Ninguna rama de la industria eólica pasó tan deprisa de nicho a gran escala como la marina. El primer parque en el mar, Vindeby (Dinamarca, 1991), tenía once aerogeneradores de 450 kW. Las máquinas que se instalan hoy en Europa y China son de 14–16 MW, con rotores de más de 230 m de diámetro, y hay proyectos que superan por sí solos 1 GW. Esta guía explica por qué los promotores aceptan pagar más por construir en el mar, en qué se diferencian los equipos de los de la eólica terrestre, cómo son la producción y los costes y dónde están los límites reales.
Por qué en el mar sopla mejor
La potencia del viento crece con el cubo de su velocidad, así que un pequeño aumento de velocidad da mucha más energía. El mar abierto es extremadamente liso: la rugosidad de la superficie ronda los 0,0002 m con el mar en calma, frente a 0,03–0,1 m en tierras de cultivo y 0,5 m o más en un bosque. Con menos rozamiento, el viento ya es rápido cerca de la superficie y cambia menos con la altura. También hay menos turbulencia, lo que reduce las cargas de fatiga en las palas y en el tren de potencia.
Un emplazamiento con una velocidad media de 10 m/s a la altura del buje lleva, por tanto, unas tres veces más potencia por metro cuadrado de rotor que uno de 7 m/s. Los buenos emplazamientos del mar del Norte están en el rango de 9–11 m/s; muchos emplazamientos terrestres de Europa rondan de media los 6–8 m/s. Nuestra calculadora de velocidad del viento según la altura muestra cómo cambia la velocidad media con la altura y el terreno, y puedes explorar el recurso eólico en el mapa mundial de la energía o haciendo clic en un punto del Energy Explorer.
La recompensa es un factor de capacidad mucho más alto, es decir, la parte de su máximo teórico que un aerogenerador entrega de verdad a lo largo de un año (consulta qué es el factor de capacidad).
| Tecnología | Factor de capacidad habitual | Notas |
|---|---|---|
| Eólica terrestre, parque antiguo | 20–30 % | Rotores más pequeños, bujes más bajos |
| Eólica terrestre, proyectos nuevos | 30–45 % | Rotores grandes en relación con la potencia del generador |
| Eólica marina, cimentación fija | 40–55 % | Los proyectos del mar del Norte superan a menudo el 45 % |
| Eólica marina flotante (primeros parques) | 45–55 % | Hywind Scotland registró algunos de los factores más altos del Reino Unido en sus primeros años |
Son rangos orientativos tomados del Offshore Wind Outlook 2019 de la IEA, los informes de costes de IRENA y el Annual Technology Baseline de NREL. La meteorología mueve varios puntos porcentuales el resultado de cada año.
Los equipos: aerogeneradores, cimentaciones y cables
Aerogeneradores
Los aerogeneradores marinos tienen el mismo diseño que los terrestres (tres palas, rotor a barlovento, eje horizontal), solo que más grandes. La instalación y la cimentación suponen un coste fijo alto por posición, así que menos aerogeneradores y más grandes significan menos cimentaciones, menos tendidos de cable y menos viajes de barco. En 2020, NREL y la Task 37 de IEA Wind publicaron un aerogenerador de referencia público de 15 MW, con un rotor de 240 m y un buje a 150 m de altura, representativo de las máquinas que entran en servicio a mediados de la década de 2020.
En qué se diferencian de las terrestres:
- Generadores de accionamiento directo o de velocidad media, muy habituales porque cualquier pieza de la multiplicadora que pueda fallar está lejos de la costa.
- Protección contra la corrosión: góndolas y torres selladas y deshumidificadas, recubrimientos marinos y protección catódica en las cimentaciones.
- Sin límite de transporte: palas de más de 100 m serían casi imposibles de mover por carretera, pero se pueden embarcar directamente desde fábricas situadas en el muelle.
Cimentaciones
| Cimentación | Profundidad habitual | Cómo funciona |
|---|---|---|
| Monopilote | hasta ~40–60 m | Un único tubo de acero, de 8–11 m de diámetro en los aerogeneradores más grandes, hincado o perforado en el fondo marino |
| Jacket (celosía) | ~30–60 m | Estructura de celosía de acero con tres o cuatro patas fijadas con pilotes |
| Base de gravedad | aguas someras, fondo firme | Base pesada de hormigón que se mantiene en su sitio por su propio peso |
| Spar flotante | 100 m o más | Cilindro profundo con lastre, muy estable, pero exige también aguas profundas en el muelle |
| Semisumergible | ~50 m o más | Tres o cuatro columnas que se montan en puerto y se remolcan hasta su posición |
| Plataforma de patas tensionadas | ~50 m o más | Casco flotante sujeto hacia abajo con tendones tensos; ocupa poco fondo |
Las cimentaciones y la instalación suponen a menudo una cuarta parte o más del coste de capital del proyecto. Los monopilotes dominan hoy la potencia instalada porque son sencillos de fabricar en serie.
Sistema eléctrico
Cada aerogenerador vierte su energía a un cable interno del parque (normalmente de 66 kV en los proyectos recientes, frente a los 33 kV de antes) que une los aerogeneradores con una subestación marina. Allí se eleva la tensión a 132–275 kV para el cable de evacuación hasta la costa. A partir de unos 80–100 km, la corriente continua de alta tensión (HVDC) sale más barata que la alterna, porque los cables de corriente alterna generan grandes corrientes de carga capacitivas que se comen capacidad de transporte. La HVDC, en cambio, necesita plataformas convertidoras en el mar grandes y caras, de modo que elegir entre alterna y continua es una de las principales decisiones de diseño de cualquier proyecto.
Los cables provocan una parte desproporcionada de la producción perdida. Una avería en el cable de evacuación puede dejar fuera de servicio un parque entero durante semanas mientras se moviliza un buque de reparación, por eso los proyectos recientes instalan cada vez más dos cables de evacuación o conectan entre sí las subestaciones.
Ejemplo resuelto: energía anual de un parque marino de 1 GW
Pongamos un proyecto hipotético en el mar del Norte: 67 aerogeneradores de 15 MW (1.005 MW) y una velocidad media del viento a largo plazo de 10 m/s a la altura del buje.
- Energía bruta: combinando una distribución de Weibull del viento con la curva de potencia del aerogenerador, una máquina de 15 MW en un emplazamiento de 10 m/s podría alcanzar un factor de capacidad bruto de alrededor del 55–60 %.
- Pérdidas por estela: los aerogeneradores situados aguas abajo reciben aire más lento y turbulento. Los parques grandes suelen perder un 8–15 % por las estelas, y encima los parques vecinos añaden sus propias estelas «externas».
- Disponibilidad: la altura de las olas limita cuándo pueden llegar los técnicos a los aerogeneradores, así que en el mar es habitual una disponibilidad del 93–97 %, frente al 97–99 % en tierra.
- Pérdidas eléctricas: los cables internos y de evacuación y los transformadores pierden un 2–4 %.
Para hacerse una idea, unos 4,2 TWh al año se acercan al consumo eléctrico anual de Chipre, o a la mitad del de Estonia (compáralo en nuestros perfiles de países). Si desplaza generación con gas de unos 350–400 g CO₂/kWh, evita alrededor de 1,5–1,7 millones de toneladas de CO₂ al año. Puedes rehacer esa cuenta para cualquier red con la calculadora de CO₂ de la electricidad. Para un solo aerogenerador en tu emplazamiento, la calculadora de aerogeneradores aplica el mismo método de Weibull y curva de potencia.
Cuánto cuesta la eólica marina
La comparación más justa es el coste nivelado de la electricidad (LCOE): el coste de toda la vida útil dividido entre la producción de toda la vida útil (consulta qué es el LCOE). En la eólica marina manda el capital:
| Partida de coste | Peso aprox. en el coste total | Factores |
|---|---|---|
| Aerogeneradores | 30–40 % | Precio del acero y de las tierras raras, márgenes de los fabricantes |
| Cimentaciones e instalación | 20–30 % | Profundidad, tipo de suelo, tarifas diarias de los buques |
| Sistema eléctrico (cables internos, subestación, evacuación) | 10–20 % | Distancia a la costa, alterna o HVDC; a veces lo paga el operador de red |
| Operación y mantenimiento | 20–30 % | Distancia, ventanas meteorológicas, buques de transporte de personal o buques de servicio (SOV) |
| Promoción, financiación, desmantelamiento | resto | Tipos de interés, plazos de autorización |
El peso de cada partida varía mucho según el proyecto y el país. Son rangos orientativos de desgloses de costes publicados (NREL ATB, IRENA).
Al leer los precios que salen en los titulares, ten en cuenta dos cosas:
- El precio de subasta no es el LCOE. Los precios de ejercicio de los contratos por diferencias (CfD) incluyen la indexación a la inflación, las condiciones de conexión a red y unas primas de riesgo que cambian de un país a otro. El Reino Unido y Alemania tratan de forma distinta los activos de transporte, así que un mismo parque puede parecer más barato o más caro sobre el papel.
- Los costes subieron después de 2021. IRENA registró una larga caída del LCOE marino durante la década de 2010. Luego, la subida de los tipos de interés y del acero y los cuellos de botella en la cadena de suministro de 2022–2024 volvieron a encarecerlo, y varios promotores cancelaron o renegociaron contratos en EE. UU. y el Reino Unido. La eólica marina es tan intensiva en capital que unos pocos puntos en el coste del capital mueven mucho el LCOE. Pruébalo en la calculadora de LCOE: en un proyecto con mucho capital, pasar la tasa de descuento del 5 % al 8 % suele subir el LCOE en torno a una cuarta parte.
La eólica flotante sigue costando bastante más que la de cimentación fija porque los volúmenes son pequeños. El ATB de NREL prevé grandes reducciones a medida que los parques crezcan hasta cientos de MW, pero son proyecciones, no precios observados.
Puntos fuertes y limitaciones
Puntos fuertes
- Factores de capacidad altos y una producción más estable que la de la eólica terrestre o la solar.
- En el norte de Europa produce más en invierno, cuando suben la demanda y la calefacción, lo que la convierte en un buen complemento de la solar.
- Grandes emplazamientos únicos cerca de los centros de consumo costeros, con poca competencia por el suelo.
- Beneficios importantes para la industria y la economía de los puertos. El informe de la IEA de 2019 cifró el potencial técnico de la eólica marina cercana a la costa en muchas veces la demanda eléctrica mundial.
Limitaciones
- La variabilidad sigue pesando. Hay episodios de calma de varios días en todo el mar del Norte, así que la eólica marina necesita, como cualquier fuente variable, potencia de respaldo, interconexiones, almacenamiento o flexibilidad de la demanda. Nuestra guía de la red eléctrica explica cómo la equilibran los operadores.
- Conexión a red. Llevar gigavatios a tierra suele exigir nuevas líneas de transporte terrestres, cuya tramitación puede tardar más que la del propio parque.
- Cadena de suministro. Solo un puñado de buques puede instalar los aerogeneradores más grandes, y escasea el espacio portuario para el montaje.
- Otros usuarios del mar. Las rutas de navegación, los caladeros, las zonas militares y los radares limitan dónde pueden ir los parques.
- Sensibilidad al coste del capital, como se ha explicado más arriba.
Dónde se construye eólica marina
Hasta comienzos de la década de 2020, la potencia marina instalada se ha concentrado en China, el Reino Unido, Alemania, los Países Bajos y Dinamarca, y el Global Offshore Wind Report del GWEC muestra que China se ha llevado la mayor parte de la nueva potencia en varios de los últimos años. Taiwán, Corea del Sur, Japón, Vietnam, la costa este de EE. UU., Polonia y los países bálticos están construyendo sus primeros grandes proyectos. La geografía decide mucho: ganan las plataformas continentales poco profundas y ventosas. El mar del Norte tiene grandes zonas de menos de 50 m de profundidad con vientos medios cercanos a 10 m/s, casi ideales para la cimentación fija. La costa oeste de EE. UU. y la costa del Pacífico de Japón caen enseguida a aguas profundas y dependen de la tecnología flotante.
Compara qué parte de la electricidad de cada país procede del viento en las clasificaciones, o abre un perfil de país para ver la evolución de su mix de generación.
Lo esencial
- La eólica marina paga más en capital y mantenimiento a cambio de un viento más fuerte y constante: factores de capacidad netos del 40–55 %, frente al 25–45 % en tierra.
- Los nuevos proyectos de cimentación fija usan sobre todo aerogeneradores de 14–16 MW sobre monopilotes o jackets. Las plataformas flotantes abren las costas de aguas profundas, pero siguen siendo caras.
- Las pérdidas por estela, la disponibilidad y la fiabilidad de los cables deciden cuánto del recurso eólico bruto llega a la red.
- Casi todo el coste se paga al principio, así que los tipos de interés pesan tanto en el precio de la electricidad eólica marina como la tecnología de los aerogeneradores.
Calculadoras sobre este tema
Preguntas frecuentes
¿Por qué construir parques eólicos en el mar si en tierra es más barato?
¿Cuánta electricidad produce un aerogenerador marino?
¿Qué diferencia hay entre la eólica marina fija y la flotante?
¿Cuánto dura un aerogenerador marino?
¿Es la eólica marina más cara que la terrestre?
¿Perjudica la eólica marina a la fauna marina?
Fuentes y referencias
- IEA (2019). Offshore Wind Outlook 2019
- IRENA: Renewable Power Generation Costs (serie de informes anuales)
- NREL: Annual Technology Baseline (eólica marina)
- Gaertner, E. et al. (2020). IEA Wind TCP Task 37: Definition of the IEA 15-Megawatt Offshore Reference Wind Turbine. NREL/TP-5000-75698
- Global Wind Energy Council: Global Offshore Wind Report
Las cifras de esta guía son rangos típicos tomados de las fuentes citadas; las tuyas dependerán de la ubicación, los precios y los equipos. Usa las calculadoras enlazadas para obtener estimaciones adaptadas a tu caso.