieza a estar desarrollada, y por tanto pensamos que es momento de dar el salto a la eólica offshore de gran capacidad de producción. Una apuesta estratégica firme en este sentido, es una apuesta por una energía limpia, de futuro y integradora de un tejido industrial asociado muy positivo para el Estado.

5. El sector marítimo español está preparado para este reto. Es el momento de dejar de ser una península que vive de espaldas al mar y dar prioridad a nuestra gran capacidad marítima.

ESTE SERIA EL RESULTADO FINAL FASE 1:

RESUMEN BREVE:

EQUIPOS:

Exawind Bst014 60 kW x 3 equipos aerogeneradores RESUMEN BREVE: EQUIPOS GRANDES BST014 ( 60 kW) (·)

MODELO Diámetro turbina

EXAWIND-014/1,8/60 13,8 m.

Altura máxima Potencia Normativa

15 m. (30+30) 60 Kw. Nivel 1 de UNE-EN 61.400 (hasta 150Km/h)

Funcionamiento Velocidad arranque de viento Potencia nominal Alcance de potencia nominal a Velocidad de corte de viento Rango de temperatura Turbina Área de barrido Nº de brazos Nº de velas por brazo Velocidad de rotación nominal

4,5 m/s (30+30) 60 Kw. 11-15,5 m/s ( 39-56 km/h) 45 m/s (162 Km/h) -40º C a +50º C 114 m3 Seis 6 20

Nivel sonoro máximo Orientación de velas

45 db Por orientación mecánica de la veleta

Regulación de potencia Vibraciones Transmisión de potencia

Electrónica por cambio orientación velas No se conocen

Inversor y generadores montados en la base del aerogenerador. Multiplicador

Corona dentada en turbina y multiplicador directo al generador.

Lubrificación mecanismos y velas

Circuitos de engrase automático mediante bombas lubricadoras con temporizadores

Sistema orientación Tipo Transmisión

Veleta Rotor de transmisión mecánica al actuador lineal de cada línea de velas accionado por la veleta.

Respuesta a cambio dirección viento Sistema de frenado Generador Tipo

Instantánea Por orientación mecánica de la veleta 2 generadores Síncronos imanes permanentes de 30 kW

Uds. por corona

2 generadores

Voltaje nominal Torre Altura mástil Diámetro Material Longitud de tramo Derechos y propiedad Patente del modelo y accesorios relacionados

380 v. trifásico 12 m. 0,5 m. Acero Galvanizado 6 m. Hidromecánica J. Bastan S.L.

1 TORRE CON 3 AEROG.VERTICALES X 6 ESQUINAS

ENERGÍA CINETICA POR APROVECHAMIENTO DE LAS CORRIENTES FOTOS Y DIAGRAMAS DE LA TURBINA CINETICA A UTILIZAR EN EL PROYECTO: FUERZA MAREOMOTRIZ (OPCION A)

Nuestro Partner, fabrica estas turbinas cinéticas en serie . Los costos para la turbina de 5 kW de capacidad esta en € 16.000 exwork Alemania. (c/u) El precio incluye todo: Turbina Cables de electricidad Anclaje Unidad de conversión

Especificaciones técnicas – hidroeléctrica 5 kW La hidroeléctrica de 5 kW extrae la energía cinética que fluye en el corriente de agua. El agua que fluye de forma natural en el rango de entre 1 y 3,5 metros por segundo es ligeramente acelerado a través de un rotor axial alineado con la dirección del flujo.

Esta aceleración se logra mediante el uso de la cubierta diseñada especialmente para inducir presión detrás de la turbina. El propio rotor está conectado por una axial a un generador bajo el agua y está protegido por una jaula integrada. La producción energética del generador es alimentado por cable submarino a un sistema de gestión eléctrica que permite: la distribución del poder a los sistemas principales y auxiliares, la integración de baterías adicionales, y la conexión de otras turbinas al sistema sin la necesidad de otros componentes. Esto ofrece la posibilidad de ampliar fácilmente el sistema más allá de 5 kW. Monitoreo de flujo e historial de generación se almacenan el sistema y son accesibles de forma remota a través de protocolos de comunicaciones integradas. Peso: 300 kilo Dimensiones: 1470x1740x1970 (LxWxH) Diámetro del rotor: 1000 mm ø Velocidad de rotación del eje: desde 90 hasta 230 rpm • No se necesitan herramientas especiales para la instalación • Amplio rango de operación • „Plug and Play“ (conecte y ya está listo para el uso) • Flotadores, sistema eléctrico y sistema de anclaje, todo incluido • Disponible para la red fija o uso descentralizado • Puede ser montado tanto en el modo flotante o sumergido • Sistema automático de regulación disponible

Ventajas sobre otros sistemas: - Menor coste de fabricación. - Menor mantenimiento de los equipos: - Mayor duración de los componentes. - Ausencia de cables y tensión eléctrica en el agua. - Pila de combustible hidráulica.

Aplicaciones: - Montaje en cualquier flujo constante de agua. - Corrientes naturales

AEROGENERADOR ESCOGIDO PARA EL PROYECTO:

Nota final: Le toca el turno al viento como fuente de energía renovable para tu casa. La energía eólica se emplea fundamentalmente para producir electricidad. La energía contenida en el viento hace girar las palas de las máquinas eólicas, transmitiendo su movimiento a un generador que produce electricidad Podemos considerar que la tecnología eólica ya está en su fase de madurez y presenta un gran desarrollo comercial. La instalación de estas máquinas, cuando son de baja o muy baja potencia, está indicada para viviendas aisladas, que además se encuentren en zonas de vientos. Los aerogeneradores que actualmente ofrecemos en el mercado para uso doméstico son, ( podemos elegir entre varias opciones) similares : ¿Cuál escoger? El tamaño dependerá del viento, de la producción que queramos, pero también de nuestras posibilidades de anclaje. Un aerogenerador de 1 kW de potencia puede tener unas palas de 80-90 centímetros, lo que supone casi 2 metros de diámetro de rotor, que requiere de una altura semejante a una antena de televisión. Uno de 5 kW tiene un rotor de 4-5 metros y eso hay que subirlo ya a unos 15 metros.

El decir que un aerogenerador tiene una potencia nominal de un 1 kW significa que esa es la capacidad máxima que puede suministrar cada hora mientras sople el viento. En una zona buena se puede conseguir entonces que esa turbina de 1 kW de potencia produzca al cabo del día unos 6-7 kWh. Por comparar, un frigorífico muy eficiente consume cerca de un 1 kWh en toda una jornada. Para generar por sí sola tanta electricidad como la que necesita un hogar esa miniturbina tiene que estar en una zona de mucho viento. Pero, aunque no se llegue a tanto, al menos sí puede reducir una parte importante de la que se consume de la red eléctrica y que dejaremos de pagar de la factura.

Después de repasar las principales opciones que tenemos para que el suministro de energía para nuestro hogar sea más ecointeligente, nos gustaría sintetizar lo visto en unas cuantas ideas: El consumo de energía de una vivienda tiene un gran impacto en nuestra calidad de vida y en el presupuesto familiar. Por ello, a la hora de la compra es muy importante pedir información sobre la calidad energética de la vivienda, tanto de sus componentes estructurales como de los sistemas de climatización y producción de agua caliente, y tener en cuenta la calidad de las instalaciones en nuestra decisión de compra. Los equipos para aprovechamiento térmico de la energía solar constituyen un desarrollo tecnológico fiable y rentable para la producción de agua caliente sanitaria en el sector de las viviendas. Un buen diseño bioclimático puede conseguir ahorros de hasta el 70% para la climatización e iluminación de su hogar. Se pueden utilizar las energías renovables en el suministro de energía a nuestras casas incorporando equipos que aprovechen la energía proveniente del sol, el aire, la biomasa y la geotermia. Desde el año 2007 se generalizó en toda Europa, con carácter obligatorio, la certificación energética de los edificios, que proporciona información sobre la eficiencia energética de nuestra vivienda, en función de las características del aislamiento, acristalamientos, sistemas de calefacción, producción de agua caliente sanitaria y aire acondicionado. Son también una opción que debe considerarse en las nuevas viviendas. Mediante un sistema de captación adecuado y una bomba de calor geotérmica, en invierno se puede usar el calor del interior de la tierra para la calefacción doméstica y la obtención de agua caliente. En verano, ese calor es extraído transfiriéndolo al subsuelo y refrigera el edificio. Esperamos que después de esta serie de propuestas sobre las posibilidades de incluir en vuestras viviendas las energías renovables, veáis esta cuestión como algo posible y no una cuestión que sólo aplica a las grandes compañías generadoras de energía. Ah!! Y a pesar de nuestros políticos, el autoconsumo está cada día más cerca. En medio del clima de tensión ante la decisión del nuevo Gobierno de prolongar la vida de la central nuclear de Santa María de Garoña, en BIOD2 nos gustaría hacer una reflexión acerca de cuanto hay de cierto en la afirmación por parte de los defensores de las formas de producción de electricidad convencionales de que la energía nuclear es más barata que las energías renovables. El actual Ministro de Industria, Energía y Turismo, José Manuel Soria, justificó la medida de la prorroga a Garoña basándose en la afirmación de que la energía nuclear producía con un menor coste. Esta afirmación es un poco tramposa, porque lógicamente, ahí no se están teniendo en cuenta los costes de implantación de la central. De hecho, llevamos bastante tiempo escuchando a gente bastante desinformada hablando a colación del tema en diferentes medios informativos y mesas redondas de debate. Si hacemos un análisis de los costes de producir energía eléctrica podríamos llegar a conclusiones bastante sorprendentes. Veamos: el coste de instalación de una central se cifra en 4000 millones de € por cada Gigavatio por los 950 millones de € del coste instalación de un Gigavatio de energía eólica. De acuerdo que hay una diferencia de horas de funcionamiento, y es por ahí que se escudan muchos detractores cuando afirman que la eólica no vale cuando no hay viento, pero si hacemos números, una nuclear funciona unas 7.750 horas anuales, que son todas las horas del año menos las requeridas por paradas técnicas. Mientras tanto, un parque eólico produce durante, en el peor de los casos, 2200 horas anuales. Sin embargo, como podemos instalar con la misma inversión 4,21 Gigavatios de eólica por cada Gigavatio de nuclear haciendo un sencillo cálculo, vemos que obtenemos para una misma inversión: Nuclear: 1Gw x 7750h = 7750Gwh Eólica: 4,21Gw x 2200h = 9262Gwh

Es decir, que con una misma inversión producimos un 19,5% más de energía con la fuerza del viento, que para más inri es un combustible limpio, gratis e inagotable. De hecho, en este sencillo análisis no se han tenido en cuenta gastos de combustible (uranio que importamos) y de gestión de residuos que decantarían más todavía la balanza a favor de la eólica. La conclusión que se puede extraer de todo esto sin miedo a equivocarnos ha de ser que las energías renovables son la apuesta de futuro, y en el caso de la eólica de presente, y que con ello haríamos de nuestro sistema energético un sistema independiente y seguro, pasando a depender de combustibles gratuitos, limpios y ubicuos. -

OTROS DETALLES AÑADIDOS: Según los datos de la CNE, la prima unitaria por kWh (el incentivo que cobra el sector para reducir la dependencia energética y las emisiones contaminantes) ha pasado de 4,187 céntimos de euro por kWh en enero de 2012 a 3,88 céntimos de euro en enero de 2013, lo que supondría un 7,2% menos. Este dato ya incluye las medidas del Real Decreto-Ley 2/2013, que entró en vigor en febrero con efectos retroactivos, pero no el nuevo impuesto del 7% sobre la generación. Tras aplicar este gravamen, la reducción real del incentivo es del 21,4% (3,292 céntimos de euro por kWh). Para el conjunto del sector eólico, los datos de la CNE apuntan a un aumento del total de los incentivos del 62% (debido a que la producción eólica creció un 73% en enero como consecuencia de los fuertes vientos que han soplado sobre la Península, lo que la situó como la primera tecnología del sistema eléctrico). Pero, si se tiene en cuenta el impacto del impuesto del 7%, los incentivos de todos los parques eólicos subieron sólo el 37,9%, muy por debajo de lo que aumentó la generación. En enero entró en vigor el Real Decreto-Ley 2/2013, que elimina la opción de las empresas de percibir el precio de mercado más una prima y que implica una reducción de facto de los incentivos por modificar los parámetros con los que estos se actualizan. Además, ha comenzado a aplicarse la Ley de Medidas Fiscales para la Sostenibilidad Energética y, con ella, el nuevo impuesto del 7% sobre la producción eléctrica, cuya recaudación se destina a pagar las primas y supone una minoración equivalente en la retribución regulada. La eólica ha generado el 57% de la electricidad del Régimen Especial (6,28 TWh) en el mes y ha supuesto el 34% de las primas reales.