Projet to perform an eolic generator

1. 9.4.6. Viabilidad de una instalación eólica
a. Introducción
La viabilidad de una instalación eólica depende de la evaluación técnica, económica e institucional.
La primera corresponde a la elección del lugar adecuado mediante un análisis del clima eólico y la
geografía física del sitio para determinar la producción de energía anual, la selección de la turbina y su
integración a la red eléctrica considerando la estabilidad y el comportamiento de las variables nodales
(tensión y frecuencia) en estado estacionario y dinámico.
La segunda corresponde a la valoración de la inversión, los costos de operación y mantenimiento, los
costos administrativos, la valuación de la energía considerando la capacidad del sistema y el beneficio
social y finalmente el análisis de la estructura del proyecto, los riesgos, las variables económicas y el
análisis de sensibilidad.
El tercero corresponde al análisis del sistema político y su enfoque de la producción de energía a
través de la generación eólica, los aspectos legales y comerciales existentes y que tornen rentable el
emprendimiento eólico.
La selección del lugar óptimo requiere la evaluación de los recursos eólicos, el tamaño de la red y su
disponibilidad, las restricciones políticas y sociales y la disponibilidad de los terrenos.
La evaluación de los recursos eólicos requiere la medición de vientos locales por un periodo de tiempo
mayor a un año a una altura de 30 a 40 metros (altura del cubo) y a 10/20 metros, mediante la
instalación de una cantidad de anemómetros según el tamaño del parque a instalar.
Los atlas eólicos requieren una evaluación de mayor tiempo (mayor a 3 años) buscando datos de buena
calidad y correlacionados con los datos del lugar.
Para determinar la producción de energía se requiere contar con:
i.1 Datos de la distribución de vientos (hs/años para cada velocidad de viento).
ii.1 Dirección del viento.
iii.1Datos a múltiples alturas.
iv.1Ajustar los datos para la altitud, altura del rotor y temperatura.
Para obtener la eficiencia del parque eólico, se debe ajustar la producción de energía calculada
considerando el efecto del conjunto de turbinas y el comportamiento de las mismas, como por
ejemplo:
 Espaciamiento de las turbinas.
 Orientación de las turbinas.
 Efecto del terreno.
 Análisis de arranque-parada, variación de la orientación y el efecto del viento
elevado y ráfagas.
La energía neta generada por el parque eólico será el resultado de la producción de energía, la
eficiencia del parque eólico y la determinación de la viabilidad técnica de las turbinas analizando
fallas y mantenimiento de los equipos, así como pérdidas debido a interferencias entre máquinas,
indisponibilidad, turbulencia, transmisión y sistema de control, obteniendo finalmente.
La energía neta generada será de utilidad para el análisis económico, mientras que el análisis eléctrico
determinará la factibilidad de conexión a la red eléctrica.
Finalmente, la evaluación de la disponibilidad del terreno y los aspectos políticos y legales vigentes
permitirán conocer la viabilidad del proyecto eólico.

2. b. Viabilidad Técnica
 Viabilidad eólica: potencial del viento
i.1 Importancia del viento en la Producción de Energía
Un aerogenerador obtiene su potencia de entrada convirtiendo la energía cinética del viento en
energía mecánica, el modelo necesario para determinar la energía convertida se basa en
hipótesis de trabajo con condiciones de borde (esto es común a todo modelo matemático).
La Teoría de cantidad de movimiento, se establece de acuerdo a las siguientes hipótesis
llamadas "Hipótesis de Rankine y Froude": supone al aire como un fluido ideal sin viscosidad,
en todo el campo fluido, salvo en las proximidades muy inmediatas al plano del rotor.
El movimiento en todo el campo fluido es subsónico con lo cual se puede considerar al aire en
este caso incompresible y, en consecuencia, su densidad es constante en todo el campo. El
problema fluido térmico está desacoplado del problema fluido mecánico. No estudia la
variable temperatura.
El movimiento del fluido es estacionario, es decir, no depende del tiempo. En consecuencia,
todas las variables dependen sólo del punto del espacio donde se calculen. No tiene en cuenta
la velocidad de rotación del rotor ni tampoco la de su estela. Contempla al rotor como un ente
especial, más concretamente como un disco por así decirlo " poroso " o disco límite, al cual se
llegaría colocando en él infinitas palas a su vez infinitamente delgadas.
Las magnitudes empleadas para representar las variables fluidas en una sección recta
determinada del tubo de corriente considerado, son magnitudes equivalentes de su perfil de
distribución a lo ancho de dicha sección considerada.
Fig 1 tubo de viento uniforme – sección A
La sección A está fija en el espacio y el
fluido pasa a través de ella. Consideremos
una sección móvil A' que se desplaza con el
fluido a la velocidad V1 y que tiene el mismo
área que la sección A. En un determinado
instante, la sección A' esta en la posición
indicada en la figura. Sea Δt el tiempo que
tarda en llegar dicha sección A' a coincidir
con la sección A.
Por tanto, en ese intervalo de tiempo t, la cantidad de masa que atraviesa a la sección A es la
masa contenida en el cilindro de bases A-A’ y de longitud L, es decir:
m = A V1 t (1)
dónde la energía cinética es:
E = 2 2 2
1 1 1 1
1 1 1
m V = A V t V = A t V
2 2 2
   (2)
La potencia es la velocidad con que se transforma la energía, por lo tanto, la ecuación de
potencia para esta energía será:
3
1
dE 1
= W = A V (w)
dt 2
 (3)

3. Las unidades de las variables serán: la densidad del aire ( 3
kg
m
), el área de la sección
considerada (para turbinas de eje horizontal es circular e igual a
2
D
4

) A (m
2
) y la velocidad
del viento V1 ( m
seg
).
La siguiente figura exhibe la potencia del viento para diámetros de palas de 22 metros y 50
metros.
Fig. 2 potencia del viento (kW) – valores teóricos -
La potencia (ecuación 3) de entrada al aerogenerador procede de la conversión de la energía
cinética del viento, una cantidad de esta energía será convertida en energía mecánica. Es
razonable suponer que si el aerogenerador produce energía a partir de la energía del viento, el
viento que abandona la turbina debe tener un contenido energético menor que el que llega a la
turbina.
La teoría de cantidad de movimiento y el modelo observado en la figura 3 determinará la
potencia teórica que el aerogenerador extrae del viento. Se puede afirmar que cuando la
energía es transferida desde el tubo de aire al aerogenerador y las condiciones son óptimas, se
cumple que (Fig. 3):
V2 = V3 = 1
2
V
3
; V4 = 1
1
V
3
; A2 = A3 = 1
2
A
3
; A4 = 1
1
A
3
(4)
La diferencia entre la potencia de entrada y salida del área de barrido será entonces la
potencia extraída:
3 3 3
m,ideal 1 4 1 1 4 4 1 1
1 1 8
P = P - P = (A V - A V ) = ( A V )
2 2 9
  (W) (5)
Debemos considerar (Fig. 3) que el tubo de aire es menor que la turbina ( 2
2
A
3
) por lo que la
ecuación de la Pm,ideal (potencia mecánica ideal) será:
3 3 3
m,ideal 2 1 2 1 2 1
1 8 2 1 16 1
P = ( A V ) = ( A V ) = ((0.593) A V )
2 9 3 2 27 2
   (W) (6)

4. Fig. 3 presión estática y velocidad del viento atravesando el área de barrido de las palas
Dónde 0.593 es el coeficiente de Betz. Esta ecuación muestra que una turbina no puede
extraer mas que el 59.3% de la potencia de un tubo de aire de la misma área.
Luego la ecuación de potencia que relaciona el turbogenerador y la ecuación (6) es la
siguiente:
real 3
rotor
1
P = Cp A V
2
  (W) (7)
Se ha utilizado A (sección de barrido) y V(viento en la sección de barrido) con el fin de
facilitar la escritura de la ecuación.
Cp (coeficiente de potencia de un aerogenerador) es el rendimiento con el cual funciona el
aerogenerador y expresa qué cantidad de la potencia total del viento incidente es realmente
capturada por el rotor, es el rendimiento eléctrico/mecánico, A es el área de barrido, es la
densidad del viento y depende de la temperatura y V es la velocidad del viento, por lo que en
esta ecuación se observan los elementos de juicio importantes para la elección del
aerogenerador y del sitio de emplazamiento:
3
es importante una zona con alta densidad del viento preponderante
Cp A importante para la elección del aerogenerador
V es importante una buena medición del viento








La figura 4 nos muestra la potencia por unidad de superficie como resultado de las
ecuaciones (5) y (6). Se incluye también en esta figura la potencia por unidad de
superficie (ecuación (7)) para aerogeneradores con control stall y control pitch.

5. Fig. 4 curvas que ejemplifican las ecuaciones (5) y (6) para P/A y la ecuación (7) para
control stall y pitch.
i.2 Influencia del terreno en la elección del sitio
Como el viento se mueve a través de patrones locales, la topografía y la temperatura pueden
modificar la velocidad y la dirección del mismo. El grado de rugosidad tiene mucha
importancia ya que una superficie desigual produce mayor rozamiento y afecta la propagación
del viento, reduciéndolo. Este proceso de frenado ocurre en la capa límite terrestre (Fig. 5).
Un terreno liso (diferencias de altura menores a 60 metros y la relación h 0.03 (ver 9.4.4))
puede ser un buen lugar para un emplazamiento y menos difícil que un terreno montañoso.
Fig. 5 Variación del viento con la altura.
Capa límite terrestre.
Fig. 6 Nuevo perfil de viento sobre el nivel del
suelo
La siguiente ecuación nos muestra la variación del viento con la altura y la influencia de la
capa superficial en su propagación para una distancia al suelo “z”:
α
V(z) z
V(H) H
 
  
 
(8)
Dónde: H es la altura de referencia y es la exponente relacionado con la rugosidad.
Los valores de pueden obtenerse de la siguiente tabla:

6. TIPO DE TERRENO Coeficiente
a
TIPO DE TERRENO Coeficiente
a
Lugares llanos con hielo o hierba 0,08-0,12 Zonas rústicas 0,2
lugares llanos (mar-costa) 0,14 Terrenos accidentados o bosques 0,2-0,26
Terrenos poco accidentados 0,13-0,16 Terrenos muy accidentados y ciudades 0,25-0,4
Tabla 1 valores de los coeficientes para diferentes terrenos
El gráfico incluido a continuación y la tabla 2 muestran la influencia de los obstáculos a
sotavento del parque eólico.
Fig 7 Zona de flujo alterada por obstáculo de altura H
Porosidad (Área rasa %
área total)
0% (sin espacio
entre árboles)
20% (con follaje
denso
como el pino o
árboles
de hoja ancha)
40% (con follaje
denso)
% disminución de velocidad 40 80 70
% disminución de potencia 78 99 97
% aumento turbulencia 18 9 34
% disminución de velocidad 15 40 55
% disminución de potencia 39 78 90
% aumento turbulencia 18 - -
% disminución de velocidad 3 12 20
% disminución de potencia 9 32 49
% aumento turbulencia 15 - -
5H
15H
10H
Tabla 2 Pérdida de la potencia y disponible y aumento de la turbulencia a sotavento de
cortinas de protección. Los cambios se expresan como porcentaje del flujo a barlovento.
El efecto de una estribación sobre la generación eólica se exhibe en la Fig. 8 y en la Tabla 3 se
listan aspectos favorables o desfavorables para el lugar de instalación.
Fig. 8 Variación del viento % del viento sobre una estribación ideal.
conveniencia del lugar
de instalación pendiente en % ángulo de la ladera
ideal 29 16º
muy buena 17 10º
buena 10 6º
razonable 5 3º
menos de 5 menor de 3º
más de 50 mayor de 27º
no aconsejable
Tabla 3 conveniencia del lugar del turbogenerador teniendo como base la ladera de la
estribación.

7. Por lo tanto, el viento como impulsor de la turbina eólica y la topografía regional determinan
o no la viabilidad técnica de un parque eólico.
i.1 Atlas Eólico
El Atlas eólico es una herramienta que permite determinar a priori la viabilidad o no de un
futuro proyecto; seleccionando el mejor lugar dentro de una región para la localización del
parque eólico.
El análisis del viento para un atlas eólico requiere de una descripción del lugar con el fin de
obtener:
 El modelo de resguardo (factores de corrección de obstáculos)
 El modelo orográfico (factores de corrección orográfico - histogramas corregidos)
 y los cambios de rugosidad (factores de cambio de rugosidad - histogramas de vientos
geostróficos)
Para obtener el conjunto de datos que permitirán la confección del atlas eólico se requieren
series temporales de velocidad y dirección del viento, histogramas por sectores de las
frecuencias de velocidades de viento y los parámetros de Weibull por encima de las
rugosidades de referencia extrapoladas para las alturas de referencia.
Del atlas eólicos se obtienen valores medios de viento, la rosa de frecuencia de los vientos, la
distribución de Weibull, la velocidad media y la energía.
La distribución del viento es descripta con buena precisión por la distribución de Weibull
cuya ecuación es:
u1
ck v
f(v) = e
c c
k
k
     
    
 
 
(8)
Los parámetros c y k son los parámetros de escala y forma respectivamente. Los valore de
estos parámetros dependen de los valores de velocidad de viento registrados.
Las siguientes figuras (Figs. 9, 10, 11 y 12) se obtuvieron del atlas eólico para la Provincia de
Buenos Aires.
Fig. 9 La distribución de Weibull para Bahía Blanca
– k =2.3075 – Media = 7.96 m/s y Mediana = 7.7
(se utilizó el programa trazador de la distribución de
Weibull de http://www.windpower.org
Fig. 10 Frecuencia de vientos en Bahía Blanca

8. Fig. 11 Velocidad media de vientos en Bahía Blanca Fig. 12 Rosa de los vientos vemos, la frecuencia
(azul), el producto del viento por su frecuencia (negro)
y la energía multiplicada por su frecuencia (roja)
(programa trazador http://www.windpower.org
Los datos expuestos en dichas figuras fueron elaborados por el grupo de investigación GESE
(www.frbb.utn.edu.ar/gese/index.html) de la UTN – Facultad Regional Bahía Blanca - para efectuar
un atlas eólico recopilando 10 años de medición en 18 estaciones meteorológicas y dos
mediciones locales por 2 años) (sitio: Bahía Blanca – Sur de la Provincia de Buenos Aires):
Conociendo los parámetros de la distribución de Weibull, la velocidad media del viento, la
rugosidad, y la curva de potencia del turbogenerador se determina la energía anual generada
en el probable sitio de emplazamiento (cálculo de la viabilidad económica).
Procesados los datos de viento se requiere conocer la forma de la curva de potencia de los
aerogeneradores ya que indica la potencia eléctrica disponible a partir de la velocidad del
viento. Esta curva está relacionada con el tipo de control. La Fig. 13 muestra dos curvas de
potencia (estas curvas serán dato del fabricante para cada equipo):
Fig. 13a Curva de potencia para una
turbina con control por variación del ángulo
de paso (pitch controlled).
Fig. 13b Curva de potencia para una turbina con
control por pérdida aerodinámica (stall
controlled).
Otro sistema de control es el “active stall controlled” (control activo de potencia por pérdida
aerodinámica), cuya curva tiene similitud a la de pitch controlled.
 Viabilidad Técnica: Integración de las Turbinas Eólicas a la Red
Eléctrica
El análisis de la integración de las turbinas eólicas a la red eléctrica existente se inicia con la
elección de la turbina eólica por ser la fuente de energía a conectar al sistema.

9. El comportamiento de la turbina en cuanto a su velocidad de rotación y la forma en que dicha
velocidad pueda variar determina el aprovechamiento del recurso eólico (por la variación de
la velocidad específica), el impacto por la interconexión del aerogenerador a la red eléctrica y
a las solicitaciones mecánicas a las que se ve sometido.
Las configuraciones son:
Velocidad Descripción – Tipo de Generador
Constante
(variación < 2%)
Generador asíncrono directamente conectado a la red, una variante es
utilizar un generador asíncrono con dos devanados (6 polos para
velocidad baja y 4 polos para velocidad de viento mayor)
Prácticamente
constante
(Variación < 10%) - Generador asíncrono con resistencias en el rotor
con el fin de permitir mayor deslizamiento.
Variable Generador asíncrono doblemente alimentado ó generador síncrono
(multipolos sin caja multiplicadora) excitado mediante convertidor o
con rotor de imanes permanentes.
Tabla 4 Tipo de configuraciones en relación a la velocidad
Fig 14 Conversión de energía eólica en eléctrica y conexión a la red eléctrica
Un parque eólico presenta características diferentes a las de un turbogenerador aislado:
1. pérdidas de conjunto por efecto estela
2. fluctuaciones de potencia suavizada
3. Puede producir fenómenos de armónicas y flickeo.
La fortaleza de la red es entonces importante para la viabilidad eléctrica del parque.

10. La tensión generada por los aerogeneradores es B.T. (generalmente 0.69 (kV) por lo que la
interconexión entre los equipos se efectúa mediante transformadores de 0.69/20 (kV) por
ejemplo (en los Países latinoamericanos puede ser de 0.69/13.2 kV).
La Subestación transformadora que conecta el parque a la red eléctrica generalmente eleva
desde M.T. (media tensión) a A.T. (alta tensión), por ejemplo 20/120 (kV) (en Países
latinoamericanos de 13.2/132 kV).
Fig. 15 Esquema unifilar de un parque eólico y conexión a la red eléctrica.
Los estudios de viabilidad requieren un análisis de la capacidad de aceptación de la energía
eólica insertada en el punto (capacidad de transporte de la red eléctrica), por lo que debemos
evaluar el comportamiento estático y dinámico del sistema.
Se plantean varios escenarios con el fin de cumplir con estos aspectos de cálculo que
determinarán la viabilidad del parque conectado en ese punto a la red eléctrica. Se debe
evaluar el criterio de diseño para el ingreso del parque eólico a la red:
1. Criterio de diseño estático: debe garantizar el nivel de tensión adecuado para
mantener la tensión en niveles apropiados (es aceptable cuando en los nodos del
sistema la variación de la tensión es menor o igual a 2%). Se simulan escenarios con
máximo aporte del parque eólico y con el parque eólico fuera de servicio.
Con el fin de implementar un cálculo estático, tomando escenarios diferentes (por
ejemplo un escenario de pico de carga con aporte del parque eólico de diferentes
características de potencia activa y reactiva) se determina el flujo de carga. Este
cálculo se efectúa porque la filosofía de diseño de la red cambia al insertar un parque
eólico modificando los flujos de carga del sistema y estableciendo nuevas condiciones
que pueden afectar el transporte de energía, del mismo modo se verifica la capacidad
térmica. Según el tipo de generador eólico elegido en muchas ocasiones existe la
necesidad de compensar la energía reactiva, el diagrama de flujo permitirá observar
tanto el flujo de energía activa como reactiva. Si la capacidad en kVAr instalados es
menor que 20 Scc (ecuación (10)) entonces los problemas de tensión serían evitados
incluido el flicker (ecuación (11)).
Fig. 16 Circuito unifilar del sistema
_ _
B
F F B2 2
L
V
I = Scc = I V
R +X
 (9)
L L
A B 2
B
PR + QX PR + QXV
V = V - V = =
V V V

  (10)

11. L
L 2
X QV Q
Si X R =
V V Scc

  (11)
La siguiente figura exhibe un diagrama de flujo de carga::
Fig. 17 Flujo de carga de un PE (2x600 kW) generando a potencia nominal.
2. Criterio dinámico: como el criterio estático no garantiza por sí solo un
comportamiento aceptable del funcionamiento de la red, se utiliza el criterio dinámico,
simulando un escenario de fallas que producen disminuciones de tensión y súbito
aumento en el aporte del parque eólico, colapsando el parque con la súbita salida de
servicio de los aerogeneradores. Se evalúa entonces la frecuencia verificando que no
descienda por debajo de los valores admisibles (la frecuencia mínima mayor o igual a
0.1 Hz en el primero escalón de los relés de alivio de carga).
Para implementar el criterio dinámico se efectúa un cálculo de estabilidad transitoria
simulando perturbaciones severas que produzcan deterioro de la frecuencia imputable
a la salida de servicio del parque eólico. Por ejemplo: (salida de servicio intempestiva
del parque) falla trifásica sobre la línea de AT con consecuente salida de servicio de la
red eléctrica afectada y del parque eólico.

12. 3. Calidad de producto: Deben verificarse aquellos aspectos que afectan la calidad de la
tensión nodal como ser armónicas, flicker, huecos de tensión, sag y swell. El análisis
requiere de estudios relacionados a cumplir con los requisitos exigidos. La Fig. 14 nos
permite observar que muchos aerogeneradores utilizan convertidores, por lo que la
presencia de armónicas para no afectar el sistema debería ocurrir en una frecuencia por
lo menos 50 veces la frecuencia fundamental.
Dados los parámetros nominales de los aerogeneradores, Pn,Qn,Sn,In,Un, potencia
máxima autorizada, Pmax, valores medios, P60 y Q60 (media 60 seg), P0.2 y Q0.2 (media
0.2 seg) y los cálculos efectuados en escenarios de puesta en marcha y peor conexión,
se calcula un factor de flicker y factor de variación de tensión.
Fig. 18 Eventos de tensión.
Dos parámetros referidos a la variación de tensión por unidad se valoran en el flicker
(ecuación (11) – 20 Scc > Q): Pst (corta duración) se calcula sobre un período de 10 minutos,
y el Plt (larga duración) se calcula para 12 valores de Pst en un período de 2 horas. Se deben
analizar las variaciones de la tensión en conexión y el flicker durante la operación de
conexión y en funcionamiento continuo.
 Síntesis
variables Nível Ptos frontera eventual porcentajes Tipo de análisis
tensión Vn -2,5%<Vn<5% -6,25<Vn<8,75
10% durante 95% tiempo
(depende de la norma) flujo de cargas
Comportamiento del sistema frente a contingencias (análisis de contingencias)
Fallo de doble circuitoFallo simple
No se producen cortes de mercado, sin
sobrecargas,
los transformadores no se sobrecargan
mas del 10% en invierno
y 0% en verano, las tensiones se mantienen
dentro de los puntos frontera.
No se producen cortes de mercado, se admite un 15% de
sobrecarga, se admite sobrecarga en transformadores
hasta el 20% en inverno y 10% en verano.
Márgenes de tensión a respetar

13. Tipo de análisis
flujo de cargas
Tipo de análisis
análisis de
cortocircuito
Tipo de análisis
Flujo de cargas
Calidad de suministro
Los generadores de inducción con conexión directa quedan exceptuados (no tienen convertidores)
Los generadores con convertidores deben cumplir las normas vigentes.
Flicker
Análisis en funcionamiento continuo y durante las operaciones de conexión
Frecuencia máxima de conexión: 3 por minuto
Límite de la caída de tensión: 2% -
Variación de tensión durante la conexión
Capacidad térmica de la línea
descripción
La potencia total de instalación conectada no superará el 50% de la capacidad
de la línea en el punto de conexión y del transformador si estuviera conectado a uno
Potencia máxima evacuable
descripción
Factor de potencia adecuado a las normas
Potencia máxima evacuable
descripción
La potencia máxima evacuable en cada punto de conexión no superará el 5% de la
potencia mínima de cortocircuito en dicho punto sin aportar nuevas instalaciones.
Pmax = Scc/20 (MVA)
Tabla 5 Síntesis de cálculos de integración eléctrica de un parque a la red eléctrica.
c. Viabilidad Económica de la Energía Eólica
Puede desarrollarse una viabilidad económica a partir del análisis de costos del kWh, algunos
métodos utilizados para la determinación de los costos se presentan a continuación:
Mátodo:
EPRITAG
Electric
Power
Research
Institute
CI
COE = FCR* +(OM)
8760 CF
(9)
COE= costo de la energía generada U$S/kWh .
FCR = cargo fijo de gastos – CI=costo de la inversión .
CF = factor de capacidad =
Energía anual de generación estimada
8760*P
(10)
Energía anual de generación estimada = generación neta incluyendo todas las detenciones.
OM = costos directos de operación y mantenimiento
Las limitaciones de este método son las siguientes:
 Asume la amortización de la deuda en un tiempo igual a la vida útil del parque y
no admite considerar un retorno variable del monto de contado y del monto
adeudado, como tampoco de costos variables.
Mátodo:
Del Dr.
Bastanion
N
C i
CE = +OM
1Ea 1-
(1+i)
 
 
 
 
  
(11)
CE= costo de la energía generada U$S/kWh .

14. Ea = energía media generada en un año (kWh); i = interés anual sobre el capital; N = años de
vida útil del parque; OM = costos de operación y mantenimiento; C = costos de construcción.
Las limitaciones de éste método son similares a las del método anterior.
Mátodo:
Desarrollado
por el CREE
(República
Argentina)
 
CI
COE = * a+OM = EIC*b
E
(12)
COE= costo de la energía generada U$S/kWh .
CI = costo de la inversión de la instalación llave en mano .
a (tasa anual de costos y capital) =
n
n
q * (q - 1)
q -1
con q=1+i (13)
I=interés annual; Om= costo de operación y mantenimiento; EIC= costos específicos de la
energía; b= costos anuales de servicio; E= estimación de la energía generada
Mátodo:
Desarrollado
por el IEAP
Agencia
internacional
de energía
para
conversores
eólicos
Toma en cuenta el interés verdadero y la inflación. Se basa en la
estimación de costo actualizado.
Otro método
COE = [(Cc x TCF) + COyM]/Ea (14)
Cc = Costo de capital con instalación .
COyM = Costo anual de Operación yMantenimietno .
TCF = Tasa de cargo fijo = fracción de los costos de capital pagados cada
año por financiamiento (Mayor que la tasa de interés del préstamo, i,
Mayor que 1/N, donde N = duración del financiamiento (años), Ejemplo:
i = 5%, N = 20 -> TCF > 0.08024)
Ea = Producción anual de energía (kWh/año) .
Otra forma de establecer la viabilidad económica de un parque eólico se basa en establecer si
el flujo de caja es positivo y justifica la inversión (tasa de rentabilidad positiva y un
TIR>costo del capital).
El método determina un mediante una simulación considerando diversos escenarios (normal,
pesimista y optimista)
El VAN se define mediante la siguiente ecuación:
t
n
n
n=0
FFo
VAN = -Cc +
(1+r)
 (15)

15. Dónde, Cc = Costo o inversión inicial; FFo= Flujo de fondos de cada uno de los “n” períodos;
n= numero de períodos; r = Tasa de descuento
El TIR es una herramienta muy utilizada en finanzas. Dado un flujo de fondos y un
determinado VAN, la TIR es la tasa de descuento que permite igualar ese VAN a cero.
(16)
Esta es la formula a utilizar, donde la incógnita es la TIR representada por la “r”. En la
actualidad con la tecnología disponible su cálculo es cómodo. Si la TIR es mayor que el costo
del capital nos daría un VAN positivo.
Podemos calcular el periodo de retorno simple como método sencillo pero de poca exactitud
(deja de lado algunas variables que se toman posteriormente en cuenta) para evaluar el tiempo
en recuperar la inversión.
Período de Retorno Simple =
Cc
Ea Pe
(17)
Dónde, Cc = Costos de capital con instalación; Ea = Producción anual de energía (kWh/año) y
Pe = Precio del kWh.
El flujo de fondos para ‘n’ periodos (los periodos son elegidos por el calculista y puede ser la
vida útil del parque eólico), genera un resultado de mayor exactitud permitiendo aplicar
simulaciones con diversos escenarios de cálculo (Fig. 19).
Fig. 19 Tabla de flujo de fondos
Se establece el flujo de fondos por periodo partiendo desde el año cero que es el de inversión
inicial hasta el periodo “n”. En los primeros periodos el VAN puede dar negativo.
 Análisis de Sensibilidad
La viabilidad económica de instalación puede, como se expuso en párrafos anteriores,
evaluarse tomando en cuenta los costos de generación o evaluarse a través de comprobar la
viabilidad financiera (TIR y VAN).
El análisis de la sensibilidad de las variables (reacción de las variables ante estímulos externos
dependiendo del escenario de cálculo adoptado) dependerá del método adoptado, si se
analizan los costos de generación (tarifa no regulada) las variables serán: disponibilidad
técnica, inversión, vida útil, velocidad media e interés. La figura 20 muestra un ejemplo de
sensibilidad a la variación del costo de energía.

16. Fig. 20 Sensibilidad del costo de energía
Si el método adoptado es la viabilidad financiera las variables serán: la energía producida, los
precios de la energía, subsidios (si existieran), otros ingresos, los costos de operación y
mantenimiento y los costos de instalación (Fig 21).
En este caso el análisis de sensibilidad mide la respuesta o el cambio en la rentabilidad de un
proyecto y se efectúa con respecto a los parámetros más inciertos.
En un análisis de riesgo la técnica de escenario permite realizar un análisis del riesgo del
proyecto simulando su comportamiento en diferentes entornos futuros. Esto implica la
manipulación de variables críticas con el fin de determinar la viabilidad del proyecto en
diferentes contextos futuros y la sensibilidad de los resultados respecto a las mismas.
En combinación con esta técnica
se utiliza una herramienta
poderosa que es la simulación. Se
modela el proyecto en función de
diferentes variables consideradas
relevantes. Los escenarios se
definen por una distribución típica
estocástica de las variables
seleccionadas.
Luego se experimenta sobre los
modelos utilizando programas
especializados de simulación por
computadora y se genera un
reporte en que constan los
resultados y las conclusiones sobre
los mismos. Para poder
experimentar sobre el sistema se
debe generar un modelo que no
solo sea adecuado al mismo y
refleje claramente su
comportamiento y las múltiples
interacciones entre las variables,
sino que además permita tomar
decisiones.
Fig. 21 Esquema del flujo de fondos (cuadros celestes)
con las variables que se adoptan para la simulación
(cuadros verdes) y el escenario (cuadro rojo).

17. Como ejemplo de la simulación efectuada y el análisis de sensibilidad la Fig. 22 muestra una
simulación sobre un escenario pesimista.
Fig. 22 Simulación en un escenario pesimista.
En la simulación corrida sobre el modelo situado en el escenario pesimista se puede observar
que el VAN tomó valores negativos en el 51,71% de los casos. La zona roja nos indica los
casos en donde el proyecto no es viable. Es decir el riesgo del proyecto es de 51,71%.
La Fig. 23 muestra el análisis de sensibilidad, el cual muestra una gran influencia del tipo de
cambio, precios del MEM (mercado eléctrico mayorista) y de los precios de usuarios finales.
Esto permite observar la importancia en el seguimiento de las variables para una futura
explotación.
Fig. 23 Sensibilidad para el escenario pesimista

18. d. Viabilidad Institucional
La valoración de la energía eólica respecto de los beneficios ambientales y sociales es difícil
de cuantificar y por lo tanto dependen de decisiones políticas.
Se requiere de apoyo mediante políticas adecuadas que permitan la producción de energía de
forma independiente, que cree mecanismos que aseguren la compra de energía y le den marco
legal asegurando venta garantizada, precio garantizado y medición neta de la energía.
e. Conclusiones
Dada las condiciones técnicas aceptables (vientos adecuados, correcta disponibilidad del
terreno y una apropiada interconexión eléctrica que cumpla los aspectos técnicos exigidos), la
rentabilidad adecuada con una sensibilidad correcta y una política sustentable hacia las
energías renovables, puede decirse que se han cumplido todas las condiciones para considerar
viable la instalación eólica.
Este Diagrama lista las condiciones de aptitud para considerar viable una instalación eólica:
Fig.24 Diagrama de viabilidad