Para tener una idea del impacto que la ubicación geográfica puede tener en los ingresos de los parques de la península ibérica, hemos utilizado los datos de viento de re-análisis MERRA-2 como aproximación, para observar las variaciones relativas de viento medio anual de unas zonas a otras, tal y como se representa en la Figura 1. Estas series de viento no capturan completamente los aspectos locales del viento, pero son útiles para llevar a cabo un análisis a modo ilustrativo, como el que presentamos en este artículo.
Si el precio que se pagara por la energía generada fuera fijo, los ingresos obtenidos tan solo dependerían de la generación energética anual. De esta forma, el mapa de ingresos por unidad de energía generada sería de características muy similares al de potencial de viento. Sin embargo, si representamos el ingreso por unidad de energía que un parque eólico teórico ubicado en cada uno de los nodos de MERRA-2 hubiera generado entre 2008 y 2018, vemos que el mapa resultante (Figura 2) es muy diferente al de viento. Esto se explica a través del factor de apuntamiento.
El factor de apuntamiento es una medida que indica la razón entre los ingresos que se obtendrían considerando los precios variables y los ingresos que se obtendrían asumiendo un precio constante todo el año. Valores mayores a 1 indican que se ha generado por encima de la media en momentos de precios altos, mientras que valores inferiores a 1 indican que la generación está por encima de la media en momentos de precios bajos.
En el sector eólico en España se suelen observar valores inferiores a 1 tal como se muestra en la Figura 2. Sin embargo, vemos valores muy dispares, con valores mínimos de 0.85 en la provincia de León y máximos de 0.97 en zona del Estrecho de Gibraltar. En el lado de los valores bajos del coeficiente de apuntamiento destacan las zonas interiores del noroeste y el sureste peninsular con valores entre 0.85 y 0.90. Por el lado de los valores altos, resaltan el suroeste peninsular, el Valle del Ebro y zonas costeras del norte de Gerona, A Coruña, Murcia y Almería con valores entre 0.93 y 0.97.
Figura 1: Mapa coloreado en función de la velocidad media del viento a 50 m en el periodo 2008-2018 en el punto central de celdas de 0.625° x 0.5° de longitud/latitud a partir de datos de re-análisis MERRA-2.
Figura 2: Coeficientes de apuntamiento calculados a partir de generación estimada en función de series horarias de viento de MERRA-2 y el precio del mercado diario MIBEL, entre 2008-2018, en celdas de 0.625° x 0.5° de longitud/latitud.
Un parque eólico tendrá un mayor o menor rendimiento económico por unidad de energía producida cuanto mejor o peor se adapte su perfil de viento al perfil de precios del mercado eléctrico. Concretamente, a igualdad de producción anual, un proyecto podría generar hasta un 14% más de ingresos que otro según su ubicación geográfica. El perfil de viento es una característica propia del emplazamiento, que depende de las características meteorológicas y geográficas del mismo, y no se puede controlar.
Sin embargo, los operadores de parques sí que pueden actuar sobre la energía que se vierte a la red, estableciendo estrategias de operación que maximicen la rentabilidad de cada unidad de energía generada por el parque eólico. La entrada del nuevo régimen retributivo implantado por el Real Decreto 413/2014, los resultados de las subastas resultantes, la instalación de parques eólicos fuera de ese marco retributivo, la posibilidad de participar en el mercado de restricciones técnicas y la decisión de alargar la vida útil de los parques eólicos, alumbrarán cambios de paradigmas en las estrategias de operación de los parques eólicos. Las herramientas actuales de predicción y las nuevas que se generen, tanto de recurso como de precios de mercado, serán cruciales para facilitar la implementación de esas estrategias.
¿Por qué tanta variabilidad en el factor de apuntamiento?
Para comprender mejor la variabilidad espacial del apuntamiento, debemos examinar los factores que generan tal variación. Por un lado, tendremos los perfiles estacionales (horarios/mensuales) de la velocidad del viento que dependen exclusivamente de los regímenes de viento presentes en cada localización. Esta dependencia es estable en el tiempo a largo plazo.
Por otro lado, debe tenerse en cuenta que la generación eólica influye en el precio de mercado: los precios bajan cuando la producción eólica es alta y viceversa, por tanto, las localizaciones que muestren mayor correlación con la producción eólica nacional tendrán un factor de apuntamiento menor. Este factor puede cambiar con el tiempo, en función de la concentración de parques eólicos a lo ancho del territorio y de las correlaciones mutuas entre la velocidad del viento en diferentes localizaciones.
En la segunda parte de este artículo explicaremos en detalle la dependencia del apuntamiento con el perfil de viento y con las correlaciones entre la concentración real de parques y el precio de la energía.
El estudio que aquí se presenta está basado en datos meteorológicos de baja resolución y sirve para ilustrar la importancia de este parámetro en el caso de negocio de los parques eólicos, pero es muy aconsejable llevar a cabo un estudio particularizado para cada proyecto en su etapa de desarrollo, donde se tengan en cuenta las características específicas.
En DNV GL creemos que es fundamental estimar de manera precisa los ingresos esperables para un proyecto y por ello no solo predecimos las estimaciones de energía si no que nos enfocamos también hacia lo que más impacta en el proyecto, los ingresos futuros. El estudio detallado del coeficiente de apuntamiento en un proyecto es el primer paso, pero un estudio energético enfocado en la generación estocástica de series temporales de generación permite evaluar y cuantificar de manera más precisa los ingresos y los riesgos asociados a éstos.
Además, seguimos mejorando nuestros modelos de predicción eólica y trabajando en nuevos modelos que nos permiten mejorar la predicción de precio de mercado a corto, medio y largo plazo. Estas herramientas son y serán útiles para implementar de manera adecuada las estrategias de operación que permitan sacar el máximo rendimiento económico a los parques eólicos.
