Parque eólico off-shore en Santander

Abstract

Este Trabajo de Fin de Grado presenta el diseño y el análisis de viabilidad de un parque eólico marino ubicado frente a la costa de Cabo Mayor, en el municipio de Santander (Cantabria), con una potencia instalada total de 50 MW. El proyecto surge en un contexto de creciente preocupación por la dependencia energética, el alza de los precios de la electricidad y los efectos del cambio climático. En este sentido, se plantea como una alternativa sostenible que permitiría reducir significativamente las emisiones de gases de efecto invernadero. Para el diseño técnico del parque, se han recopilado y analizado datos reales del recurso eólico obtenidos de la plataforma de Puertos del Estado y del Mapa Eólico Ibérico. Mediante el ajuste estadístico a una distribución de Weibull, se ha caracterizado el comportamiento del viento en la zona, lo que ha permitido realizar una estimación de la energía que podría generar el parque. Se han evaluado cinco modelos distintos de aerogeneradores. Finalmente, se ha seleccionado el modelo Gamesa G128/5000 como la opción más adecuada por su elevada producción energética en comparación con los otros cuatro modelos considerados en este trabajo, además de por su menor complejidad constructiva. El parque estará compuesto por 10 turbinas cuya disposición se ha definido teniendo en cuenta la rosa de los vientos, con orientación predominante oeste, y aplicando distancias óptimas entre aerogeneradores para minimizar el efecto estela y maximizar el rendimiento del conjunto. Asimismo, se ha desarrollado el diseño de la infraestructura eléctrica de evacuación, que incluye transformadores elevadores ubicados en las góndolas, celdas de media tensión en las bases de las torres, y cableado submarino hasta una subestación terrestre. El sistema de evacuación eléctrica se ha diseñado con una red de media tensión a 30 kV, utilizando cable tipo RHZ51 18/30 kV, especialmente indicado para instalaciones subterráneas y ambientes marinos exigentes. Este cable cuenta con aislamiento de polietileno reticulado (XLPE), cubierta exterior de poliolefina libre de halógenos y protección metálica para garantizar su resistencia frente a esfuerzos mecánicos y corrosión. La sección seleccionada es de 400 mm² en conductor de aluminio. Según los cálculos realizados, las pérdidas de potencia en la red alcanzan un 4,53%, con una caída de tensión máxima del 3,37%. La intensidad máxima admisible para este cable es de 307,93 A en condiciones normales de operación. Por último, se ha elaborado un análisis de viabilidad económica considerando tres escenarios (realista, pesimista y optimista), donde se estudia el comportamiento financiero del proyecto en función de las variaciones del precio de la energía y la producción. Para ello se ha realizado un presupuesto de ejecución por contrata del proyecto, el cual asciende a 437.388.309,14 €. El estudio financiero contempla una vida útil de 20 años, un coste operativo equivalente al 2 % del CAPEX con un incremento anual del 0,1 %, y tres precios medios de la energía: 78,45 €/MWh (realista), 90 €/MWh (optimista) y 65 €/MWh (pesimista). Se han aplicado tasas de descuento del 6%, 4% y 8% respectivamente, junto con una variación de ±5 % sobre la producción anual estimada de 148,62 GWh. Los resultados del estudio de viabilidad realizado muestran que actualmente este proyecto presenta una rentabilidad negativa, no recuperándose la inversión durante la vida del parque eólico considerada (20 años), para ninguno de los escenarios planteados.

This Final Degree Project presents the design and feasibility analysis of an offshore wind farm located off the coast of Cabo Mayor, in the municipality of Santander (Cantabria), with a total installed capacity of 50 MW. The project arises in a context of growing concern about energy dependence, rising electricity prices, and the effects of climate change. In this sense, it is proposed as a sustainable alternative that could significantly reduce greenhouse gas emissions. For the technical design of the wind farm, real wind resource data were collected and analyzed from the Puertos del Estado platform and the Iberian Wind Map. By fitting this data to a Weibull distribution, the wind behavior in the area was characterized, allowing for an accurate estimation of the energy that the wind farm could generate. Five different wind turbine models were evaluated. Ultimately, the Gamesa G128/5000 model was selected as the most suitable option due to its high energy output compared to the other four models considered in this study, as well as its lower construction complexity. The wind farm will consist of 10 turbines, whose layout has been defined based on the wind rose, with a predominant westward orientation, and applying optimal spacing between turbines to minimize wake effects and maximize overall performance. In addition, the design of the electrical evacuation infrastructure has been developed, which includes step-up transformers located in the nacelles, medium-voltage switchgear at the base of the towers, and submarine cabling to an onshore substation. The power evacuation system has been designed with a 30 kV medium-voltage network, using RHZ1 18/30 kV cables, specifically suited for underground and demanding marine environments. This cable features cross-linked polyethylene (XLPE) insulation, a halogen-free polyolefin outer sheath, and metallic protection to ensure resistance to mechanical stress and corrosion. The selected conductor section is 400 mm² aluminum. According to the calculations performed, the power losses in the network reach 4.53%, with a maximum voltage drop of 3.37%. The maximum admissible current for this cable under normal operating conditions is 307.93 A. Finally, an economic feasibility analysis was carried out considering three scenarios (realistic, pessimistic, and optimistic), analyzing the financial performance of the project depending on variations in energy price and production. A turnkey execution budget was prepared for the project, amounting to €437,388,309.14. The financial study assumes a 20-year useful life, operating costs equivalent to 2% of CAPEX with an annual increase of 0.1%, and three average electricity prices: €78.45/MWh (realistic), €90/MWh (optimistic), and €65/MWh (pessimistic). Discount rates of 6%, 4%, and 8% were applied respectively, along with a ±5% variation in the estimated annual production of 148.62 GWh. The results of the feasibility study show that, under current conditions, the project presents negative profitability, with the investment not being recovered during the 20-year lifespan of the wind farm in any of the proposed scenarios.