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Este proyecto se ha realizado con fondos del programa de investigación e innovación Horizon 2020 de la Unión Europea, en base al acuerdo de subvención

n. º 646436.

AVISO LEGAL

La versión original de este documento está escrita en inglés y puede

encontrarla en http://ricore-project.eu/downloads/. Por favor, consulte la versión en inglés si tuviera dudas con la traducción.

http://ricore-project.eu/downloads/

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WP 3 Documento (Deliverable) 3.2

Selección de tecnología novedosa para el Proyecto RiCORE

Documento (Deliverable) 3.2

COORDINADOR DE PROYECTO

David Gray (Robert Gordon University)

JEFE DE PROYECTO

Pierre Mascarenhas (E-CUBE Strategy Consultants)

AUTORES

Pierre Mascarenhas (E-CUBE Strategy Consultants), Juan Bald (AZTI), Iratxe Menchaca (AZTI), Anne Marie O’Hagan (University College Cork - MaREI), Teresa Simas (WavEC).

FECHA DE ENTREGA

30 | Septiembre | 2015

Referencia

Mascarenhas, P., Bald, J., Menchaca, I., O´Hagan, A.M., and Simas, T., 2015. Report on RiCORE Project Novel

Technology Selection. Deliverable 3.2, RICORE Project. 63 pp.

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Índice

Sinopsis del Proyecto RiCORE ................................................................................ 3

Resumen ejecutivo ................................................................................................... 4

1. INTRODUCCIÓN .............................................................................................. 6

2. OBJETIVOS ...................................................................................................... 9

3. NIVEL DE MADUREZ DE LA TECNOLOGÍA (TRL) ................................... 10

3.1 Definición ................................................................................................ 10

3.2 Selección de la escala TRL ...................................................................... 10

3.3 TRL mínimo a tener en cuenta ............................................................... 11

4. INVENTARIO Y EVALUACIÓN DE LA TECNOLOGÍA .............................. 15

4.1 Energía mareomotriz .............................................................................. 15

4.1.1 Recursos energéticos y ubicación .......................................................... 15

4.1.2 Tecnología .............................................................................................. 16

4.1.3 Estudios de casos y TRL ....................................................................... 21

4.2 Tecnologías undimotrices ....................................................................... 30


4.2.2 Tipos de tecnologías .............................................................................. 31

4.2.3 Estudios de casos y TRL ....................................................................... 34

4.3 Tecnologías eólicas marinas ................................................................... 52


4.3.2 Tipos de tecnologías .............................................................................. 53

4.3.3 Estudios de casos y TRL: turbinas marinas ancladas al fondo ............ 56

4.3.4 Estudios de casos y TRL: tecnologías marinas flotantes ...................... 57

5. CONCLUSIONES............................................................................................ 71

6. REFERENCIAS ............................................................................................... 74

7. LISTA DE ABREVIATURAS .......................................................................... 76

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Sinopsis del Proyecto RiCORE

El Proyecto RiCORE (Método de aprobación basado en riesgos para las Energías del

mar) es establecer un enfoque basado en riesgos para la concesión de aprobaciones en

aquellos casos en los que el alcance del estudio medioambiental necesario se base en

la fragilidad ambiental de la zona, el perfil de riesgo tecnológico y la escala del

proyecto en cuestión. El proyecto, que se ha realizado con fondos del programa de

investigación e innovación Horizon 2020 de la Unión Europea, se llevará a cabo entre el

1 de enero de 2015 y el 30 de junio de 2016.

La aprobación de las Energías del mar suele suponer un obstáculo no técnico para el

desarrollo de este sector. Una cuestión significativa a este respecto es la incertidumbre

con respecto a los impactos ambientales potenciales de las nuevas tecnologías. Para

garantizar que las aprobaciones cumplan con la legislación nacional y de la UE, como la

Directiva sobre la Evaluación del impacto ambiental y la Directiva de hábitats, es

necesario realizar costosos y largos estudios, aun en el caso de tecnologías de bajo

riesgo en zonas de baja fragilidad ambiental.

El Proyecto RiCORE estudiará el marco legal en vigor en los Estados Miembro para

garantizar que el marco desarrollado se pueda desplegar en todos ellos y más allá de

los mismos. La siguiente fase del Proyecto RiCORE es considerar las prácticas, las

metodologías y la implementación de estudios de preaprobación, posaprobación y

monitorización posdespliegue. Ello permitirá crear un bucle de información y

retroalimentación para desarrollar un marco basado en riesgos sobre los aspectos

medioambientales de la aprobación y ofrecer las mejores prácticas. El proyecto

alcanzará estos objetivos colaborando con las partes interesadas, entre las que se

encuentran los organismos reguladores, el sector industrial en cuestión y los

encargados de realizar la Evaluación de impacto ambiental - EIA, mediante diversos

talleres expertos y la canalización de sus resultados para el establecimiento de una

guía orientativa.

Uno de los objetivos clave del proyecto es mejorar los procesos de aprobación en

consonancia con los requisitos de la Directiva sobre energías renovables (más

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4

concretamente, el Artículo 13-1 de la misma), para garantizar la rentabilidad de los

estudios necesarios, la claridad y transparencia del razonamiento subyacente al

trabajo realizado, una mejor comunicación y distribución del conocimiento y una

reducción de los obstáculos no técnicos para el desarrollo del sector de las Energías del

mar, para poder ofrecer energía limpia y segura.

Resumen ejecutivo

Este informe ofrece un inventario de los distintos tipos de tecnología (de las categorías

undimotriz, mareomotriz y eólica marina) que el Proyecto RiCORE tiene en cuenta a la

hora de hacer recomendaciones y ofrecer orientaciones a favor de la implementación

de un enfoque de concesión de aprobaciones basado en riesgos.

Se espera que las recomendaciones del Proyecto RiCORE estén totalmente en vigor en

los próximos 3 a 5 años, lo cual representa uno o dos ciclos sucesivos de concesiones

integrales, garantizando así que la aplicación de las orientaciones RiCORE no provoque

inestabilidad normativa.

Se asume que la experiencia, para quienes elijan aplicar las recomendaciones RiCORE,

será totalmente enriquecedora a los 5 años, justificando así una nueva serie de ajustes.

Así pues, los distintos tipos de tecnología escogidos se han dividido en los dos

siguientes grupos:

El primer grupo se centra en once tipos de tecnologías novedosas y también

incluye todos los tipos de tecnología eólica marina de anclaje al lecho marino

desarrollados. Todas estas tecnologías han alcanzado ya un nivel de madurez que

les permite beneficiarse inmediatamente del enfoque basado en riesgos propuesto

por el Proyecto RiCORE. Su nivel de madurez tecnológica se encuentra entre el 7 y

el 9. La mitad de ellas, al igual que los proyectos más avanzados, se encuentran

dentro de la categoría eólica flotante. Las políticas y orientaciones propuestas

están diseñadas para su aplicación en este ámbito.

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5

El segundo grupo incluye ocho tipos de tecnologías, ninguno de los cuales se

encuentra en el ámbito de las tecnologías eólicas puramente dichas. Esta

tecnología podría alcanzar un nivel de madurez idóneo lo suficientemente pronto

como para poder incluirla en el despliegue inicial del enfoque basado en riesgos

propuesto. Se estudiarán las condiciones para aplicar las políticas propuestas por el

proyecto a estas tecnologías y se incluirán en las orientaciones, caso de ser viables

sin interferir con el primer grupo. Su nivel de madurez tecnológica se encuentra

entre el 5 y el 6.

La Table 1 proporciona información sobre el grupo de tecnologías principal (en

negrita). Nótese que las tecnologías de este primer grupo aparecen junto con las

tecnologías eólicas marinas de anclaje al lecho marino desarrolladas. La Table 1

también enumera el segundo grupo de tecnologías (en cursiva).

Table 1. Grupo principal: Tipos de tecnologías novedosas (TRL: Nivel de madurez de la tecnología).

Categoría tecnológica Tecnología

Nivel de madurez

de la tecnología - TRL

Comentarios

Mareomotriz Embalse de mareas 9

Mareomotriz Turbina de eje horizontal 8 Varios proyectos avanzados

Mareomotriz Palas en forma de esfera (tipo

Venturi) 8

Avanzados pero con solo una familia de productos

avanzada

Undimotriz Atenuador 8

Undimotriz Amortiguador de punto 7

Undimotriz Convertidor de tensión

oscilante undimotriz 8

Avanzados en su mayoría con el mayor número de

proyectos

Undimotriz Columna de agua oscilante 7

Flotantes Viento Mástil-eje horizontal WT 7-8

Flotantes Viento Plataforma semisumergible - Eje horizontal WT 8-9

Avanzados en su mayoría con el mayor número de

proyectos

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6

Flotantes Eólica Plataforma semisumergible - Eje vertical WT 7

Flotantes Eólica Pierna tensada - plataforma sumergida

7

Mareomotriz Turbina de eje vertical (flujo

transversal) 5

Mareomotriz Hidrodinámico oscilante

(Hydrofoil) 5

Mareomotriz Tornillo de Arquímedes 5

Mareomotriz Cometa mareomotriz 5

Undimotriz Diferencial de presión

sumergido 6

Undimotriz Masa en rotación 6

Undimotriz Dispositivo de sobrepaso 6

Flotantes Eólica Híbrido 6

El sistema híbrido más avanzado combina una

turbina eólica vertical con un generador de corriente

mareomotriz

1. INTRODUCCIÓN

Tomando como punto de partida el enfoque creado por el Gobierno escocés en su

norma Survey, Deploy and Monitor (SDM) (The Scottish Government, Marine

Scotland) para proyectos de control undimotriz y mareomotriz (véase el Documento

(Deliverable) 3.1), el objetivo del Proyecto RiCORE ha sido establecer un enfoque

basado en riesgos con respecto a la concesión de aprobaciones siempre que se precise

un nivel de análisis medioambiental basado en la fragilidad ambiental de la zona, el

perfil de riesgo de la tecnología y la escala del proyecto propuesto.

Para determinar el alcance de la energía marina renovable (ORE) el proyecto abordará

los siguientes puntos principales:

El procedimiento de emisión de aprobaciones, los marcos legales y normativos

aplicables, las partes interesadas participantes, las prácticas establecidas (aunque

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7

no formen parte de un marco legal o normativo) y las directrices propuestas (que

podrían diferir en gran medida según el tipo de tecnología ORE al que hagan

referencia).

El procedimiento administrativo de concesión de aprobaciones, incluidas las

Evaluaciones de impacto ambiental (EIA) necesarias y el cumplimiento de los

procesos de aprobación, que duran una media de 32 meses en el caso de los

proyectos marinos en la UE (EWEA, The European Wind Energy Association). Para

evitar la inestabilidad, las directrices propuestas para la evolución de los

procedimientos deberían permanecer en vigor durante un ciclo de aprobación

completo (de 2 a 3 años), si bien lo ideal sería que permanecieran en vigor hasta

dos ciclos (5 años).

Estas consideraciones han llevado al Proyecto RiCORE a identificar, dentro de la

energía mareomotriz, undimotriz y eólica marina, tecnologías que:

Ya han alcanzado un nivel TRL 7 o superior, puesto que es muy probable que pasen

a incluirse en procedimientos de aprobación para prototipos o instalaciones de

demostración grandes o a escala real en los próximos 2/3 años; que se incluyan en

un despliegue comercial también en 2/3 años y que se incluyan en dicho

despliegue comercial en un plazo de 5 años1.

Han alcanzado un nivel TRL 5 a 6 y podrían incluirse en un procedimiento de

aprobación para prototipos e instalaciones de demostración grandes o a escala real

en 5 años2.

1 Según el ESBI (WestWave), se pueden completar los niveles TRL 7 y 8 en un plazo de 12 a 24 meses, y

el nivel TRL 9 en 24 meses, lo cual significa que las tecnologías que ahora se encuentran en un TRL 7 y superior podrían, en el mejor de los casos, madurar por completo y estar listas para su despliegue comercial antes de 3 años.

2 La misma fuente afirma que los niveles TRL 5 a 6 podrían completarse en un plazo de 12 a 18 meses,

por lo que los prototipos grandes o a escala real de nivel TRL 5 y superiores podrían incluirse en procedimientos de aprobación en un plazo de 3 años y, en el mejor de los casos, las instalaciones de demostración podrían incluirse en dicho proceso en 5 años.

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8

El objetivo de este documento es establecer qué tipos de tecnologías deberían

incluirse en el ámbito del Proyecto RiCORE (según una lista de proyectos identificados).

Antes de esto, se examinarán y comentarán las escalas TRL más adecuadas.

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2. OBJETIVOS

El objetivo principal del presente documento es revisar las tecnologías de energía

mareomotriz, undimotriz y eólica más novedosas que están alcanzando un nivel de

madurez que les permite beneficiarse ya de un enfoque de aprobación basado en

riesgos o que se lo permitirá en un futuro cercano.

Se identificaron dos grupos tecnológicos:

Un primer grupo que se centra en las tecnologías que han alcanzado ya un nivel de

madurez que les permite beneficiarse inmediatamente del enfoque basado en

riesgos propuesto por el Proyecto RiCORE. Las políticas propuestas se aplicarán a

las tecnologías de este grupo.

Un segundo grupo que se centra en otra serie de tecnologías que podrían alcanzar

un nivel de madurez lo suficientemente pronto como para ser incluidas en el

despliegue inicial del enfoque basado en riesgos propuesto. Las condiciones para

aplicar las políticas propuestas por el proyecto a estas tecnologías se estudiarán de

forma sistemática.

Este documento servirá también de referencia para la clasificación de las tecnologías y

el establecimiento de la terminología específica con respecto a los siguientes

documentos del proyecto.

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3. NIVEL DE MADUREZ DE LA TECNOLOGÍA (TRL)

3.1 Definición

Los Niveles de madurez de la tecnología se emplean para estructurar las fases de

desarrollo del diseño en varios niveles, para obtener los conocimientos necesarios en

las distintas fases con el fin de que pueda seguir habiendo progreso desde el punto de

vista de la complejidad técnica y el riesgo de inversión. La escala va de 1 (fase inicial de

desarrollo) a 9 (fase de mayor madurez). En el caso de los dispositivos de energía

marina, los niveles TRL pueden relacionarse con las distintas escalas de los dispositivos

en base a las Leyes de semejanza de Froude y de semejanza geométrica.

3.2 Selección de la escala TRL

Pueden emplearse distintas escalas TRL en diferentes sectores industriales y, por

consiguiente, puede haber leves diferencias en la definición exacta atribuida a cada

TRL. El Proyecto RiCORE emplea la definición general de TRL propuesta por la Unión

Europea en su programa Horizon 2020. Si bien es útil en un principio, las características

específicas de la energía marina renovable (eólica, undimotriz y mareomotriz) han

hecho necesario desarrollar TRL específicos para estos sectores. Así pues, las

definiciones de TRL de la UE se complementarán con una guía específica por sectores

sobre esta cuestión. Por tanto, este documento emplea cuatro definiciones o

programas de TRL:

La definición del programa Horizon 2020, empleada para los proyectos

realizados con fondos del programa Horizon 2020. Esta escala no es específica

para la energía marina (European Commission - Horizon 2020).

WestWave (UCC – ESBI) - Technology Readiness Levels for Supply Chain Study

for WestWave, ESBIoe-WAV-11-027. (WestWave)

Las escalas OES-IEA para los sistemas undimotrices y mareomotrices (K. Nielsen

for IEA / OES).

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La escala de la Agencia internacional de energías renovables (IRENA), empleada

en agosto de 2014 para el análisis de Madurez tecnológica, patentes, estado de

despliegue de proyectos y pronósticos (IRENA - International Renewable Energy

Agency).

La Table 2 indica cómo se ha complementado la escala Horizon 2020 con otras escalas

empleadas en el documento. En la siguiente evaluación, la clasificación podría incluir

un amplio abanico de TRL dada la falta de información. La escala IEA – OES es la mejor

adaptada a las tecnologías evaluadas aquí, y se preferirá esta en caso de que algún

sistema similar pueda clasificarse de forma distinta en las otras dos escalas marinas

adaptadas. Más concretamente, se incluyen los resultados del trabajo pormenorizado

realizado con respecto a los conceptos de energía undimotriz y mareomotriz.

3.3 TRL mínimo a tener en cuenta

Se ha escogido el TRL 5 como nivel de madurez mínimo para este documento y será el

punto de partida para la evaluación de las tecnologías ORE. Los objetivos de desarrollo

de la Política RiCORE se aplicarán a las tecnologías de niveles TRL 7 a 9. Con todo, las

tecnologías que se encuentran en la actualidad en el nivel TRL 5 pueden, en el mejor

de los casos, alcanzar el nivel TRL 7 y superiores en 2 o 3 años, por lo que podrán

beneficiarse de la primera implementación del enfoque basado en riesgos propuesto

por el Proyecto RiCORE. Aunque no se encuentran el grupo de interés principal del

proyecto, estas tecnologías se tienen en cuenta también.

Las tecnologías de nivel inferior al TRL 5 no se beneficiarán, muy probablemente, o lo

harán muy poco, de la primera implementación de un enfoque basado en riesgos en

base al Proyecto RiCORE. Así pues, el Proyecto RiCORE ha decidido no incluir las

tecnologías por debajo del nivel TRL 5 en el ámbito del proyecto.

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Table 2. Definición de los distintos niveles de la escala TRL en las principales escalas empleadas en este documento.

Nivel de madurez

de la tecnología

- TRL

HORIZON 2020 IEA-OES WestWave (UCC – ESBI) IRENA

1 Principios básicos observados Modelo numérico analítico, operación

fundamental

Principios básicos observados y comunicados

- Objetivo(s) de la tecnología identificada

Principios básicos observados y comunicados

2 Concepto de tecnología formulado Instalación de laboratorio de pequeña

escala y pruebas de concepto ideal Concepto de tecnología y/o aplicación

formulada - Mercado identificado Concepto de tecnología y/o aplicación

formulada

3 Prueba de concepto experimental

Pruebas de laboratorio a pequeña escala, batería de pruebas completa sometidas a

valoración cruzada mediante modelos numéricos, pruebas de los componentes

en banco de ensayo

Función crítica analítica y experimental y/o prueba de concepto característica -

Estimaciones de coste capital inicial y producción energética / establecimiento

de objetivos

Función crítica analítica y experimental y/o prueba de concepto

4 Tecnología validada en el laboratorio Pruebas de laboratorio a gran escala en

seco, pruebas de los componentes y sistemas en banco de ensayo

Validación de los componentes tecnológicos y/o subsistemas tecnológicos

básicos en laboratorio – Esquema de ciclo de vida preliminar

Tecnología (sistema o componentes) validada en laboratorio

5

Tecnología validada en un entorno relevante (entorno industrial

relevante en el caso de las tecnologías facilitadoras esenciales)

Pruebas de laboratorio a escala intermedia en húmedo en un entorno

marino. P. ej., olas de escala ¼ en la Bahía de Galway o de escala 1/10 en Strangford

Lough

Validación de los componentes tecnológicos y/o subsistemas tecnológicos

básicos en un entorno relevante – Movilización de la cadena de suministro

En laboratorio, con una validación de sistema similar en un entorno de

trabajo real

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Nivel de madurez

de la tecnología

- TRL


6

Tecnología demostrada en un entorno relevante (entorno industrial

relevante en el caso de las tecnologías facilitadoras esenciales)

Pruebas a escala intermedia del sistema al completo en un entorno marino. P. ej.,

olas de escala ¼ en la Bahía de Galway o en Nissum Breding o de escala 1/10 en

Strangford Lough

Demostración del prototipo o del modelo de sistema tecnológico en un entorno

relevante – Interacción con el cliente

A escala de fabricación/proyecto piloto, con demostración del modelo

o el prototipo del sistema en un entorno de trabajo real

7 Demostración del prototipo del

sistema en un entorno de funcionamiento

Pruebas del prototipo a escala real en emplazamiento marino de prueba

Demostración del prototipo del sistema tecnológico en un entorno de

funcionamiento - Prueba en el mar

Demostración a escala real o de la tecnología del prototipo en un

entorno de funcionamiento real

Table 2. (Sigue). Definición de los distintos niveles de la escala TRL en las principales escalas empleadas en este documento.

Nivel de madurez

de la tecnología

- TRL


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Nivel de madurez

de la tecnología

- TRL


8 Sistema completo y calificado La unidad a escala real precomercial

cumple con los MRL

Sistema tecnológico completo y calificado mediante pruebas y demostración - Operaciones marinas completas y

calificadas mediante pruebas y demostración.

Sistema completo y calificado listo para su despliegue mediante pruebas

y demostración

9

Sistema probado en entorno operacional (fabricación competitiva

en el caso de las tecnologías facilitadoras esenciales); o in situ

Pequeñas instalaciones a escala real

Rendimiento operacional y fiabilidad de una instalación Demostrada - Plan de

negocios totalmente exento de riesgos para el despliegue de instalaciones a escala

comercial

Tecnología operacional, por encima de la gama completa de las

condiciones de vida útil esperadas

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4. INVENTARIO Y EVALUACIÓN DE LA TECNOLOGÍA

Las tecnologías evaluadas en este informe pueden clasificarse en las tres categorías

siguientes:

1. Tecnologías de energía mareomotriz: estas tecnologías transforman en

electricidad la fuerza cinética de las mareas y también la energía potencial de las

cabezas de agua atrapadas en cuencas.

2. Tecnologías de energía undimotriz: convierten la energía de las olas en

electricidad. Esto se logra bien en alta mar, cerca de la costa o en la franja de tierra

costera.

3. Tecnologías de energía eólica: convierten la fuerza cinética del viento en

electricidad. Se trata bien de dispositivos costeros fijos anclados al lecho marino o

de dispositivos flotantes. A diferencia de los dispositivos eólicos costeros fijos

anclados al lecho marino, los dispositivos flotantes emplean una combinación de

anclaje y flotabilidad para estabilizarse, en vez de ir fijos al fondo mediante bases

rígidas. De este modo pueden aprovechar los recursos eólicos en aguas más

profundas.

Dispositivos de Gran altitud - generalmente empleando diseños tipo cometa, no

entran dentro del ámbito del proyecto, por lo que no se enumeran en el presente

documento.

4.1 Energía mareomotriz

4.1.1 Recursos energéticos y ubicación

Un estudio realizado por la Comisión Europea evaluando los recursos mareomotrices

en 106 puntos en toda Europa con características predefinidas que las hacían

adecuadas para la explotación de la energía mareomotriz estimó la cantidad de

recursos explotable en dichas ubicaciones en 48 TWh anuales (European Commission).

La capacidad agregada de estos lugares proporcionó una cifra de más de 12.000 MW

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de capacidad instalada de las turbinas mareomotrices. Un estudio más reciente

realizado por Black & Veatch (Black & Veatch for Carbon Trust) sugiere una cantidad de

recursos extraíbles en Reino Unido de 22 TWh por corriente mareomotriz, empleando

una metodología modificada y más exacta. Irlanda, Italia, Filipinas y Japón son otros de

los países con muchos recursos de este tipo. La siguiente figura muestra la amplitud

mareomotriz media de 237 puntos en las costas de Europa. Estos puntos se

encuentran a 50-100 km de la costa y la distancia entre sí es de unos 100 km.

Figure 1. Distribución de los recursos mareomotrices. Fuente: www.aquaret.com.

4.1.2 Tecnología

a) Embalse de mareas

Las tecnologías de embalse de mareas emplean la energía potencial de las cabezas de

agua atrapadas en cuencas para generar electricidad cuando sube o baja la marea

empleando turbinas hidroeléctricas de cabezal bajo. Preferentemente ubicadas en

lugares en las que la amplitud de las mareas es elevada y las aguas son poco

profundas, las cuencas pueden ser diques en estuarios, lagunas intermareales

construidas junto a la playa sin obstruir el estuario o lagunas artificiales en alta mar.

http://www.aquaret.com/

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Figure 2. Esquema de un embalse de mareas. Fuente: http://www.aquaret.com/.

b) Energía mareomotriz

Las tecnologías mareomotrices transforman la fuerza cinética de las mareas en

electricidad. El mejor lugar para ubicarlas es allí donde la amplitud de mareas es mayor

y las corrientes se ven amplificadas mediante el efecto embudo de la costa y el lecho

marino.

Las tecnologías mareomotrices incluyen 6 tipos de tecnologías diferentes:

1. Turbina de eje horizontal: estos dispositivos funcionan como las turbinas eólicas

convencionales y algunos son muy similares en diseño. Se coloca la turbina en la

zona de corriente y esta la hace girar sobre un eje horizontal (Figure 3).

Figure 3. Esquema de una turbina de eje horizontal. Fuente: http://www.aquaret.com/.

2. Turbina de eje vertical (Flujo transversal): estos dispositivos utilizan el mismo

principio que las turbinas de eje principal, pero tienen un eje de rotación vertical

(Figure 4).



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18

Figure 4. Esquema de una turbina de eje vertical. Fuente: http://www.aquaret.com/.

3. Sistema hidrodinámico oscilante (Hydrofoil) – Estos dispositivos emplean un

sistema hidrodinámico montado sobre un brazo oscilante. La oscilación resultante

se transforma en energía (Figure 5).

Figure 5. Esquema del sistema hidrodinámico oscilante. Fuente: http://www.aquaret.com/.

4. Palas en forma de esfera (Tipo Venturi) – Este sistema aumenta la velocidad y

reduce la presión del flujo al emplear un dispositivo de tipo embudo. La energía se

produce por acción directa de una turbina o, a veces, una turbina aérea que

emplea el diferencial de presión (Figure 6).



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Figure 6. Esquema del sistema tipo Venturi. Fuente: http://www.aquaret.com/.

5. Tornillo de Arquímedes: dispositivo helicoidal con forma de sacacorchos (con una

superficie helicoidal que rodea un eje cilíndrico) que genera poder a partir de las

corrientes marinas a medida que el agua sube por la espiral, haciendo girar las

turbinas (Figure 7).

Figure 7. Esquema del tornillo de Arquímedes. Fuente: http://www.aquaret.com/.

6. Cometa mareomotriz: este sistema emplea turbinas de eje horizontal unidas a una

cometa subacuática. El movimiento de la cometa se emplea para acelerar la

velocidad aparente del flujo de agua que atraviesa la turbina y genera energía

(Figura 8).



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Figure 8. Esquema de una cometa mareomotriz. Fuente: http://www.aquaret.com/.

WavEC ha llevado a cabo una evaluación pormenorizada de los niveles TRL por tipo de

tecnología - que actualiza regularmente - empleando la clasificación TRL ESBI,

considerada más adecuada para las tecnologías undimotriz y mareomotriz (Table 3).

Las tecnologías de embalse de mareas y lagunas se han clasificado como de nivel TRL 9,

aunque no cuentan aún con demostradores, puesto que están muy cerca de diques

estuarios con plantas comerciales que llevan en funcionamiento más de 40 años. Por

ello no se tienen en cuenta en los estudios de casos sobre tecnologías novedosas que

aparecen a continuación.

Table 3. TRL máximo de las tecnologías mareomotrices alcanzado por tipo de tecnología. Fuente: WavEC, 2015, The ESBI TRL classification.

Tipo de tecnología mareomotriz Nivel de madurez de la

tecnología - TRL

Embalse de mareas 9

Turbina de eje horizontal 8

Turbina de eje vertical (flujo transversal) 5

Hidrodinámico oscilante (Hydrofoil) 5

Palas en forma de esfera (tipo Venturi) 8

Tornillo de Arquímedes 5

Cometa mareomotriz 5


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4.1.3 Estudios de casos y TRL

La Table 4 revisa las tecnologías mareomotrices actuales con un TRL de entre 5 y 9. El

número total de tecnologías es 62, pero solo 14 de ellas tienen un TRL confirmado por

encima de 5 (Table 9). La mayoría de ellas (10) son turbinas horizontal, 2 son de palas

en forma de esfera (tipo Venturi) y solo una pertenece al tipo sistema hidrodinámico

oscilante y cometa mareomotriz.

Los dos únicos proyectos de energía mareomotriz con TRL 7-9 son el proyecto EMEC

Andritz Hydro Hammerfest (Table 5 y Figure 9) y el proyecto Seagen Strangford Lough

project (Table 6 y Figure 10).

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Table 4. Tecnologías de energía mareomotriz y TRL asociado. Fuente: WavEC, 2015, empleando la clasificación TRL ESBI.

Desarrollador Nombre Clasificación Nivel de madurez de la tecnología - TRL TRL obtenido

ALSTOM Holdings SA DeepGen 1MW A: Turbina de eje horizontal 7 Quizá

ALSTOM Holdings SA DeepGen 500 A: Turbina de eje horizontal 7 Quizá

Andritz Hydro Hammerfest HS1000 A: Turbina de eje horizontal 7 Sí

Andritz Hydro Hammerfest HS300 A: Turbina de eje horizontal 6 Sí

Atlantis Resource Ltd. AK1000 A: Turbina de eje horizontal 5 No

Atlantis Resource Ltd. AR1000 A: Turbina de eje horizontal 5 Quizá

Atlantis Resource Ltd. AR-1500 A: Turbina de eje horizontal 6 No se ha probado

Hydra Tidal Straum AS Morild II A: Turbina de eje horizontal 5 No hay datos

Hyundai Heavy Industries Prototipo mareomotriz HHI

Tidal Prototype 500 A: Turbina de eje horizontal 5 No hay datos

Kawasaki Heavy Industries, Ltd Turbina mareomotriz KHI A: Turbina de eje horizontal 6 No se ha probado

Marine Current Turbines Ltd. SeaFlow A: Turbina de eje horizontal 6 Sí

SeaGeneration (Kyle Rea) Ltd - Marine Current Turbines Ltd.

SeaGen S 1.2 MW A: Turbina de eje horizontal 8 Sí

Marine Current Turbines Ltd. SeaGen S 2 MW A: Turbina de eje horizontal 7 No se ha probado

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Table 4. (Sigue). Tecnologías de energía mareomotriz y TRL asociado. Fuente: WavEC, 2015, empleando la clasificación TRL ESBI.


Scotrenewables Tidal Power Ltd. Escala SR 1/5 A: Turbina de eje horizontal 5 Sí

Nautricity Ltd. CorMat A: Turbina de eje horizontal 5 Quizá

Nautricity Ltd. CoRMaT escala 1/7 A: Turbina de eje horizontal 5 Quizá

Nova Innovation Ltd. NOVA 30 A: Turbina de eje horizontal 5 No hay datos

Nova Innovation Ltd. Nova M100 A: Turbina de eje horizontal 7 No se ha probado

Ocean Renewable Power Company

TidGen 001 - Prototipo TidGen TGU

A: Turbina de eje horizontal 5 No hay datos


Prototipo OCGen TGU A: Turbina de eje horizontal 5 No


Beta TidGen TGU A: Turbina de eje horizontal 5 Quizá

Oceanflow Energy Ltd. Evopod E1 1:10 A: Turbina de eje horizontal 5 Quizá

Oceanflow Energy Ltd. Evopod E35 A: Turbina de eje horizontal 5 No se ha probado

Scotrenewables Tidal Power Ltd. SR 250 A: Turbina de eje horizontal 6 Sí

Tocardo International BV Prototipor T100 Smart

Reverse A: Turbina de eje horizontal 6 Sí

Tocardo International BV Prototipo T100 U A: Turbina de eje horizontal 6 Sí

SABELLA SAS Sabella D10 A: Turbina de eje horizontal 7 En prueba

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SABELLA SAS Sabella D03 A: Turbina de eje horizontal 5 Quizá

Tocardo International BV T50 - 2800 A: Turbina de eje horizontal 6 Sí

Scotrenewables Tidal Power Ltd. SR 2000 A: Turbina de eje horizontal 7 No se ha probado

Verdant Power Inc. KHPS Gen4 A: Turbina de eje horizontal 6 Sí

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25



Tocardo International BV T100 DD700 A: Turbina de eje horizontal 6 Quizá

Swanturbines Turbina mareomotriz Cygnus

Inshore A: Turbina de eje horizontal 5

No se ha probado

Tidal Energy Ltd Prototipo DeltaStream A: Turbina de eje horizontal 5 No hay datos

Tocardo International BV T200 DD1000 A: Turbina de eje horizontal 6 No se ha probado

Tocardo International BV T500 DD1600 A: Turbina de eje horizontal 6 No se ha probado

Verdant Power Inc. KHPS Gen3 A: Turbina de eje horizontal 5 No

Verdant Power Inc. KHPS Gen5 A: Turbina de eje horizontal 6 No

Voith Hydro Ocean Current Technologies GmbH & Co. KG

HyTide A: Turbina de eje horizontal 7 No

Voith Hydro Ocean Current Technologies GmbH & Co. KG

HyTide escala 1:3 A: Turbina de eje horizontal 5 No

IHC Tidal Energy B.V OceanMill 30 kW B: Turbina de eje vertical (flujo

transversal) 5 Quizá

Neptune Renewable Energy Prototipo Proteus escala

1:10 B: Turbina de eje vertical (flujo


New Energy Corporation Inc. ENC-025 B: Turbina de eje vertical (flujo


New Energy Corporation Inc. ENC-250 B: Turbina de eje vertical (flujo 5 No se ha

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26

transversal) probado

BioPower System Pty Ltd bioSTREAM 250 C: Hidrodinámico oscilante

(Hydrofoil) 5

No se ha probado

Mareomotriz por pulsos Pulse-Stream 100 C: Hidrodinámico oscilante

(Hydrofoil) 5 Sí

Clean Current Power Systems CC025A D: Palas en forma de esfera

(tipo Venturi) 5 Quizá



Clean Current Power Systems CC3P5 D: Palas en forma de esfera





(tipo Venturi) 6 No

Deepwater Energy BV Oryon Watermill Piloto D: Palas en forma de esfera

(tipo Venturi) 5 No hay datos

OpenHydro Group Ltd. Turbina de centro abierto 16 D: Palas en forma de esfera

(tipo Venturi) 8

No se ha probado


(tipo Venturi) 5 No

OpenHydro Group Ltd. L'Arcouest D: Palas en forma de esfera

(tipo Venturi) 5 Sí

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(tipo Venturi) 5 Sí

Flumill AS Modelo a escala Flumill F2 C: Tornillo de Arquímedes 5 No

Minesto AB Prototipo Deep Green escala

1/4 F: Cometa mareomotriz 5 Quizá

Minesto AB Deep Green a escala real F: Cometa mareomotriz 5 No se ha probado

Minesto AB Prototipo Deep Green 1:10 F: Cometa mareomotriz 5 Sí

Atlantis Resource Ltd. AN-400 Nereus II G: Otro 5 No hay datos

Atlantis Resource Ltd. AN-150 Nereus I G: Otro 5 No hay datos

Atlantis Resource Ltd. Aquanator G: Otro 5 Quizá

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Table 5. Descripción del proyecto EMEC Andritz Hydro Hammerfest.

NOMBRE DEL PROYECTO EMEC Andritz Hydro Hammerfest

PAÍS Escocia

UBICACIÓN Zona de prueba Fall of Warness Tidal Energy (Orkney)

LATITUD 59.132

LONGITUD -2,77500

DESARROLLADOR Andritz Hydro Hammerfest

TECNOLOGÍA Turbina de eje horizontal

MODELO DEL DISPOSITIVO Andritz Hydro Hammerfest: HS1000

DISPOSITIVO/PROYECTO_NOMBRE Andritz EMEC test

FIJACIÓN AL LECHO MARINO Base anclada al lecho marino/de gravedad

AÑO DE INICIO 2011

AÑO DE FINALIZACIÓN 2016

ESCALA DEL PROYECTO Precomercialización

ESCALA DEL DISPOSITIVO Prototipo a gran escala

EVALUACIÓN AMBIENTAL Agosto de 2014

DECLARACIÓN AMBIENTAL Diciembre de 2014

ESTADO Proyecto completo

CAPACIDAD DEL PROYECTO (KW) 1000

PÁGINA WEB http://www.hammerfeststrom.com

Fuente: http://www.emec.org.uk/

Figure 9. Proyecto EMEC Andritz Hydro Hammerfest.

http://www.hammerfeststrom.com/

http://www.emec.org.uk/

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29

Table 6. Descripción del proyecto Seagen Strangford Lough

NOMBRE DEL PROYECTO Seagen Strangford Lough

PAÍS Irlanda del Norte

UBICACIÓN Strangford Lough (cerca de Portaferry)

LATITUD 54.365

LONGITUD -5.544

DESARROLLADOR Marine Current Turbines

TECNOLOGÍA Turbina de eje horizontal

MODELO DEL DISPOSITIVO Siemens MCT: SeaGenU

FIJACIÓN AL LECHO MARINO Montado sobre pilotes

AÑO DE INICIO 2008

AÑO DE FINALIZACIÓN No procede

ESCALA DEL PROYECTO Comercialización


DECLARACIÓN AMBIENTAL 2005

ESTADO Operativa


PÁGINA WEB http://www.seageneration.co.uk/

Fuente: http://www.seageneration.co.uk/

Figure 10. Proyecto Seagen Strangford Lough.

http://www.seageneration.co.uk/

http://www.seageneration.co.uk/

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30

4.2 Tecnologías undimotrices


Según el WEC (World Energy Council), la energía total de los recursos undimotrices en

aguas profundas (esto es, 100 m o más) se ha estimado entre un 1 y un 10 TW,

mientras que los recursos explotables desde un punto de vista económico van de 140-

750 TWh·yr-1 para los diseños actuales de dispositivos totalmente maduros y podrían

llegar hasta 2.000 TWh·yr-1, si se implementaran todas las mejoras potenciales en los

dispositivos existentes.

Según la orientación de la costa con respecto al mar abierto y la latitud, ciertos países

están bien preparados para la conversión de la energía undimotriz, mientras que otros

no tienen potencial para la fase inicial (Figure 11). Los países mejor preparados para la

conversión de la energía undimotriz son Reino Unido, Irlanda, Noruega, Nueva

Zelanda, el sur de Australia y Chile, seguidos por el norte de España, Francia, Portugal,

las costas de América del norte y América del sur y Sudáfrica.

Figure 11. Distribución de los recursos undimotrices. Fuente: www.aquaret.com.


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31

4.2.2 Tipos de tecnologías

Según se ha mencionado anteriormente, las tecnologías de energía undimotriz:

convierten la fuerza de las olas en energía. Esto se logra mediante dispositivos situados

en alta mar, cerca de la costa o en la franja de tierra costera. Podemos identificar 7

tecnologías principales:

1. Los atenuadores son dispositivos largos que se alinean en perpendicular al

frente de oleaje. Cuando las olas los atraviesan, deforman los dispositivos y la

constricción resultante se transforma en energía (Figure 12).

Figure 12. Esquema del atenuador de olas. Fuente: http://www.aquaret.com/.

2. Los amortiguadores de punto son pequeños dispositivos flotantes (menores

que la longitud de onda típica) cuyo movimiento se transforma en energía por

acción del oleaje en o cerca de la superficie (Figure 13).


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32

Figure 13. Esquema del amortiguador de punto. Fuente: http://www.aquaret.com/.

3. Los convertidores de tensión oscilante undimotriz son colectores situados

cerca de la superficie que van montados sobre un brazo pivotante colocado en

el lecho marino. Oscilan cada vez que pasan las olas y generan energía (Figure

14).

Figure 14. Esquema del convertidor de tensión oscilante undimotriz. Fuente: http://www.aquaret.com/.

4. La columna de agua oscilante es una estructura hueca parcialmente

sumergida. Se abre al mar por debajo de la superficie para poder albergar el

aire que queda atrapado por encima de la columna de agua. Las olas hacen que

la columna se eleve y baje, actuando como un pistón y comprimiendo y

descomprimiendo el aire, que pasa por una turbina eólica para generar energía

(Figure 15).

Figure 15. Esquema de la columna de agua oscilante. Fuente: http://www.aquaret.com/.




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33

5. Los dispositivos de diferencial de presión sumergidos son los típicos

dispositivos sumergidos en zonas cercanas a la costa. El movimiento de las olas

hace que el nivel del mar suba y baje, induciendo un diferencial de presión que

hace que el dispositivo suba y baje también y es este movimiento lo que genera

la energía (Figure 16).

Figure 16. Esquema de dispositivo de diferencial de presión sumergido. Fuente: http://www.aquaret.com/.

6. Masa en rotación: se emplean dos formas de rotación para capturar energía

mediante el movimiento del dispositivo al balancearse sobre las olas. Este

movimiento da lugar a un desplazamiento excéntrico del peso o bien un

giroscopio genera una precesión giroscópica. En ambos casos, el movimiento va

ligado a un generador eléctrico en el interior del dispositivo (Figure 17).

Figure 17. Esquema de los dispositivos de masa en rotación. Fuente: http://www.aquaret.com/.

7. Los dispositivos de sobrepaso constan de muros sobre los cuales pasa el agua,

creando un frente de oleaje que se convierte en energía gracias a una turbina



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de cabezal bajo. Los colectores pueden emplearse para concentrar el flujo

(Figure 18).

Figure 18. Esquema de dispositivo de sobrepaso. Fuente: http://www.aquaret.com/.

WavEC ha llevado a cabo una evaluación pormenorizada de los niveles TRL por tipo de

tecnología - que actualiza regularmente - empleando la clasificación TRL ESBI,

(considerada más adecuada para las tecnologías undimotriz y mareomotriz). La

siguiente tabla proporciona el nivel máximo de TRL alcanzado por cada tipo de

tecnología.

Table 7. Nivel máximo de TRL del convertidor undimotriz alcanzado por tipo de dispositivo – Fuente: WavEC

Tecnología de convertidor undimotriz Nivel de madurez de la

tecnología - TRL

Atenuador 8

Amortiguador de punto 7

Convertidor de tensión oscilante undimotriz 8

Columna de agua oscilante 7

Diferencial de presión sumergido 6

Masa en rotación 6

Dispositivo de sobrepaso 6

4.2.3 Estudios de casos y TRL

En la Table 8 se ofrece una revisión de las tecnologías undimotrices actuales con un

TRL de entre 5 y 9. El número total de tecnologías es 94, pero solo 30 de ellas tienen

un TRL confirmado por encima de 5 (Table 9). La mayoría de ellas (17) son

amortiguadores de punto, 4 son atenuadores, 3 son de tipo convertidor de tensión


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oscilante undimotriz, 4 son de tipo columna de agua oscilante y solo uno es de tipo

dispositivo de sobrepaso terminador y masa en rotación. Solo 6 proyectos tienen un

nivel maduro TRL 7-9. Estos son:

a) EMEC Pelamis Wave Power (Table 10 y Figure 19).

b) EMEC Seatricity (Table 11 y Figure 20).

c) Central undimotriz de Mutriku (Table 12 y Figure 21).

d) LIMPET OWC (Table 13 y Figure 22).

e) PICO OWC (Table 14 y Figure 23).

f) Penguin (Table 15 y Figure 24).

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36

Table 8. Tecnologías de energía undimotriz y TRL asociado. Fuente: WavEC, 2015 empleando la clasificación TRL ESBI.


Dexawave A/S DexaWave 1:10 A: Atenuador 5 Quizá

Dexawave A/S DexaWave 1:5 A: Atenuador 5 Sí

Floating Power Plant AS Poseidon 37 A: Atenuador 6 Sí

Pelamis Wave Power Ltd. Pelamis P1 A: Atenuador 8 No

E. ON & Scottish Power Renewables - Pelamis Wave Power Ltd

Pelamis P2 A: Atenuador 7 Sí

Pelamis Wave Power Ltd. Prototipo Pelamis 1:7 A: Atenuador 5 Sí

40South Energy Srl D100t B: Amortiguador de punto 6 No

40South Energy Srl H24 B: Amortiguador de punto 6 No se ha probado

40South Energy Srl R115 B: Amortiguador de punto 6 No se ha probado

40South Energy Srl Y25t B: Amortiguador de punto 5 No

40South Energy Srl Prototipo R115 B: Amortiguador de punto 6 Sí

Albatern Wave Energy Ltd. SQUID/WaveNET - Series 6 B: Amortiguador de punto 5 Sí

Albatern Wave Energy Ltd. WaveNET 1:7 B: Amortiguador de punto 5 Sí

AquaGen Technologies Pty Ltd Prototipo SurgeDrive B: Amortiguador de punto 5 Quizá

AWS Ocean Energy Archimedes Wave Swing (AWS) B: Amortiguador de punto 7 No

Carnegie Wave Energy Ltd CETO 3 B: Amortiguador de punto 6 Quizá

Carnegie Wave Energy Ltd CETO 2 piloto B: Amortiguador de punto 5 No

Carnegie Wave Energy Ltd CETO 5 B: Amortiguador de punto 7 No

Columbia Power Technologies SeaRay Gen 3.1 B: Amortiguador de punto 5 Quizá

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Inc.

Table 8. (Sigue). Tecnologías de energía undimotriz y TRL asociado. Fuente: WavEC, 2015 empleando la clasificación TRL ESBI.


COPPE Subsea Technology Laboratory

COPPE Pecém B: Amortiguador de punto 6 Quizá

Carnegie Wave Energy Ltd CETO 4 B: Amortiguador de punto 6 No

Eco Wave Power WaveClapper B: Amortiguador de punto 6 No

Eco Wave Power PowerWing B: Amortiguador de punto 6 No

Fred.Olsen Renewables BOLT 2 B: Amortiguador de punto 7 No se ha probado

Fred.Olsen Renewables BOLT 2 Lifesaver B: Amortiguador de punto 6 Sí

Fred.Olsen Renewables B22 B: Amortiguador de punto 5 Quizá

Fred.Olsen Renewables BOLT 1 B: Amortiguador de punto 6 Sí

Fred.Olsen Renewables Buldra - FO3 B: Amortiguador de punto 6 Sí

Fred.Olsen Renewables B33 B: Amortiguador de punto 5 No

Ocean Power Technologies, Inc. PB40 B: Amortiguador de punto 6 Sí

Ocean Power Technologies, Inc. PB150 - Mark 3 B: Amortiguador de punto 6 No

Oregon State University OSU L10 B: Amortiguador de punto 5 Sí

Oscilla Power, Inc. OPI TDU2 B: Amortiguador de punto 6 Quizá

Oscilla Power, Inc. OPI Gen 1 B: Amortiguador de punto 5 Quizá

Perpetuwave Power Wave Harvester 1:4 B: Amortiguador de punto 5 Quizá

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RESEN Energy LOPF-06-70W B: Amortiguador de punto 5 No hay datos

Seabased AB Seabased 25 B: Amortiguador de punto 6 No

Seabased AB Seabased - Maren B: Amortiguador de punto 6 No

Seabased AB Seabased Lysekill B: Amortiguador de punto 6 Sí



Seatricity Ltd. Oceanus 1 B: Amortiguador de punto 7 Sí

Seatricity Ltd. Prototipo Oceanus B: Amortiguador de punto 5 Sí

Resolute Marine Energy Inc Prototipo AirWEC B: Amortiguador de punto 5 No hay datos

Seatricity Ltd. Oceanus 2 B: Amortiguador de punto 7 No

Spindrift Energy Prototipo Spindrift Energy Device B: Amortiguador de punto 5 No

Trident Energy Ltd Trident Energy 5 B: Amortiguador de punto 7 No

Trident Energy Ltd Trident LG WEC B: Amortiguador de punto 6 No se ha probado

Wave Energy Technology New Zealand

WET-NZ MDEF 1/2 NZ B: Amortiguador de punto 6 Sí


WET-NZ PoC - Modelo Goalpost B: Amortiguador de punto 5 Sí


WET-NZ PSAF 1/4 B: Amortiguador de punto 5 Sí


WET-NZ MDEF 1/2 US B: Amortiguador de punto 6 Quizá

Wave Rider Energy Pty Ltd. Wave Rider piloto B: Amortiguador de punto 6 Quizá

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Wave Star Energy A/S WaveStar 1:10 B: Amortiguador de punto 5 Sí

Wave Star Energy A/S WaveStar 1:2 - 2 flotadores B: Amortiguador de punto 6 Sí

Wavebob Ltd. Wavebob, maqueta a escala 1:17th B: Amortiguador de punto 5 No hay datos

Wavebob Ltd. Wavebob ADM B: Amortiguador de punto 6 Sí

Wedge Global W200 B: Amortiguador de punto 6 Quizá

Aquamarine Power Ltd. Oyster 800 C: Convertidor de tensión oscilante undimotriz

8 No

Aquamarine Power Ltd. Oyster 315 C: Convertidor de tensión oscilante undimotriz

7 Quizá

AW-Energy Oy WaveRoller WR1 C: Convertidor de tensión oscilante undimotriz

6 Sí



AW-Energy Oy WaveRoller 3x100 C: Convertidor de tensión oscilante undimotriz

7 Quizá


6 Sí

BioPower System Pty Ltd bioWave 250 C: Convertidor de tensión oscilante undimotriz

6 No se ha probado

Langlee Wave Power AS Langlee Robusto C: Convertidor de tensión oscilante undimotriz

6 No se ha probado

AW-Energy Oy Prototipo WaveRoller 1:3 C: Convertidor de tensión oscilante undimotriz

5 No hay datos

Resolute Marine Energy Inc SurgeWEC 30kW C: Convertidor de tensión oscilante undimotriz

5 No se ha probado

Resolute Marine Energy Inc Prototipo SurgeWEC 17,5m2 C: Convertidor de tensión 5 Sí

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oscilante undimotriz

Resolute Marine Energy Inc SurgeWEC C: Convertidor de tensión oscilante undimotriz

7 No se ha probado

Resolute Marine Energy Inc Prototipo SurgeWEC 3,8m2 C: Convertidor de tensión oscilante undimotriz

5 Quizá

Energía undimotriz WERPO SDE 150 WEC C: Convertidor de tensión oscilante undimotriz

6 No hay datos


6 No hay datos


6 No hay datos


6 No hay datos

Energía undimotriz LEANCON Prototipo LEANCON 1:10 D: Columna de agua oscilante 5 No se ha probado

Ocean Energy Ltd Boya tipo OE Buoy 1:4 D: Columna de agua oscilante 6 Sí

Ocean Energy Ltd Boya tipo OE Buoy a escala real D: Columna de agua oscilante 7 No se ha probado

Oceanlinx Limited ogWave MK2 D: Columna de agua oscilante 5 No

Oceanlinx Limited blueWave MK3 PC D: Columna de agua oscilante 6 No

Oceanlinx Limited greenWave D: Columna de agua oscilante 7 No

Oceanlinx Limited greenWave MK1 D: Columna de agua oscilante 7 Quizá



Voith Hydro Wavegen Limited Mutriku OWC D: Columna de agua oscilante

8 Sí

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Voith Hydro Wavegen Limited LIMPET OWC D: Columna de agua oscilante

7 Sí

WavEC Offshore Renewables PICO OWC D: Columna de agua oscilante

7 Sí

WaveDragon ApS WaveDragon 1:4.5 C: Dispositivo de sobrepaso/terminador

5 Sí

Bombora WavePower Bombora WEC F: Diferencial de presión sumergido

6 No se ha probado

Offshore Wave Energy Ltd OWEL WEC 350kW D: Columna de agua oscilante

6 No se ha probado

Bombora WavePower Prototipo Bombora WEC F: Diferencial de presión

sumergido 5 No se ha probado

M3 Wave Energy Systems LLC Dispositivo undimotriz APEX F: Diferencial de presión

sumergido 5 Quizá

Neptune Wave Power LLC Neptune WECD Modelo 3.1 H: Masa en rotación 5 No hay datos

Oceantec Energías Marinas, S.L. Prototipo Oceantec Rotating Mass WEC

1:4 H: Masa en rotación 6 Quizá

Wello OY Penguin H: Masa en rotación 7 Sí

Wello OY Baby Penguin H: Masa en rotación 5 No hay datos

AWS Ocean Energy AWS-III 1:9 I: Otro 5 Quizá

AWS Ocean Energy AWS-III 1:2 I: Otro 6 No

Ocean Harvesting Technologies AB

OHT (a escala real) I: Otro 5 No se ha probado

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Table 9. TRL confirmado para tecnologías de energía undimotriz. Fuente: WavEC, 2015 empleando la clasificación TRL ESBI.


Dexawave A/S DexaWave 1:5 A: Atenuador 5 Sí

Floating Power Plant AS Poseidon 37 A: Atenuador 6 Sí

E. ON & Scottish Power Renewables - Pelamis Wave Power Ltd.

Pelamis P2 A: Atenuador 7 Sí

Pelamis Wave Power Ltd. Prototipo Pelamis 1:7 A: Atenuador 5 Sí

40South Energy Srl Prototipo R115 B: Amortiguador de punto 6 Sí

Albatern Wave Energy Ltd. SQUID/WaveNET - Series 6 B: Amortiguador de punto 5 Sí

Albatern Wave Energy Ltd. WaveNET 1:7 B: Amortiguador de punto 5 Sí

Fred.Olsen Renewables BOLT 2 Lifesaver B: Amortiguador de punto 6 Sí

Fred.Olsen Renewables BOLT 1 B: Amortiguador de punto 6 Sí

Fred.Olsen Renewables Buldra - FO3 B: Amortiguador de punto 6 Sí

Ocean Power Technologies, Inc. PB40 B: Amortiguador de punto 6 Sí

Oregon State University OSU L10 B: Amortiguador de punto 5 Sí

Seabased AB Seabased Lysekill B: Amortiguador de punto 6 Sí

Seatricity Ltd. Oceanus 1 B: Amortiguador de punto 7 Sí

Seatricity Ltd. Prototipo Oceanus B: Amortiguador de punto 5 Sí


WET-NZ MDEF 1/2 NZ B: Amortiguador de punto 6 Sí


WET-NZ PoC - Modelo Goalpost B: Amortiguador de punto 5 Sí


WET-NZ PSAF 1/4 B: Amortiguador de punto 5 Sí

Wave Star Energy A/S WaveStar 1:10 B: Amortiguador de punto 5 Sí

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Wave Star Energy A/S WaveStar 1:2 - 2 flotadores B: Amortiguador de punto 6 Sí

Table 9. (Sigue). TRL confirmado para tecnologías de energía undimotriz. Fuente: WavEC, 2015 empleando la clasificación TRL ESBI.


Wavebob Ltd. Wavebob ADM B: Amortiguador de punto 6 Sí


6 Sí


6 Sí

Resolute Marine Energy Inc Prototipo SurgeWEC 17,5m2 C: Convertidor de tensión oscilante undimotriz

5 Sí

Ocean Energy Ltd Boya OE Buoy 1:4 D: Columna de agua oscilante 6 Sí

Voith Hydro Wavegen Limited Mutriku OWC D: Columna de agua oscilante 8 Sí

Voith Hydro Wavegen Limited LIMPET OWC D: Columna de agua oscilante 7 Sí

WavEC Offshore Renewables PICO OWC D: Columna de agua oscilante 7 Sí

WaveDragon ApS WaveDragon 1:4.5 C: Dispositivo de sobrepaso/terminador

5 Sí

Wello OY Penguin H: Masa en rotación 7 Sí

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Table 10. Descripción del proyecto undimotriz EMEC Pelamis Wave Power.

NOMBRE DEL PROYECTO EMEC Pelamis Wave Power3

PAÍS Escocia

UBICACIÓN Billia Croo, zona de pruebas de dispositivos undimotrices a 2 km de la costa de Orkney

LATITUD 58,9772

LONGITUD -3,38710

DESARROLLADOR DEL PROYECTO

E. ON y Scottish Power Renewables

DESARROLLADOR DE LA TECNOLOGÍA

Pelamis Wave Power

TECNOLOGÍA Atenuador

MODELO DEL DISPOSITIVO Pelamis: P2

AÑO DE INICIO Instalación E.ON en 2010; instalación Scottish Power Renewables en 2012





CAPACIDAD DEL PROYECTO (KW)

1500 (0,75 x 2 dispositivos a escala real)

PÁGINA WEB http://www.emec.org.uk/marine-energy/wave-and-tidal-projects/

Fuente: http://www.emec.org.uk/about-us/media-centre/gallery/

3http://tethys.pnnl.gov/sites/default/files/sites/Annex%20IV%20Metadata%20%20Orkney%20Pelamis_0.pdf

http://www.emec.org.uk/marine-energy/wave-and-tidal-projects/

http://www.emec.org.uk/about-us/media-centre/gallery/

http://tethys.pnnl.gov/sites/default/files/sites/Annex%20IV%20Metadata%20Orkney%20Pelamis_0.pdf

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Figure 19. Proyecto undimotriz EMEC Pelamis Wave Power.

Table 11. Descripción del proyecto EMEC Seatricity.

NOMBRE DEL PROYECTO EMEC Seatricity

PAÍS Escocia


LATITUD 58,9772

LONGITUD -3,3871

DESARROLLADOR DEL PROYECTO

Seatricity Ltd.

TECNOLOGÍA Amortiguador de punto

MODELO DEL DISPOSITIVO Oceanus

AÑO DE INICIO 2013






1000

PÁGINA WEB http://seatricity.com/

Fuente: http://seatricity.com/gallery/

http://seatricity.com/

http://seatricity.com/gallery/

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46

Figure 20. Proyecto EMEC Seatricity.

Table 12. Descripción del proyecto Central undimotriz Mutriku.

NOMBRE DEL PROYECTO Central undimotriz de Mutriku4

PAÍS España

UBICACIÓN Mutriku, Guipúzcoa (País Vasco)

LATITUD 43.312

LONGITUD -2.377

DESARROLLADOR DEL PROYECTO Ente Vasco de la Energía (EVE)

DESARROLLADOR DE LA TECNOLOGÍA Voith Hydro Wavegen Ltd.

TECNOLOGÍA Columna de agua oscilante

AÑO DE INICIO 2011



ESCALA DEL DISPOSITIVO Escala real

ESTADO Operativa

CAPACIDAD DEL PROYECTO (KW) 296 kW (16 turbinas)

4 http://tethys.pnnl.gov/sites/default/files/sites/Annex%20IV%20Metadata%20-%20Mutriku.pdf

http://tethys.pnnl.gov/sites/default/files/sites/Annex%20IV%20Metadata%20-%20Mutriku.pdf

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PÁGINA WEB http://www.eve.es

Fuente: Ente Vasco de la Energía (EVE)

Figure 21. Proyecto Central undimotriz Mutriku

http://www.eve.es/

http://www.google.es/url?sa=i&rct=j&q=&esrc=s&frm=1&source=images&cd=&cad=rja&uact=8&ved=0CAcQjRxqFQoTCI_38aellsYCFUy-FAodcQcAsw&url=http://www.eve.es/Proyectos-energeticos/Proyectos/Energia-Marina.aspx?lang=en-GB&am

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Table 13. Descripción del proyecto LIMPET OWC.

NOMBRE DEL PROYECTO Portnahaven, Islay5

PAÍS Reino Unido

UBICACIÓN Portnahaven, Islay

LATITUD 55,69

LONGITUD -6.522


Voith Hydro Wavegen Limited


MODELO DEL DISPOSITIVO Wavegen: LIMPET

AÑO DE INICIO 2010



ESCALA DEL DISPOSITIVO Prototipo en parte a escala, en parte preparado para operar

ESTADO Operativa


250

PÁGINA WEB http://voith.com

Fuente: https://commons.wikimedia.org/wiki/File:Wave_energy_power_plant,_Islay_-_geograph.org.uk_-_273216.jpg#/media/File:Wave_energy_power_plant,_Islay_-_geograph.org.uk_-

_273216.jpg

5 http://tethys.pnnl.gov/sites/default/files/publications/Islay_LIMPET_Report.pdf

http://voith.com/

https://commons.wikimedia.org/wiki/File:Wave_energy_power_plant,_Islay_-_geograph.org.uk_-_273216.jpg#/media/File:Wave_energy_power_plant,_Islay_-_geograph.org.uk_-_273216.jpg



http://tethys.pnnl.gov/sites/default/files/publications/Islay_LIMPET_Report.pdf

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Figure 22. Proyecto LIMPET OWC

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50

Table 14. Descripción del proyecto PICO OWC.

NOMBRE DEL PROYECTO PICO OWC6

PAÍS Portugal

UBICACIÓN Isla Pico, Azores

LATITUD 38.557

LONGITUD -28.446

DESARROLLADOR DEL PROYECTO WavEC Offshore Renewables


AÑO DE INICIO 1999



ESCALA DEL DISPOSITIVO Escala real

ESTADO Operativa


PÁGINA WEB http://www.pico-owc.net/

Fuente: http://www.pico-owc.net/

Figure 23. Proyecto PICO OWC.

6 http://mhk.pnnl.gov/sites/default/files/sites/Annex%20IV%20Metadata%20-%20Pico%20OWC_0.pdf

http://www.pico-owc.net/

http://www.pico-owc.net/

http://mhk.pnnl.gov/sites/default/files/sites/Annex%20IV%20Metadata%20-%20Pico%20OWC_0.pdf

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51

Table 15. Descripción del proyecto Penguin.

NOMBRE DEL PROYECTO Penguin

PAÍS Escocia


LATITUD 58,9772

LONGITUD -3,3871


Wello OY

TECNOLOGÍA Masa en rotación

MODELO DEL DISPOSITIVO Penguin

FIJACIÓN AL LECHO MARINO Flotante (anclaje flexible)

AÑO DE INICIO 2013

AÑO DE FINALIZACIÓN -



ESTADO Operativa


500

PÁGINA WEB http://www.wello.eu/en/penguin

Fuente: http://www.wello.eu/en/penguin

Figure 24. Proyecto Penguin.

http://www.wello.eu/en/penguin

http://www.wello.eu/en/penguin

http://www.google.es/url?sa=i&rct=j&q=&esrc=s&frm=1&source=images&cd=&cad=rja&uact=8&ved=0CAcQjRxqFQoTCK2x4sj0z8YCFQS6FAodYPsHsg&url=http://www.wavehub.co.uk/latest-news/fortum-takes-stake-in-wello-oy&ei=yWKfVe2o

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52

4.3 Tecnologías eólicas marinas


En 2014, Europa realizó la conexión integral a su red de 408 turbinas eólicas marinas

de nueve centrales eólicas distintas y de un proyecto de demostración, con una

capacidad total conjunta de 1.483 MW. Se instalaron 536 turbinas en 2014. Ahora

mismo hay 2.488 turbinas instaladas y conectadas a la red, lo cual da un total conjunto

de 8.045.3 MW en 74 centrales eólicas de 11 países europeos. Una vez completado el

proceso, los 12 proyectos de energía marina actualmente en construcción harán

aumentar la capacidad instalada en 2,9 GW, haciendo que el total de capacidad

europeo alcance los 10,9 GW (EWEA, The European Wind Energy Association). La

capacidad total instalada proveniente de las centrales de energía eólica hacia finales

de 2014 produciría, en condiciones de viento normales durante todo el año, 284 TWh

de electricidad, suficiente para cubrir un 10,2% del consumo eléctrico de la UE.

Téngase en cuenta que las centrales eólicas marinas producen por sí solas 29,6 TWh de

electricidad, lo cual cubre un 1,1% del consumo eléctrico de la UE (EWEA, The

European Wind Energy Association). Según Petersen and Malm (Petersen and Malm),

el desarrollo previsto en la costa atlántica europea sería de unos 50 GW hacia 2030.

Reino Unido posee el mayor número de turbinas (1.301) y capacidad conectada (4.494

MW), lo cual representa más de la mitad del total de capacidad eólica marina instalada

de Europa. Dinamarca le sigue con 1.271 MW (16%), y luego viene Alemania (1.049

MW, 13%). Noruega y Portugal poseen sendas turbinas flotantes a escala real (que

producen 2,3 MW y 2 MW respectivamente).

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53

Figure 25. Distribución de los recursos eólicos. Fuente: www.aquaret.com.

4.3.2 Tipos de tecnologías

a) Turbinas eólicas de eje horizontal

Estos sistemas son, con mucho, la forma más habitual de turbina eólica en uso en todo

el mundo hoy en día. La mayoría de turbinas eólicas en tierra firme en zonas costeras

son turbinas de tres palas y eje horizontal, siendo este también el diseño más común

para las turbinas en alta mar (Figure 26). Las modernas turbinas eólicas de eje

horizontal también incluyen diseños de una, dos y múltiples palas (Figure 27).

Figure 26. Esquema de la turbina eólica de eje horizontal con tres palas. Fuente: www.aquaret.com.



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54

Figure 27. Esquema de la turbina eólica de eje horizontal con dos palas. Fuente: www.aquaret.com.

b) Turbinas eólicas de eje vertical

Las turbinas eólicas de eje vertical se dividen también en dispositivos de

accionamiento por arrastre, elevación y dispositivos que emplean una combinación de

los dos métodos anteriores. Cada uno de estos dispositivos se fabrica en distintas

configuraciones y, a diferencia de las turbinas eólicas de eje horizontal, pueden

aprovechar el viento, sople en la dirección que sople, sin que haya que reposicionar el

rotor (Figure 28).

Figure 28. Esquema de una turbina de eje vertical. Fuente: www.aquaret.com.

c) Otros tipos de turbinas y sistemas híbridos

Los proyectos actualmente en desarrollo incluyen otros conceptos innovadores.

Se están probando los convertidores de energía eólica innovadores. Estos

incluyen conceptos de pala esférica, que aumentan la productividad de la



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55

turbina en base al diámetro y reducen el nivel de ruido (p. ej., el proyecto Wind

Lens, Japón).

Figure 29. Turbina esférica / Turbina "lente de viento" (Wind Lens). Fuente: https://commons.wikimedia.org/wiki/File:Wind_lens_pinwheel_A.jpg

También se están desarrollando sistemas híbridos, que combinan varias

fuentes de energía. Así, por ejemplo el sistema MODEC, en Japón, combina una

turbina eólica de eje vertical y un convertidor de energía de corrientes de eje

vertical.

d) Bases/cimientos y profundidad del agua

Por ahora, la instalación de turbinas eólicas marinas se ha limitado a aguas

relativamente poco profundas y se han empleado bases/cimientos anclados al fondo;

pero con la mayor experiencia actual y los desarrollos recientes, sobre todo los

relativos a las bases flotantes, las instalaciones en aguas más profundas ofrecen una

oportunidad con un gran potencial. Así se podrán aprovechar vientos más fuertes en

alta mar, proporcionando la oportunidad de desarrollar más áreas y minimizando el

impacto visual sobre tierra firme en la costa.

Muchos tipos de bases/cimientos fijos ya han alcanzado la madurez total. En Europa, a

finales de 2014, según el EWEA (EWEA, The European Wind Energy Association), había

2.486 turbinas marinas ancladas al fondo que empleaban como subestructura:

https://commons.wikimedia.org/wiki/File:Wind_lens_pinwheel_A.jpg

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56

Monopilares (el 79% de las turbinas), bases/cimientos por gravedad (el 10%),

estructuras tipo jacket/armazón (el 5%), trípodes (el 4%), pilares triples (el 2%).

La consultoría E-CUBE Strategy ha evaluado los TRL de los proyectos más relevantes:

Para los proyectos anclados al fondo, se ha tomado una selección de proyectos

existentes: turbinas ancladas al fondo sobre monopilares, cimientos por gravedad,

jacket/armazón, triple pilar en uso para grandes proyectos a escala comercial

durante más de dos años (y en algunos casos hasta 20 años), lo cual sitúa estas

tecnologías en el más alto nivel TRL.

Para los dispositivos flotantes, la Table 16 proporciona el nivel máximo de TRL

alcanzado por cada tipo de tecnología.

Table 16. Nivel máximo de TRL del convertidor undimotriz alcanzado por tipo de dispositivo – Fuente: Comunicación pública del desarrollador, análisis de E-CUBE.

Tecnología de convertidor undimotriz Nivel de madurez de la

tecnología - TRL

A:Mástil-eje horizontal WT 7-8

B: Plataforma semisumergible - Eje horizontal WT 8-9

C: Plataforma semisumergible - Eje vertical WT 7

C: Pierna tensada - plataforma sumergida 7

D: Híbrido 7

4.3.3 Estudios de casos y TRL: turbinas marinas ancladas al fondo

Las turbinas marinas ancladas al fondo se vienen desplegando desde 1991 en

instalaciones comerciales, y se benefician de la amplia experiencia con un amplio

abanico de modelos, tipos de bases/cimientos y gama de potencias y profundidades,

según se ilustra en la Table 17, que documenta una selección de proyectos que llevan

en funcionamiento más de dos años (parcialmente el BARD Offshore I) y en algunos

casos más de 20 años (siendo la central marina más antigua la de Vindeby Offshore

Wind Park en Dinamarca, puesta en marcha en 1991). Todos ellos pueden considerarse

de nivel TRL 9 y superior.

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57

4.3.4 Estudios de casos y TRL: tecnologías marinas flotantes

La tabla 18 muestra un resumen de las tecnologías eólicas marinas flotantes actuales

con un TRL de entre 5 y 9. Se analizaron veintitrés tecnologías y dieciséis se clasificaron

con un TRL superior a 5:

Tres de ellas son dispositivos con larguero de apoyo, anclaje por catenaria o pierna

tensada.

Nueve poseen plataformas semisumergibles con anclaje por catenaria,

incluyéndose en este grupo ocho turbinas de eje horizontal y una de eje vertical.

Dos de ellas constan de plataforma sumergida con pierna tensada.

Dos de ellas son sistemas híbridos.

Los siguientes proyectos tienen un TRL de entre 7 y 9:

Hywind Piloto (Table 19 y Figure 30).

Proyecto Demowfloat (Table 20 y Figure 31).

Proyecto Vertiwind (Table 21 y Figure 32).

Proyecto FORWARD Fase I (Table 22).

Proyecto FORWARD Fase II (Table 23).

Goto FOWT (Table 24).

SWAY (Table 25).

VolturnUS (Table 26 y Figure 33).

Modec SKWID (Table 27).

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Table 17. Selección de los proyectos comerciales existentes en la actualidad (fuente: Marina Platform - www.marina-platform.info).

Planta eólica Ubicació

n Modelo de turbina

Clasificación de la turbina

(MW) Número de turbinas

Profundidad del agua (m)

tipo de base/cimientos

Alpha Ventus DE Multibrid M5000 RE Potencia 5M 5 66 30 Armazón del trípode

Arklow Bank IE Energía GE 3,6 3,6 7 25 Monopilares

BARD en zona costera 1 DE Bard 5.0 5 80 40 Sobre tres pilares

Barrow Offshore Wind Reino Unido

Vestas V90 3 30 20 Monopilares

Beatrice Reino Unido

RE Potencia 5M 5 2 45 Armazón

Burbo Reino Unido

Siemens 3,6 25 8 Monopilares

Horns Rev I DK Vestas V80 2 80 14 Monopilares

Horns Rev II DK Siemens 2,3 91 17 Monopilares

Kentish Flats Reino Unido

Vestas V90 3 30 5 Monopilares

Nysted DK Siemens 2,3 72 10 Por gravedad

Thornton Bank BE Potencia RE 5m 5 60 10 Por gravedad

Lilligrund SE Siemens 2,3 48 10 Por gravedad

Lynn and Inner Dowsing Reino Unido

Siemens 3,6 54

Monopilares

Princess Amalia NL Vestas V80 2 60 24 Monopilares

Rhyll Flats Reino Unido

Siemens 3,6 25

Monopilares

Vindeby DK Ventaja inicial 450 0,45 11 4 Por gravedad

http://www.marina-platform.info/

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60

Table 18. Proyectos eólicos marinos innovadores y TRL asociados.

Desarrollador Nombre Clasificación

Nivel de

madurez de la tecnologí

a - TRL

TRL obtenido

SWAY (/Statoil) SWAY A:Mástil-eje horizontal WT 6 Quizás

Hywind Hywind Piloto A:Mástil-eje horizontal WT 7-8 Sí

TODA Corp. Goto FOWT A:Mástil-eje horizontal WT 7-8 Sí

Principal Power - EDP Proyecto Demowfloat (WindFloat) B:Plataforma semisumergible - Eje horizontal WT 7-8 Sí

Marubeni Corp. Fase I del proyecto FORWARD B:Plataforma semisumergible - Eje horizontal WT 7-8 Sí

Marubeni Corp. Fase II del proyecto FORWARD B:Plataforma semisumergible - Eje horizontal WT 8-9 No

Universidad de Maine / DeepCwind VolturnUS B:Plataforma semisumergible - Eje horizontal WT 6 sí

Nass et Wind / DCNS WINFLO B:Plataforma semisumergible - Eje horizontal WT 7 No

IDEOL - GAMESA FLOATGEN B:Plataforma semisumergible - Eje horizontal WT 7 No (previsto para el 19 de

2015)

Glosten Associates PelaStar B:Plataforma semisumergible - Eje horizontal WT 5 Quizá

IWES HiPRWind B:Plataforma semisumergible - Eje horizontal WT 7 No

Nenuphar Wind Vertiwind C:Plataforma semisumergible - Eje vertical WT 7 No

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Desarrollador Nombre Clasificación

Nivel de

madurez de la tecnologí

a - TRL

TRL obtenido

DCNS SEA REED C:Pierna tensada - plataforma sumergida 5-7 No (previsto para el 2016)

Blue H Engineering Plataforma sumergida en alta mar C:Pierna tensada - plataforma sumergida 5 Quizá

Modec SKWID (eólica y mareomotriz) D:Híbrida 6 No

Universidad de Kyushu Turbina tipo lente de viento (eólica

y solar) D:Híbrida 5 Quizá

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Table 19. Hywind Pilotó (fuente: Statoil, Siemens).

NOMBRE DEL PROYECTO Hywind Piloto PAÍS Noruega

UBICACIÓN Skudeneshavn


Hywind

EJE Horizontal

TECNOLOGÍA Larguero lastrado

MODELO DEL DISPOSITIVO Siemens SWT-2.3 MW

FIJACIÓN AL LECHO MARINO Anclaje de tres líneas

AÑO DE INICIO 2010


ESCALA DEL PROYECTO Demostrador a escala real

ESCALA DEL DISPOSITIVO 1:1

ESTADO Operativa

CAPACIDAD DEL PROYECTO (MW) 2,3 MW

PÁGINA WEB www.statoil.com

COMENTARIOS

Fuente https://commons.wikimedia.org/wiki/File:Hywind_havvindm%C3%B8lle.JPG (Licencia: Creative Commons Attribution-Share Alike 3.0)

Figure 30. Hywind Piloto - Foto: Jarle Vines (Creative Commons Attribution Sharealike 3.0)

http://www.statoil.com/

https://commons.wikimedia.org/wiki/File:Hywind_havvindm%C3%B8lle.JPG

https://commons.wikimedia.org/wiki/File:Hywind_havvindm%C3%B8lle.JPG

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63

Table 20. Proyecto Demowfloat (WindFloat).

NOMBRE DEL PROYECTO Proyecto Demowfloat (WindFloat)

PAÍS Portugal

UBICACIÓN Aguçadoura


Potencia principal

EJE Horizontal

TECNOLOGÍA Semisumergible con placas móviles y sistema de lastrado

MODELO DEL DISPOSITIVO Turbina Vestas v80 2.0 MW

FIJACIÓN AL LECHO MARINO Anclaje por catenaria con anclas de arrastre integradas

AÑO DE INICIO 2011



ESCALA DEL DISPOSITIVO 1:1

ESTADO Operativa

CAPACIDAD DEL PROYECTO (MW)

2 MW

PÁGINA WEB www.demowfloat.eu

COMENTARIOS

Fuente https://commons.wikimedia.org/wiki/File:Agucadoura_WindFloat_Prototype.jpg (Licencia: Creative Commons Attribution-Share Alike 3.0)

Figure 31. Proyecto Demowfloat (WindFloat).

http://www.demowfloat.eu/

https://commons.wikimedia.org/wiki/File:Agucadoura_WindFloat_Prototype.jpg

https://commons.wikimedia.org/wiki/File:Agucadoura_WindFloat_Prototype.jpg

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64

Table 21. Proyecto Vertiwind.

NOMBRE DEL PROYECTO Vertiwind

PAÍS Francia

UBICACIÓN Fos-sur-Mer


Nenuphar Wind

EJE Vertical

TECNOLOGÍA Semisumergible

MODELO DEL DISPOSITIVO

FIJACIÓN AL LECHO MARINO Anclaje por catenaria

AÑO DE INICIO 2018 (pospuesto)



ESCALA DEL DISPOSITIVO

ESTADO Turbina parcialmente construida - pruebas en tierra firme en la costa

CAPACIDAD DEL PROYECTO (MW) 2 MW

PÁGINA WEB www.nenuphar-wind.com

COMENTARIOS

Fuente Nenuphar Wind

Figure 32. VolturnUS – Copyright ©: Nenuphar Wind [2015]

http://www.nenuphar-wind.com/

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Table 22. Proyecto FORWARD Fase I.

NOMBRE DEL PROYECTO

Fase I del proyecto FORWARD

PAÍS Japón

UBICACIÓN Fukushima


Consorcio de 11 miembros entre los cuales se encuentran Mitsubishi Heavy Industry - Mitsui Shipyard - Hitachi - Japan Marine United

EJE Horizontal - viento en contra - 3 palas



Turbina 2MW Hitachi de viento en contra

FIJACIÓN AL LECHO MARINO

Anclaje por catenaria

AÑO DE INICIO 2013

AÑO DE FINALIZACIÓN

No procede

ESCALA DEL PROYECTO

Demostrador a escala real


Escala real

ESTADO Operativa


2 MW

PÁGINA WEB www.fukushima-forward.jp/english/index.html

COMENTARIOS

Fotografía disponible en

www.fukushima-forward.jp/english/photo/img048.html

http://www.fukushima-forward.jp/english/index.html

http://www.fukushima-forward.jp/english/photo/img048.html

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Table 23. Fase II del proyecto FORWARD (Fuente: centro y comunicación del desarrollador).

NOMBRE DEL PROYECTO

Fase II del proyecto FORWARD

PAÍS Japón

UBICACIÓN Fukushima


Consorcio de 11 miembros entre los cuales se encuentran Mitsubishi Heavy Industry - Mitsui Shipyard - Hitachi - Japan Marine United

EJE Horizontal - viento a favor y viento en contra

TECNOLOGÍA Un larguero de apoyo semisumergible y otro avanzado


Sea Angel / HTW5.0


Anclaje catenaria

AÑO DE INICIO 2015

AÑO DE FINALIZACIÓN

ESCALA DEL PROYECTO

Pequeñas instalaciones a escala real


Escala real

ESTADO Montado (para la turbina 7MW) - contratación de 5 MW


7MW+5MW=12 MW

PÁGINA WEB www.fukushima-forward.jp/english/index.html

COMENTARIOS

Fotografía disponible en

www.fukushima-forward.jp/english/photo/images/index_ph057.jpg

http://www.fukushima-forward.jp/english/index.html

http://www.fukushima-forward.jp/english/photo/images/index_ph057.jpg

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67

Table 24. Goto FOWT (Fuente: centro y comunicación del desarrollador).

NOMBRE DEL PROYECTO

Goto FOWT

PAÍS Japón

UBICACIÓN Isla de Kabashima


Consorcio de 5 miembros entre los que se encuentran TODA Corp., Hitachi, Fuji Heavy Industries

EJE Horizontal

TECNOLOGÍA Larguero de apoyo


2 MW Hitachi (ex FHI)


2013

AÑO DE INICIO 2013




Escala real

ESTADO Operativa


2 MW

PÁGINA WEB www.goto-fowt.go.jp/english/home

COMENTARIOS Este prototipo sucedió a un demostrador de 100 kW. No parece que se haya planeado su ampliación en un futuro inmediato.

http://www.goto-fowt.go.jp/english/home

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68

Table 25. SWAY (fuente: Comunicación pública de Sway).

NOMBRE DEL PROYECTO SWAY

PAÍS Noruega

UBICACIÓN Bergen


SWAY

EJE Horizontal

TECNOLOGÍA Turbina eólica flotante de tipo viento en contra con larguero de apoyo y sistema de atirantado

MODELO DEL DISPOSITIVO Turbina a escala 1:6

FIJACIÓN AL LECHO MARINO Una plataforma de anclaje de piernas tensadas

AÑO DE INICIO 2011

AÑO DE FINALIZACIÓN 2014 ?

ESCALA DEL PROYECTO Prototipo a pequeña escala

ESCALA DEL DISPOSITIVO Un modelo 1/6

ESTADO Probado en entorno real


0,015 ?

PÁGINA WEB www.sway.no

COMENTARIOS Los principales participantes en el proyecto son Statoil, Statkraft, Norwind, Lyse Produksjon AS

http://www.sway.no/

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69

Table 26. VolturnUS (fuente: Comunicación pública de Umaine).

NOMBRE DEL PROYECTO VolturnUS

PAÍS EE.UU.

UBICACIÓN Castine


Universidad de Maine

EJE Horizontal


MODELO DEL DISPOSITIVO Renewegy VP-20


AÑO DE INICIO 2013


ESCALA DEL PROYECTO Prototipo a pequeña escala

ESCALA DEL DISPOSITIVO Prototipo a pequeña escala

ESTADO Pruebas en desarrollo


0,020 MW

PÁGINA WEB www.umaine.edu

COMENTARIOS

Fuente Centro de Compuestos y Estructuras Avanzadas de la Universidad de Maine

Figure 33. Turbina VolturnUS – Copyright ©: Centro de Compuestos y Estructuras Avanzadas de la Universidad de Maine [2013]

http://www.umaine.edu/

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70

Table 27. Modec SKWID (fuente: Comunicación pública de Modec).

NOMBRE DEL PROYECTO SKWID

PAÍS Japón

UBICACIÓN Ciudad de Karatsu


Modec Inc

EJE Vertical, combinada con un generador mareomotriz

TECNOLOGÍA Híbrido


Skwid


Anclaje catenaria

AÑO DE INICIO 2014


ESCALA DEL PROYECTO Demostrador a escala media

ESCALA DEL DISPOSITIVO Media escala

ESTADO Hundido en diciembre de 2014 durante su instalación en el mar – parece que el proyecto no ha seguido adelante


0,5 MW

PÁGINA WEB www.modec.com

COMENTARIOS

Sketch disponible en www.modec.com/fps/skwid/images/skwid_ph01.jpg

http://www.modec.com/

http://www.modec.com/fps/skwid/images/skwid_ph01.jpg

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71

5. CONCLUSIONES

Además de las tecnologías eólicas marinas fijas ancladas al lecho marino, el Proyecto

RiCORE deberá integrar 19 tipos de tecnologías en sus tres categorías tecnológicas.

El primer grupo se centra en 11 tipos de tecnologías que han alcanzado ya un nivel de

madurez que les permite beneficiarse inmediatamente del enfoque basado en riesgos

propuesto por el Proyecto RiCORE. La mitad de ellas, al igual que los proyectos más

avanzados, se encuentran dentro de la categoría eólica flotante (Table 28).

Table 28. Grupo principal.

Categoría tecnológica

Tecnología

Nivel de madurez

de la tecnología

- TRL

Comentarios

Mareomotriz Embalse de mareas 9

Mareomotriz Turbina de eje horizontal 8 Varios proyectos avanzados

Mareomotriz Palas en forma de esfera

(tipo Venturi) 8

Avanzados pero con solo una familia de productos avanzada

Undimotriz Atenuador 8

Undimotriz Amortiguador de punto 7

Undimotriz Convertidor de tensión

oscilante undimotriz 8

Avanzados en su mayoría con el mayor número de proyectos

Undimotriz Columna de agua oscilante 7

Flotante Eólica

Mástil-eje horizontal WT 7-8

Flotante Eólica

Plataforma semisumergible - Eje horizontal WT

8-9 Avanzados en su mayoría con el mayor

número de proyectos

Flotante Eólica

Plataforma semisumergible - Eje vertical WT

7

Flotante Eólica

Pierna tensada - plataforma sumergida

7

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72

Las políticas y orientaciones propuestas están diseñadas para su aplicación en este

ámbito.

El segundo grupo incluye ocho tipos de tecnologías, ninguno de los cuales se

encuentra en el ámbito de las tecnologías eólicas puramente dichas (Table 29). Estas

tecnologías podrían alcanzar un nivel de madurez idóneo lo suficientemente pronto

como para poder incluirla en el despliegue inicial del enfoque basado en riesgos

propuesto. Se estudiarán las condiciones para aplicar las políticas propuestas por el

proyecto a estas tecnologías y se incluirán en las orientaciones, caso de ser viables sin

interferir con el primer grupo.

Table 29. Grupo secundario

Categoría tecnológica

Tecnología

Nivel de madurez

de la tecnología

- TRL

Comentarios

Mareomotriz Turbina de eje vertical

(flujo transversal) 5

Mareomotriz Hidrodinámico oscilante

(Hydrofoil) 5

Mareomotriz Tornillo de Arquímedes 5

Mareomotriz Cometa mareomotriz 5

Undimotriz Diferencial de presión

sumergido 6

Undimotriz Masa en rotación 6

Undimotriz Dispositivo flotante de

sobrepaso 6

Flotante Eólica

Híbrido 6

El sistema híbrido más avanzado combina una turbina eólica vertical y un generador de corriente, pero se hundió durante su instalación y el proyecto parece no haber seguido adelante

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73

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74

6. REFERENCIAS

Black & Veatch for Carbon Trust. UK Tidal Stream Energy Resource Assessment - phase

2. Isleworth, United Kingdom: Carbon Trust, 2005. Source:

https://www.carbontrust.com/media/174041/phaseiitidalstreamresourcereport2005.

pdf.

European Commission - Horizon 2020. «HORIZON 2020 - WORK PROGRAMME 2014-

2015 - General Annexes - G. Technology readiness levels (TRL) .» s.d.. Source:

http://ec.europa.eu/research/participants/data/ref/h2020/wp/2014_2015/annexes/h

2020-wp1415-annex-g-trl_en.pdf.

European Commission. The exploitation of tidal and marine currents. Luxembourg:

European Commission, 1996. Source: http://bookshop.europa.eu/en/non-nuclear-

energy-joule-ii-pbCGNA16683/?CatalogCategoryID=DjYKABstgekAAAEjwpEY4e5L

EWEA, The European Wind Energy Association. “The European offshore wind industry -

key trends and statistics 2014.” 2015.

Wind in power. 2014 European statistics, 2015. Source:

www.ewea.org/fileadmin/files/library/publications/statistics/EWEA-Annual-Statistics-

2014.pdf

WindBarriers - Administrative and grid access barriers to wind power, 2010. Source:

http://www.windbarriers.eu/fileadmin/WB_docs/documents/WindBarriers_report.pdf

IRENA - International Renewable Energy Agency. «Ocean Energy: Technology

Readiness, Patents, Deployment Status and Outlook.» 2014. Source:

http://www.irena.org/DocumentDownloads/Publications/IRENA_Ocean_Energy_repor

t_2014.pdf

K. Nielsen for IEA / OES. «Development of Recommended Practices for Testing and

Evaluating Ocean Energy Systems, Summary Report.» 2010. Source:

https://www.carbontrust.com/media/174041/phaseiitidalstreamresourcereport2005.pdf

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http://ec.europa.eu/research/participants/data/ref/h2020/wp/2014_2015/annexes/h2020-wp1415-annex-g-trl_en.pdf

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http://bookshop.europa.eu/en/non-nuclear-energy-joule-ii-pbCGNA16683/?CatalogCategoryID=DjYKABstgekAAAEjwpEY4e5L

http://bookshop.europa.eu/en/non-nuclear-energy-joule-ii-pbCGNA16683/?CatalogCategoryID=DjYKABstgekAAAEjwpEY4e5L

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http://www.windbarriers.eu/fileadmin/WB_docs/documents/WindBarriers_report.pdf

http://www.irena.org/DocumentDownloads/Publications/IRENA_Ocean_Energy_report_2014.pdf

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ricore-project.eu

75

http://www.ocean-energy-systems.org/library/oes-reports/annex-ii-

reports/document/development-of-recommended-practices-for-testing-and-

evaluating-ocean-energy-systems-2010-summary/

Petersen, J. et T. Malm. «Offshore Windmill Farms: Threats to or Possibilities for the

Marine Environment.» 2006.

The Scottish Government, Marine Scotland. «Survey, Deploy and Monitor licensing

policy guidance.» 2012. Source:

http://www.gov.scot/Topics/marine/Licensing/marine/Applications/SDM

WestWave, UCC–ESBI. «Technology Readiness Levels, Appendix 2, for Sustainable

Energy Authority of Ireland - WestWave.» 2011.

World Energy Council. Survey of Energy Resources. Executive Summary. London: World

Energy Council, 2010. Source: https://www.worldenergy.org/wp-

content/uploads/2012/10/PUB_World-Energy-Insight_2010_WEC.pdf

http://www.ocean-energy-systems.org/library/oes-reports/annex-ii-reports/document/development-of-recommended-practices-for-testing-and-evaluating-ocean-energy-systems-2010-summary/



http://www.gov.scot/Topics/marine/Licensing/marine/Applications/SDM

https://www.worldenergy.org/wp-content/uploads/2012/10/PUB_World-Energy-Insight_2010_WEC.pdf

https://www.worldenergy.org/wp-content/uploads/2012/10/PUB_World-Energy-Insight_2010_WEC.pdf

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7. LISTA DE ABREVIATURAS

EMEC: Centro europeo de energía marina

EIA: Evaluación de impacto ambiental

H2020: Horizon 2020

IEA-OES: Acuerdo de implementación de sistemas de energía marina de la

Agencia internacional de la energía

kW / kWh: Kilovatio / Kilovatio-hora

MRL: Nivel de madurez para fabricación

MW / MWh: Megavatio / Megavatio-hora

ORE: Energía marina renovable

TRL: Nivel de madurez de la tecnología

TW/TWh: Teravatio / Teravatio-hora

WEC: Convertidor de energía undimotriz

* *

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