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 la península Ibérica 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.
¿Por qué tanta variabilidad en el factor de apuntamiento?
Los factores que generan tal variación son:
– Por un lado, 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, la propia generación eólica influye en el precio de mercado, bajando los precios cuando la producción eólica es alta y viceversa. Por tanto, las localizaciones que muestren mayor relación 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 este artículo nos vamos a centrar en analizar el impacto en el factor apuntamiento debido únicamente al primer factor, el perfil estacional y horario de generación. Para ello, es necesario conocer tanto el perfil del precio del mercado como los perfiles diarios y mensuales de viento y cómo es el perfil de precio tipo en la península. La Figura 3 muestra el perfil medio del precio del mercado ibérico para cada uno de los meses del año. La Figura 4 muestra el perfil horario del viento por zonas, es decir, la velocidad del viento promedio desde las 0 hasta las 23 horas en cada punto geográfico. La Figura 5 muestra el perfil mensual por zonas, es decir la velocidad del viento promedio para los diferentes meses del año.
Figura 3: Perfil horario promedio del precio de Mercado Diario MIBEL para los distintos meses del año. Datos de 2008 a 2018.
Figura 4: Perfil horario promedio de la velocidad del viento según la situación geográfica
Figura 5: Perfil mensual promedio de la velocidad del viento según la situación geográfica
Analizando esos perfiles, se observa que el precio del mercado presenta un valle profundo en las horas de madrugada y presenta un máximo en las horas centrales del día y especialmente por la tarde/noche entre las 19 y las 22 horas, especialmente en invierno. Por otro lado, los precios son mayores en los meses de invierno y verano, respecto a la primavera y el otoño. Por tanto, en las localizaciones donde sople más el viento en estos periodos horarios y/o mensuales, la energía producida tendrá un mayor valor.
En lugares de bajo factor de apuntamiento, como la zona de Levante, observamos que la velocidad máxima del viento se da en horario nocturno y que, además, hay una gran disminución del viento en los meses de verano. Por otra parte, en lugares con factor de apuntamiento alto, como el Valle del Ebro o la zona suroeste, el pico horario en la velocidad del viento se da en la tarde/noche y el perfil mensual de vientos es bastante más plano.
En otros lugares, como la Meseta Central, es difícil explicar el bajo coeficiente de apuntamiento en función exclusiva de los perfiles promedio de viento. En este caso la explicación es más compleja y está relacionada con la correlación existente entre los regímenes de viento a lo largo de toda la meseta y por tanto con la correlación existente con la producción eólica total del país, la cual a su vez correlaciona negativamente con el precio. A la inversa, en la zona suroeste y en el Valle del Ebro, los regímenes de viento están poco correlacionados con los de la zona central y por tanto presentan una menor correlación negativa con el precio del mercado. Estas zonas son las que presentan valores más altos del factor de apuntamiento.
Es importante señalar que el coeficiente de apuntamiento real de un parque eólico depende del perfil de generación y de precios específicos del año. Ambos parámetros varían de manera natural año a año y, por tanto, el coeficiente de apuntamiento real no es una magnitud estática, sino que lleva asociada una variabilidad a lo largo de la vida un proyecto. Por ejemplo, los factores de apuntamiento de la Figura 2 se han calculado para cada nodo considerando el periodo 2008-2018.
En la Figura 6, se muestra la evolución del coeficiente de apuntamiento promedio para la Península Ibérica e Islas Baleares calculado año a año. Se observan variaciones entre los valores mínimos y máximos entre 0.85 y 0.98, es decir de algo más del 10%. Si se calculan los factores de apuntamiento anuales para cada uno de los nodos, se observan variaciones temporales de hasta un 15% en los diferentes años del periodo.
Figura 6: Evolución temporal del coeficiente de apuntamiento estimado promedio para la Península Ibérica e Islas Baleares.
Entender esta variabilidad es importante, ya que los modelos financieros de los proyectos renovables utilizan cifras anuales de largo plazo de producción combinados con los coeficientes de apuntamiento, para estimar los ingresos. Sin embargo, las cifras del factor de apuntamiento que se utilizan son típicamente valores genéricos resultantes del total del parque eólico nacional y se consideran constantes a lo largo de toda la vida del proyecto. Más aun, según el marco regulatorio implantado por el Real Decreto 413/2014 para las nuevas instalaciones eólicas que quieran acogerse al régimen retributivo específico, se fija un coeficiente de apuntamiento global para todo el territorio y constante en cada semiperiodo regulatorio (3 años). El último valor fijado para el coeficiente de apuntamiento en la Orden ETU/315/2017 es de 0.8521. Como muestra la Figura 6 el valor de apuntamiento muestra una tendencia creciente desde el año 2014.
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.
