DIRECTRICES SECTORIALES DE ORDENACIÓN DEL TERRITORIO … · Territorio para las Actividades Turísticas previstas en la Directriz 12ª de las DROT. Las presentes Directrices Sectoriales

DIRECTRICES SECTORIALESDE ORDENACIÓN DEL TERRITORIOPARA EL APROVECHAMIENTO DE LAENERGÍA EÓLICA

MEMORIAFEBRERO - 2007

DIRECTRICES SECTORIALESDE ORDENACIÓN DEL TERRITORIOPARA EL APROVECHAMIENTO DE LAENERGÍA EÓLICA

Tomás Lobo del CorroArturo Colina Vuelta

Pilar García MantecaJosé Francisco Fernández García

Javier Lastra Fernández Elisa Menéndez Jiménez

Coordinación por laConsejería de Industria y Empleo

del Principado de Asturias:

Fermín Corte Díaz Javier Méndez Muñiz

Luis Rodríguez Rodríguez

Dirección técnica:

Jorge Marquínez GarcíaMiguel Ángel Álvarez García

Equipo redactor:

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0. PRESENTACIÓN ____________________________________________________ 1

1. INTRODUCCIÓN_____________________________________________________ 5

1.1 Naturaleza de este documento _____________________________________ 5 1.2 Conveniencia y oportunidad de las Directrices ______________________ 6

1.2.1 Antecedentes _________________________________________________ 6 1.2.2 Justificación de la necesidad de un instrumento de ordenación territorial ___ 8 1.2.3 Competencias y marco legal ____________________________________ 11

1.3 Contenidos y documentación _____________________________________ 11 1.4 Antecedentes y tramitación_______________________________________ 13 1.5 Resultado del trámite de información pública_______________________ 14

2. IDENTIFICACIÓN Y DIAGNÓSIS DEL SECTOR _____________________ 18

2.1 El sector de las energías renovables_______________________________ 18 2.1.1 Concepto y tipos de energías renovables __________________________ 18 2.1.2 Interés de las energías renovables _______________________________ 21 2.1.3 Situación actual de las energías renovables ________________________ 24 2.1.4 Perspectivas de las energías renovables___________________________ 29

2.2 El sector de la energía eólica _____________________________________ 32 2.2.1 Aprovechamiento de la energía eólica _____________________________ 32 2.2.2 Régimen de vientos ___________________________________________ 34 2.2.3 Instalaciones eólicas __________________________________________ 40 2.2.4 Situación y perspectivas de la energía eólica________________________ 56

3. EFECTOS TERRITORIALES Y AMBIENTALES_____________________ 65

3.1 Introducción ____________________________________________________ 65 3.2 Ventajas del uso de la energía eólica ______________________________ 66

3.2.1 Ventajas ambientales__________________________________________ 66 3.2.2 Ventajas socio-económicas y energéticas __________________________ 67

3.3 Impactos sobre el medio natural __________________________________ 69 3.3.1 Aire y agua __________________________________________________ 69 3.3.2 Suelo ______________________________________________________ 69 3.3.3 Flora y vegetación ____________________________________________ 70 3.3.4 Fauna______________________________________________________ 71 3.3.5 Paisaje _____________________________________________________ 74

DSOT para el Aprovechamiento de la Energía Eólica. Memoria

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3.4 Impactos sobre el patrimonio cultural, histórico y arqueológico ______ 76 3.4.1 Patrimonio arqueológico________________________________________ 76 3.4.2 Patrimonio histórico-artístico y etnográfico__________________________ 77

3.5 Impactos sobre la población ____________________________________79 3.5.1 Molestias temporales __________________________________________ 79 3.5.2 Ruido ______________________________________________________ 79 3.5.3 Salud y seguridad pública ______________________________________ 80 3.5.4 Otras actividades humanas _____________________________________ 82

4. APTITUD DEL TERRITORIO______________________________________85

4.1 Metodología de análisis ________________________________________85 4.1.1 Introducción _________________________________________________ 85 4.1.2 Zonas de exclusión ___________________________________________ 86 4.1.3 Valoración ambiental __________________________________________ 92 4.1.4 Coste ambiental ______________________________________________ 93 4.1.5 Incidencia visual______________________________________________ 94 4.1.6 Coste de acceso______________________________________________ 97 4.1.7 Aptitud del territorio ___________________________________________ 99

4.2 Resultados __________________________________________________101 4.2.1 Valor y coste ambiental _______________________________________ 101 4.2.2 Visibilidad y vulnerabilidad visual ________________________________ 102 4.2.3 Coste de acceso_____________________________________________ 105 4.2.4 Aptitud del territorio y zonificación _______________________________ 106

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0 . P R E S E N T A C I Ó N

Con fecha 5 de diciembre de 2001, el Consejo de Gobierno del Principado de Asturias acordó iniciar el procedimiento para la elaboración de unas Directrices Sectoriales de Ordenación del Territorio referidas a las actividades de generación eólica de electricidad, que se desarrollarían conforme a lo dispuesto en la Ley 1/1987 de coordinación y ordenación territorial1 (LCOT) y posteriormente al Texto refundido de las disposiciones legales vigentes en materia de ordenación del territorio y urbanismo (en adelante TROTU), aprobado por el Decreto Legislativo 1/2004, de 22 de abril2.

1 Ley del Principado de Asturias 1/1987, de 30 de marzo, de coordinación y ordenación

territorial (BOPA núm. 86, de 14 de abril de 1987), modificada por la Ley del Principado de Asturias 3/2002, de 19 de abril, de régimen del suelo y ordenación urbanística (BOPA núm. 102, de 4 de mayo de 2002), refundida y derogada por Decreto Legislativo 1/2004, de 22 de abril.

2 Decreto Legislativo 1/2004, de 22 de abril, por el que se aprueba el texto refundido de las disposiciones legales vigentes en materia de ordenación del territorio y urbanismo (modificado por las Leyes del Principado de Asturias 2/2004, de 29 de octubre, de medidas urgentes en materia de suelo y vivienda y 6/2004, de 28 de diciembre, de Acompañamiento a los Presupuestos), en el que se recogen los preceptos de las Leyes del Principado de Asturias 1/1987, de 30 de marzo, de coordinación y ordenación territorial, 3/1987, de 8 de abril, reguladora de la disciplina urbanística, 6/1990, de 20 de diciembre, sobre edificación y usos en el medio rural, 2/1991, de 11 de marzo, de reserva de suelo y actuaciones urbanísticas concertadas y 3/2002, de 19 de abril, de régimen del suelo y ordenación urbanística.


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Dicho Acuerdo3, publicado en el Boletín Oficial del Principado de Asturias y un diario de difusión regional, remitía la redacción del documento a la Dirección General de Industria y Minería de la Consejería de Industria, Comercio y Turismo, en colaboración con la Dirección General de Ordenación Territorial y Urbanismo de la Consejería de Infraestructuras y Política Territorial.

En virtud de ello, en enero de 2002, la Consejería de Industria, Comercio y Turismo encargó la redacción de las Directrices al Instituto de Recursos Naturales y Ordenación del Territorio de la Universidad de Oviedo (INDUROT). Fruto de ese encargo, con fecha de julio de 2002, se elaboró un Avance de Directrices que fue sometido a un mes de información pública por Acuerdo del Consejo de Gobierno del Principado de Asturias de 29 de agosto de 2002, anunciándose el inicio de dicho periodo mediante Anuncio4 publicado en el Diario Oficial y en un periódico de difusión regional.

Con fecha 23 de mayo de 2005, las Directrices serían aprobadas inicialmente por el Pleno de la Comisión de Urbanismo y Ordenación del Territorio del Principado de Asturias (CUOTA) 5, sometiéndose a dos meses de información pública mediante Anuncio6 publicado en el Diario Oficial y en un periódico de difusión regional.

El documento que ahora se presenta, para su aprobación definitiva si procediera, es fruto del trabajo del equipo técnico y jurídico del INDUROT y el personal del Servicio de Autorizaciones Energéticas de la Consejería de Industria y Empleo, tras las reuniones mantenidas con el personal de:

La Comisión de Urbanismo y Ordenación del Territorio de Asturias (CUOTA).

El Servicio de Restauración y Evaluación de Impacto Ambiental.

3 Acuerdo de 5 de diciembre de 2001, del Consejo de Gobierno, de iniciación del

procedimiento para elaborar las directrices sectoriales de ordenación del territorio sobre energía eólica (BOPA núm. 60, de 13 de marzo de 2002).

4 Anuncio de la Consejería de Industria, Comercio y Turismo relativo a la Información Pública del documento de Avance de las Directrices Sectoriales de Ordenación del Territorio para el aprovechamiento de la energía eólica del Principado de Asturias (BOPA núm. 218, de 19 de septiembre de 2002).

5 Acuerdo del Pleno de la Comisión de Urbanismo y Ordenación del Territorio del Principado de Asturias (CUOTA), de fecha 23 de mayo de 2005, relativo a la aprobación inicial de las directrices sectoriales de ordenación del territorio para el aprovechamiento de la energía eólica (Expte. CUOTA 628/2003).

6 Información pública sobre adopción de Acuerdo del Pleno de la Comisión de Urbanismo y Ordenación del Territorio del Principado de Asturias (CUOTA), de fecha 23 de mayo de 2005 (BOPA núm. 166, de 19 de julio de 2005).


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El Servicio de Patrimonio Histórico y Cultural.

El Servicio de Montes de la Consejería de Medio Rural y Pesca.

Debe señalarse que en el momento de la elaboración de este documento no existen referentes autonómicos en los que apoyarse fuera de lo contenido en el propio TROTU, pues el grado de desarrollo alcanzado por éste en lo referente a las Directrices de Ordenación ha sido escaso. Las Directrices Regionales de Ordenación del Territorio7 (DROT) se desarrollaron con cierta rapidez, estando vigentes desde el año 1991. Dichas Directrices Regionales preveían el desarrollo de las Directrices Subregionales de Ordenación del Territorio para la Franja Costera8, que se aprobaron en el año 1994. Sin embargo, desde esa fecha no han vuelto a formularse instrumentos de ordenación del territorio de ámbito regional. Las Directrices Subregionales de Ordenación del Territorio para el Área Central, para las que se inició la tramitación en aquellas mismas fechas, no han pasado nunca la fase de Avance y tampoco se han desarrollado las Directrices Sectoriales de Ordenación del Territorio para las Actividades Turísticas previstas en la Directriz 12ª de las DROT.

Las presentes Directrices Sectoriales constituyen, por tanto, el primer desarrollo de lo previsto en el Artículo 30 del TROTU. En su elaboración, se ha recurrido al análisis del tratamiento de la actividad por parte de otras Comunidades Autónomas, resultando especialmente útil la documentación de aquellas que han elaborado planes o programas de ordenación desde la óptica territorial, principalmente:

El Plan Territorial Sectorial de la Energía Eólica en la Comunidad Autónoma del País Vasco, aprobado inicialmente por Orden, de 11 de julio de 2001, del Consejero de Industria, Comercio y Turismo (BOPV núm. 142, de 24 de julio de 2001) y pendiente en la actualidad de aprobación definitiva.

El Plan Eólico de la Comunidad Valenciana, aprobado por Acuerdo de 26 de julio de 2001 del Gobierno Valenciano (DOGV núm. 4054, de 31 de julio de 2001).

7 Decreto 11/1991, de 24 de enero, por el que se aprueban las Directrices Regionales de

Ordenación del Territorio de Asturias (BOPA núm. 45, de 23 de febrero de 1991). 8 Decreto 107/1993, de 16 de diciembre, por el que se aprueban las Directrices

Subregionales de Ordenación del Territorio para la Franja Costera de Asturias (BOPA núm. 38, de 16 de febrero de 1994).


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El Plan Sectorial Eólico de Galicia, aprobado por Acuerdo de 1 de octubre de 1997 del Consello de la Xunta (DOG núm. 241, de 15 de diciembre de 1997) y la modificación del mismo sometida a información pública por Resolución de 20 de abril de 2001 de la Dirección General de Industria (DOG núm. 89, de 9 de mayo de 2001).

El Proyecto de Decreto regulador de la implantación de la energía eólica en Cataluña y el Proyecto de Mapa Eólico, sometidos a información pública por Anuncio, de 30 de julio de 2001, de la Presidencia de la Generalitat (DOGC núm. 3441, de 30 de julio de 2001) y pendientes en la actualidad de aprobación definitiva.

El Plan Especial Supramunicipal de Ordenación de Infraestructuras de los Recursos Eólicos en la Comarca de la Janda (Cádiz), elaborado por la Junta de Andalucía y pendiente de aprobación inicial.

Además, han sido de gran utilidad los diferentes documentos técnicos que se reseñan en el esta Memoria y especialmente el titulado “Planning for wind energy and the landscape” elaborado por el County Council de Cork (Irlanda).

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1 . I N T R O D U C C I Ó N

1.1 NATURALEZA DE ESTE DOCUMENTO

El presente documento tiene carácter de Memoria de las Directrices Sectoriales de Ordenación del Territorio para el Aprovechamiento de la Energía Eólica que, de acuerdo a lo dispuesto en el Artículo 30 del Texto refundido de las disposiciones legales vigentes en materia de ordenación del territorio y urbanismo (TROTU), aprobado por el Decreto Legislativo 1/2004, de 22 de abril1, constituirán un instrumento legal para la ordenación del territorio dirigido a regular el impacto territorial de las actividades en el sector de la generación eólica de energía eléctrica.

En concordancia con lo anterior, las Directrices serán de aplicación a las actividades e instalaciones para la generación eólica de electricidad en cualquiera de sus modalidades y con cualquier potencia. Su ámbito geográfico de aplicación será el de la totalidad del territorio del Principado de Asturias,

1 Decreto Legislativo 1/2004, de 22 de abril, por el que se aprueba el texto refundido de

las disposiciones legales vigentes en materia de ordenación del territorio y urbanismo (modificado por las Leyes del Principado de Asturias 2/2004, de 29 de octubre, de medidas urgentes en materia de suelo y vivienda y 6/2004, de 28 de diciembre, de Acompañamiento a los Presupuestos), en el que se recogen los preceptos de las Leyes del Principado de Asturias 1/1987, de 30 de marzo, de coordinación y ordenación territorial, 3/1987, de 8 de abril, reguladora de la disciplina urbanística, 6/1990, de 20 de diciembre, sobre edificación y usos en el medio rural, 2/1991, de 11 de marzo, de reserva de suelo y actuaciones urbanísticas concertadas y 3/2002, de 19 de abril, de régimen del suelo y ordenación urbanística.


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con independencia de que algunas partes del territorio sean declaradas zonas de exclusión a efectos de la ubicación de las instalaciones de mayor envergadura y potencia definidas como parques eólicos.

1.2 CONVENIENCIA Y OPORTUNIDAD DE LAS DIRECTRICES

1.2.1 ANTECEDENTES La aprobación de la Directiva 2001/77/CE relativa a la promoción de

las fuentes de energía renovables2 supone para los estados miembros de la Unión Europea (UE) la obligación de adoptar medidas para promover el aumento del consumo de electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables.

Se pretende con ello lograr que en el año 2010 las renovables supongan el 12% del consumo interior bruto de energía, de acuerdo a los objetivos establecidos en el Libro Blanco3 sobre las fuentes de energía renovables y refrendados por el Consejo y el Parlamento Europeo mediante Resolución de 8 de junio de 19984 y de 18 de junio de 19985, respectivamente. Complementariamente, la UE entiende que el fomento en la producción y consumo de energía procedente de fuentes renovables constituye una de las estrategias principales para adelantar el cumplimiento de los objetivos de reducción en la emisión de gases de efecto invernadero conocidos en su conjunto como Protocolo de Kioto y acordados en la Tercera Conferencia de las Partes de la Convención sobre el Cambio Climático6. Todo ello, aún antes

2 Directiva 2001/77/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 27 de septiembre de

2001, relativa a la promoción de la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables en el mercado interior de la electricidad (DOCE núm. L283, de 27 de octubre de 2001).

3 Comunicación de la Comisión Europea Energía para el futuro: fuentes de energía renovables - Libro Blanco para una estrategia y un plan de acción comunitarios, adoptado por la Comisión con fecha de 26 de noviembre de 1997, COM(97)0599 final.

4 Resolución del Consejo de la Unión Europea, de 8 de junio de 1998, sobre fuentes de energía renovables (DOCE núm. C198, de 24 de junio de 1998).

5 Resolución, de 18 de junio de 1998, del Parlamento Europeo sobre la comunicación de la Comisión Energía para el futuro: fuentes de energía renovables - Libro Blanco para una estrategia y un plan de acción comunitarios (DOCE núm. C210, de 6 de julio de 1998).

6 Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático, hecha en Nueva York el 9 de mayo de 1992 y ratificada por España mediante Instrumento de 16 de noviembre de 1993 (BOE núm. 27, de 1 de febrero de 1994). Lista del Anejo I


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de la definitiva ratificación del Protocolo por parte de los Estados miembros de la UE, que se producirá previsiblemente a la mayor brevedad, pues la Comisión Europea ha trasladado ya al Consejo una Propuesta de Decisión7 relativa a la ratificación conjunta del Protocolo por parte de los estados miembros de la Unión.

En España, los objetivos previstos por la UE pretenden ser alcanzados a través del desarrollo del Plan de Energías Renovables8 (PER). Dicho Plan ha centrado en la energía eólica gran parte de sus previsiones, pues la generación eólica de electricidad constituye, de entre todas las técnicas de aprovechamiento de fuentes de energía renovables, una de las que han alcanzado mayor grado de madurez tecnológica, siendo en la actualidad factible el desarrollo de instalaciones de gran potencia nominal, capaces de suministrar a la red de distribución cantidades significativas de energía en condiciones de rentabilidad económica. El PER estima que para el año 2010 es viable alcanzar 8140 MW de potencia nominal frente a los 834 MW instalados en el año 1998.

Buena parte de las sierras y cordales de Asturias presentan condiciones de viento favorables para acoger instalaciones eólicas de escala industrial, parques eólicos. Por ello, en el año 1999 el Principado de Asturias abordó la definición del procedimiento de autorización y la regulación de esas instalaciones a través del Decreto 13/19999. Sin embargo, las previsiones iniciales que tenía la Administración Autonómica sobre la instalación de parques eólicos se vieron pronto desbordadas, hasta el punto de que la acumulación de solicitudes obligó, a través del Decreto 47/200110, a establecer una moratoria que se inició el 9 de mayo de 2001 por un plazo de dos años y

enmendada en la Tercera Conferencia de las Partes, celebrada en Kioto el 11 de diciembre de 1997 (BOE núm. 88, de 13 de abril de 1999).

7 Propuesta de Decisión del Consejo relativa a la aprobación, en nombre de la Comunidad Europea, del Protocolo de Kioto de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el cambio climático y al cumplimiento conjunto de los compromisos contraídos con arreglo al mismo (DOCE núm. C 075, de 26 de marzo de 2002).

8 Acuerdo del Consejo de Ministros, del 26 de agosto de 2005, por el que se aprueba el Plan de Energías Renovables para el periodo 2005-2010.

9 Decreto 13/1999, de 11 de marzo, por el que se regula el procedimiento para la instalación de Parques Eólicos en el Principado de Asturias (BOPA núm. 81, de 9 de abril de 1999).

10 Decreto 47/2001, de 19 de abril, de moratoria para la tramitación de nuevas solicitudes de instalación de parques eólicos (BOPA núm. 106, de 9 de mayo de 2001).


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se amplió luego hasta la definitiva entrada en vigor de estas Directrices por Decreto 31/200311.

Entre los objetivos de dicha moratoria, el propio Decreto 47/2001 señala la necesidad de acometer un detenido análisis de la situación del sector y de los proyectos aún en trámite, a fin de evaluar adecuadamente los impactos ambientales, hacer una previsión de las instalaciones necesarias para la evacuación de la energía, dar solución a los procesos en competencia y hacer un balance de los programas industriales y de inversión, con el fin, todo ello, de lograr la viabilidad del programa eólico del Principado de Asturias.

1.2.2 JUSTIFICACIÓN DE LA NECESIDAD DE UN INSTRUMENTO

DE ORDENACIÓN TERRITORIAL El desarrollo ordenado y sostenible de un sistema de producción de

energía eléctrica de origen eólico, que constituye en definitiva la finalidad última de estas Directrices, reporta numerosas ventajas. Entre ellas deben citarse:

La sustancial reducción en las emisiones de CO2, gas al que se le atribuye una contribución del 64% al calentamiento global.

La contribución al autoabastecimiento energético nacional, que en la actualidad se basa principalmente en combustibles fósiles de importación, y a la ralentización del previsible agotamiento de éstos a medio plazo.

La contribución a la diversificación de las fuentes energéticas disponibles en Asturias. Ello permitirá mantener los actuales niveles de exportación de energía, aún cuando, como es previsible, se llegue al agotamiento de los combustibles fósiles regionales.

El potencial desarrollo tecnológico de los sectores industriales que participan en la construcción de la maquinaria requerida.

La creación de un tejido económico de pequeñas y medianas empresas que participen en el desarrollo, ingeniería, ejecución y explotación de las instalaciones eólicas.

11 Decreto 31/2003, de 30 de abril, de prórroga de la moratoria para la tramitación de

nuevas solicitudes de instalación de parques eólicos (BOPA núm. 106, de 9 de mayo de 2003).


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A pesar de las ventajas enumeradas, la producción eólica de energía puede llegar a producir impactos ambientales de cierta importancia en función de los emplazamientos en que se desarrolle. En general, se produce una dicotomía de escala. Mientras que las ventajas del uso de la energía eólica son de carácter global, los potenciales impactos ambientales y territoriales a que da lugar son a menudo de escala local. Ello hace necesaria una planificación previa que oriente las autorizaciones administrativas, dirigiendo las iniciativas hacia las áreas del territorio menos sensibles. Además, desde la perspectiva de la ordenación del territorio y el planeamiento urbanístico, la irrupción de las instalaciones eólica en el panorama industrial de la región ha provocado algunos desajustes, pues ninguno de los planeamientos urbanísticos vigentes preveía la posible implantación de parques eólicos, las condiciones urbanísticas en que deben desarrollarse éstos, ni el régimen de usos que debe asignarse al área afectada por la instalación.

Esa problemática justifica la elaboración de una nueva normativa que, basada en los principios de coordinación, racionalidad y planificación, establezca las referencias espaciales del sector, los criterios y mecanismos que posibiliten su armonización con los distintos elementos que conforman el territorio y la coordinación entre los distintos poderes y agentes económicos y sociales implicados.

Se entiende que esa nueva normativa debe desarrollarse en el marco de la política de ordenación del territorio que, concebida de conformidad con la Carta Europea de 198312 como la expresión espacial de las políticas económica, social, cultural y ecológica de toda la sociedad, constituye una de las áreas de actuación de los poderes públicos más claras e importantes en orden a conseguir un uso y disfrute equilibrado del territorio y de sus recursos naturales, correspondiéndole así el papel integrador de las distintas perspectivas sectoriales y la consecución de una visión superadora de la parcialidad inherente a éstas. Las razones que avalan el uso de una figura de ordenación del territorio para resolver una problemática de ese tipo son de dos clases: materiales y formales.

La justificación material, deriva de la afección de estas instalaciones a la estructura del territorio y a sus condiciones naturales.

Dicha circunstancia, obliga a precisar criterios de relación con el planeamiento urbanístico y criterios para la evaluación de

12 Recomendación núm. R(84)2 del Comité de Ministros a los Estados miembros del

Consejo de Europa, relativa a la Carta Europea de Ordenación del Territorio. Adoptada en la Conferencia Europea de Ministros Responsables de Ordenación del Territorio (CEMAT), hecha Torremolinos (España) el 20 de Mayo de 1983.


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alternativas ambientales. Todo ello constituye el objeto característico de la ordenación del territorio, que se ocupa de regular y orientar el desarrollo de actuaciones con impacto, tal y como proclama el TROTU, que al mismo tiempo articula la protección del “espacio rural”, ubicación habitual de estas instalaciones, precisamente, a través de las Directrices de Ordenación del Territorio.

Existen, igualmente, razones de coherencia formal. Los Decretos de autorización de esta clase de instalaciones, entre ellos el asturiano, intentan desde la óptica sectorial resolver cuestiones más bien propias de la Ordenación del Territorio, pues fijan el contenido y documentación de los Planes Especiales, zonifican el territorio y regulan de forma exhaustiva los Estudios de Impacto Ambiental.

Por todo ello, el TROTU es el marco jurídico apropiado para una ordenación como la que se pretende.

El Artículo 30 del mismo define para ello una serie de instrumentos de planeamiento con los que se pretende una planificación regional del territorio que vaya más allá de la suma inconexa de los planeamientos urbanísticos municipales y de la superposición de las diferentes políticas o planificaciones sectoriales:

Directrices Regionales de Ordenación del Territorio, referidas a la totalidad del ámbito del Principado de Asturias.

Directrices Subregionales de Ordenación del Territorio, referidas sólo a una parte del territorio.

Directrices Sectoriales de Ordenación del Territorio, referidas a un concreto sector de actividad y cuyo ámbito de aplicación puede extenderse a la totalidad del territorio del Principado de Asturias o una parte del mismo.

Planes Territoriales Especiales, definidos en el Artículo 38 del TROTU.

En ese sentido, el carácter ordenador de sectores concretos de actividad que el TROTU asigna a las Directrices Sectoriales de Ordenación del Territorio hace de éstas el instrumento más adecuado para los objetivos que se persiguen.

El momento elegido para ello parece adecuado, pues la moratoria decretada ha frenado temporalmente el desarrollo de nuevas instalaciones, dando tiempo a reflexionar sobre su incidencia en el territorio. Además, la


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entrada en vigor del TROTU ha supuesto el inicio de un periodo de revisión de gran parte de los planeamientos urbanísticos, que podrán incorporar los criterios emanantes de las Directrices.

1.2.3 COMPETENCIAS Y MARCO LEGAL La competencia autonómica para una planificación territorial y

energética como la que se pretende emana, por una parte, del título competencial en materia de instalaciones de producción, distribución y transporte de energía, cuando el transporte no salga de su territorio y su aprovechamiento no afecte a otra Comunidad Autónoma, que se recoge en el Artículo 10.1.26 del Estatuto de Autonomía13. Por otra, de las competencias en materia de ordenación del territorio recogidas expresamente en el Artículo 10.1.2 del citado Estatuto. Todo ello al amparo de lo previsto en el Artículo 148 de la Constitución Española14.

El Principado de Asturias ha ejercido la competencia reglamentaria en materia producción de energía a partir de fuentes renovables a través del Decreto 13/1999 relativo a la instalación de parques eólicos y los programas de ahorro energético y uso de energías renovables15. Las competencias en materia de ordenación del territorio se han concretado principalmente a través de la LCOT, que se constituirá en el principal marco legal de las Directrices.

1.3 CONTENIDOS Y DOCUMENTACIÓN

La naturaleza jurídica de Directrices Sectoriales de Ordenación del Territorio de que se pretende dotar a este instrumento de planeamiento obliga a que sus determinaciones se ajusten a lo dispuesto en el Artículo 32 del TROTU, debiendo desarrollarse los contenidos que a continuación se transcriben:

13 Ley Orgánica 7/1981, de 30 de diciembre, de Estatuto de Autonomía para Asturias

(BOE núm. 9, de 11 de enero de 1982). 14 Constitución Española de 27 de diciembre de 1978 (BOE núm. 311.1 de 29 de

diciembre de 1978). 15 Resolución de 5 de noviembre de 2001, de la Consejería de Industria, Comercio y

Turismo, por la que se aprueban las bases que han de regir la convocatoria pública de subvenciones para programas de ahorro energético y uso de energías renovables en el año 2002 (BOPA núm. 287, de 13 de diciembre de 2001).


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« a) Identificación del sector a que se refieren, distinguiéndolo con la mayor claridad posible de sectores afines y señalando las relaciones con los mismos.

b) Delimitación de su ámbito espacial.

c) Justificación de su necesidad para el sector de que se trate y el ámbito elegido.

d) Descripción de la problemática territorial planteada por el sector y análisis del impacto de las actuaciones públicas y privadas producidas en el pasado y previstos para el futuro dentro del sector.

e) Relaciones con el planeamiento urbanístico y problemas suscitados, considerando específicamente las actuaciones previstas en la programación del planeamiento general.

f) Establecimiento de criterios de coordinación con otros sectores y con el marco general y particular de la ordenación territorial dentro del ámbito de las Directrices.

g) Criterios para la evaluación de alternativas en función de su contenido sectorial y su impacto territorial estructural o ambiental.»

Dichos contenidos deben concretarse, de acuerdo con lo previsto en el Artículo 33 del TROTU, en los documentos siguientes:

« a) Estudios y planos de información.

b) Planos de delimitación de su ámbito territorial.

c) Memoria explicativa en la que se justifique el ámbito elegido y la necesidad de redactar Directrices Sectoriales en el mismo.

d) Explicitación de objetivos.

e) Directrices Sectoriales de Ordenación Territorial y expresión gráfica de las mismas.»

De acuerdo con ello, pero adaptando la estructura de documentos a la que se ha entendido más adecuada para este concreto caso, las presentes Directrices se organizan en los documentos siguientes:

Memoria, a la que se incorporan la justificación de la necesidad de estas Directrices, la identificación y diagnosis del sector y sus implicaciones territoriales y la justificación de las soluciones adoptadas.

Directrices, que se organizarán en cuatro bloques temáticos:


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Directrices relativas a los parques eólicos convencionales, que desarrollan los criterios para la evaluación de las alternativas de emplazamiento, aquellos otros dirigidos a establecer el condicionado bajo el cual debe realizarse la instalación y el tratamiento urbanístico que debe darse tanto a la actividad como a los suelos afectados por las servidumbres que ésta impone.

Directrices relativas a los parques eólicos de autoconsumo, que contienen las condiciones en que deben desarrollarse las instalaciones destinadas al autoconsumo de la energía eléctrica generada por parte del titular de las mismas.

Directrices relativas a los parques eólicos de investigación, que contienen las condiciones en que deben desarrollarse las instalaciones destinadas a la investigación tecnológica, homologación y ensayo de nuevos prototipos.

Directrices relativas a los dispositivos eólicos de baja potencia, que contienen las condiciones en que deben desarrollarse las instalaciones de autoconsumo sin carácter industrial, destinadas a suplir carencias de abastecimiento.

1.4 ANTECEDENTES Y TRAMITACIÓN

El procedimiento de elaboración de estas Directrices se inició por Acuerdo, de 5 de diciembre de 2001, del Consejo de Gobierno16, que fue convenientemente publicitado mediante la inserción del anuncio en el Boletín Oficial y en un diario de difusión regional.

Posteriormente, ante la inminente entrada en vigor de la Ley del Principado de Asturias de régimen del suelo y ordenación urbanística17 (LSOU) y habida cuenta de las modificaciones que esta introducía en la

16 Acuerdo de 5 de diciembre de 2001, del Consejo de Gobierno, de iniciación del

procedimiento para elaborar las directrices sectoriales de ordenación del territorio sobre energía eólica (BOPA núm. 60, de 13 de marzo de 2002).

17 Ley del Principado de Asturias 3/2002, de 19 de abril, de régimen del suelo y ordenación urbanística (BOPA núm. 102, de 4 de mayo de 2002), refundida y derogada por Decreto Legislativo 1/2004, de 22 de abril.


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tramitación de las Directrices recogida en la Ley 1/1987 de coordinación y ordenación territorial18 (LCOT), se optó por esperar a la vigencia de ésta y seguir el trámite definido en el nuevo marco legal de la ordenación del territorio, acogiéndose posteriormente al TROTU tras su entrada en vigor. En ese sentido, la tramitación establecida en el TROTU supone una notable economía con respecto a la anterior forma de tramitación, pues: suprime la obligatoriedad de los anuncios del inicio del procedimiento; condensa las consultas a otros órganos o Administraciones haciéndolas coincidir con el periodo de información pública posterior a la aprobación inicial y elimina el trámite de aprobación provisional.

De acuerdo con ello, para dar cumplimiento a lo dispuesto en aquel momento por el Artículo 20 de la LCOT (actualmente Artículo 46 del TROTU), se procedió a la elaboración de un documento de Avance de Directrices que fue sometido a un mes de información pública por Acuerdo del Consejo de Gobierno del Principado de Asturias de 29 de agosto de 2002, anunciándose el inicio de dicho periodo mediante Anuncio19 publicado en el Boletín Oficial y en un periódico de difusión regional. Simultáneamente, para dar cumplimiento a los principios de coordinación interadministrativa que se recogían en el Artículo 30 de la LCOT (actualmente Artículos 15 y 16 del TROTU), se llevó a cabo el trámite de consulta a las Administraciones implicadas remitiendo dicho documento de Avance a la totalidad de las Administraciones Locales del Principado de Asturias.

Tras la elaboración del documento técnico, las Directrices fueron aprobadas por el Pleno de la Comisión de Urbanismo y Ordenación del Territorio del Principado de Asturias (CUOTA), con fecha 23 de mayo de 200520, con las prescripciones recogidas en el informe de la Ponencia Técnica de la CUOTA y las formuladas por la Permanente del Consejo de Patrimonio Cultural de Asturias, la Dirección General de Recursos Naturales y la Dirección General de Calidad Ambiental y Obras Hidráulicas. Dicha

18 Ley del Principado de Asturias 1/1987, de 30 de marzo, de coordinación y ordenación

territorial (BOPA núm. 86, de 14 de abril de 1987), modificada por la Ley del Principado de Asturias 3/2002, de 19 de abril, de régimen del suelo y ordenación urbanística (BOPA núm. 102, de 4 de mayo de 2002), refundida y derogada por Decreto Legislativo 1/2004, de 22 de abril.

19 Anuncio de la Consejería de Industria, Comercio y Turismo relativo a la Información Pública del documento de Avance de las Directrices Sectoriales de Ordenación del Territorio para el aprovechamiento de la energía eólica del Principado de Asturias (BOPA núm. 218, de 19 de septiembre de 2002).

20 Acuerdo del Pleno de la Comisión de Urbanismo y Ordenación del Territorio del Principado de Asturias (CUOTA), de fecha 23 de mayo de 2005, relativo a la aprobación inicial de las directrices sectoriales de ordenación del territorio para el aprovechamiento de la energía eólica (Expte. CUOTA 628/2003).


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aprobación se siguió de su sometimiento a un periodo de información pública de dos meses de duración, realizándose los preceptivos anuncios en el BOPA21 y en un diario de difusión regional.

En el momento actual, refundido el texto inicialmente aprobado con las prescripciones de la CUOTA y las modificaciones derivadas de las alegaciones presentadas durante el periodo de información pública, procede, por parte de la CUOTA, elevar las Directrices ante el Consejo de Gobierno del Principado de Asturias para su aprobación definitiva mediante Decreto si se considera procedente.

1.5 RESULTADO DEL TRÁMITE DE INFORMACIÓN PÚBLICA

1.5.1 AVANCE El Avance de las presentes Directrices fue sometido a un periodo de

información pública de un mes de duración. Durante dicho periodo se recibió un informe emitido por el Consejo del Patrimonio Histórico de Asturias y se personaron, presentando alegaciones, los interesados siguientes:

El Ayuntamiento de Taramundi.

Empresas de generación eólica con proyectos en marcha: Asturwind SL, Producciones Energéticas Asturianas SL, Northeolic SA y Terranova Energy SA.

La Asociación de Turismo Rural Oscos-Eo y la Asociación Núcleo de Turismo Rural de Taramundi, que presentan una alegación conjunta.

Diferentes particulares propietarios de los terrenos afectados por los parques eólicos de Grallas y Ouroso que presentan una alegación tipo.

Las alegaciones presentadas por las empresas de generación eólica y los particulares son del mismo tenor y se refieren principalmente a la reducción de las distancias mínimas entre las instalaciones eólicas y otro tipo de elementos, masas arboladas, carreteras, edificaciones, etc. En el caso de las empresas de generación eólica se presentan además algunas observaciones puntuales relativas a aspectos técnicos como la distancia de soterramiento de líneas o la

21 Información pública sobre adopción de Acuerdo del Pleno de la Comisión de

Urbanismo y Ordenación del Territorio del Principado de Asturias (CUOTA), de fecha 23 de mayo de 2005 (BOPA núm. 166, de 19 de julio de 2005).


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distancia entre aerogeneradores. Tras su estudio, se ha procedido a modificar algunas de las distancias que se apuntaban en el documento de Avance. En otros casos, sin embargo, los criterios expuestos en el Avance se han considerado adecuados, debiendo recordarse que en todos los casos se trata de criterios orientativos, que pueden no ser tenidos en cuenta por los órganos competentes a la vista de las concretas circunstancias que se produzcan para cada uno de los emplazamientos y proyectos de instalación.

La alegación presentada por las Asociaciones de turismo rural del extremo occidental de la región es de tenor político, por propugnar para esa área un modelo territorial basado en el fomento de la actividad turística que considera incompatible con las actividades de generación eólica. A ese respecto debe señalarse que el tercio occidental de Asturias se ha considerado el área más adecuada para el desarrollo de las actividades eólicas, cuyo fomento resulta obligado de acuerdo con los acuerdos internacionales suscritos por el Estado. Además, no parece probada la incompatibilidad que se manifiesta entre las actividades turísticas y las de generación eólica. En cualquier caso, debe recordarse que la definitiva instalación de los parques eólicos requiere de la autorización de la Administración Local que, a través del planeamiento general o de los Planes Especiales para el desarrollo de instalaciones eólicas, puede optar por un mayor o menor desarrollo de las infraestructuras eólicas.

En cuanto a la alegación del Ayuntamiento de Taramundi, la misma se refiere a aspectos de muy diferentes índole, destacando los siguientes: se propugna eliminar los criterios de rentabilidad energética a la hora de la selección de los emplazamientos, se propugna evitar la concentración de las actividades, se propone la obligatoriedad del procedimiento de Evaluación de Impacto Estructural. Las dos primeras sugerencias no se consideran adecuadas. La rentabilidad energética de la instalación debe ser uno de los criterios principales a la hora de seleccionar los emplazamientos, pues lo contrario supondría asumir el coste ambiental de las instalaciones sin una adecuada contraprestación a la sociedad en términos energéticos, en definitiva en términos de reducción de emisiones atmosféricas. En cuanto al fomento de la dispersión de las actividades, debe recordarse que la concentración supone un menor coste ambiental, al permitir utilizar infraestructuras complementarias comunes que, a menudo, constituyen el elemento con mayor impacto ambiental. En cuanto a la obligatoriedad del procedimiento de Evaluación de Impacto Estructural, se ha optado por incorporar un análisis de ese tipo a la Evaluación de Impacto Ambiental, evitando así un nuevo paso en una tramitación que es ya muy larga y compleja.

En cuanto al informe emitido por el Consejo del Patrimonio Histórico de Asturias, éste es claramente desfavorable para el Avance de Directrices


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presentado, principalmente por considerar que la abundante presencia de yacimientos arqueológicos en gran parte de los cordales del occidente de Asturias los incompatibiliza para el desarrollo de las actividades eólicas. A la vista de ello, las presentes Directrices han incorporado diferentes cautelas que se consideran suficientes para garantizar la no afección a cualquiera de los bienes que integran el patrimonio cultural de la región.

1.5.2 DOCUMENTO DE APROBACIÓN INICIAL Tras su aprobación inicial, las presentes Directrices fueron sometidas a

un periodo de información pública de dos meses de duración, realizándose los preceptivos anuncios en el BOPA y en un diario de difusión regional. Durante dicho periodo se personaron, presentando alegaciones, los interesados siguientes:

Los Ayuntamientos de Salas y Allande.

Empresas de generación eólica con proyectos en marcha: Energías Renovables del Principado de Asturias, SA (ERPASA), Generaciones Especiales, SA (GENESA I) y Terranova Energy SA.

Como ocurrió con el Documento de Avance buena parte de las alegaciones se refieren a la reducción de las distancias mínimas entre las instalaciones eólicas y otro tipo de elementos, masas arboladas, carreteras, edificaciones, etc, a aspectos técnicos como la distancia de soterramiento de líneas, la distribución de aerogeneradores o las características técnicas de los viales, a aspectos relacionados con la restauración ambiental y la integración de subestaciones eléctricas y a los procedimientos para la ampliación de instalaciones existentes. Dichas alegaciones son en general parcialmente atendidas, recordándose que se trata en la mayoría de los casos de directrices orientadoras que deben de ser concretadas a través de los procedimientos de evaluación de impacto ambiental.

Otro bloque de alegaciones se refiere a las Zonas de Exclusión, solicitándose la no ampliación de las mismas en el sentido de lo contenido en los informes de los órganos competentes en materia de recursos naturales y de cultura. Dichas alegaciones no han sido atendida, pues la ampliación de las Zonas de Exclusión formó parte de las prescripciones de la CUOTA en el momento de la aprobación inicial, que hizo suyos los criterios de los referidos informes.

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2 . I D E N T I F I C A C I Ó N Y D I A G N Ó S I S D E L S E C T O R

2.1 EL SECTOR DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES

2.1.1 CONCEPTO Y TIPOS DE ENERGÍAS RENOVABLES A pesar de que no existe un consenso general sobre el ámbito que

abarca el término energía renovable, se pueden considerar incluidas en él aquellas formas de energía no consumibles. En concreto tendrían esta consideración las energías no fósiles1, como la hidroeléctrica, la eólica, la solar, la biomasa y la energía geotérmica. También se suelen incluir dentro de este grupo, tal y como señala el Plan de Fomento de las Energías Renovables en España2 (PFER), la energía procedente del aprovechamiento de los residuos urbanos y otros residuos orgánicos, a pesar de su carácter consumible, y una serie de tecnologías aún en vías de experimentación como la energía de las olas, de las mareas y de rocas calientes y secas.

Dentro de la propia Unión Europea (UE) no existe actualmente unanimidad al respecto entre los distintos países, sobre todo al considerar la

1 La Directiva 2001/77/CE define, en su Artículo 2, como fuentes de energía renovables

aquellas “fuentes no fósiles (energía eólica, solar, geotérmica, del oleaje, mareomotriz e hidráulica, biomasa, gases de vertedero, gases de plantas de depuración y biogás)”.

2 Acuerdo del Consejo de Ministros de 30 de diciembre de 1999, por el que se aprueba el Plan de Fomento de las Energías Renovables para el periodo 2000-2010.


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energía procedente del aprovechamiento de los residuos sólidos urbanos, las bombas de calor, la solar pasiva o la gran hidráulica.

En cualquier caso, las consideradas renovables comprenden al menos las fuentes energéticas que a continuación se describen:

Hidráulica. La energía hidráulica es la que se consigue mediante la transformación de la energía potencial de un curso de agua en energía eléctrica a través de la instalación de una central hidroeléctrica. Siguiendo la clasificación del PFER, atendiendo a la potencia instalada se suele clasificar en:

Minihidráulica, potencia igual o inferior a 10 MW. Centrales con potencia de 10 a 50 MW. Centrales con potencia superior a 50 MW.

Biomasa. La aceptación más amplia del concepto de biomasa incluye a toda la materia viva existente en un instante de tiempo en la Tierra. En su afección energética incluye aquellos materiales que siendo biomasa, son susceptibles de ser utilizados con fines energéticos por medio de un aprovechamiento térmico o eléctrico. Se clasifica:

Biomasa residual procedente de actividades agrícolas, ganaderas y forestales, así como los subproductos de industrias agroalimentarias y de transformación de la madera.

Biomasa producida o cultivos energéticos para producción de biomasa lignocelulósica destinada a su aprovechamiento energético mediante combustión o gasificación.

Biogás. Bajo el nombre de biogás se conoce al producto de la fermentación anaerobia de residuos de origen orgánico. Tiene un elevado nivel de metano, dióxido de carbono e hidrógeno aunque su composición depende de la materia prima utilizada y de los procesos a los que es sometida. Para su obtención se utilizan los efluentes industriales, lodos de Estaciones Depuradoras de Aguas Residuales, residuos urbanos, y residuos ganaderos.

Biocarburantes. Se trata de una aplicación de la biomasa que consiste en tratar determinados cultivos para obtener


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productos sustitutivos de los combustibles fósiles. Actualmente existen dos grandes líneas de producción:

Bioetanol. Obtención de etanol a partir de materias primas con un alto contenido en azúcares simples (remolacha) o en azúcares compuestos (cereales) y excedentes vinícolas.

Biodiesel. Producción de ésteres metílicos obtenidos a partir de cultivos con alta riqueza grasa como el girasol, la colza y otros.

Residuos sólidos urbanos. Se denomina así al aprovechamiento energético de los residuos procedentes de las actividades de consumo y de la gestión de actividades domésticas. La Directiva 2001/77/CE considera como biomasa también a la fracción biodegradable de los residuos municipales.

Eólica. Es la energía generada a partir de la transformación de la energía cinética del viento mediante la utilización de un conjunto de equipos e instalaciones. A pesar de que el hombre lleva varios miles de años aprovechando el viento como fuente de energía, la obtención de energía eléctrica a partir del mismo es relativamente reciente.

Solar. En esta denominación genérica se incluyen toda aquella energía generada a partir de la transformación de la radiación solar. Según el objetivo de dicha transformación sea la obtención de calor o electricidad se distingue entre energía solar térmica y energía solar fotovoltaica. A su vez la térmica se subdivide en activa y pasiva (por la presencia o ausencia de elementos mecánicos que faciliten la transferencia del efecto térmico) y en instalaciones de baja, media y alta temperatura (dependiendo de que la captación sea directa, de bajo o de alto índice de concentración respectivamente).

Otras fuentes de energía renovables. Existen un conjunto de fuentes de energía renovables cuyo aprovechamiento industrial se encuentran en una fase experimental. Se trata fundamentalmente de la mareomotriz, la transformación de la energía de las mareas y de las olas, y de la geotérmica,


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aprovechamiento del calor de la tierra en el subsuelo para la generación de energía.

2.1.2 INTERÉS DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES En los últimos años se ha asistido a un intenso debate sobre el sector

energético y todo lo relacionado con la generación de energía a partir de las diferentes fuentes disponibles. Los daños ambientales ocasionados por la generación energética y el progresivo agotamiento de las fuentes de combustible fósil han puesto en cuestión su carácter de fuente principal de energía. Baste decir que se estima que el 75% de las emisiones de los gases que contribuyen al efecto invernadero son generadas por los procesos de aprovechamiento y transformación de la energía.

La lucha contra el cambio climático exige un esfuerzo colectivo y un compromiso político sólido de la comunidad internacional. Por ello, la UE, firmante de los Acuerdos de la Tercera Conferencia de las Partes de la Convención sobre el Cambio Climático3 conocidos en su conjunto como Protocolo de Kioto, adquirió el compromiso de reducir para el periodo 2008 a 2012 sus emisiones de gases con efecto invernadero en un 8% con respecto a los valores de referencia del año 1990. Buena parte de las esperanzas para alcanzar estos objetivos se centran en la utilización y desarrollo de las llamadas energías renovables.

La dependencia energética de Europa4 y la creciente preocupación de la sociedad europea por el futuro ambiental del Planeta se ha traducido en la adopción de una serie de medidas y acuerdos que tratan de potenciar la generación de energía a partir de fuentes limpias y renovables. Los datos para España, tal y como señala el PFER, muestran una tendencia creciente del grado de dependencia energética. Esta dependencia es de las más elevadas de la Unión Europea. Así, mientras las importaciones en este país superaron en 1998 el 70%, los niveles medios en la UE se sitúan en torno al 50 %. Pero,

3 Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático, hecha en Nueva

York el 9 de mayo de 1992, ratificada por Instrumento de 16 de noviembre de 1993 (BOE núm. 27, de 1 de febrero de 1994). Lista del Anejo I enmendada en la Tercera Conferencia de las Partes, celebrada en Kioto el 11 de diciembre de 1997 (BOE núm. 88, de 13 de abril de 1999).

4 La dependencia en la Unión Europea de los abastecimientos energéticos exteriores se sitúa en la actualidad en torno al 50 % de sus necesidades, mientras que para el 2030 se acercará al 70 %, con una dependencia aún más marcada de los hidrocarburos si se mantienen las tendencias actuales (Libro Verde; Hacia una estrategia europea de seguridad del abastecimiento energético. Comisión Europea. Luxemburgo. 2001).


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además, la práctica totalidad del crecimiento de los consumos de energía primaria durante los últimos años se ha cubierto con nuevas importaciones.

El desarrollo de las fuentes renovables de energía es de interés ambiental, político y territorial. Las energías renovables pueden proporcionar un abastecimiento seguro, no contaminante y asequible recurriendo a fuentes autóctonas sin riesgo de agotamiento de las reservas. Además, algunas de ellas, resultan cada vez más atractivas económicamente gracias, por una parte, al rápido desarrollo tecnológico y, por otra, a la puesta en marcha de incentivos fiscales y de apoyo a la producción.

Año Carbón Petróleo Gas Hidráulica Nuclear Resto TOTAL

1996 61.7 0.9 4.9 100.0 100.0 100.0 29.6 1997 54.7 0.6 1.4 100.0 100.0 100.0 27.1 1998 51.6 0.9 0.8 100.0 100.0 100.0 26.1 1999 41.8 0.5 0.9 100.0 100.0 100.0 23.6 2000 38.5 0.3 1.0 100.0 100.0 100.0 23.3

GRADO DE AUTOABASTECIMIENTO DE ENERGÍA PRIMARIA EN ESPAÑA (%) Fuente: Foro Nuclear (2001): Energía 2001. http://www.foronuclear.org

En el ámbito europeo la necesidad de reducir el consumo energético e incrementar la producción de energía a partir de fuentes renovables se ha materializado en la adopción de numerosos planes y programas. Entre ellos pueden destacarse:

El Programa THERMIE5, sobre el fomento de las nuevas tecnologías energéticas.

El Programa SAVE6, que profundiza en el fomento de la eficacia energética.

El Programa ALTERNER7, para el fomento del uso de las energías renovables.

5 Reglamento 2008/90/CEE del Consejo, de 29 de junio de 1990, relativo al fomento de

las tecnologías energéticas en Europa. Programa THERMIE (DOCE núm. L185, de 17 de julio de 1990).

6 Directiva 93/76/CEE del Consejo, de 13 de septiembre de 1993, relativa a la limitación de las emisiones de dióxido de carbono mediante la mejora de la eficacia energética. SAVE (DOCE núm. L237, de 22 de septiembre de 1993).

7 Decisión 93/500/CEE del Consejo, relativa al fomento de las energías renovables en la Comunidad. Programa Alterner (DOCE núm. L235, de 18 de septiembre de 1993).


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El Programa SYNERGY8, para el fomento de la cooperación internacional en materia energética

El Programa VALOREN9, para el fomento de las fuentes autóctonas de energía en regiones desfavorecidas.

El Libro Verde10, sobre las fuentes de energía renovables.

El Libro Blanco11, sobre las fuentes de energía renovables, refrendado por el Consejo y el Parlamento Europeo mediante Resolución de 8 de junio de 199812 y de 18 de junio de 199813, respectivamente.

El Libro Verde14, sobre la estrategia europea para la seguridad del abastecimiento energético.

Todo ello se ha materializado en la redacción y reciente aprobación de la Directiva 2001/77/CE relativa a la promoción de las fuentes de energía renovables15. Pero quizás el documento más significativo es el anteriormente citado Libro Blanco publicado por la Comisión Europea a finales de 1997. En

8 Reglamento 701/97/CE del Consejo, de 14 de abril de 1997, por el que se aprueba un

programa destinado a fomentar la cooperación internacional en el sector de la energía. Programa SYNERGY (DOCE núm. L104, de 22 de abril de 1997).

9 Reglamento 3301/86/CEE del Consejo, de 27 de octubre de 1986, por el que se establece un programa comunitario relativo al desarrollo de determinadas regiones desfavorecidas de la Comunidad mediante el aprovechamiento del potencial energético endógeno. Programa VALOREN (DOCE núm. L305, de 31 de octubre de 1986).

10 Comunicación de la Comisión Europea Energía para el futuro: fuentes de energía renovables - Libro Verde para una estrategia comunitaria, adoptado por la Comisión con fecha de 20 de noviembre de 1996, COM(96) 576 final.

11 Comunicación de la Comisión Europea Energía para el futuro: fuentes de energía renovables - Libro Blanco para una estrategia y un plan de acción comunitarios, adoptado por la Comisión con fecha de 26 de noviembre de 1997, COM(97) 599 final.

12 Resolución del Consejo de la Unión Europea, de 8 de junio de 1998, sobre fuentes de energía renovables (DOCE núm. C198, de 24 de junio de 1998).

13 Resolución, de 18 de junio de 1998, del Parlamento Europeo sobre la comunicación de la Comisión Energía para el futuro: fuentes de energía renovables - Libro Blanco para una estrategia y un plan de acción comunitarios (DOCE núm. C210, de 6 de julio de 1998).

14 Comunicación de la Comisión Europea Libro Verde - Hacia una estrategia europea de seguridad del abastecimiento energético, adoptado por la Comisión con fecha de 29 de noviembre de 2000, COM(2000) 769 final.

15 Directiva 2001/77/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 27 de septiembre de 2001, relativa a la promoción de la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables en el mercado interior de la electricidad (DOCE núm. L283, de 27 de octubre de 2001).


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dicho documento se abordan de forma extensa y detallada la necesidad de abordar políticas para el fomento y desarrollo de las energías renovables, con una visión global que abarque un amplio abanico de campos: energía, medioambiente, empleo, impuestos, competencia, investigación, desarrollo y demostración de tecnología, agricultura, relaciones regionales y exteriores y aspectos fiscales y económicos. El Libro Blanco se presentó como un Plan de Acción que posibilitara la coordinación y coherencia de la aplicación de estas políticas a escala comunitaria, nacional y local.

2.1.3 SITUACIÓN ACTUAL DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES

2.1.3.1 UNIÓN EUROPEA

En la actualidad las renovables representan cerca del 6% del abastecimiento bruto de energía primaria de Europa. Aproximadamente el 4% lo aporta la hidroelectricidad, lo que pone de manifiesto que la utilización y aprovechamiento de las denominadas energías renovables tecnológicas, incluso las de mayor desarrollo, se encuentra aún en sus comienzos.

Según las últimas estimaciones realizadas16 no todas las fuentes de energía renovables están evolucionando de la misma forma. La eólica sin lugar a dudas es ya una realidad y ha incrementando su producción en 10 años en un 2000%. La energía fotovoltaica y los bio-carburantes están consiguiendo una dimensión industrial con la participación de agentes internacionales y la primera, en especial, aunque lejos de ser comercialmente competitiva presenta un esperanzador futuro. Por el contrario, el sector de la energía solar térmica no termina de consolidarse y en la utilización de los residuos domésticos o de algunos subproductos de la industria de la madera y agroalimentaria, aun se precisan avances tecnológicos para que su aprovechamiento resulte rentable y ambientalmente compatible. Por lo que se refiere al empleo, se calcula que en estos momentos las energías renovables son responsables de unos 100.000 puestos en toda Europa.

Con todo ello, entre 1985 y 1998, la producción energética procedente de las energías renovables se ha incrementado en un 30%17. Sin embargo, los

16 Barometer of renewable energy sources; The European appraisal of renewable energy.

Publicado por EurObserv’ER en Systèmes Solaires núm. 137, mayo-junio de 2000. Paris.

17 La proporción de fuentes renovables en la producción de energía primaria es muy variable por países. Portugal con el 15.7%, Finlandia con el 21.8%, Austria con el 23.3% y Suecia con el 28.5% superan los objetivos marcados por la UE, apoyándose para ello en la utilización de su potencial forestal e hidráulico (Libro Verde - Hacia una estrategia europea de seguridad del abastecimiento energético. Año 2000).


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incrementos en la producción energética a partir de fuentes renovables han sido absorbidos por el crecimiento en el consumo, de forma que la aportación de las renovables al consumo global se ha estancado en torno al 6%, con un crecimiento anual continuo del sector del 3%.

Por países, Alemania se presenta como un importante motor en el despegue de las renovables que está afectando positivamente a países vecinos como Austria o Países Bajos. En el extremo opuesto aparecen Francia y Gan Bretaña.

2.1.3.2 ESPAÑA

En España el PFER constituye el marco general de referencia elaborado como respuesta al compromiso señalado en la Ley 54/1997 del sector eléctrico18, recoge las recomendación propuesta en el Libro Blanco y establece como objetivo general que las fuentes de energía renovables cubran al menos el 12% de la demanda total de energías primarias. A pesar de que la planificación que propone tiene carácter indicativo, constituye un documento de carácter estratégico. De las energías renovables destaca el carácter autóctono, su bajo coste ambiental, su importante contribución el equilibrio energético y su decisivo papel en un desarrollo futuro sostenible.

En el momento de su elaboración, el PFER establecía que la aportación de las energías renovables al balance energético nacional para el año 1998 en términos de energía primaria era del 6.3%. En la práctica, el cumplimiento de del objetivo del 12% para el año 2010 supondría duplicar la aportación energética de las fuentes renovables con respecto a los niveles de 1998. Sin embargo, los datos para el año 2000 indican que la aportación del conjunto de las renovables se encuentra por debajo de las cifras calculadas para 1998. Así, en 1999 su participación en el balance energético fue del 5.5% mientras que en 2000 alcanzaron el 5.7%, lo que representa una reducción del 0.6% con respecto al año de referencia del PFER. La explicación a esta tendencia negativa, a pesar del incremento en la producción y consumo de energías renovables, se encuentra también en la alta tasa de incremento en el consumo.

Las tendencias más favorables se manifiestan en el campo de la producción de energía eléctrica, sector en el que las renovables han incrementado su participación en detrimento de los combustibles fósiles. El crecimiento que el consumo de energía procedente de fuentes renovables ha experimentado entre 1999 y 2000 se debe sobre todo al aumento de las aplicaciones eléctricas que alcanzaron una producción de 38.330 GWh. Esta

18 Ley 54/1997, de 27 noviembre, de regulación del sector eléctrico (BOE núm. 285, de 28

de noviembre de 1997).


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cifra representa aproximadamente un 17% de la generación eléctrica bruta nacional, mientras que para 1999 era de un 15.6 %.

La producción de eléctrica procedente de energías renovables creció durante este periodo por encima del incremento de la demanda eléctrica. Según las estimaciones de la Comisión Nacional de la Energía19 la producción total de las energías renovables, incluidos los residuos sólidos urbanos y toda la hidroeléctrica, cubrió el 19% de la demanda eléctrica peninsular.

Dentro de las energías no hidráulicas el mayor crecimiento lo experimenta la eólica que casi ha duplicado las cifras de 1999 y se encuentra próxima a cuadruplicar las de 1998. Sin embargo, la biomasa sigue siendo la fuente de mayor importancia para el balance energético global, con una producción que representa más de la mitad del total de las renovables. Las fuentes consultadas destacan el incremento del consumo de biomasa para producción eléctrica que ha pasado de los 74,4 MW20 de potencia instalada en 1999 a 212,04 MW en 2001. La mayor aportación procede de plantas de biogás en Andalucía y Cataluña, comunidades que suman más de la mitad de la potencia instalada. Asturias contaba en 2001 con 7,32 MW de potencia instalada, cifra que no ha sufrido variaciones en los últimos años.

Durante el año 2000 también ha crecido la producción solar térmica, especialmente en Andalucía donde se instalaron aproximadamente la mitad de los 35.600 m2 de nuevos colectores, alcanzando los 400.000 m2 que representan un 8% de la superficie prevista en el PFER para el año 2010. Por lo que se refiere a la energía solar fotovoltaica, destaca el hecho de que durante el 2000 se pusieron en funcionamiento en España más de 1.600 nuevos proyectos, casi el doble que en 1998.

Por lo que se refiere a la estructura económica del sector, los datos aportados por el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), permiten afirmar que las empresas suelen desarrollar varias actividades y abarcan varias áreas tecnológicas, siendo la eólica con 250 empresas la que mayor número de ellas concentra. En cuanto a la localización geográfica hay que destacar que Madrid y Cataluña superan cada una el centenar de empresas relacionadas con el sector, seguidas de País Vasco (48) y Andalucía (43). Según la misma fuente en Asturias se localizan 15 empresas, lo que sitúa al Principado el noveno puesto de entre todas las Comunidades Autónomas.

19 Régimen Especial en España; Información estadística sobre las compras de energía al

régimen especial. Comisión Nacional de la Energía. 2001. 20 Datos tomados del Régimen Especial en España; Información estadística sobre las

compras de energía al régimen especial. Comisión Nacional de la Energía. 2001.

1990** 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000*

Hidráulica (> 10 MW) 16 553.0 16 553.0 16 602.0 16 602.0 16 807.7 16 570.8 16 281.8 16 301.3 16 220.9 16 378.9 16 378.9 Hidráulica (≤ 10 MW) 611.8 680.1 786.5 876.2 937.9 1 373.7 1 435.6 1 465.7 1 514.5 1 542.7 1 572.9 Eólica 6.6 7.3 45.7 51.7 75.4 115.2 211.0 455.0 834.4 1 477.0 2 270.1 Biomasa 106.0 107.0 110.0 102.0 126.0 151.0 182.8 183.6 187.8 202.4 217.2 Residuos Sólidos Urbanos 27.2 27.2 29.2 29.2 39.7 68.7 93.7 93.7 94.1 94.1 94.1 Solar fotovoltaica 3.2 3.6 4.0 4.7 5.6 6.5 6.7 7.3 8.8 9.5 12.1 Po

tenc

ia (M

W)

TOTAL 17 307.8 17 378.2 17 577.4 17 665.8 17 992.3 18 285.9 18 211.6 18 506.6 18 860.5 19 704.6 20 545.3

Hidráulica (> 10 MW) 23 481.4 25 013.0 18 109.0 22 777.0 25 462.0 19 813.2 35 461.4 31 003.5 32 070.0 23 068.4 26 318.0 Hidráulica (≤ 10 MW) 2 139.5 2 286.3 1 907.0 2 164.8 2 566.3 3 211.8 5 289.6 4 624.6 5 625.0 4 931.6 5 028.0 Eólica 13.2 14.2 103.2 116.8 176.2 191.7 316.6 622.0 1 437.6 2 773.1 4 937.9 Biomasa 615.9 620.2 627.3 584.6 679.2 816.0 1 107.7 1 113.5 1 133.0 1 244.8 1 357.7 Residuos Sólidos Urbanos 139.2 139.3 150.5 150.5 230.5 248.5 525.4 700.3 585.8 660.3 667.0 Solar fotovoltaica 5.7 6.8 7.5 8.7 10.3 11.6 11.8 12.9 15.8 17.1 21.7 Pr

oduc

ción

(G

Wh/

año)

TOTAL 26 394.9 28 079.8 20 904.5 25 802.4 29 124.5 24 292.8 42 712.5 38 076.8 40 867.1 32 695.3 38 330.3

POTENCIA Y PRODUCCIÓN ELÉCTRICA POR ÁREAS TECNOLÓGICAS EN ESPAÑA (1990-2000) *Datos provisionales. **Datos de energía hidroeléctrica relativos a centrales > y ≤ 5MW.

Fuente: Fuente: IDAE. Eficiencia Energética y Energías Renovables, Boletín núm. 2. Abril de 2001.

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000*

Biomasa 3 584 3 628 3 643 3 661 3 661 3 459 3 447 3 463 3 482 3 500 3 570 Solar Térmica 22 22 23 23 24 25 24 25 26 28 31 Geotermia 3 3 3 3 3 3 3 3 4 5 8

Pote

ncia

(k

tep)

TOTAL 3 608 3 653 3 669 3 668 3 688 3 487 3 474 3 491 3 512 3 533 3 608

POTENCIA TÉRMICA POR ÁREAS TECNOLÓGICAS (1990-2000) *Datos provisionales.

Fuente: IDAE. Eficiencia Energética y Energías Renovables, Boletín núm. 2. Abril de 2001.

CC.AA. PERIODO ACCIONES

Andalucía 2000-2006 PROSOL: Programa Andaluz de Promoción de Energías Renovables 2001-2006 PLEAN: Plan Energético de Andalucía

Aragón 1995-2015 Plan Energético de Aragón 1998-2005 Plan de Acción de las Energías Renovables en Aragón 2000-2002 Plan de Evacuación de las Energías de Régimen Especial

Islas Baleares 2001-2015 Plan Director Sectorial Energético de Baleares

Canarias 1996-2002 Plan de Energías Renovables de Canarias

Castilla y León 1999-2005 Plan Eólico de Castilla y León 2001-2010 Plan Solar de Castilla y León

Cataluña 2001-2010 Pla de l’Energia a Catalunya al 2010 2001-2010 Pla de l’Enegíes Renovables al 2010

Comunidad Valenciana 2001-2010 Plan Eólico de la Comunidad Valenciana

Extremadura 1999-2010 Plan de Energías Renovables de Extremadura

Comunidad de Madrid 2000-2010 Plan de Ahorro y Eficiencia Energética de la Comunidad de Madrid

Región de Murcia 1997-2005 Plan de Energías Renovables de Murcia

C. Foral de Navarra 2001-2005 Plan Energético de Navarra

País Vasco 1996-2005 Plan 3E, Estrategia Energética de Euskadi

La Rioja 2000-2010 Plan de Energías Renovables de la Rioja

PLANES DE ENERGÍAS RENOVABLES DE LAS CC.AA. Fuente: Plan de Fomento de las Energías Renovables en España e IDAE

Los objetivos establecidos en el PFER se han concretado en algunas Comunidades Autónomas en la formulación de diferentes Planes Energéticos. En Asturias, la Consejería de Industria, Comercio y Turismo, a través de la Dirección General de Industria y Energía, realiza desde el año 1995 y anualmente una convocatoria pública para la concesión de subvenciones destinadas a programas de ahorro energético y uso de energías renovables1. De acuerdo con las bases de esa convocatoria, se pretende potenciar las medidas de ahorro energético y promover el uso de las energías renovables reduciendo, en lo posible, el consumo de combustible.

Los beneficiarios de las ayudas son las Corporaciones Locales, las pequeñas y medianas empresas privadas, agrupaciones de dichas empresas, las comunidades de propietarios de viviendas en régimen de propiedad horizontal, las personas físicas y las instituciones sin ánimo de lucro. Las áreas de

1 Resolución de 5 de noviembre de 2001, de la Consejería de Industria, Comercio y

Turismo, por la que se aprueban las bases que han de regir la convocatoria pública de subvenciones para programas de ahorro energético y uso de energías renovables en el año 2002 (BOPA núm. 287, de 13 de diciembre de 2001).


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aplicación son: la energía solar (térmica activa, térmica pasiva y fotovoltaica); la biomasa y los residuos; las instalaciones eólicas o hidráulicas con potencia inferior a 15 kW destinadas exclusivamente al autoabastecimiento; y los proyectos de investigación o instalaciones piloto de nuevos materiales o sistemas de captación de energía solar o aprovechamiento de biomasa.

La cuantía del programa ha venido incrementándose notablemente, pasando de los algo más de 540.000 € de 1995 a los más de 1.800.000 € de la convocatoria del año 2002.

Año Cuantía del Programa (€)

1995 540 911 1996 961 619 1997 1 021 721 1998 1 081 822 1999 901 518 2000 1 622 733 2001 1 803 036 2002 1 803 036

CUANTÍA DEL PROGRAMA DE SUBVENCIONES PARA EL AHORRO ENERGÉTICO (SAE) DE ASTURIAS Fuente: Consejería de Industria, Comercio y Turismo del Principado de Asturias

2.1.4 PERSPECTIVAS DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES


Como ya se señaló, a medio plazo las energías renovables son las únicas fuentes de energía en que se dispone de cierto margen de maniobra para aumentar la producción energética europea.

La Comisión Europea se ha fijado el objetivo de duplicar la cuota de las energías renovables en el consumo nacional bruto de energía, para pasar del 6%2 en 1997 al 12% en 20103. Esto significa que la electricidad generada a

2 El dato del 6% se refiere a cálculos realizados para 1997. En la actualidad, según los

datos de EuroOserv’ER, el porcentaje aportado por la energías renovables ronda el 5.2%. Ello es debido a que en estos últimos años el ritmo de crecimiento de la demanda de energía ha sido mayor que el del incremento en la producción a partir de fuentes renovables (Barometer of renewable energy sources; The European appraisal of renewable energy. Publicado por EurObserv’ER en Systèmes Solaires núm. 137, mayo- junio de 2000. Paris).

3 El Libro Verde sobre las Fuentes de Energía Renovables establecía la participación en un 15%, el mismos objetivo establecido en el Anexo Un Plan de Acción para las


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partir de fuentes de energía renovables deberá representar aproximadamente el 22.1% del consumo global de electricidad de la Comunidad en 2010.

País % TWh

Luxemburgo 5.7 0.5 Bélgica 6.0 6.3 Reino Unido 10.0 50.0 Países Bajos 12.0 15.9 Alemania 12.5 76.4 Irlanda 13.2 4.5 Grecia 20.1 14.5 Francia 21.0 112.9 Italia 25.0 89.6 Dinamarca 29.0 12.9 España 29.4 76.6 Finlandia 35.0 33.7 Portugal 45.6 28.3 Suecia 60.0 97.5 Austria 78.1 55.3

Unión Europea 22.1% 674.9

VALORES DE REFERENCIA DE LA CONTRIBUCIÓN DE LAS FUENTES DE ENERGIA RENOVABLES AL CONSUMO BRUTO DE ELECTRICIDAD PARA 2010 CONFORME A LA DIRECTIVA 2001/77/CE

Fuente: Boletín del IDAE núm. 2; Energías Renovables y Eficiencia Energética. Abril de 2001

Los cálculos de participación actual en la producción de energía eléctrica incluyen las grandes instalaciones de energía hidráulica, cuyo potencial incremento en la Unión Europea es muy limitado. Esto significa que los aumentos en el uso de otras fuentes de energía renovables deberán ser más sustanciales.

La principal contribución procederá del aprovechamiento de la biomasa, que debería triplicar su producción actual. En segundo lugar estará la energía eólica, con una producción esperada 40 GWh, aunque parece que la tendencia actual de crecimiento superará estas previsiones. También se prevén incrementos importantes de las aportaciones procedentes de la energía solar térmica para la que se prevé la existencia de 100 km² instalados en el año 2010. Las expectativas son menores para la energía fotovoltaica, geotérmica y las bombas de calor. Por su parte la energía hidráulica, a pesar de experimentar un crecimiento relativamente pequeño, 13 GWh, seguirá siendo

Fuentes de Energía Renovables en Europa de la Declaración aprobada en la Conferencia de Madrid de 18 de marzo de 1994. Sin embargo el Libro Blanco para una Estrategia y un Plan de Acción Comunitario sobre Energías Renovables establece el objetivo orientativo del 12% para el año 2010.


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probablemente la segunda fuente renovable y mantendrá su contribución global.

La estrategia y el plan de acción que pretenden alcanzar este objetivo tan ambicioso reconocen que sólo será posible si se acompaña de importantes medidas financieras: ayudas estatales, desgravaciones fiscales, apoyo financiero. Para ello se calcula que será necesario realizar una inversión de 165.000 millones de euros entre 1997 y 2010. A cambio los beneficios que se pretenden obtener mediante este esfuerzo son muchos y diversos: proporcionar un nuevo impulso a las PYME; generar entre 500.000 y 800.000 puestos de trabajo; desarrollar las tecnologías europeas con la generación de 350.000 empleos adicionales; reducir en más de un 17% la importación de combustibles; disminuir en 402 millones de toneladas las emisiones de CO2; o reforzar la cohesión económica y social gracias a su carácter de energía no centralizada y cercana a los puntos de consumo.

2.1.4.2 ESPAÑA

En España la Ley 54/1997 del sector eléctrico establece, en su disposición transitoria decimosexta, que las fuentes de energía renovables deberán cubrir el 12% del total de la demanda energética para el año 2010. Se asume así el objetivo indicativo general que para el conjunto del territorio de la Unión Europea señalan el Libro Blanco de la Energías Renovables, primero, y la Directiva 2001/77/CE después.

Energía Renovable Estimación del Recurso

Hidráulica (>10 MW) 20 774 GWh/año Minihidráulica (< 10 MW) 7 500 GWh/año Eólica 34 200 GWh/año Biomasa 16 Mtep/año Biogás 0.55 Mtep/año Biocarburantes 0.64 Mtep/año

2 Mtep/año Solar Térmica

26.5 Mill. m2

Aisladas 300 MWp Solar Fotovoltaica Conectados a red 2 000 MWp

POTENCIAL DE LOS RECURSOS RENOVABLES EN ESPAÑA Fuente: Plan de Fomento de las Energías Renovables en España.

La planificación española asume también el compromiso de alcanzar el 29.4% de la cuota de producción total de electricidad mediante las


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aportaciones de las energías renovables, establecido en la Directiva 2001/77/CE.

La consecución de dichos objetivos se basa principalmente en el aprovechamiento de la energía eólica para la que se prevé un incremento en la producción cercano al 1500%, lo que supondría una generación próxima a la de la energía hidráulica en grandes centrales. Se espera también un importante incremento para la energía fotovoltaica, 5000%, pero no es previsible que ésta llegue a alcanzar una producción significativa en el mercado energético.

1998 (GWh) 2010 (GWh) Incremento (%)

Hidráulica (>10 MW) 30 753 31 129 101 Minihidráulica (< 10 MW) 5 607 6 912 123 Eólica 1 437 21 538 1 494 Biomasa (*) 1 139 13 949 - Residuos sólidos 586 1 846 277 Biogás 0 546 - Solar fotovoltaica, conectada a red 4 176 5 000 Solar termoeléctrica 0 459 -

Total 39 526 76 555 311

GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD POR ENERGÍAS RENOVABLES EN ESPAÑA Y PREVISIONES A 2010 (*) Los datos de 1998 incluyen dentro de la biomasa el biogás. Fuente: Plan de Fomento de Energías Renovables de España

2.2 EL SECTOR DE LA ENERGÍA EÓLICA

2.2.1 APROVECHAMIENTO DE LA ENERGÍA EÓLICA En su conjunto, el Sol radia sobre la Tierra una potencia del orden de

100.000 TW. De ésta, se estima que en torno a un 1 o 2% (10.000 a 20.000 TW) es transformada en energía eólica, debida a las diferencias de temperatura causadas por el desigual calentamiento de las diferentes zonas de la atmósfera y la superficie terrestre.

Una potencia de esa magnitud sería muy superior a las necesidades energéticas de la población mundial. Sin embargo, sólo un parte ínfima de la energía eólica llega a ser aprovechable, en definitiva las corrientes de componente horizontal que se producen a alturas inferiores a 100 m y que se denominan vientos de superficie.


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En la actualidad, el aprovechamiento principal de la energía eólica es el de la producción de electricidad mediante aerogeneradores o turbinas eólicas. Para ello, las máquinas disponen de un elemento móvil de captación, generalmente un rotor con palas, que trasmite su giro a un generador eléctrico. La potencia generada por un aerogenerador de eje horizontal del tipo habitualmente utilizado responde a la siguiente ecuación:

PT = CP A ρ v3/2

Donde: PT es la potencia generada; CP el coeficiente de rendimiento; A la superficie que interceptan las palas del aerogenerador; ρ la densidad del aire; y v la velocidad del viento.

En definitiva, la potencia generable depende de cuatro variables. Dos de ellas están relacionadas con las características constructivas del aerogenerador:

Coeficiente de rendimiento, que determina la fracción de la energía eólica existente en el viento que es posible transformar, en definitiva es la medida de la eficacia de la máquina. Conforme a la Ley de Betz un rotor ideal será capaz de transformar, como máximo, un 59% de la energía cinética del viento en energía mecánica.

Área de barrido del elemento de captación, es decir, la superficie en m² del rotor girando, que depende de la longitud de las palas.

Las otras dos variables definen la potencia del viento:

Densidad del aire, cuanto mayor sea ésta, mayor será la potencia para una misma velocidad de viento. A presión atmosférica normal y a 15 ºC, el aire tienen una densidad de unos 1225 g/m³, que disminuye ligeramente con el incremento de la humedad, de la temperatura y de la altitud.

Velocidad del viento. Aunque el Sistema Internacional recomienda establece como unidad el metro por segundo (m/s), aún se usan los nudos (kt) y los kilómetros por hora (km/h)4. Tradicionalmente para estimar la velocidad del viento se ha utilizado la escala de Beaufort que clasifica los vientos asignándoles un índice o grado que trata de sintetizar

4 1 kt = 1.8 km/h ó 1 kt = 0.5 m/s.


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la velocidad del viento, un término descriptivo y los efectos visibles sobre los objetos en tierra y en la superficie marina.

Velocidad* Efectos Grados

km/h m/s Descripción

En tierra En el mar

0 <2 <0,4 Calma El humo se eleva verticalmente Mar en calma

1 2-6 0,4-2 Ventolina El viento inclina el humo, pero no hace girar las veletas

Pequeños rizos en las olas

2 6-13 2-4 Flojito Las hojas se mueven, el aire se siente en el rostro. No se mueven las veletas

Olas sin romper.

3 13-21 4-6 Flojo Las hojas se mueven continuamente y ondean las banderas

Rompen algunas olas y el mar se torna cristalino

4 21-31 6-8 Moderado El viento levanta polvo y se agitan las ramas pequeñas

Se alargan las olas y aparecen crestas blancas.

5 31-40 8-11 Fresco Los árboles pequeños frondosos empiezan a balancearse

Crestas blancas en todas las olas.

6 40-51 11-14 Duro Se mueven las ramas grandes, y silban los cables eléctricos

Comienzan a formarse olas grandes con espuma en las crestas.

7 51-63 14-17 Muy duro Se agitan todos los árboles. Es molesto caminar de cara al viento

Mar gruesa

8 63-76 17-21 Galerna Se rompen las ramas pequeñas. Es difícil caminar.

Olas de altura media y más alargadas. Se pulverizan las crestas.

9 76-88 21-25 Temporal Las ramas medianas de los árboles se quiebran. Pequeños daños estructurales.

Las crestas de las olas comienzan a romper. Aparición de bruma.

10 88-103 25-29 Galena fuerte Los árboles son arrancados. Daños estructurales serios.

Rotura de olas muy grandes. La visibilidad se reduce.

11 103-117 29-33 Borrasca Daños extensos Los buques de pequeño y mediano tonelaje pueden perderse de vista. Bruma y visibilidad baja.

12 117-134 33-37 Huracán Destrucción generalizada Superficie del mar cubierta de espuma. Visibilidad es muy reducida. Las olas ocultan los barcos.

13 134-150 37-42

14 150-167 42-46

15 167-185 46-51

16 185-204 51-57

17 204-222 57-62 Ciclón

ESCALA DE BEAUFORT DE VELOCIDADES DE VIENTO *Velocidad del viento a 10 m de altura.

Fuente: Monografías técnicas de energías renovables; Energía eólica. Madrid. 2001

2.2.2 RÉGIMEN DE VIENTOS De lo expuesto se infiere que, para un modelo de máquina determinado,

la velocidad del viento constituye la variable principal a considerar en el momento de la elección del emplazamiento, pues la potencia extraíble del viento varía con el cubo de su velocidad.

2.2.2.1 RÉGIMEN GENERAL

El mapa de vientos de Europa elaborado por el Risoe National Laboratory de Dinamarca manifiesta claramente que las zonas con mayor velocidad de vientos se sitúan sobre todo en las costas del Mar del Norte y las Islas Británicas. Alemania y Dinamarca han utilizado eficazmente ese


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potencial eólico para la producción de energía, pero aún no ha ocurrido así en países con recurso abundante como el Reino Unido e Irlanda. Fuera de ese entorno las áreas más favorecidas se sitúan en las costas mediterráneas de Francia, principalmente en las depresiones del valle del Ródano y el Canal del Midí.

> 65-6

4.5-5.03.5-4.5< 3.5

> 7.56.5-7.55.5-6.54.5-5.5< 4.5

> 8.57.0-8.56.0-7.05.0-6.0< 5.0

> 9.08.0-9.07.0-8.05.5-7.0< 5.5

> 11.510.0-11.58.5-10.07.0-8.5< 7.0

Lugares abrigados

Terrenosllanos Costa Mar

abiertoCrestasy colinas

VELOCIDADES DE VIENTO (m/s) A 50 m POR ENCIMA DEL NIVEL DEL SUELO EN DIFERENTES CONDICIONES TOPOGRÁFICAS

Fuente: Risoe National Laboratory de Dinamarca (1999)

En España las áreas de mayor potencial eólico parecen ser las Islas Canarias, el cuadrante noroccidental de la península (principalmente Galicia), el área al norte del Sistema Central (Segovia), el Valle del Ebro, la costa atlántica de Andalucía, los resaltes de la costa mediterránea, principalmente Cabo de Gata (Almería), de la Nau (Alicante) y de Créus (Gerona). El Mapa

MAPA NACIONAL DE VIENTOSInstituto Geográfico Nacional (1991): Atlas Nacional de España. IGN. Madrid

ENERO

FEBRERO

MARZO

ABRIL

MAYO

JUNIO

JULIO

AGOSTO

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

NOVIEMBRE

DICIEMBRE

MAPAS DE VIENTOS EN ASTURIAS. Isoventas mensualesAdell, L; R. Zubiaur y P. Moreno (1985): Estudio del potencial eólico de Asturias. Bol. Cien. Nat. IDEA, 35: 3-26


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de Vientos elaborado por el Instituto Geográfico Nacional, coincidente a grandes rasgos con el del Risoe National Laboratory ilustra esa distribución de los recursos eólicos.

En Asturias no existen datos meteorológicos suficientes para la confección de un Mapa de Vientos fiable en el que pueda apoyarse la planificación, pues el número de estaciones meteorológicas que realizan mediciones de ese tipo es muy escaso y mal distribuido: Aeropuerto de Asturias, Gijón y Oviedo. No obstante, tanto el mapa de vientos europeo como el nacional ofrecen resultados concordantes, manifestando que las mayores velocidades de viento se dan en el tercio occidental de la región limítrofe con Galicia y en el Cabo Peñas.

El régimen de vientos se caracteriza, no obstante, por una marcada estacionalidad. Durante la estación fría, los vientos son preferentemente del Suroeste. Esta dominancia de vientos responde a una situación meteorológica frecuente en esa época del año, en la que el anticiclón de las Azores se retira hacia el Sur y permite una trayectoria mucho más meridional de las borrascas atlánticas. En el verano, la situación es muy diferente, pues el desarrollo del anticiclón de las Azores implica una trayectoria de las borrascas más septentrional, de forma que afectan moderadamente al litoral cantábrico, dominando los vientos del Nordeste. En cualquier caso, sea en uno u otro sentido, durante la mayor parte del año se mantiene una dirección principal Suroeste a Nordeste, que se manifiesta con claridad en la rosa de vientos anuales de la estación meteorológica de Lugo que se incluye en el Mapa de Vientos de España.

El análisis de vientos de escala regional más completo de entre los publicados es el recogido en el Estudio del Potencial Eólico en Asturias5, elaborado en 1985 y cuyos datos concretos son propiedad de Hidrocantábrico. Dicho estudio emplea técnicas de análisis diferencial para construir mapas mensuales de isoventas. Para ello parte de los datos proporcionados por las estaciones meteorológicas del Aeropuerto de Asturias, Oviedo, Gijón, el Aeródromo de León y Ponferrada. El análisis concluye que las áreas con mayor potencial eólico son:

Las zonas costeras entre el Eo y el Navia, en torno al Cabo Peñas y entre Gijón y Ribadesella.

Las sierras del occidente, principalmente en tres zonas:

El entorno de la Sierra de los Vientos (entre Valdés y Cudillero).

5 Adell, L.; R Zubiaur y P. Moreno (1985): Estudio del Potencial Eólico de Asturias. Bol.

Cien. Nat. I.D.E.A., 35: 3-26.


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El conjunto de las Sierras de Valledor y de los Lagos (Allande-Cangas del Narcea), el Cordal de Berducedo (Grandas de Salime-Allande), la Sierra de Ablaniego (Tineo) y la Sierra de Carondio (Allande-Illano-Villayón).

El conjunto de las Sierras de la Bobia y San Isidro (Villanueva de Osos-Castropol-Boal).

Las Sierras del Cuera y del Aramo.

La Cordillera Cantábrica.

Las velocidades de viento estimadas a 10 m de altura sobre el suelo oscilan entre 4 y 6 m/s durante los meses de invierno y entre 3 y 4 m/s en los meses de verano. Dichos valores supondrían altas potencias de viento a la altura en que habitualmente se colocan las máquinas.

2.2.2.2 CONDICIONES LOCALES

Los análisis del régimen general de vientos pueden servir de ayuda en la planificación o en el inicio de las prospecciones, pero para el análisis del viento a escala local es necesario tener en cuenta los efectos producidos por la orografía del terreno y la presencia de masas de agua o de cadenas montañosas que pueden alterar el régimen general de circulación del aire. Con carácter general, se puede decir que las variables que definen el régimen de vientos en cuanto a su aprovechamiento energético son: el régimen general, la estructura topográfica de la zona y la rugosidad.

La topografía de la zona condiciona notablemente el aprovechamiento. La presencia de escarpes abruptos puede producir turbulencias que, no solo mermarán la producción, sino que acelerarán el desgaste mecánico de los aerogeneradores. En los emplazamientos costeros algunos autores recomiendan situar los aerogeneradores retrasados una distancia de entre 0.25 y 2.5 veces la altura del acantilado6. Por el contrario, si el emplazamiento se sitúa en lo alto de una colina redondeada se aprovecha el efecto acelerador que este tipo de relieve produce sobre el viento.

En general, cuanto mayor rugosidad presente la superficie sobre la que se desplaza la masa de aire mayor será la reducción en la velocidad del viento. Así, los bosques densos y las grandes ciudades tienen un alto efecto ralentizador, mientras que las pistas de hormigón y las masas de agua tienen

6 Le Gourièrés, D. (1983): Energía Eólica, teoría, concepción y cálculo práctico de las

instalaciones. Ed. Masson. Barcelona.


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una influencia pequeña. En este sentido, la presencia de obstáculos resulta determinante. La proximidad de edificios, árboles o formaciones rocosas pueden disminuir la velocidad del viento de forma significativa, creando a menudo turbulencias en torno a ellos. Esta disminución depende de la densidad del obstáculo y la porosidad, es decir, la proporción de área libre con respecto al total del área del objeto expuesta a la dirección del viento. Así, por ejemplo, un árbol caducifolio puede presentar en invierno una alta porosidad mientras que en verano puede reducirla hasta un tercio. La ralentización del viento se incrementa con la altura y longitud del obstáculo y su efecto será más acentuado en las proximidades del objeto y del suelo. Los fabricantes de aeroturbinas suelen analizar la incidencia de los obstáculos en una distancia de un kilómetro. Algunas estimaciones determinan que si la distancia entre el aerogenerador y el obstáculo es inferior a cinco veces la altura del obstáculo los resultados son más inciertos y dependerán de la geometría exacta del obstáculo7.

Clase de rugosidad

Longitud de rugosidad (m)

Índice de energía (%)

Tipo de paisaje

0 0.0002 100 Superficie del agua

0.5 0.0024 73 Terreno completamente abierto con una superficie lisa

1 0.03 52 Área agrícola abierta sin cercados ni setos y con edificios muy dispersos

1.5 0.055 45 Terreno agrícola con cierres y algunas construcciones de 8 m de altura a una distancia aproximada de 1250 m.

2 0.1 39 Terreno agrícola con cierres y algunas construcciones de 8 metros de altura a una distancia aproximada de 500 m.

2.5 0.2 31 Terreno agrícola con numerosas construcciones, arbustos y plantas, o cierres de 8 metros de altura con una distancia aproximada de 250 m.

3 0.4 24 Pueblos, ciudades pequeñas, terreno agrícola, con muchos o altos cierres, bosques y terreno accidentado y muy desigual

3.5 0.8 18 Ciudades más grandes con edificios altos

4 1.6 13 Ciudades muy grandes con edificios altos y rascacielos

CLASES Y LONGITUDES DE RUGOSIDAD Fuente: Asociación danesa de la industria eólica. www.windpower.dk

7 Tomado de www.windpower.dk. Asociación danesa de la industria eólica.


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No obstante, el efecto de la rugosidad se reduce con la altura. Por ello, los aerogeneradores tienden a situarse elevados sobre la superficie del terreno. En el caso de un aerogenerador de 600 kW, por ejemplo, el rotor tiene un radio de aproximadamente 25 m y sitúa su eje 50 m sobre el suelo, lo que supone el aprovechamiento de las alturas de viento de entre 25 y 75 m. El incremento de la velocidad del viento con la altura es mayor cuanto mayor sea la rugosidad. Así, para valores medios de rugosidad el incremento de velocidad entre 10 y 50 m del suelo es de 1.5 m/s, mientras que con rugosidades altas puede elevarse hasta 4 m/s.

Altura Clases de rugosidad

0 0.5 1 1.5 2 3 4

100 6.06 6.38 6.98 7.21 7.50 8.58 11.28 90 6.02 6.32 6.89 7.11 7.39 8.41 10.99 80 5.96 6.25 6.79 7.00 7.26 8.23 10.67 70 5.90 6.17 6.67 6.87 7.11 8.02 10.31 60 5.83 6.07 6.54 6.72 6.95 7.78 9.89 50 5.74 5.97 6.39 6.55 6.75 7.50 9.39 40 5.64 5.83 6.19 6.33 6.51 7.15 8.78 30 5.51 5.66 5.95 6.06 6.19 6.71 8.00 20 5.32 5.42 5.60 5.67 5.75 6.08 6.89 10 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00

VARIACIÓN DE LA VELOCIDAD CON LA ALTURA SEGÚN CLASES DE RUGOSIDAD Y CONSIDERANDO UNA VELOCIDAD DE 5 m/s A 10 m DEL SUELO

Fuente: Asociación danesa de la industria eólica. www.windpower.dk

Los aerogeneradores empiezan a funcionar a una velocidad mínima de viento, que se denomina velocidad de conexión, y se detienen a una velocidad máxima, que se denomina velocidad de corte, por encima de la cual se producirían daños en la maquinaria. En la actualidad la velocidad de conexión suele situarse en torno a los 3 a 5 m/s y la velocidad de corte en torno a los 25 m/s. Por ello, los proyectos de instalaciones eólicas deben precederse de estudios que valoren las condiciones concretas del régimen de vientos del emplazamiento, considerando tanto los valores medios de velocidad como la frecuencia de ráfagas rápidas o periodos de calma.

En este sentido, debe valorarse que, dado el impacto ambiental las instalaciones eólicas tienen, debe garantizarse que éstas se instalen en condiciones en que realmente haya una rentabilidad energética. Con ese criterio, el Departament d’Indústria, Comerç i Turisme de la Generalitat de Catalunya, por ejemplo, ha dispuesto como condición para la autorización de parques eólicos la certificación de la existencia de velocidades de viento superiores a 5 m/s durante al menos 2100 horas al año.


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Velocidad* Grados km/h m/s Descripción Efectos sobre aerogeneradores

0 <2 <0,4 Calma 1 2-6 0,4-2 Ventolina 2 6-13 2-4 Flojito Arranque de máquinas más ligeras 3 13-21 4-6 Flojo Arranque de máquinas 4 21-31 6-8 Moderado Arranque de máquinas de mayor potencia 5 31-40 8-11 Fresco Un tercio de producción 6 40-51 11-14 Duro Rango alto de producción 7 51-63 14-17 Muy duro Producción máxima 8 63-76 17-21 Galerna Parada 9 76-88 21-25 Temporal Maquinas paradas

10 88-103 25-29 Galena fuerte Diseño específico contra daños 11 103-117 29-33 Borrasca Daños en máquinas menos resistentes 12 117-134 33-37 Huracán Daño seguro si no se abate 13 134-150 37-42 14 150-167 42-46 15 167-185 46-51 16 185-204 51-57 17 204-222 57-62 Ciclón

ESCALA DE BEAUFORT DE VELOCIDADES DE VIENTOS CON INDICACIÓN DE LOS EFECTOS SOBRE LOS AEROGENERADORES

*Velocidad del viento a 10 m de altura. Fuente: Monografías técnicas de energías renovables; Energía eólica. Madrid. 2001

2.2.3 INSTALACIONES EÓLICAS

2.2.3.1 INTRODUCCIÓN

Las instalaciones eólicas que pretenden ordenar las Directrices están constituidas por un conjunto de equipos destinados a transformar la energía cinética del viento en energía mecánica o eléctrica. Las características electromecánicas de esos equipos y de las instalaciones en su conjunto son variadas y pueden clasificarse siguiendo diferentes criterios, pero todas ellas se basan en el empleo de un dispositivo que capta la energía cinética del viento mediante un elemento móvil y genera un par de fuerza sobre un eje mecánico.

En función, de la aplicación que se de a la energía captada puede realizarse una primera clasificación en dos tipos de máquinas:

Aerobombas. Máquinas destinadas al bombeo de aguas procedentes de pozos de captación.

Aerogeneradores. Máquinas destinadas a la producción de energía eléctrica, bien para su utilización in situ, bien para el abastecimiento de redes de distribución, bien para ambos fines.


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En el caso de las aerobombas, el par de fuerzas generado por el elemento móvil se transmite mecánicamente al eje del dispositivo de bombeo, por lo que el trabajo se realiza sin generación previa de energía eléctrica. Habitualmente, se trata de instalaciones de pequeña potencia utilizables en el medio rural y destinadas al autoabastecimiento de agua en viviendas unifamiliares o explotaciones agrarias. El elemento de captación del viento suele consistir en un rotor de eje horizontal y multipala, entre 12 y 24 palas, capaz de trabajar con regímenes de viento ligeros y sustentado sobre torres de celosía. En Asturias existen algunas unidades en funcionamiento, sin embargo, no es previsible un desarrollo sustancial de esa técnica, debido al desarrollo alcanzado por la electricificación rural que hace que la mayor parte de los dispositivos de captación de agua para abastecimiento utilicen bombas eléctricas.

En el caso de los aerogeneradores, el par de fuerzas generado por el elemento móvil se transmite mecánicamente a un generador eléctrico, evacuándose la energía producida hacia la red de abastecimiento o los puntos de consumo.

2.2.3.2 TIPOS DE AEROGENERADORES

En cuanto a sus características técnicas principales cabe diferenciar tres tipos de máquinas eólicas para la generación eléctrica:

Aerogeneradores de traslación. Aerogeneradores de eje vertical. Aerogeneradores de eje horizontal.

Los aerogeneradores de traslación, también conocidos como presas eólicas, constituyen una tecnología de reciente desarrollo y patente vasca. El dispositivo consiste en dos o más columnas separadas varios cientos de metros entre sí y dotadas en su parte superior de poleas, éstas sirven de guía a varios anillos de cable que trazan una poligonal en torno a las columnas. Las palas, de planta rectangular, se sujetan perpendicularmente a los cables, de tal modo que son trasladadas por la fuerza del viento, recorriendo la poligonal y trasladando su movimiento de los cables y a las poleas, acopladas a generadores eléctricos.

Desde finales de 1999 se encuentra en funcionamiento la central de Hozalla en el Valle de Losa (Burgos), con un dispositivo consistente en dos únicas columnas separadas entre sí 135 m y una potencia nominal de 300 kW. No obstante, existen iniciativas para instalaciones similares en Tarragona y desarrollos tecnológicos con los que se pretenden alcanzar hasta 1.2 MW.


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La principal ventaja de la tecnología de traslación radica en la posibilidad vientos ligeros, de velocidad inferior a 6 m/s, con los que no funcionan adecuadamente los aerogeneradores con tecnología de eje horizontal. Además, la maquinaria resulta de más fácil instalación, reduciéndose el cociente coste potencia. No obstante, no se tiene constancia de la existencia de estudios relativos a su impacto sobre la avifauna, que a priori cabe esperar alto habida cuenta de las dimensiones del área de captación que para la central de Hozalla es de 1.500 m², 5 m²/kW frente a los aproximadamente 2,5 m²/kW de un aerogenerador de eje horizontal y potencia similar. A ello, se une el hecho de que el dispositivo de captación suponga un obstáculo al vuelo de las aves incluso en parada, lo que sólo en mucha menor medida ocurre con los aerogeneradores de eje horizontal.

Los aerogeneradores de eje vertical, también conocidos como VAWT (vertical axis wind turbines), son aquellos en los que el eje de rotación se dispone perpendicularmente al suelo, situándose los elementos para la captación del viento con su dimensión mayor paralela a la del eje. Se diferencian dos tipos principales:

Aerogeneradores Darreius. Aerogeneradores Savonius.

Los Aerogeneradores Darreius son máquinas VAWT en las que los elementos captadores consisten en dos o tres palas con perfil en forma de C ancladas a ambos extremos del eje. Entre sus ventajas destaca el hecho de que el generador eléctrico y el resto de maquinaria se sitúen al nivel del suelo, facilitando su mantenimiento. Además, el aerogenerador es capaz de trabajar con cualquier dirección del viento, sin necesidad de mecanismos de orientación. En contra, pesa la necesidad de tensores para su sujeción, lo que limita su localización en áreas de orografía compleja y puede dar lugar a turbulencias que reduzcan su eficacia, la necesidad de motores auxiliares para su arranque y la dificultad de conservación, especialmente para la sustitución de los cojinetes principales, operación que requiere desmontar la totalidad del dispositivo.

Por todo ello, los aerogeneradores de tipo Darreius han tenido una reducida implantación en el mercado de la generación eléctrica, abandonándose en la práctica su construcción e incluso muchas de las instalaciones existentes por su dificultad de conservación. El de mayores dimensiones con una altura de 110 m y una potencia nominal de 4 MW, en Cap-Chat (Canadá), dejo de funcionar en 1992 y se conserva en la actualidad como mero elemento escultórico.

Los Aerogeneradores Savonius son máquinas VAWT en las que los elementos captadores consisten en dos o más filas de semicilindros a menudo


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helicoidales. Se trata de dispositivos de bajo rendimiento y utilizables sólo para pequeñas potencias, lo que no los hace útiles en la generación a escala industrial ni doméstica. Se emplean habitualmente para la alimentación de equipos de pequeño consumo en lugares sin red de distribución, balizas marinas, equipos de comunicaciones, etc. En su momento se emplearon también para el arranque de aerogeneradores Darreius.

Los aerogeneradores de eje horizontal, también conocidos como HAWT (horizontal axis wind turbines), son los utilizados habitualmente para la generación eléctrica, tanto a escala industrial como doméstica. Su característica principal es que el eje de rotación se dispone paralelo al suelo, situándose los elementos para la captación del viento con su dimensión mayor perpendicular a la del eje.

2.2.3.3 CARACTERÍSTICAS DE LOS AEROGENERADORES DE EJE HORIZONTAL

POTENCIA Y TAMAÑO

En un aerogenerador de eje horizontal, que constituye el tipo más utilizado en la actualidad, las características electromecánicas de la instalación son muy variables en función de la potencia nominal, pudiendo diferenciarse en este caso:

Aerogeneradores de muy baja potencia o microturbinas. Máquinas con potencia nominal inferior a 10 kW y utilizables exclusivamente en aplicaciones para la alimentación de equipos de comunicación, señalización, etc o electricificación de cabañas o refugios de montaña.

Aerogeneradores de baja potencia. Máquinas con potencia nominal de entre 10 y 100 kW, utilizables en electricificación rural, habitualmente en combinación con sistemas de generación fotovoltaicos o por motores de explosión.

Aerogeneradores de media potencia. Máquinas con potencia nominal de entre 100 kW y 1MW, utilizables como sistema industrial para la producción de energía eléctrica evacuada a la red o incluso para la electricificación de entidades de población aisladas.

Aerogeneradores de alta potencia. Máquinas con potencia nominal superior a 1 MW.


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En general el tamaño de las máquinas, entendiendo por tal su altura y diámetro de rotor es proporcional a la potencia, debiendo considerarse que de dicho tamaño depende su visibilidad sobre el entorno y la entidad de las obras de cimentación y por ello, en buena parte, su impacto ambiental.

Dichas dimensiones son muy variables en el caso de microturbinas y aerogeneradores de baja potencia. Sin embargo, resultan bastante coincidentes en todos los modelos de aerogeneradores por encima de los 300 kW. La tendencia parece ser la del empleo de las máquinas de mayor tamaño, hasta el punto que permita el transporte por carretera de sus componentes. Las de mayor potencia, hasta 4 MW, se ensayan en la actualidad para su instalación en parques marinos. En Asturias, los parques en funcionamiento o en construcción utilizan máquinas de entre 660 kW y 1,5 MW.

Potencia (kW) Altura de buje (m) Diámetro de rotor (m)

0.04 Variable 0.5 0.52 Variable 1.8

1 Variable 2.6 2.5 Variable 4

Microturbinas

4.8 Variable 5.5

12 Variable 6 55 18 15 Aerogeneradores de

baja potencia 99 22 21

120 24 21 150 31 25 500 30 36 600 45 42

Aerogeneradores de media potencia

750 45 48

1 500 60 64 2 000 60 60 Aerogeneradores de

alta potencia 3 000 75 84

POTENCIA Y DIMENSIONES DE DIFERENTES MÁQUINAS COMERCIALES Fuente: Información publicitaria de las empresas constructoras

PARTES DEL AEROGENERADOR

Los aerogeneradores incorporan en todos los casos tres elementos principales: torre, góndola y rotor.

La torre eleva la maquinaria con respecto al suelo y puede consistir en una tubo troncocónico, accesible en su interior, una torre de celosía o incluso, en los modelos de menor potencia, un simple mástil riostrado con vientos. La elevación lograda por la torre permite el giro del rotor en un plano


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perpendicular al del suelo y un mejor aprovechamiento del viento, libre en las capas más altas de las turbulencias generadas por la rugosidad del suelo.

La góndola se sitúa en el extremo superior de la torre y consistente en un bastidor sobre el que se sitúa la maquinaria electromecánica de generación eléctrica y de control y una carcasa protectora.

El rotor se sitúa en un extremo de la góndola y está formado por una o varias aspas dispuestas perpendicularmente sobre un buje central. Los modelos comerciales al uso suelen emplear rotores tripala, que han alcanzado una cuota de mercado cercana al 75%. Los de tipo monopala (2%) y bipala (23%) están siendo abandonados por diferentes inconvenientes técnicos: mayor velocidad de giro, con la consiguiente producción de ruido y fatiga de los materiales; sacudidas en la máquina, en el momento que las palas se enfrentan con la sombra de viento que produce la torre, etc.

En cuanto al modo de trabajo, el rotor puede situarse a barlovento, es decir de cara al viento, o a sotavento, protegido tras la torre. Las máquinas con funcionamiento a barlovento requieren mecanismos activos para la orientación del rotor y palas suficientemente rígidas. Las de funcionamiento a sotavento, en cambio, pueden orientar el rotor por mecanismos pasivos e incorporar diseños flexibles de pala, que restan a la torre parte de la carga. Sin embargo, el abrigo de viento producido por la torre genera fluctuaciones en el par de fuerzas generado que incrementan la fatiga de los elementos mecánicos.

CARACTERÍSTICAS ELECTROMECÁNICAS

En el diseño electromecánico pueden diferenciarse, al menos, los elementos siguientes:

Caja multiplicadora. Generador eléctrico. Sistema de orientación. Sistema de control de potencia. Sistema de seguridad. Sistema de conexión a la red.

En las microturbinas y la mayor parte de los aerogeneradores de baja potencia, el par de giro del buje se transmite directamente al generador eléctrico. Ello es posible gracias a la alta velocidad de giro de los rotores de pequeño diámetro. Las máquinas de gran potencia, sin embargo, requieren de una caja multiplicadora que incrementa la baja velocidad de giro del buje (20 a 60 rpm) hasta los valores que requiere el generador (1000 a 1500 rpm), pudiendo diferenciarse un eje de baja velocidad que une el buje con la caja


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multiplicadora y un eje de alta velocidad, de acoplamiento elástico, que une ésta con el generador.

Los generadores eléctricos son las máquinas encargadas de transformar la energía mecánica procedente del rotor en energía eléctrica, pueden ser de muy diferentes tipos en función de las características eléctricas y potencia nominal:

Generadores síncronos. Son máquinas de corriente alterna en las que la generación de energía eléctrica se produce a una velocidad de giro constante, denominada velocidad de sincronismo, que depende de la frecuencia de la red eléctrica, en España 50 Hz, y de características propias del diseño, número de polos. Constructivamente pueden diferenciarse dos tipos de generadores síncronos: con imanes permanentes y

Máquinas de este tipo son utilizadas habitualmente para la producción de energía eléctrica con el resto de tecnologías. Sin embargo, las especiales características de la tecnología eólica, que utiliza una fuente de energía de potencia muy variable hacen que hayan sido poco utilizados hasta la actualidad.

En la práctica los generadores síncronos se han utilizado principalmente en microturbinas y aerogeneradores de pequeña potencia dotados de imanes permanentes. Las soluciones para máquinas de gran potencia recurren en cambio al empleo de electroimanes alimentados desde la red, previa rectificación de la corriente alterna a continua, o desde condensadores.

Generadores asíncronos o de inducción. Son máquinas de corriente alterna en las que la generación de energía se produce a velocidades de rotación ligeramente superiores a la velocidad de sincronismo. Dicha diferencia es pequeña, pues apenas se requiere un incremento de un 1% sobre la velocidad de sincronismo para alcanzar la potencia nominal. Sin embargo, el hecho de que el generador pueda variar ligeramente su velocidad de giro es suficiente para reducir las fuerzas a que se somete el tren de potencia, lo que supone una de sus principales ventajas.

Hasta el momento son los más utilizados en máquinas de mediana y gran potencia, por su robustez, su facilidad de construcción e instalación y la experiencia tecnológica derivada de su profuso empleo como motores industriales.


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Presentan el inconveniente de requerir estar conectados a la red para la excitación del estator, lo que supone un consumo de potencia reactiva que es parcialmente compensado mediante baterías de condensadores.

Generadores de corriente continua. Tienen muy escasa aplicación práctica. En la actualidad incluso las microturbinas destinadas a la alimentación de baterías tiende a utilizar alternadores síncronos de imán permanente, rectificando posteriormente la corriente de alterna a continua.

El sistema de orientación es conjunto de dispositivos dirigido a orientar el rotor con su plano perpendicular a la dirección del viento. En el caso de microturbinas y aerogeneradores de baja potencia la orientación se consigue de forma pasiva, mediante el propio diseño aerodinámico de las palas, en turbinas que trabajan a sotavento, y mediante veletas, en el caso más general de turbinas a barlovento. Los aerogeneradores de mediana y gran potencia, en cambio, utilizan motores auxiliares que orientan el conjunto formado por el rotor y la góndola. El mecanismo de control de la orientación tiene una baja velocidad de respuesta e incluye algoritmos informáticos para la toma de decisiones, a partir de la información suministrada por los dispositivos de medición de la dirección del viento.

Prácticamente todos los tipos de máquina incorporan un sistema de control de potencia que evita que ráfagas de viento muy veloz puedan provocar daños en el tren de potencia o sobrecargar el generador.

En microturbinas y aerogeneradores de pequeña potencia dichos mecanismos son pasivos y se apoyan en un diseño de la articulación entre la torre y la góndola que provoca el basculamiento horizontal o vertical de la máquina cuando el viento es excesivo. En los sistemas de basculamiento horizontal el plano del rotor puede llegar a colocarse paralelo a la dirección principal del viento pero perpendicular al suelo. En los sistemas de basculamiento vertical el rotor se coloca paralelo al suelo.

Los sistemas descritos no son aplicables a máquinas de gran potencia, pues aunque el sistema de orientación puede utilizarse para desviar el plano del rotor de la dirección principal del viento, trabajar en esas condiciones somete al rotor a fuertes cargas diferenciales. Por ello, las máquinas industriales utilizan principalmente dos sistemas diferentes de regulación.

Cambio de ángulo de paso. Las palas se insertan al buje mediante una articulación que permite su giro. De este modo, los sistemas de control pueden, ante ráfagas fuertes de viento, hacer girar las palas de tal modo que éstas ofrezcan menor resistencia al viento. Es el método que permite un mayor


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aprovechamiento del régimen de vientos pero requiere sofisticados mecanismos de control que lo encarecen.

Pérdida aerodinámica. Las palas se insertan sobre el buje con un ángulo fijo. La regulación de potencia se basa en el propio perfil aerodinámico de la pala que no funciona adecuadamente ante ráfagas fuertes de viento. A pesar de su menor eficacia, por su menor coste y complejidad, es el método más empleado en la actualidad.

Las máquinas de gran tamaño incorporan un sistema de seguridad cuya misión es frenar el rotor en caso de avería de cualquier tipo o velocidades excesivas de viento. Habitualmente dichos aerogeneradores incorporan dos sistemas diferentes de frenado: un freno mecánico, que actúa sobre el eje de alta velocidad bloqueando el sistema, y un freno aerodinámico, que en los rotores de paso fijo consiste en el giro en 90° de la punta de las palas, que adopta posición de bandera. Cuando se trata de rotores con cambio del ángulo de paso, el frenado aerodinámico se consigue mediante el giro de la totalidad de la pala. En general, ambos tipos de rotores frenan rápidamente sin necesidad de activar los frenos mecánicos, por lo que éstos suelen utilizarse más bien como sistema de apoyo o de bloqueo durante los trabajos de conservación.

Los diferentes sistemas de conexión a la red de los aerogeneradores tienen por objeto el suministrar a ésta corriente de tensión y frecuencia constantes. La conexión a red de microturbinas y aerogeneradores de pequeña potencia es en la actualidad inviable económicamente. Por ello, dicha técnica es utilizada exclusivamente en la máquinas de mayor potencia, con aplicación industrial, como las de los parques eólicos. En la mayoría de los casos la conexión a la red es directa, pues los generadores producen corriente alterna trifásica de baja tensión, 690 V, y 50 Hz de frecuencia. Para reducir el coste de la red de evacuación, cada uno de los aerogeneradores incorpora dentro de la torre, al nivel del suelo, un equipo de transformación convencional que eleva de baja a media tensión.

Sin embargo, en la actualidad están empezando implantarse sistemas de conexión indirecta. En éstos el generador funciona en una red independiente que se conecta a la red general a través de dispositivos que permite controlar tanto la frecuencia de salida como la potencia reactiva, mejorando la calidad eléctrica de la energía generada. Dichos dispositivos suelen consistir en una etapa que rectifica la corriente alterna a corriente continua y otra que convierte esa corriente continua en alterna de la frecuencia de la red pública, en definitiva un esquema CA-CC-CA.


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La principal ventaja de la conexión indirecta es la posibilidad de desarrollar aerogeneradores con velocidad de giro variable. El uso de generadores, síncronos o asíncronos, limita el rango de velocidades de viento utilizables, pues requiere una velocidad de giro casi constante que depende de la frecuencia de la red y el número de polos del generador. La conexión indirecta permite en cambio utilizar una electrónica de potencia que varíe la frecuencia de excitación del generador, permitiendo un amplio rango de velocidades de giro. Algunos modelos de máquina pueden prescindir incluso de la caja multiplicadora, utilizando generadores de número variable de polos y conectando directamente el buje al eje del generador. Ello supone un reducción importante del ruido y las vibraciones transmitidas al resto de la maquinaria. La mayor dificultad para su definitiva implantación radica en el alto coste de la electrónica de potencia y en la necesidad de sofisticados sistemas de control, que acomoden la velocidad de sincronismo del generador a las velocidades de viento en cada momento.

2.2.3.4 TIPOS DE INSTALACIÓN EÓLICA

La energía eléctrica de origen eólico no depende de una fuente regulable en cuanto a producción, lo que hace necesario su consumo simultáneo o su vertido a la red, sólo para el caso de máquinas de producción muy pequeña llega ser rentable el almacenamiento en baterías de acumuladores. Ello dar lugar a variados sistemas de explotación en función de que el destino de la producción sea el vertido a la red general de distribución o el consumo instantáneo y, en este último caso, de que haya o no conexión a la red eléctrica de distribución:

Centrales eléctricas eólicas: parques terrestres o marinos. Instalaciones de autoconsumo conectadas a la red. Instalaciones aisladas de la red. Instalaciones de investigación o ensayo.

PARQUES EÓLICOS TERRESTRES

A nivel regional, el desarrollo del aprovechamiento de la energía eólica parece que se seguirá centrando en los parques eólicos, concebidos para la generación de energía a escala industrial y cuyo objeto es verter energía a la red de general de distribución. Dichas instalaciones consisten en un conjunto de aerogeneradores de gran potencia, desde 0.3 a 3 MW, que se complementa con las infraestructuras comunes al conjunto del Parque. La distribución de las máquina depende de la orografía del terreno y las condiciones de viento reinantes, pero es general considerar que los aerogeneradores, para un


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funcionamiento eficaz, deben separarse entre sí del orden de 5 a 9 veces el diámetro del rotor, en la dirección del viento dominante, y de 3 a 5 veces en la dirección perpendicular al viento dominante. Entre las infraestructuras comunes al Parque, pueden diferenciarse, al menos, los elementos que a continuación se señalan:

Red viaria. Red de enlace con la subestación. Subestación de transformación y edificios de control. Línea de evacuación.

La construcción y conservación de los aerogeneradores requiere el acceso de vehículos pesados hasta la base de los mismos. Por ello, el parque se dota de una red viaria que permita el acceso a cada una de las máquinas. En dicho sistema, se consideran habitualmente tres tipos de viales:

Vial de acceso, que da acceso al área del emplazamiento desde la red de carreteras.

Vial principal, que recorre la totalidad del parque eólico. Viales secundarios, que dan acceso a cada una de las

máquinas desde el vial principal.

Los aerogeneradores disponen en su base de un equipo de transformación que eleva la tensión desde 690 V hasta 20 kV a 30 kV, en el caso más general. Esa energía se evacua por la red de enlace, habitualmente consistente en canalizaciones subterráneas que siguen el trazado del viario del parque. En ocasiones la red se dirige luego a subestaciones ya existentes. Sin embargo, es más común que el proyecto del parque incluya la construcción de nuevas subestaciones de transformación.

Dichas subestaciones de transformación centralizan las líneas de enlace con las diferentes máquinas que constituyen el parque, elevando la tensión para adaptarla a la de la red de evacuación, generalmente aérea y con tensiones de 132 kV, aunque se dan casos de líneas soterradas al menos en sus primeros tramos.

La mayor parte de los parques existentes en España emplean subestaciones de transformación convencionales, basadas en transformadores con aislamiento de aceite mineral. Sin embargo, en los últimos años, se ha generalizado en los ámbitos urbanos la sustitución de las subestaciones de transformación convencionales por subestaciones de tipo GIS (gas insulated substations), con blindaje metálico y aislamiento por hexafluoruro de azufre (SF6), gas de efecto invernadero, siendo esta la solución que han adoptado la mayor parte de los parques eólicos instalados en Asturias. La alta rigidez


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dieléctrica de dicho gas y su poder de extinción del arco voltaico permiten un diseño compacto que reduce el tamaño de la instalación hasta un 10% respecto al de una subestación convencional.

Dicha reducción en la magnitud física de la instalación tiene indudables ventajas y, sin duda, provoca un menor impacto paisajístico y sobre el medio natural de las instalaciones de transformación. Ello ha motivado que el Principado de Asturias haya optado por promover en los parques eólicos el uso de subestaciones de transformación de tipo GIS, considerando que el hecho de que el gas se encuentre aislado en envolventes metálicos con sellado hermético hace que las posibilidades de fuga sean pequeñas y, en cualquier caso, de escasa magnitud habida cuenta de los volúmenes de gas empleados.

Sin embargo, puesto que ese gas es uno de los seis afectados por el Protocolo de Kioto, se entiende que no cabe la promoción de su uso, sino todo lo contrario. Ese criterio tiene en cuenta las consideraciones siguientes:

La tecnología GIS actual no garantiza la ausencia de fugas, pues tras la extinción del arco el gas, antes de su regeneración, da lugar a productos que atacan las armaduras metálicas.

Los estudios realizados en Europa8 apuntan una tasa de fugas en el aparataje eléctrico de primera generación en torno al 2% y los realizados por el Comité Internacional de Grandes Redes Eléctricas (CIGRE) en GIS de Brasil han estimado la emisión por fugas de 1800 kg/año sobre un total instalado de 207 533 kg, es decir, un valor del 0.87%. En la actualidad el límite de garantía de la mayor parte de fabricantes se sitúa en el 1% y la UE pretende estandarizar como límite el 0.4% que es el que parece alcanzarse en los aparatos de maniobra de última generación.

En cualquier caso, no puede olvidarse que el SF6 es un gas para el que se estima un potencial de calentamiento global de un orden 25.000 veces superior al del CO2, y con una capacidad de autoregeneración que provoca su acumulación irreversible en la atmósfera. De hecho, se considera que su tiempo de vida es infinito, del orden de 3.000 a 4.000 años según algunos autores.

Por ello, aún cuando los niveles de fuga sean escasos, el fomento del uso supone también el de la producción de un gas

8 Öko-Recherche (1996): Aktuelle und künftige Emissionem treibhauswirksamer

fluorierter Verbindungen in Deutschland. Frankfurt.


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que, por su naturaleza no degradable, tendrá por destino final la atmósfera.

En la actualidad se emplea en la producción de magnesio, en la fabricación de semiconductores y en acristalamientos como aislante acústico. Sin embargo, lo más sustancial de su producción, el 80%, se destina a la distribución de energía eléctrica, como aislante en aparatos eléctricos de maniobra en Media o Alta Tensión, que utilizan pequeños volúmenes de gas, o en líneas de distribución de AT y subestaciones de transformación, que constituyen aplicaciones con mayor volumen de consumo.

Todo ello, está suponiendo un ritmo de incremento anual muy elevado que se cifra en casi un 34% para el conjunto de países de la UE, considerando los años 1990 a 1998, y en un 189% para el caso de España, que constituye con mucho el país con mayor aumento en las emisiones9.

La UE ha manifestado reiteradamente su preocupación por el incremento en la producción y uso de los gases fluorados industriales, grupo al que pertenece el SF6, muestra de ello son los diferentes estudios encargados dirigidos a diseñar una estrategia para la reducción de su producción y consumo y a valorar económicamente el coste que ello supondrá10.

Dichos estudios apuntan una posible subestimación en las emisiones de SF6 derivadas de su empleo en la industria eléctrica y a la posibilidad de reducir las emisiones de SF6 para el año 2010 en un 15% con respecto al año 1995, adoptado como referencia. Para ello, se propone reducir la tasa de fugas en el aparataje eléctrico, sustituyendo los dispositivos de primera generación, y limitar el uso del SF6 a los dispositivos para los que no existen alternativas,

9 Informe de la Comisión al Parlamento Europeo y al Consejo, de conformidad con lo

dispuesto en la Decisión 93/389/CE, recientemente derogada por la Decisión 280/2004/CE, relativa a un mecanismo de seguimiento de las emisiones de gases de efecto invernadero en la Comunidad y para la aplicación del protocolo de Kyoto (DOCE núm L049, de 19 de febrero de 2004).

10 ECOFYS. Energy and Environment (1998): Reduction of the emission of HFCs, PFCs and SF6 in the EU. Informe preparado para la Comisión Europea.

ECOFYS. Energy and Environment (2000): Economic Evaluation of Emission Reductions of HFCs, PFCs and SF6 in Europe. Informe preparado para la Comisión Europea.


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principalmente los aparatos de maniobra en Alta Tensión, remplazando el SF6 por resinas líquidas, aceite o aire en los aparatos de Media Tensión.

De acuerdo con ello el Sexto Programa de Acción Comunitario en materia de Medio Ambiente11 tramitado por la Unión Europea, señala la necesidad de reducir el uso de todos los gases fluorados industriales.

Los criterios de la UE son compartidos por la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos (EPA), que ha firmado un Acuerdo12 con la industria eléctrica de ese país con el objeto explícito de reducir las emisiones de SF6 y baraja en la actualidad una posible prohibición del gas. Dicho acuerdo se ha traducido en enero del 2002 en la adopción de un protocolo con las líneas maestras para la sustitución del SF6 en las tecnologías de GIS.

PARQUES EÓLICOS MARINOS

En la actualidad están desarrollándose con rapidez tecnologías para la construcción de parques eólicos marinos. Dichas instalaciones presentan numerosas ventajas:

Tienen menor impacto visual, pues pueden situarse a gran distancia de núcleos de población y mimetizarse con el mar y la bruma marina.

No existen inconvenientes para el empleo de máquinas de gran tamaño y potencia, cuya instalación en el medio terrestre se ve limitada por la accesibilidad del emplazamiento elegido. En la actualidad se están instalando en el mar máquinas de 1.5 MW y se analiza la posibilidad de máquinas de hasta 4 MW.

11 Decisión 1600/2002/CE, del Parlamento Europeo y del Consejo de 22 de julio de 2002 ,

por la que se establece el Sexto Programa de Acción Comunitaria para el Medio Ambiente (DOCE núm. L 242, de 10 de septiembre de 2002).

12 United States Ennvironmental Protection Agency. EPA (2000): SF6 Emissions Reduction Partnership for Electric Power System. Annual Report 2000.

United States Ennvironmental Protection Agency. EPA (2002): Catalog of Guidelines and Standards for the Handling and Management of Sulfur Hexfaluoride (SF6).


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El mar ofrece una superficie lisa, de menor rugosidad que la tierra firme. Ello hace que la variación de la velocidad del viento verticalmente sea muy pequeña y permite situar el rotor a menor altura.

La ausencia de obstáculos permite un flujo de viento libre de turbulencias, lo que redunda en menores fatigas mecánicas para los aerogeneradores y en una vida media más larga: 50 años, frente a los poco más de 20 estimados para las instalaciones terrestres.

El ruido no es un factor limitante, lo que permite diseños con velocidades de giro más altas y mayor eficacia energética.

El recurso viento es más abundante y estable en el medio marino.

Las condiciones enumeradas hacen que los especialistas prevean que en el futuro la mayor parte de la energía eléctrica eólica se genere en parques marinos. El Plan 21 desarrollado por el gobierno de Dinamarca prevé que para el año 2030 estén instalados en ese país 4 000 MW en parques eólicos marinos frente a 1 500 en parques terrestres.

Las mayores dificultades para la generalización de la producción de energía en parques marinos radican en la cimentación de las máquinas. Los parques marinos existentes utilizan principalmente sistemas de cimentación por gravedad. Dicho sistema se basa en la construcción en dique seco de un cajón de hormigón armado que es trasladado al emplazamiento definitivo y rellenado posteriormente con arena y grava hasta que alcanza un peso capaz de mantener la verticalidad de la máquina. La técnica es rentable para profundidades de hasta 10 m.

En la actualidad se tiende a utilizar una variante de la cimentación por gravedad que se basa en el empleo de contenedores de acero de planta circular que son rellenados de minerales de alta densidad como la olivina. Sobre el lecho marino se requiere únicamente el acondicionamiento y compactación de la superficie de asiento y evitar la socavación de la estructura por erosión mediante una guarnición de cantos rodados o bloques de piedra. Desde el punto de vista ambiental el sistema presentan la ventaja de funcionar como un arrecife artificial, incrementando la productividad marina.

En estos momentos, en el Mar Báltico y el Mar del Norte se están desarrollando con éxito proyectos en fase experimental que permiten utilizar áreas de profundidades comprendidas entre 10 y 30 m. Para ello se recurre a dos técnicas diferentes. La primera consiste en el pilotaje de un cilindro de acero que es prolongación de la propia torre, pilotando hasta una profundidad


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de entre 10 y 20 m bajo el lecho marino. La segunda consiste en sustentar la torre sobre un trípode consistente en tres pilotes de acero que perforan el lecho marino. Parece la estructura con la que se pueden utilizar aguas más profundas.

En cualquier caso, lo estrecho de la plataforma continental de Asturias hace inviable, con las técnicas actuales, el desarrollo de parques eólicos. Profundidades inferiores a 20 m se dan sólo en áreas muy cercanas a la línea de costa, en las que la instalación no disfrutaría de las ventajas que caracterizan a los parques eólicos marinos y se generaría un importante impacto visual sobre el medio costero.

Por ello, se considera adecuado que la posible instalación de parques eólicos marinos sea llegado el caso objeto de estudios específicos que quedan fuera del alcance de las Directrices actualmente en elaboración.

INSTALACIONES DE AUTOCONSUMO CONECTADAS A LA RED

Las instalaciones de autoconsumo conectadas a la red permiten la venta a los distribuidores de los excedentes de energía producidos en momento de alta intensidad de viento y, al contrario, comprar energía a los operadores convencionales en momentos de calma. No obstante, la conexión a la red de microturbinas no tiene perspectivas de futuro, pues con la potencia aportada a la red es difícil rentabilizar el coste de la instalación y de los dispositivos de regulación de tensión y frecuencia necesarios. Por ello, sistemas de ese tipo son sólo viables cuando se trata de actividades con alto consumo eléctrico. Sistemas de ese tipo son frecuentes en países como Dinamarca y Alemania, donde se estima que dos tercios de los aerogeneradores instalados son propiedad de cooperativas agrarias o vecinales que se favorecen del autoabastecimiento y de la venta en condiciones ventajosas de la electricidad producida.

En Asturias no parece esperable un desarrollo importante de ese tipo de instalaciones, pues son escasos los emplazamientos en los que coincidan un consumo eléctrico importante y regímenes intensos de viento. Podría, no obstante, darse este caso en áreas portuarias, estaciones de esquí o algunas áreas industriales.

INSTALACIONES AISLADAS DE LA RED

Las instalaciones aisladas de la red consisten habitualmente en microturbinas o aerogeneradores de baja potencia, cuyo destino es la


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electrificación local o el suministro de energía a equipos de bombeo, desalación, etc. Habitualmente operan acompañadas de sistemas de apoyo fotovoltaicos o diesel. En Asturias no han tenido gran implantación, debido al alto grado de electricificación del medio rural, limitándose su uso al abastecimiento de eléctrico de instalaciones agrarias aisladas de la red, cabañas, refugios de montaña o equipos electrónicos de telecomunicaciones.

INSTALACIONES DE INVESTIGACIÓN O ENSAYO

En los últimos años la tecnología eólica ha evolucionado muy rápidamente, lo que ha provocado la aparición de nuevas máquinas con mayor potencia y rendimiento. Estas nuevas máquinas previamente a su comercialización precisan obtener las homologaciones correspondientes, procediéndose a ensayar los prototipos. La ubicación de éstos en un parque eólico es difícil, pues ello elimina una posición para una máquina convencional y el promotor sufre la pérdida de producción derivada de las paradas, ensayos o deficiente funcionamiento.

Por ello, se considera que la promoción del desarrollo tecnológico por parte de la industria regional exige una regulación de las actividades de investigación diferente a la de las centrales eólicas convencionales, aspectos que deben ser adecuadamente tratados en las Directrices.

2.2.4 SITUACIÓN Y PERSPECTIVAS DE LA ENERGÍA EÓLICA


La energía eólica es de todas las renovables la que ha experimentado un grado de desarrollo tecnológico más avanzado en los últimos, lo que sin duda redunda en el fuerte crecimiento que viene experimentando. Así, mientras que en los años setenta la potencia media de las máquinas no superaba los 30 kW, en la actualidad es frecuente la instalación de aerogeneradores de 1500 y 1750 MW, empiezan a introducirse en el mercado máquinas de 2 MW y se trabaja en prototipos de entre 3 y 5 MW.

Todo ello supone una considerable reducción en cociente coste potencia, que unida a la liberalización del mercado eléctrico promovida por la Directiva 96/92/CE13 y a las ayudas económicas que priman el

13 Directiva 96/92/CE, de 19 de diciembre, del Parlamento Europeo y del Consejo sobre

normas comunes para el mercado interior de electricidad (DOCE núm. L95, de 10 de abril de 1997).


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aprovechamiento de fuentes renovables están logrando que la producción eólica de electricidad supere las previsiones más optimistas que se habían realizado. Sin considerar las primas que favorecen a las energías renovables el coste de la energía eólica en España se estimaba en 0.071 €/kWh, valor superior al de la generación a partir de biomasa (0.043 €), pero muy cercano al de la generación en centrales térmica que utilicen carbón nacional (0.05 €). Países como Dinamarca y Alemania, con mayor desarrollo tecnológico en el sector y mejores condiciones orográficas ofrecen aún precios más competitivos que alcanza para la eólica valores de 0.067 y 0.068 € respectivamente.

España Dinamarca Alemania

Carbón importado 0,036 0,036 0,032 Carbón nacional 0,05 0,041

Diesel 0,051 0,049 0,049 Gas de ciclo combinado 0,035 0,029 0,035

Biomasa 0,043 0,039 0,043 Eólica 0,071 0,067 0,068

Fotovoltaica 0,512 0,853 0,64 Nuclear 0,047 0,059 0,051

COSTE DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA (€ DE 1990 / KWH), SIN CONSIDERAR PRIMAS

Fuente: Libro Verde. Hacia una estrategia de seguridad del abastecimiento energético. Comisión Europea (2000)7

A fecha de diciembre de 2001, la Unión Europea dispone de una potencia instalada cercana a los 15 500 MW, que suponen el 75% de la potencia eólica del mundo, y lidera además el desarrollo tecnológico del sector. Casi la mitad de esa potencia se sitúa en Alemania que continúa siendo el líder mundial y manteniendo un ritmo de crecimiento muy similar al del conjunto de la UE. Tras Alemania, en el periodo 1999 a 2001, España ha incrementado su potencia eólica en casi 1400 MW que suponen un 22% del incremento de potencia en la UE. De ese modo a finales del año 1999 se convirtió en el segundo país en producción eólica de la UE, superando a Dinamarca y a finales del 2001 en el segundo del mundo, al superar a los Estados Unidos. De ese modo, la terna formada por Alemania, España y Dinamarca alcanzan una producción cercana al 90% de la potencia eólica de Europa. Dinamarca prevé además para el año 2030 la instalación de 4000 MW en parques marinos que la pondrían al nivel de potencia de Alemania y supondrían la posibilidad de un abastecimiento completo de su población,


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compensando los periodos de menor producción con convenios para el aprovechamiento de la electricidad hidráulica escandinava.

País Potencia instalada (MW) %

Unión Europea 15 420 71 Estados Unidos 2 782 13

India 1 340 6 China 361 2

Canadá 806 4 Japón 483 2 Egipto 473 2

Total mundial 20 580

PAÍSES CON MÁS DE 100 MW INSTALADOS DE ENERGÍA EÓLICA. DICIEMBRE DE 2001 Fuente: WSH-Statistics

En la actualidad, Francia que mantiene un importante grado de abastecimiento energético gracias a su potencia nuclear parece sumarse a los criterios de la UE, habiendo establecido un plan que pretende desarrollar para el año 2010 una potencia de 3000 MW, ligeramente superior a la actualmente existente en España. El comportamiento de la industria eólica parece, por tanto, superar las previsiones que se había establecido la Unión Europea con respecto a la producción de energía a partir de fuentes renovables y podría compensar la falta de desarrollo que continúa afectando a la generación fotovoltaica. Además, merced a ese impulso, la industria de construcción de aerogeneradores ha alcanzado un importante desarrollo, hasta el punto de que el 90% de las máquinas utilizadas en el mundo son de fabricación europeas. El aspecto más negativo lo ofrecen el Reino Unido e Irlanda que a pesar de tener óptimas condiciones eólicas continúan manteniendo una escasa potencia instalada y tasas de incremento muy bajas.

Potencia instalada (MW) Incremento Contribución País 1999 12 / 2001 (MW) (%)

Alemania** 4 440 7 794 3354 54 España** 1 477 2 876 1399 22

Dinamarca* 1 761 2 417 656 11 Italia* 227 806 579 9

Holanda 406 483 77 1 Reino Unido 351 473 122 2

Suecia* 197 264 67 1 Grecia 79 254 175 3 Irlanda 73 132 59 1

Portugal 60 127 67 1

Total Unión Europea 9 181 15 420 6 239 100

PAÍSES DE LA UE CON MÁS DE 100 MW INSTALADOS DE ENERGÍA EÓLICA Fuente: Boletín núm. 2 del IDAE (datos de 1999) y WSH-Statistics (datos de 2001)


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2.2.4.2 ESPAÑA

Un hecho destaca y resume la situación de la energía eólica nacional. A finales del año 2001, España se convirtió en el segundo país del mundo por potencia instalada, sólo por detrás de Alemania.

Ese incremento en la producción de energía de origen eólico ha venido siendo fomentado por las Administraciones Públicas desde los años ochenta. Con anterioridad al actual PFER, los Planes Nacionales Energéticos de 1986 y 1989 supusieron un gran avance en el desarrollo de la tecnología eólica nacional, un mayor conocimiento de las condiciones de ciento de los posibles emplazamientos y la adquisición de experiencia en las gestión y mantenimiento de las instalaciones, especialmente en todo lo relacionado con la calidad de la potencia vertida a la red.

De aquellos años son los parques eólicos de Granadilla (Canarias), La Muela (Aragón), Estaca de Bares (Galicia), Onatalafia (Castilla-La Mancha), Tarifa (Andalucía) y el Cabo Créus (Cataluña). En el campo del desarrollo tecnológico destacó el aerogenerador del Cabo Villano (La Coruña) con una potencia nominal de 1.2 MW desmesurada para su época y fruto de la colaboración entre organismos españoles y alemanes.

Con todo, en el año 1990 la potencia total instalada no llegaba más allá de 7 MW y se empleaban principalmente máquinas de 150 kW. La explosión de la energía eólica en España se produjo en torno al año 1995 al amparo del Plan de Ahorro y Eficiencia Energética 1991-2000, desde entonces el incremento en la potencia instalada sigue un ritmo exponencial que ha permitido pasar de los 40 MW de 1995 a los casi 3000 del 2002. Los datos son no obstante variables según las fuentes. Así la Comisión Nacional de la Energía (CNE) cifra la potencia instalada a finales del año 2001 en 2 998.82 MW, mientras que la Asociación de Productores de Energías Renovables (APPA) estima del orden de 3 337 MW, llamando ésta última la atención sobre el descenso en el incremento que parece haberse producido en el año 2001 frente al año 2000, que achaca a las trabas administrativas.

1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993

0.4 1.6 2.4 3.9 6.6 7.3 45.7 51.7

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

75.4 115.2 211.1 455 833.6 1 477 1 833 2 876

EVOLUCIÓN DE LA ENERGÍA EÓLICA EN ESPAÑA. POTENCIA INSTALADA EN KW Fuente: Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE)


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Con esas perspectivas, los estudios más recientes del sector consideran que en el año 2010 las instalaciones eólicas podrán dar respuesta al 10% de la demanda eléctrica de España, lo que permitiría con toda probabilidad satisfacer el compromiso europeo de lograr que el 29.4% de la producción de energía eléctrica se realice a partir de fuentes renovables. En cualquier caso, el marco que establece el PFER se basa en las siguientes consideraciones:

El potencial aprovechable con la tecnología actual es del orden de 40.000 MW para el conjunto de la nación, es decir, del orden de 5 veces el actualmente instalado.

La industria nacional es capaz de fabricar en el periodo del Plan aerogeneradores que sumen una potencia del orden de 18.000 MW.

Potencia (MW)

1999 2000 2001 %

2001 % Cumplimiento

PFER (2010)

Galicia 461.71 638.78 840.54 28.03 33.62 2 500 Andalucía 124.14 143.94 152.40 5.08 13.85 1 100 Aragón 209.11 212.41 340.10 11.34 34.01 1 000

Castilla y Leon 129.24 228.00 332.08 11.07 39.07 850 Navarra 336.20 457.48 571.91 19.07 90.06 635 Cataluña 24.42 73.92 2.46 17.39 425

Castilla - La Mancha 111.52 298.30 443.32 14.78 110.83 400 Asturias 24.42 24.42 0.81 8.14 300 Cantabria 0.00 300

Murcia 4.75 10.03 10.03 0.33 3.34 300 Comunidad Valenciana 2.64 2.64 2.64 0.09 0.91 290

Canarias 81.95 104.38 110.80 3.69 44.32 250 Extremadura 0.00 225 País Vasco 24.42 0.81 12.21 200

La Rioja 59.50 59.50 72.25 2.41 72.25 100 Madrid 0.00 50

Baleares 0.00 49

Total 1 520.75 2 204.29 2 998.82 100 33.42 8 974

POTENCIA INSTALADA EN LOS AÑOS 1999 A 2001. PREVISIONES DEL PFER PARA EL 2010 Y GRADO DE CUMPLIMIENTO Fuente: Datos del 1999 al 2001, Comisión Nacional de la Energía. Previsiones a 2010, según PFER

Por Comunidades Autónomas, el desarrollo de la energía eólica en España es liderado principalmente por Galicia y Navarra que a finales del año 2001 sumaban casi la mitad de la potencia instalada en España. Tras ellas destacan Castilla-La Mancha, Aragón y Castilla y Leon. La situación en cuanto al cumplimiento de los objetivos señalados en el PFER es aún más variable. Castilla-La Mancha ha superado ya las previsiones para el año 2010 y Navarra se encuentra muy próxima a los objetivos fijados. La Comunidad


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Valenciana y el País Vasco han aprobado recientemente planes que supondrán el pronto cumplimiento de los objetivos marcados para el 2010 y Cataluña ha tropezado con una fuerte contestación ambiental.

En general, la mayor parte de las Comunidades tramitan en la actualidad proyectos que les permitirán incluso superar los objetivos previstos por el PFER, en gran medida merced al incremento en la potencia unitaria de cada máquina que permiten las tecnologías más modernas.

El desarrollo en la producción eólica ha afianzado además una sólida industria nacional. Baste señalar que dos de los fabricantes españoles, Ecotecnia y Gamesa se encuentran desde hace años entre los diez primeros del mundo, a las que recientemente se ha añadido Made. Gamesa particularmente ocupa el segundo puesto por detrás de la danesa Vestas y mantiene colaboración con la empresas asturianas. Ello ha permitido que el 85% de la potencia eólica española se haya instalado con máquinas de fabricación nacional. De hecho, los tecnólogos europeos parece interesados en contactar con empresas españolas que por su capacidad puedan abrirse al incipiente mercado iberoamericano.

2.2.4.3 ASTURIAS

SITUACIÓN ACTUAL Y PERSPECTIVAS

En Asturias, la entrada en vigor del Decreto 13/199914 supuso un elevado número de proyectos y solicitudes de autorización que a la larga abocaría al establecimiento de la moratoria marcada por el Decreto 47/200115.

Dichas solicitudes de autorización se elevan a sesenta y nueve parques eólicos, así como cuatro presentadas con posterioridad a la moratoria y que no fueron tramitadas. Las solicitudes fueron promovidas por diecinueve empresas diferentes y suman del orden de 2.150 MW, una potencia muy superior a la que se estima puede absorber con garantías de estabilidad la red eléctrica regional y por encima también de la capacidad del territorio desde el punto de vista ambiental. Además, con contadas excepciones, la práctica totalidad de los proyectos presentados se pretenden localizar en las sierras del occidente Asturias.

14 Decreto 13/1999, de 11 de marzo, por el que se regula el procedimiento para la

instalación de Parques Eólicos en el Principado de Asturias (BOPA núm. 81, de 9 de abril de 1999).

15 Decreto 47/2001, de 19 de abril, de moratoria para la tramitación de nuevas solicitudes de instalación de parques eólicos (BOPA núm. 106, de 9 de mayo de 2001).


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De las solicitudes recibidas, 37 han sido denegadas, unas por no disponer de mediciones de viento que garanticen la rentabilidad energética de las instalaciones, otras por ser desfavorablemente informados desde la perspectiva ambiental, un buen número por entrar en competencia con solicitudes en los mismos emplazamientos. Los parques autorizados son 31, con un total de 858 MW. De ellos, 8 están en funcionamiento (197,2 MW) y 3 en construcción (93,75 MW).

Parque Concejo Promotor MW Máquinas Estado

Pico Gallo Tineo Northeolic 24.42 37 de 0.66 MW Funcionando La Bobia-San Isidro Villanueva de Oscos/Illano Terranova 49.30 58 de 0.85 MW Funcionando Sierra de La Cuesta Grandas de Salime/Allande SINAE 7.92 12 de 0.66 MW Funcionando

Sierra del Acebo Grandas de Salime SINAE 17.82 27 de 0.66 MW Funcionando Penouta Boal/El Franco Electra Norte 5.95 7 de 0.85 MW Funcionando

Sierra de Bodenaya Salas Northeolic 18.00 12 de 1.5 MW Funcionando Sierra de los Lagos Allande SINAE 38.94 59 de 0.66 MW Funcionando

Curiscao Salas-Valdés SINAE 47.25 63 de 0.75 MW En construcción Baos y Pumar Salas-Valdés-Cudillero SINAE 40.50 54 de 0.75 MW En construcción

Belmonte Belmonte de Miranda PE Belmonte 34.85 41 de 0.85 MW Funcionando

Chao das Grallas Villanueva de Oscos Terranova 30.00 15 de 2 MW Con autorización Escorpio S.Martín Oscos/Villanueva PI y Gestión 27.00 15 de 1,8 MW Con autorización

Panondres Villayón-Valdés Terranova 33.00 22 de 1.5 MW Con autorización El Candal Boal-Castropol-Vegadeo Pea 39.00 26 de 1.5 MW Con autorización

Carondio y Muriellos Allande-Villayón-Illano SINAE 38.25 63 de 0.75 MW Con autorización El Segredal Villayón- Valdés Cantaber 33.00 22 de 1.5 MW Con autorización Mote Buño Tineo Northeolic 19.50 15 de 1.3 MW Con autorización

Sierra de Tineo Tineo Northeolic 44.00 22 de 1.5 MW Con autorización Vidural y Cordel Navia/Villayón ERPASA 30.00 20 de 1.5 MW Con autorización

Bobia Las Cruces Castropol-Boal Totalfina 25.50 17 de 1.5 MW Con autorización San Roque Illano-Boal-Villayón- Allande GAMESA 24.65 29 de 0.85 MW Con autorización

Capiechamartín Valdés/Tineo ERPASA 40.50 27 de 1.5 MW Con autorización Buseco Villayón-Tineo Asturwind 42.00 28 de 1.5 MW Con autorización

Alto de Abara Coaña/El Franco Terranova 6.00 3 de 2 MW En construcción Palancas Valdés Costa Eólica 15.00 10 de 1.5 MW Con autorización Busbeirón Ibias Endesa CYR 26.00 13 de 2 MW Con autorización

Santiso Ibias Endesa CYR 50.00 25 de 2 MW Con autorización A Xunqueira San Tirso de Abres Asturvent 6.00 4 de 1.5 MW Con autorización

A Cádiga Castropol/Tapia/Vegadeo Asturvent 4.50 3 de 1.5 MW Con autorización Cadrijuela Cangas del Narcea/Tineo Terranova 17.00 20 de 0.85 MW Con autorización

Peña del Cuervo Candamo/Illas/Regueras PE Regueras 22.00 11 de 2 MW Con autorización

Total 857.85

PARQUES EÓLICOS AUTORIZADOS EN EL PRINCIPADO DE ASTURIAS Fuente: Consejería de Industria y Empleo del Principado de Asturias

En cualquier caso, puede aventurarse que a medio plazo (año 2008) Asturias contará con 500 MW de potencia instalada, que superan con creces los 300 MW que establecía como objetivo para el año 2010 el PFER. La superación de esos objetivos ha derivado en gran medida, como en el resto de


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España, de los avances tecnológicos sobrevenidos desde la redacción de dicho Plan. Frente a las máquinas de 660 kW que se instalaron en los primeros parques, las últimas autorizaciones se refieren a aerogeneradores de 1,5 a 2 MW que triplican la potencia de las primeras. Ello permite que los objetivos del PFER puedan revisarse al alza, siendo esperable que puedan alcanzarse los 1.000 MW manteniendo el mismo número de emplazamientos previstos en ese plan. De ese modo se espera suplir el menor desarrollo que parecen estar experimentando el resto de las renovables.

Las previsiones son optimistas igualmente en cuanto a la energía producida, pues las últimas tecnologías en generación eólica, basadas en el empleo de sistemas de velocidad variable, permiten un mayor número de horas de funcionamiento anuales al ser capaces de trabajar con menores velocidades de viento.

PLANIFICACIÓN DE LA EVACUACIÓN

Uno de los mayores problemas técnicos para el desarrollo de la energía eólica en Asturias es la capacidad de evacuación de esa energía, cuyo destino final será la exportación fuera de la región, habida cuenta de que Asturias es ya excedentaria en energía eléctrica. Ese factor limitante condiciona la capacidad de producción eólica y requiere una planificación previa.

En la zona de implantación principal de los parques concurren dos líneas de doble circuito y 132 kV que transportan hacia el centro de la región la energía procedente de los aprovechamientos del Navia: la línea Doiras-Ujo y la línea Salime-La Corredoria. Además existe una tercera línea de circuito simple y 400 kV que evacua la energía procedente de la central térmica de Soto de la Barca: la línea Narcea-Soto de Ribera. Sin embargo, dichas redes de transporte soportan en la actualidad una carga importante.

La primera opción que se barajó pasaba por la creación de un nuevo corredor a 400 kV, denominado Narcea-Boimente y propuesto por Red Eléctrica de España, que formaría parte del denominado eje norte, red de transporte a 400 kV por la cornisa Cantábrica. Dicha instalación se hace necesaria para el completo mallado de la red de transporte. Sin embargo, habida cuenta de las experiencias previas con los proyectos de nuevas líneas de 400 kV en tramitación en Asturias, esta opción fue desechada.

La opción que se ha elegido es la evacuación del excedente energético a través de las líneas de 400 kV ya en construcción: Lada-Velilla y Soto de Ribera-Penagos, cuya finalización es previsible a corto plazo habida cuenta de su interés estratégico. Para ello, se hacen necesarias no obstante algunas mejoras en la red:


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En primer lugar se convertirá la línea de 132 kV, Salime-Corredoria a 400 kV hasta una subestación en Grado pasando a ser una instalación de transporte que permite cumplir con el objetivo del eje norte y acerca la energía eólica al centro de Asturias. Esta alternativa tendrá previsiblemente menor coste ambiental, al suponer la sustitución de una línea preexistente y mantenerse el trazado de ésta.

Energéticamente, supondría renovar la estructura de transporte de la central de Salime y poder evacuar hacia la subestación de ésta los parques ya en construcción de Illano, Los Oscos y Grandas de Salime. Además, una nueva subestación en El Palo permitiría evacuar la energía eólica que previsiblemente autorizada en las divisorias de Villayón y Allande, el área para el que hay mayor número de solicitudes, mediante la construcción de una nueva línea de 132 kV.

En segundo lugar construir una nueva subestación en Salas donde también se incorporara la energía eólica de la zona y que se interconectará con la central de Soto de la Barca de forma que se permita el enlace de la línea actual de 400 kV, Narcea-Soto de Ribera, con la nueva a 400 kV Salime-Grado, que discurren muy próximas.

La capacidad de evacuación de la red de distribución propuesta, unida a la energía que podría ser absorbida por las redes de 30 y 132 kV propiedad de las compañías distribuidoras, Viesgo e Hidrocantábrico, permitirían al sistema eléctrico regional acoger del orden de los 1000 MW de energía eólica previstos.

3 . E F E C T O S T E R R I T O R I A L E S Y A M B I E N T A L E S

3.1 INTRODUCCIÓN

La utilización de la energía eólica presenta una serie de ventajas con respecto a otras formas de generación energética. Desde una perspectiva general se trata de una opción positiva cuyo desarrollo es deseable. Sin embargo, como toda actividad humana, la implantación de una instalación eólica provoca una serie de efectos, tanto positivos como negativos, sobre el territorio en el que se implanta.

El análisis requiere, por tanto, partir de dos puntos de vista diferentes pero complementarios. El primero participa de una perspectiva general o global, necesaria dada la naturaleza de los procesos energéticos, económicos y ambientales, relacionados con la materia que nos ocupa. La preocupación por el cambio climático, la problemática energética europea y española o la necesidad de contribuir a alcanzar los objetivos adquiridos en el marco internacional son algunos de los aspectos en los que la energía eólica desempeña un papel importante. Desde esta primera aproximación resulta evidente que la balanza se inclina a favor de los efectos positivos. Pero al mismo tiempo resulta imprescindible aplicar una perspectiva regional y local para así aproximarse a las implicaciones reales que la generación eólica tiene sobre el territorio. Es aquí donde aparecen algunos inconvenientes derivados


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de la relación que se establece entre un uso, al fin y al cabo industrial, con las características específicas del emplazamiento.

La mayor parte de estos efectos, tanto positivos como negativos, se producen en toda su dimensión en las grandes instalaciones conocidas como parques eólicos. La implantación de pequeños aerogeneradores destinados principalmente al autoconsumo presenta ciertas particularidades y variantes según se trate de instalaciones para las que se prevea un uso aislado o su conexión a la red.

Por lo que respecta a los impactos generados por las instalaciones eólicas, es necesario diferenciar la fase de construcción, durante la que muchos de los impactos tienen un carácter temporal, de la de funcionamiento, algunos de cuyos efectos deben tener la consideración de permanentes. También resulta conveniente señalar que tanto la energía eólica como la solar presentan impactos fijos, es decir, independientes del uso de la instalación. Ello las diferencia de otras instalaciones con impactos variables, como las centrales térmicas, en las que emisiones se incrementan con el volumen generado.

Pero, además, se debe tener en cuenta que la incidencia de las instalaciones eólicas puede depender en gran medida de los efectos acumulados derivados de la proliferación de instalaciones en un ámbito territorial concreto. El análisis de la incidencia territorial se realiza habitualmente para cada proyecto individualmente, Sin embargo, las sinergias generadas por la concentración de la actividad pueden alterar sustancialmente los resultados individuales. Esto es especialmente importante para aspectos como la fauna o el paisaje.

3.2 VENTAJAS DEL USO DE LA ENERGÍA EÓLICA

3.2.1 VENTAJAS AMBIENTALES La principal ventaja ambiental del aprovechamiento de la energía eólica

procede de la ausencia de emisiones a la atmósfera. Las instalaciones eólicas no contaminan ni producen residuos que necesiten un tratamiento posterior. Aproximadamente un tercio de las emisiones de CO2 que produce Europa proceden de la generación de energía eléctrica. Se calcula que cada kWh de electricidad generado a partir de la energía eólica evita la emisión1 de 1 kg de

1 Datos referidos a la generación de energía mediante la utilización de carbón. Fuente:

Plan de Fomento de las Energías Renovables de España.


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CO2, 1.2 g de SO2 y 1.8 g de NOx. En este sentido, se estima que el cumplimiento de los objetivos que el Plan de Fomento de las Energías Renovables2 (PFER) establece para la energía eólica evitaría la emisión de más de 19x106 t de CO2 frente a la generación eléctrica con carbón y más de 7.6 frente a la generación con centrales de ciclo combinado o de gas natural. Si se cumplieran los objetivos establecidos en citado plan para Asturias, 300 MW, se podría evitar la emisión de aproximadamente un millón de toneladas al año de CO2, 1.1 de SO2 y 1.8 de NOx.

La energía eólica, por tanto, puede contribuir decisivamente a evitar el cambio climático. Pero, además, su utilización no contribuye al agotamiento de los combustibles fósiles, al tratarse de una fuente derivada del sol y por tanto inagotable. Además, según algunos estudios3, los aerogeneradores tardan tan sólo dos o tres meses en recuperar toda la energía que es consumida para su funcionamiento a lo largo de su vida útil: fabricación, instalación, mantenimiento y desmantelamiento. Su puesta en marcha no requiere de grandes obras civiles, movimientos de tierra, alteraciones topográficas o infraestructuras, ocupando una superficie de terreno reducida, si se la compara con los requerimientos de otras instalaciones energéticas. Así, por ejemplo, la superficie afectada por cada unidad de energía generada en un parque eólico es tres veces menos que en la de una central de carbón4. El modelo de ocupación del suelo se puede calificar de extensivo, si se compara con el de la mayor parte de las actividades industriales, ya que la superficie ocupada por los aerogeneradores tan sólo representa un 3 % de la superficie total de un parque eólico. Ello permite que las instalaciones sean fácilmente desmantelables, pudiéndose llegar a la casi completa restauración ambiental del área afectada.

3.2.2 VENTAJAS SOCIO-ECONÓMICAS Y ENERGÉTICAS La eólica es una tecnología muy desarrollada y puesta a punto, que cada

año realiza nuevos avances. Se puede considerar que ha alcanzado ya su estadio industrial y resulta económicamente interesante y rentable. Es una de las fuentes de energía más baratas que, a corto plazo, podrá competir en igualdad de condiciones con otras tecnologías. De hecho, resultaría del todo competitiva si el coste estimado de las fuentes de energía tradicionales,

2 Acuerdo del Consejo de Ministros de 30 de diciembre de 1999, por el que se aprueba el

Plan de Fomento de las Energías Renovables para el periodo 2000-2010. 3 Fuente: Asociación Danesa de la Industria Eólica. 4 Datos tomados de Martinez, L.: Sobre la polémica de los emplazamientos de los

aerogeneradores para la producción de energía eléctrica. members.es.tripod.de/ ama/textoiu.htm. Madrid, 1998.


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centrales térmicas de carbón, de combustibles o energía nuclear, incluyera los derivados de las daños medioambientales o del tratamiento de los residuos generados, es decir, si el cálculo se realizara sumando a los costes privados los externos.

El alto grado de desarrollo tecnológico que implica la aplicación comercial e industrial de la energía eólica permite prever un gran crecimiento del sector, sobre todo en los países en desarrollo, ofreciendo interesantes posibilidades a las empresas del sector.

Las energías renovables tienen mayor efecto positivo en el empleo y de entre ellas la eólica es la que genera mayor número de puestos de trabajo por unidad energética producida. Según el informe Windforce 105 por cada megavatio de energía eólica fabricado e instalado se creaban en 1998 un total de 22 empleos. Este informe preveía que durante las próximas décadas el numero de puestos de trabajo relacionados con la energía eólica en todo el mundo experimentaría un crecimiento superior al 2200 %, pasando de los 78 000 empleos estimados para el año 2000 a los más de 1 723 000 del 2020.

Por otra parte, no debe olvidarse que estos efectos favorables sobre el empleo y la economía se producen, por lo general, en áreas alejadas de las zonas industriales. Ello produce un mayor efecto relativo y una diversificación de las economías locales. La energía eólica, el igual que la mayor parte de las renovables, contribuye al desarrollo endógeno, ya que buena parte de sus beneficios se mantienen en el lugar de implantación, bien en forma de empleo, bien a través de las tasas, cánones o impuestos percibidos por las entidades locales.

A diferencia de lo que ocurre con la mayor parte de las actividades de producción energética, la eólica no es excluyente, es decir, el desarrollo de esta actividad resulta perfectamente compatible con otros usos como los agrícolas o ganaderos, que normalmente constituyen la vocación natural de las áreas en las que se implantan los aerogeneradores. Además, la necesidad de disponer del recurso en unas condiciones muy específicas provoca que en gran parte de los casos se propongan localizaciones de escaso valor, desde una perspectiva económica, y sobre los que existe escasa competencia de usos.

El actual desarrollo de la energía eólica y sus prometedoras perspectivas futuras la convierten en una de las fuentes energéticas claves para alcanzar los objetivos de autoabastecimiento que se ha fijado la Unión Europea.

5 Winforce 10: A blueprint to achieve 10% of the world’s electricity from wind power by

2020. European Wind Energy Association, Forum for Energy and Development, Greenpeace International. Octubre de 1999.


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3.3 IMPACTOS SOBRE EL MEDIO NATURAL

3.3.1 AIRE Y AGUA Los parque eólicos no generan contaminantes atmosféricos, por lo que

su impacto sobre la atmósfera es muy reducido. Tampoco se puede decir que los parques eólicos generen impactos significativos sobre los cursos fluviales. La ausencia de productos contaminantes durante el proceso de generación reduce esa posibilidad. Como únicas excepciones pueden citarse posibles aportes de materiales procedentes de la erosión en las escombreras o de los materiales usados para la construcción de viales, así como los vertidos generados por las operaciones de reparación y mantenimiento de la maquinaria. Todos estos potenciales impactos pueden evitarse mediante una adecuada planificación.

3.3.2 SUELO El impacto sobre el suelo se produce principalmente durante la fase de

construcción, ya que el tránsito de vehículos se reduce notablemente, tanto en intensidad como en tamaño de los mismos, una vez que las turbinas están funcionando.

Aunque las cifras pueden ser muy variables por término medio6, en un parque eólico con aerogeneradores de 660 kW se calcula que es necesario mover unos 250 m3 de tierra para cimentar cada máquina y construir entre 125 y 150 m de caminos por cada máquina, con un ancho de 3 m y una excavación en torno a los 0.5 m, lo que supone otros 250 m3 por máquina instalada. Si los aerogeneradores funcionan una media de 2200 horas al año, el volumen anual de los movimientos de tierra es de 0.34 m3 por MWh generado, una cifra realmente pequeña si se la compara con los de una central térmica abastecida con carbón extraído a cielo abierto, que requiere movimientos de tierra comprendidos entre los 7 y 10 m3/MWh.

La necesidad de utilizar vehículos pesados para la instalación de los aerogeneradores, su cimentación y las infraestructuras eléctricas hacen que la construcción de un parque eólico requiera de unas determinadas condiciones de acceso rodado que permitan el tránsito de grandes grúas y camiones de gran capacidad y dimensiones. Teniendo en cuenta que la mayor parte de los emplazamientos no suelen contar con una accesibilidad buena, es posible que

6 Datos tomados de Martinez, L.: Sobre la polémica de los emplazamientos de los

aerogeneradores para la producción de energía eléctrica. members.es.tripod.de/ ama/textoiu.htm. Madrid, 1998.


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para la instalación y construcción de un parque eólico sea necesario o bien acondicionar un acceso existente o construir uno nuevo, con la consiguiente generación de taludes y desmontes. Por otra parte, las operaciones que es necesario realizar durante la fase de construcción implican actuar intensamente sobre una superficie terreno sensiblemente mayor de la que será ocupada definitivamente durante la fase de funcionamiento.

La mayor parte de este tipo de impactos puede ser minimizada notablemente una vez concluida la fase de construcción, redimensionando las infraestructuras viarias a las necesidades de las operaciones de mantenimiento y control o abordando operaciones de recuperación ambiental de las zonas afectadas por estas operaciones. Durante la fase de construcción será necesario adoptar una planificación adecuada, que evite acopios de materiales que faciliten la erosión o la eliminación innecesaria de la cobertura vegetal.

3.3.3 FLORA Y VEGETACIÓN El impacto sobre la flora puede considerarse habitualmente muy

reducido en lo que respecta a los parques eólicos, si se exceptúa la posible implantación sobre formaciones singulares o incluidas en los catálogos de protección. Se hace, por tanto, necesario recurrir al inventario previo para evitar posibles daños irreversibles sobre este tipo de elementos, especialmente durante la fase de construcción.

Por lo que respecta a la vegetación, los aprovechamientos eólicos suelen preferir zonas con poca vegetación arbórea, que permitan aprovechar al máximo un potencial eólico que se ve significativamente reducido por los obstáculos topográficos y la rugosidad del terreno. Esta circunstancia puede además suponer limitaciones al uso forestal o a la recuperación ambiental con especies arbóreas en una franja en torno a la instalación eólica. Además, parte de la ocupación del suelo puede acarrear la eliminación de vegetación productiva, especialmente pastos. En estos casos parece razonable contemplar medidas compensatorias.

Así mismo, puede ser necesario realizar a lo largo de la fase de funcionamiento labores periódicas de desbroce de una parte de la superficie ocupada por la instalación eólica, para evitar un crecimiento excesivo de la vegetación que reduzca el potencial eólico y dificulte las operaciones de reparación y mantenimiento.

Tampoco deben olvidarse los efectos sobre la flora y la vegetación producidos por la construcción de la línea de evacuación. Cuando ésta deba atravesar zonas arboladas es necesario establecer zonas de protección,


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mediante tala a ambos lados de la línea, así como eliminar otros árboles que puedan suponer riesgo por su posición ante una caída sobre el tendido7.

3.3.4 FAUNA El efecto más directo sobre la fauna es el producido sobre las aves. Se

trata de un aspecto ampliamente estudiado ya que los accidentes por colisión con las palas o los tendidos eléctricos son evidentes y han afectado a especies o grupos incluidos en catálogos de protección.

Ello no quiere decir que la implantación de una instalación eólica en una ubicación que, por lo general, se encontraba sometida a un régimen de manejo y explotación totalmente distinto no suponga un impacto sobre otros grupos taxonómicos. Sin embargo, estos no han sido analizados y su estudio resulta complejo. Aún así, es posible señalar algunos impactos potenciales derivados del carácter y del tipo de actividad que estamos tratando. Así, los potenciales impactos sobre la fauna pueden agruparse en cuatro tipos: por colisión, por electrocución, por pérdida o alteración del hábitat o por aparición de barreras físicas.

3.3.4.1 ELECTROCUCIÓN Y COLISIÓN

Dado el hecho de que la mayor parte de los tendidos que comunican las instalaciones entre sí suelen estar soterrados y la suficiente separación de los hilos de los tendidos aéreos, el riesgo de electrocución resulta reducido.

No ocurre lo mismo con los accidentes por colisión, riesgo que afecta en especial a la avifauna y puede ser provocado tanto por las palas de los aerogeneradores como por los tendidos eléctricos aéreos. La colisión puede afectar a aves de cualquier tipo, aunque el riesgo parece aumentar en el caso de especies de comportamiento gregario, con vuelo en bandada, y para aves migratorias con actividad nocturna y en condiciones meteorológicas que dificulten la visibilidad. Los estudios realizados arrojan, no obstante, resultados contradictorios. Algunas estimaciones recientes8 calculan que en los EUA mueren por colisión con las infraestructuras eólicas entre 10 000 y 40 000 aves al año. La cifra resulta realmente baja, sobre todo si se compara con las estimaciones de la mortalidad producida por el tráfico rodado (entre 60

7 Decreto 3151/1968, de 28 de noviembre, por el que se aprueba el Reglamento de Líneas

Eléctricas Aéreas de Alta Tensión (BOE núm. 311, de 27 de diciembre de 1968). 8 Avian Collisions with Wind Turbines: A Summary of Existing Studies and

Comparisons to Other Sources of Avian Collision Mortality in the United States. National Wind Coordinating Committee. Agosto de 2001.


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y 80 millones), las líneas de alta tensión (entre unas decenas de miles y 174 millones) o las colisiones contra edificios (entre los 98 y los 980 millones de individuos). Según las mismas fuentes, la diferencia entre las distintas causas de mortalidad se debe fundamentalmente al número de estructuras existentes en cada categoría. Los datos recopilados por el National Wind Coordinating Committee arrojan una media de 2.19 aves muertas por aerogenerador y año para el conjunto de los EUA y de 0.033 si se consideran solo las rapaces.

Pese a que, según las estimaciones globales, la incidencia sobre la avifauna no resulta especialmente relevante si se compara con la que tienen otras intervenciones humanas sobre el medio, lo cierto es que existen emplazamientos donde el problema se agudiza de forma considerable. Un estudio de la Sociedad de Española de Ornitología (SEO)9, en el que se analiza la incidencia de los parques eólicos de El Sur (Levantera) y Energía Eólica del Estrecho sobre la avifauna, deduce que la mortalidad provocada por las infraestructuras eólicas se puede considerar como importante, tanto desde un punto de vista cuantitativo como cualitativo. El estudio arroja una media de 0.34 aves de tamaño mediano o grande por aerogenerador y año para el conjunto del área. El 83 % de los ejemplares muertos pertenecen a rapaces, todas ellas especies protegidas. El mismo estudio concluye que la incidencia no es homogénea para el conjunto de la instalación eólica. De hecho, el 57 % de las muertes de buitres fueron producidas por 28 de los 190 aerogeneradores que componen el Parque Eólico de El Sur.

Los estudios realizados entre 1995 y 1998 en Navarra10 contabilizaron un total de 20 aves muertas de las que 12 eran buitres leonados, 7 paseriformes y un milano real. Se calcula que durante 1998 se produjeran entre 0.88 y 0.11 colisiones de aves medianas o grandes por aerogenerador y entre 0.47 y 3.03 accidentes para las aves de pequeño tamaño. Esta proporción parece mantenerse para 1999 y 2000. También en Navarra existe constancia de la colisión de dos murciélagos, pero la incidencia sobre los quirópteros no se encuentra suficientemente analizada.

En definitiva, de los resultados obtenidos por los estudios desarrollados hasta el momento se pueden concluir que el impacto sobre la avifauna por colisión es evidente pero que la magnitud del mismo depende en gran medida de las condiciones de cada emplazamiento concreto. Cabe destacar que en ocasiones la magnitud del impacto no viene determinada por sus valores

9 Incidencia de las plantas de aerogeneradores sobre la avifauna en la comarca del Campo

de Gibraltar. Sociedad Española de Ornitología. Julio de 1995. 10 Tomado del Plan Territorial sectorial de la energía eólica en la Comunidad Autónoma

del País Vasco. Departamento de Industria, Comercio y Turismo del Gobierno Vasco. Servicio de publicaciones del Gobierno Vasco. Vitoria, 2001.


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cuantitativos sino por la incidencia sobre especies catalogadas o protegidas, como son la mayor parte de las de gran envergadura.

3.3.4.2 PÉRDIDA DE HÁBITAT

Por lo que se refiere al impacto sobre la fauna por pérdida de hábitat, cabe decir que afecta sobre todo a algunas especies muy sensibles. La obra civil, el tráfico rodado y, en general, la presencia humana representan una intensa alteración del hábitat durante la fase de construcción. Las especies con mayor movilidad abandonarán el área, mientras que el impacto será menor sobre otras, como anfibios o reptiles, a menos que exista una destrucción directa de su hábitat. Existen informes que señalan una reducción general de actividad alrededor de los parques, con la creación de un “área de vacío” en las inmediaciones de los generadores. Otros informes indican, sin embargo, que la fauna se acostumbra con facilidad a los nuevos elementos y no existen diferencias significativas entre la actividad anterior y posterior, transcurridas unas semanas, a la instalación del parque.

Un caso diferente es el del oso pardo, ya que se trata de una especie que ha mostrado su sensibilidad a las modificaciones de su hábitat. Aunque no existen datos específicos sobre su posible afección, su estatus de especie en peligro de extinción y la peculiar problemática que le afecta aconsejan una precaución especial a la hora de ubicar las instalaciones eólicas en zonas de refugio y campeo e incluso valorar adecuadamente la posible destrucción de recursos tróficos de la especie. Casos similares podrían producirse con algunas especies de aves como el águila real, el buitre común y el alimoche para los que, a falta de datos específicos, sería necesario establecer unas medidas mínimas ante áreas de cría.

3.3.4.3 EFECTO BARRERA

Analizando las características de las instalaciones y su forma de ocupación del terreno, el efecto barrera tan sólo producirá si se construye un cierre físico de las instalaciones mediante vallas. En este caso, con unos emplazamientos sobre crestas y con estructura lineal, el efecto puede ser muy fuerte al impedir el movimiento de los animales, propiciando el aislamiento de los valles entre sí. El efecto barrera debe ser solucionado en origen, evitando los cierres perimetrales salvo excepciones puntuales y para aquellas partes de la instalación para los que resulte imprescindible.


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3.3.5 PAISAJE Con toda seguridad el efecto más notable de la implantación de la

generación eólica sobre el territorio es la alteración paisajística que supone. Esta alteración puede ser provocada tanto por los aerogeneradores como por las infraestructuras de acceso y la línea de evacuación. Sin embargo, alteración paisajística no es necesariamente sinónimo de impacto negativo. La dificultad radica en que la valoración paisajística resulta especialmente compleja, al intervenir en ella factores subjetivos. Incluso la percepción de la alteración paisajística que supone la aparición de aerogeneradores en un paisaje presenta una parte subjetiva en la valoración del observador, por la connotación tecnológica y los beneficios ambientales que supone esta forma de generación de energía.

La magnitud de la incidencia visual y paisajística que percibe el espectador puede ser muy variable en función de las características del territorio, de su homogeneidad o variedad, de su naturalidad o su grado de alteración. Pero, sobre todo, de las características y distribución de los aerogeneradores que forman parte de la instalación. No puede olvidarse que se trata de alineaciones de elementos que rondan los 60 m de altura, en emplazamientos topográficos por lo general destacados y sobre terrenos normalmente llanos y descubiertos. Por lo general, estas instalaciones juegan un papel dominante en la definición del paisaje sobre el que se asientan, pasando a ser el centro de la escena, sobre todo si se toma en cuenta que las formas móviles atraen la atención del observador.

Por todo ello no parece posible establecer normas de carácter general. Sin embargo, los numerosos estudios realizados hasta el momento permiten obtener algunas conclusiones que pueden resultar orientadoras al respecto.

3.3.5.1 EMPLAZAMIENTOS

Por lo que se refiere al emplazamiento, el mayor impacto visual se produce cuando los aerogeneradores se sitúan en la línea de crestas de colinas, donde las torres adquieren una altura suplementaria sobre el entorno, con una estructura lineal comunicada entre sí por un vial con apariencia de cortafuegos. El menor impacto se produce cuanto la instalación ocupa una zona llana pero ondulada con estructura compleja, donde las torres no adquieren una notoriedad especial. También parece claro que el impacto será mayor cuando la instalación se produzca en áreas visualmente monótonas. Por el contrario los aerogeneradores serán menos llamativos en paisajes de formas, colores y tonalidades diversas, donde a pesar de constituir elementos destacados, se ven acompañados de árboles, casas, setos, etc, pasando a formar parte de un conjunto heterogéneo. La magnitud de incidencia paisajística


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depende también de las características y connotaciones propias de cada paisaje. La incidencia será mucho mayor en paisajes que transmiten al espectador un alto contenido natural, cultural o turístico que en paisajes, por ejemplo, dominados por las producciones agrarias o mineras.

3.3.5.2 DISEÑO DE LAS INSTALACIONES

En cuanto a la configuración y diseño de la instalación eólica se puede afirmar que el impacto suele ser menor cuando todos los aerogeneradores son del similar tamaño y estilo y giran en el mismo sentido. En este sentido, parece que el observador acepta mejor las turbinas de torre tubular, con rotor tripala y pinturas no llamativas. Suele ser habitual pintarlos de un color gris claro, lo que permite que destaquen menos en la escena, al reducirse su contraste sobre el fondo del cielo.

Además de sus ventajas económicas, los grandes aerogeneradores suelen producir un menor impacto paisajístico. Por un lado, para generar el mismo volumen de energía se necesitan menos elementos. Por otro, las grandes turbinas tienen generalmente una velocidad de rotación menor que las turbinas más pequeñas y por lo tanto llaman menos la atención. Pero además, los aerogeneradores requieren para su correcto funcionamiento de una distancia de separación proporcional al tamaño de las turbinas, por lo que la utilización de grandes aerogeneradores implica una ocupación del espacio menos intensa.

Los parques constituidos por un número moderado de elementos (10 a 20) que adoptan disposiciones geométricas simples parecen resultar menos agresivos visualmente que los grandes parques. La simplicidad en las disposiciones geométricas resulta fácil de conseguir en áreas llanas pero en zonas con fuertes pendientes casi nunca es viable y los aerogeneradores se distribuyen siguiendo el contorno de las alineaciones topográficas. En este tipo de emplazamientos debería considerarse el efecto visual producido por la variación altitudinal de los aerogeneradores.

Tampoco suelen ser aconsejables las composiciones en varias filas, ya que desde la mayoría de los puntos de vista se percibe como una distribución desordenada lo que supone una notable perturbación para el espectador.

3.3.5.3 VALORACIÓN DEL IMPACTO

Un buen indicador de la magnitud del impacto visual puede ser la superficie de la cuenca visual. Para ello es necesario ponderar los cálculos respecto a los posibles observadores y a la distancia. Así, por ejemplo, una cuenca visual en la que existen vías de comunicación y poblaciones debe


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valorarse como con mayor incidencia visual que otra más amplia pero donde la población es escasa. Por otra parte en los cálculos de la cuenca visual, además de los aerogeneradores, deberían analizarse también los efectos producidos por el resto de los elementos que componen la instalación eólica (edificios, accesos, líneas de evacuación), cuya incidencia puede variar sustancialmente de unas actuaciones a otras.

3.4 IMPACTOS SOBRE EL PATRIMONIO CULTURAL, HISTÓRICO

Y ARQUEOLÓGICO

Dada la situación de los parques eólicos, en posiciones topográficas elevadas, no resulta extraña la aparición de afecciones relacionadas con lugares y elementos de interés histórico, principalmente yacimientos arqueológicos. Para mayor abundancia, en Asturias la zona más adecuada para el desarrollo de las actividades de aprovechamiento eólico parecen los cordales del occidente, donde sin embargo se da una alta frecuencia de yacimientos arqueológicos relacionados con el poblamiento de edad romana y prerromana o incluso con las actividades mineras preindustriales de esa época. Baste señalar que no es raro que tras los estudios y análisis vinculados a un proyecto de parque eólico aparezcan elementos nuevos no catalogados ni inventariados anteriormente.

Los impactos que afectan a ese tipo de elementos pueden ser:

De tipo directo, derivados de la obra civil necesaria para la implantación que puede llegar a destruir yacimientos arqueológicos completos.

De tipo indirecto, debidos a la merma de los valores culturales producida por la alteración paisajística que supone la aparición de la infraestructura eólica, principalmente en el caso de elementos del patrimonio histórico-artístico o etnográfico.

3.4.1 PATRIMONIO ARQUEOLÓGICO Las afecciones al patrimonio arqueológico se producen principalmente

por los movimientos de tierra realizados durante la fase de construcción para la habilitación de los accesos y viales interiores y la cimentación de los aerogeneradores, torres y construcciones vinculadas a la actividad. En este mismo sentido, una de las intervenciones más agresivas son las canalizaciones subterráneas de cableado que conectan los diferentes elementos de la


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instalación eólica, normalmente paralelas a los viales interiores. Otro tipo de acciones, como el tránsito pesado, el trazado de la línea de evacuación o la actividad en la zona delimitada como parque de maquinaria, también pueden suponer una amenaza para su conservación.

La naturaleza de buena parte de los potenciales impactos sobre el patrimonio arqueológico y las necesidades de diseño de las grandes instalaciones eólicas puede provocar la incompatibilidad de la actividad. En ese sentido ya el Decreto 13/199911 había incorporado a la Zona de Exclusión áreas como el Cordal de Porcabezas (Belmonte y Grado), la Sierra Plana de La Borbolla (Llanes), el Monte Areo (Gijón y Carreño) o la Sierra del Palo (Allande y Tineo), desde el puerto del Palo hasta Peña Formiguera. En cualquier caso, la irreversibilidad de los posibles efectos sobre el patrimonio histórico obliga a tomar medidas preventivas como realizar, durante la fase de proyecto, un exhaustivo estudio tanto de la zona sobre la que se pretende intervenir directamente como de su entorno inmediato12. Este análisis permitirá determinar la compatibilidad de la actividad, en razón del criterio arqueológico, delimitar perímetros de protección para los elementos patrimoniales afectados o proponer medidas correctoras como la eliminación o traslado de algunos de los aerogeneradores.

3.4.2 PATRIMONIO HISTÓRICO-ARTÍSTICO Y ETNOGRÁFICO Por lo que se refiere al patrimonio histórico-artístico o etnográfico, los

posibles efectos son de naturaleza diferente. La aparición de una instalación eólica puede representar una amenaza para la adecuada conservación y puesta en valor de los bienes inmuebles que forman parte del patrimonio histórico-artístico y etnográfico de un territorio. Esta amenaza no suele suponer, en la mayoría de las ocasiones, un riesgo para la integridad física de los elementos patrimoniales, sino más bien un una amenaza que afecta a la adecuada conservación de sus valores ambientales y paisajísticos.



12 Algunos autores consideran adecuado la consideración de zonas diferenciadas dentro del ámbito de afección (zona de afección: 50 m; zona de incidencia: 200 m; zona de muestreo: más de 200 m) para la que proponen metodologías de muestro diferenciadas (intensiva de cobertura total, selectiva de cobertura o extensiva). CRIADO, F., VILLOCH, V. y BARREIRO, D.: Arqueología y Parques Eólicos en Galicia; Proyecto Marco de Evaluación de Impacto. CAPA, Nº5. Laboratorio de Arqueoloxía e Formas Culturais, Universidade de Santiago de Compostela. Diciembre de 2000.


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En ese sentido debe de recordarse que ya la Ley 16/198513 incide en la naturaleza inseparable de su entorno de los bienes de interés cultural. La protección va por tanto más allá del propio elemento para trasladarse a los valores paisajísticos y culturales del territorio que lo circunda. Tanto en la propia definición de bien inmueble14 como en las definiciones del resto de figuras de protección, la normativa sobre patrimonio supera ampliamente la referencia puramente arquitectónica para adquirir una importante dimensión territorial o espacial. Así figuras como Conjunto Histórico15 y Sitio Histórico16, incluso la de Zona Arqueológica, incluyen en sus definiciones la consideración del medio a través de la protección de lugares o parajes en su conjunto y no sólo de los elementos que individualmente los componen. En el mismo sentido, también la normativa urbanística y de ordenación del territorio hace hincapié en la necesidad de protección tanto del paisaje como de elementos y conjuntos destacados. Ello aconseja acometer la protección de las cuencas visuales de los elementos más relevantes del patrimonio, al menos de los bienes declarados de interés cultural (BIC).

Idéntico criterio debe de seguirse en cuanto a la protección de algunos conjuntos etnográficos. Sin embargo, la herramienta más adecuada para ello parece el catálogo de Núcleos Rurales que en la actualidad elabora el Principado de Asturias. Dicho Catálogo incluirá aquellos conjuntos con interés significativo en cuanto exponentes de asentamientos consolidados de edificación imbricados racionalmente en el medio rural. Las medidas de protección consideran por un lado la necesidad de adaptación de las edificaciones al entorno y por otro la necesidad de proteger también el espacio

13 Ley 16/1985, de 25 de junio, del Patrimonio Histórico Español (BOE núm. 155, de 29

de junio de 1985). 14 “un inmueble declarado bien de interés cultural es inseparable de su entorno”. 15 Conforme a la definición contenida en la Ley del Principado de Asturias 1/2001, de 6 de

marzo, de Patrimonio Cultural (BOPA núm. 75, de 30 de marzo de 2001) podrán declararse conjunto histórico “las agrupaciones de bienes inmuebles que formen una unidad de asentamiento, continua o dispersa, con coherencia suficiente para constituir una unidad claramente identificable y delimitable y con interés suficiente en su totalidad, aunque sus componentes o elementos no lo tengan individualmente. A tal efecto se considerarán como criterios relevantes las formas de organización del espacio, trazados viarios, disposición de las edificaciones y elementos similares. Análogamente corresponderá la consideración de Conjunto Histórico a aquellos lugares o parajes de interés etnográfico derivado de la relación tradicional entre el medio natural y la población, así como a los lugares o parajes de interés cultural por constituir testimonios significativos de la evolución de la minería y de la industria, de sus procesos productivos, y de las edificaciones y equipamientos sociales a ellos asociados”.

16 Conforme a la definición contenida en la Ley 1/2001, de 6 de marzo, de Patrimonio Cultural del Principado de Asturias, podrán tener la consideración de sitios históricos aquellos “lugares vinculados a acontecimientos de interés histórico singular, a tradiciones populares o a creaciones culturales relevantes”.


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circundante, no introduciendo en el mismo elementos que alteren significativamente el paisaje.

3.5 IMPACTOS SOBRE LA POBLACIÓN

3.5.1 MOLESTIAS TEMPORALES Los impactos sobre la población pueden agruparse en dos tipos

atendiendo a su carácter temporal o permanente. Los primeros son los derivados de las actividades desarrolladas durante la fase de construcción y son provocados fundamentalmente por la propia ejecución de la obra civil. De entre los de carácter permanente, es decir, aquellos que se producen durante la fase de operación y explotación, cabe destacar el ruido. No obstante, también se suelen considerar, dado el tamaño y dimensión de las instalaciones, aspectos como la sombra proyectada y la seguridad.

La instalación de un parque eólico exige la creación o ampliación de redes viarias y el movimiento de vehículos pesados. En el primer caso, el único impacto que previsiblemente pueda tener alguna entidad es el derivado de las molestias ocasionadas en el tráfico local durante las obras. No obstante, el tráfico pesado sobre los viales locales existentes puede producir un deterioro de los firmes con el consiguiente perjuicio para la población local.

La mayor parte de estos efectos producidos durante la fase de construcción son de carácter temporal, ya que finalizan con las obras, pero es previsible la permanencia de las pistas y carreteras de nueva creación o que hayan sido ampliadas, mientras que para otros, como el deterioro de la red viaria existente, será necesario adoptar medidas posteriores a la conclusión de los trabajos.

3.5.2 RUIDO Uno de los impactos sobre la población que más ha preocupado ha sido

el ruido. A pesar de que los avances tecnológicos han hecho que las máquinas aerogeneradoras sean cada vez más silenciosas, el ruido que genera una instalación eólica puede suponer una molestia importante para las viviendas y lugares habitados próximos a ella. La molestia producida por el ruido, entendido como cualquier sonido no deseado, depende de numerosos factores entre los que destacan la intensidad y frecuencia del sonido emitido, el nivel de ruido de fondo, la distancia y las características del terreno comprendido entre el emisor y receptor o las características del receptor.


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El ruido de los parques eólicos puede generar molestias importantes a la población en el caso de que existan viviendas cercanas. No se han localizado datos fiables sobre los niveles sonoros de los aerogeneradores por lo que la magnitud del impacto queda por determinar. La única información disponible señala que una turbina genera un nivel sonoro de 90-100 dB(A) y que, a una distancia de 40 m, el ruido es de unos 50-60 dB(A). Si estos datos fueran ciertos, el ruido de los aerogeneradores sería prácticamente despreciable. Sin embargo, la escasa entidad de los mismos los hace poco creíbles. Otros informes señalan que a una distancia de 200 m, el ruido de un parque eólico puede percibirse claramente.

Otros aspectos sobre este problema son los siguientes:

El ruido aumenta con la velocidad del viento pero, a su vez, queda camuflado por el ruido ambiental de forma que a partir de ciertos límites (15 m/s) queda enmascarado por el ruido de fondo.

El nivel sonoro depende del modelo de aerogenerador, de su tamaño y características técnicas.

El nivel sonoro en el entorno de la fuente depende del sentido del viento y de las condiciones meteorológicas; por ejemplo, la lluvia atenúa notablemente la transmisión del sonido.

El problema es complejo de resolver de forma teórica ya que resulta prácticamente imposible definir el coeficiente de absorción del aire (dB/m) para el conjunto de frecuencias generado por los aerogeneradores. La única solución plausible es la realización de una campaña de medidas en parques ya instalados con el fin de manejar datos fiables y poder definir una distancia crítica razonable a la población residente.

En cualquier caso, debe señalarse que la reducción del ruido es uno de los aspectos en que se han producido mayores avances tecnológicos y que, en general, el ruido aerodinámico es menor cuanto mayor sea el tamaño de los rotores. Ello aconseja promocionar los aerogeneradores de mayor tamaño y especialmente los de velocidad de giro variable, por prescindir éstos de la caja multiplicadora que constituye el elemento más ruidoso.

3.5.3 SALUD Y SEGURIDAD PÚBLICA El alejamiento de los lugares habitados y de la mayor parte de los usos

públicos hace que los riesgos para la seguridad humana sean muy raros. Sin embargo, a pesar de que las instalaciones eólicas pueden considerarse seguras


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existe, como en la mayoría de las construcciones humanas, un riesgo potencial.

Hay algunas situaciones en las que los aerogeneradores pueden producir daños sobre aquellos bienes o las personas que se encuentren próximos. Entre ellas pueden señalarse los riesgos derivados del desprendimiento o rotura de algún elemento, principalmente las palas del rotor, provocado por un fallo mecánico o unas condiciones de viento excepcionales. La distancia que pueden alcanzar estas piezas dependerá las condiciones del emplazamiento, las condiciones del viento y el tamaño y forma de las piezas. En el caso de las pequeñas turbinas los peligros pueden proceder tanto de la caída de la torre como de la rotura o suelta de los cables tensores que en ocasiones se utilizan para su anclaje.

La medida más adecuada para minimizar el riesgo consiste en establecer una distancia de separación tanto a construcciones y edificaciones habitadas como a otras instalaciones (eléctricas o de comunicaciones). Al igual que ocurre con otros aspectos relacionados con las instalaciones eólicas tampoco aquí existe una solución única. Algunos autores señalan que, para las pequeñas aeroturbinas, será suficiente fijar una separación del doble de la altura de la torre17. Otros señalan que la distancia máxima que puede alcanzar una pala o una pieza que se desprende de un aerogenerador raras veces es capaz de superar los 450 metros y que la mayoría caen en un radio de entre 90 y 150 metros18. Estas mismas fuentes apuntan que las ordenanzas reguladoras suelen establecer distancias de seguridad comprendidas entre los 150 y 365 metros a edificios o estructuras habitadas o en uso y de 1.25 veces la altura del aerogenerador a carreteras y autopistas. Distancias inferiores a 150 metros pueden servir para evitar daños debidos a fallos estructurales pero son inadecuadas para prevenir los daños producidos por caída y vuelo de piezas debidos a golpes de viento.

El peligro de incendio se puede producir cuando los equipos no cuentan con un mantenimiento adecuado o debido a cortocircuitos en los aerogeneradores o en las líneas eléctricas aéreas que dan servicio a la instalación. La medida más efectiva consiste en soterrar los tendidos eléctricos que unen los diferentes elementos de las grandes instalaciones eólicas. En algunas ocasiones se exige la redacción de un plan de prevención del riesgo de incendio con desbroces periódicos alrededor de los aerogeneradores, torres y subestaciones que reduzcan el potencial combustible en caso de que surjan problemas eléctricos o mecánicos imprevistos. También es frecuente el

17 Gipe, P.: Energía eólica práctica. Ed. PROGENSA. 2000 18 NWCC: Permitting of wind energy facilities. Washington. 1998.


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establecimiento de una distancia de seguridad entre los aerogeneradores y los tendidos eléctricos aéreos para evitar los riesgos provocados por una posible caída de aquellos. Esta distancia oscila entre 1.25 veces la altura de las aeroturbinas y los 200 m.

Estas distancias de seguridad permitirán, en la mayor parte de los casos evitar otras molestias sobre la población como la sombra proyectada por los aerogeneradores cuya intermitencia podría, además, suponer cierto riesgo para el tráfico rodado en especial cuando incide sobre vías rápidas. No ocurre lo mismo con los reflejos y destellos producidos por las palas del rotor para lo que suele recomendarse acabados en mate de las superficies o la utilización de pinturas que eviten la reflexión de la luz.

3.5.4 OTRAS ACTIVIDADES HUMANAS Puede considerarse que la incidencia del aprovechamiento eólico sobre

otros usos o actividades humanas es realmente escasa. Dado que la ocupación efectiva de las infraestructuras e instalaciones de un parque eólico es pequeña, su efecto directo sobre el resto de los usos del suelo tiene un carácter limitado. De hecho, el aprovechamiento energético del viento permite la coexistencia de los aerogeneradores con la mayor parte de los usos propios de las áreas rurales donde se suelen instalar. No obstante, la implantación de un parque eólico implica ciertas afecciones tanto al desarrollo de algunos tipos de usos, como los edificatorios o los forestales, como al funcionamiento de algunas instalaciones próximas como aeropuertos o infraestructuras de comunicación.

Incluso para aquellos usos que se pueden considerar compatibles, como los pastos destinados a la ganadería extensiva, se producen ciertos impactos tanto en la fase de construcción, durante la que la superficie útil pude verse sensiblemente reducida, como durante la de funcionamiento y explotación, ya que la superficie ocupada por viales, aerogeneradores o subestación, iría en detrimento de la previamente destinada a pasto.

En general, todo uso que implique la generación de obstáculos o modifique las condiciones de la circulación del viento entrará en conflicto con el aprovechamiento eólico. Así por ejemplo, las plantaciones forestales, sobre todo con especies capaces de alcanzar un alto porte, en las inmediaciones del parque eólico podrían mermar su rendimiento energético. Lo mismo ocurre con los usos que requieran alguna edificación para su desarrollo. Se hace por tanto necesario contemplar una franja de afección de la instalación eólica donde se limite el desarrollo de aquellos usos que alteren las condiciones del recurso disponibles en el momento de la implantación. Ante la variedad de


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situaciones19 y el papel determinante que juegan algunos factores, en especial la topografía, parece que lo prudente resultaría establecer una distancia mínima de referencia con posibilidades de incremento según las condiciones particulares de cada emplazamiento.

Con respecto a los usos recreativos, no parece que la generación eólica sea incompatible con el uso recreativo, con la excepción de determinadas actividades como el parapente u otras de similares características. No obstante, la alteración paisajística que suponen las infraestructuras eólicas puede condicionar el desarrollo de la práctica de actividades recreativas en su entorno.

Por lo que se refiere a la práctica de la actividad cinegética, a priori, puede representar un riesgo para la integridad y seguridad de las instalaciones que constituyen un parque eólico. Por lo tanto, la instalación de este tipo de infraestructuras representará una limitación de la caza, al menos en la zona ocupada directamente por las instalaciones. En este sentido deberá analizarse, en cada caso, la afección sobre los diferentes espacios cinegéticos.

Finalmente, otro de los efectos que se pueden producir durante la fase de explotación de la instalación eólica es la interferencia de las señales electromagnéticas utilizadas por las tecnologías de comunicación. Se ha documentado que algunas señales radioeléctricas pueden ser afectadas a distancias de hasta 2 km, aunque lo habitual es que la perturbación se reduzca a unos centenares de metros. La localización, el tamaño, el diseño de los aerogeneradores, en especial el tipo de materiales utilizados, y el tipo de señal afectado son factores que determinarán la importancia del impacto.

Las interferencias son producidas por la torre y la rotación de las palas que pueden obstruir, reflejar o distorsionar la señal. En general, no parece que los pequeños aerogeneradores generen este tipo de interferencias. En el caso de que las palas sean de metal o con alma metálica pueden actuar como antenas, distorsionando también la señal en los receptores próximos. Los peores efectos se producen obviamente en malas condiciones de recepción, con señales débiles y cuando el parque eólico se encuentra entre el emisor y el receptor. Parece que las más afectadas son las señales de televisión, en especial la señal de UHF, bandas III y IV. No se han descrito, en cambio, interferencias en las bandas I y II, en las que se transmite radio y hasta fecha

19 La mayor parte de los documentos de ordenación de parques eólicos contienen

distancias de afección para el desarrollo de usos de distinta naturaleza. Sin embargo no existe unanimidad en lo que se refiere a los umbrales fijados. En algunos casos se fijan distancias de 200 metros para el uso forestal, 1 km a ciudades y villas y 500 metros a núcleos de población y lugares habitados. También es frecuente determinar distancias de separación a aeropuertos, trazados de ferrocarril, carreteras y tendidos eléctricos de alta tensión.


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reciente televisión. La señal de los repetidores de comunicación de microondas sólo se ven afectadas si el aerogenerador se encuentra en entre el emisor y el receptor.

Otra de las actividades que, a priori, pudiera verse afectada es la actividad turística, sobre todo en aquellos espacios donde se basa en la explotación del paisaje como principal recurso. La mayor parte de las guías para el desarrollo de la energía eólica, elaboradas principalmente por las asociaciones de productores y promotores, minimizan este aspecto o destacan sus posibles efectos positivos atribuyendo a los aerogeneradores la función de elementos de reclamo para los visitantes. Algunas incluso destacan el valor estético de las instalaciones eólicas hasta el punto de apuntar la posibilidad de ser utilizadas como fondo para anuncios comerciales20.

En cualquier caso, según algunas investigaciones al respecto desarrolladas en países del norte de Europa, un fuerte desarrollo de la energía eólica genera unos efectos negativos sobre la actividad turística. La magnitud de este efecto depende del tipo de zona y del país analizado. En Gales21, por ejemplo, los resultados de las encuestas realizadas cifran en un 4% el porcentaje de visitantes que dicen que no volverían de vacaciones si la energía eólica experimenta un fuerte desarrollo. Resultados similares se obtuvieron en Holanda al preguntar sobre la frecuencia con que visitaría la playa el encuestado tras el desarrollo de un parque eólico marino. En este caso un 4% respondió que reduciría su número de visitas. En otros países, como Dinamarca, se piensa que la energía eólica tiene unos efectos irrelevantes para la actividad turística.

Al igual que en el caso del impacto sobre el paisaje, y considerando el modelo de desarrollo turístico adoptado para la zona rural asturiana, si parece aconsejable tener presente esta potencial incidencia a pesar de que no puede considerarse grave.

20 NWCC Siting Subcommittee: Permiting of Wind Energy Facilities; a Handbook.

National Wind Coordinating Committee. 1998. 21 Hofmans, N.: The impacts of wind farms on tourism in wales. 2001.

http://docs.vercomnet.com/tourism/amusementparks_vc/nhtv/windfarms/frontpages.htm

4 . A P T I T U D D E L T E R R I T O R I O

4.1 METODOLOGÍA DE ANÁLISIS

4.1.1 INTRODUCCIÓN Una vez analizadas las principales consecuencias y efectos espaciales y

ambientales de la implantación de las instalaciones eólicas, los análisis y estudios que se han desarrollado pretenden aportar los datos necesarios para determinar la compatibilidad del desarrollo de esta actividad con las características del territorio asturiano. Atendiendo al análisis previo se han escogido una serie limitada de variables que se consideran significativas y claves para los fines y objetivos que persiguen estas Directrices.

La falta de datos referidos al recurso viento es la principal dificultad a la que se enfrenta una propuesta de metodología de análisis. La ausencia de un atlas eólico nacional o del Principado de Asturias y la concentración espacial de las mediciones realizadas hasta la fecha, por iniciativa de los promotores de energía eólica, no permiten abordar la realización de un mapa eólico del Principado con las garantías y la exactitud necesarias. Este inconveniente obliga a concebir una metodología de análisis territorial que contrarreste esta carencia y que, por el contrario, permita alcanzar conclusiones de carácter territorial orientadoras para el desarrollo de la actividad eólica.

La metodología aplicada pretende recoger y tratar aquellas variables espaciales sobre las que la implantación de infraestructuras eólicas puede tener


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incidencia o aquellas otras capaces de determinar la aptitud territorial de una localización. Al no disponer de la selección de zonas donde las condiciones de viento hacen viable la explotación del recurso, lo que permitiría reducir notablemente el volumen de datos a procesar, y dado que el ámbito de aplicación de la directrices es la totalidad de la región, algunos de los análisis necesarios resultaron notablemente complejos. Los aspectos contemplados en el análisis realizado para las presentes Directrices son:

Valoración ambiental Coste ambiental Zonas de exclusión Visibilidad Vulnerabilidad visual sobre las áreas edificadas Vulnerabilidad visual sobre la red de carreteras Coste de acceso a la red viaria Coste de acceso a la red de distribución eléctrica

En definitiva se estudian aquellos factores determinantes a la hora de evaluar los efectos que el desarrollo de la energía eólica tendrá sobre los diferentes espacios del territorio del Principado.

4.1.2 ZONAS DE EXCLUSIÓN El primer paso en la modelización de la aptitud del territorio para el

desarrollo de actividades eólicas fue el de digitalizar e incorporar al sistema las Zonas de Exclusión, definidas en el Decreto 13/19991 como aquellas áreas donde la ubicación de los parques eólicos se considera una actividad incompatible. Los cinco criterios a los que responden la declaración de las diferentes ZE recogidas en dicho Decreto son:

Zonas de exclusión de interés arqueológico: aquellas en las que se constata la existencia de bienes culturales de gran interés que, previsiblemente, serán afectadas por las obras o infraestructuras del parque eólico.

Cordal de Porcabezas (concejos de Belmonte y Grado).

Sierra plana de La Borbolla (Llanes).

Monte Areo (Gijón y Carreño).




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Sierra del Palo (Allande y Tineo), desde el puerto del Palo hasta Peña Formiguera.

Zonas de exclusión de interés faunístico; aquellas en las que existen áreas de cría o refugio de especies sensibles. Una parte de estas zonas se integran en los espacios protegidos, por lo que no se enumeran específicamente. Estas zonas son las siguientes:

Zonas de interés ornitológico: Ría del Eo (incluida en la Reserva Natural

Parcial de la Ría del Eo).

Zonas de refugio y cría del oso pardo: Peña de Sobia (Teverga y Quiros), desde el

Puerto Ventana hacia el Norte, pasando por la Mostayal (Quiros) y hasta el pico Loral, en Yernes y Tameza.

Sierra de La Cabra y Dagüeño (incluida en el Parque Natural de Somiedo).

Resto concejo de Degaña. Límite del concejo de Ponga con León

(conocido como Sierra de Fares).

Zona de distribución potencial del oso pardo según se define en el Plan de Recuperación de la especie.

Zonas de exclusión de espacios protegidos: las zonas de exclusión de espacios protegidos son las siguientes:

Parque Nacional de los Picos de Europa.

Parque Natural de Somiedo, incluyendo las sierras de la Serrantina, La Cabra y Dagüeño.

Parque Natural de Redes.

Parque Natural de las Fuentes del Narcea y del Ibias.

Reserva Natural Integral de Muniellos.

Reserva Natural Parcial de Peloño.

Reserva Natural Parcial del Cueto de Arbás, integrada en el Parque Natural de las Fuentes del Narcea y del Ibias.

Reserva Natural Parcial de Barayo.

Reserva Natural Parcial de la Ría de Villaviciosa, incluyendo la Zona Periférica de Protección.


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Reserva Natural Parcial de la Ría del Eo, incluyendo la Zona Periférica de Protección.

Paisaje Protegido de la Costa Occidental.

Paisaje Protegido del Cabo Peñas.

Paisaje Protegido de la Costa Oriental.

Lugares de Interés Comunitario2:

Picos de Europa (Asturias) Somiedo Redes Fuentes del Narcea y del Ibias Ponga-Amieva Muniellos Ría del Eo Ría de Villaviciosa Cueva Rosa Sierra del Sueve Peña Ubiña Caldoveiro Cuencas Mineras Playa de Vega Yacimientos de Icnitas Meandros del Nora Turbera de Las Dueñas Carbayera de El Tragamón Penarronda-Barayo Cabo Busto-Luanco Rías de Ribadesella-Tinamayor Montovo-La Mesa Sierra de los Lagos Peña Manteca-Genestaza Valgrande Aller-Lena Sierra Plana de la Borbolla Turbera de la Molina

2 Decisión de la Comisión, de 7 de diciembre de 2004, por la que se aprueba, de

conformidad con la Directiva 92/43/CEE del Consejo, la lista de lugares de importancia comunitaria de la región biogeográfica atlántica (DO núm. L387/1, de 29 de diciembre de 2004)


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Alcornocales del Navia Alto Navia Cuenca del Agüeira Cuenca del Alto Narcea Río Ibias Río Trubia Río del Oro Ríos Negro y Aller Río Eo (Asturias) Río Porcía Río Navia Río Negro Río Esva Río Esqueiro Río Nalón Río Narcea Río Pigüeña Río Sella Río Las Cabras-Bedón Río Purón Río Cares-Deva

Suelo No urbanizable de Costas, allí donde esté definido en la normativa urbanística municipal. En caso contrario, se tendrá en cuenta lo dispuesto en el artículo tercero del Decreto 107/19933.

Zonas de exclusión de interés forestal: las zonas de exclusión de interés forestal son los siguientes montes:

Valsera (Cudillero). Peloño (Ponga). Monteagudo (Pravia). Rodoiros (Valdés). Pedredos y otros (Valdés). El Grande (Teverga). Sierra de Armallán (Tineo). Cordal de Peón (Villaviciosa).

3 Decreto 107/1993, de 16 de diciembre, por el que se aprueban las Directrices

Subregionales de Ordenación del Territorio para la Franja Costera. (BOPA núm. 38, de 16 de febrero de 1994).


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Campa de Arzabal (Villaviciosa). Navariegos (Degaña). Cuenca y Roncada (Ponga). Rasa de Luces (Colunga). Todos los montes de Utilidad Pública de Caso y

Sobrescobio. Cordal de Berducedo (Allande). Bedramón (Allande). Bufarán (Candamo). Argoma y Pascual (Cudillero). Todos los montes de utilidad pública que

conforman la Sierra del Aramo (Quirós, Riosa, Morcín).

CRITERIOS DE EXCLUSIÓN SUPERFICIE (km2)

PORNA 1 649.53 Montes 552.95 Fauna 287.43

Patrimonio 52.12 Costa 182.15

Superficie total 2 225.38

SUPERFICIE DE LAS ÁREAS DE EXCLUSIÓN INCLUIDAS EN EL DECRETO 13/1999 SEGÚN LOS DIFERENTES CRITERIOS UTILIZADOS

Nota: Existe una coincidencia espacial de los distintos criterios utilizados por lo que los totales no proceden de la suma directa de las áreas afectadas por cada criterio aplicado.

Estos criterios en algunas ocasiones son coincidentes sobre el espacio, de tal forma que algunas áreas calificadas como Zona de Exclusión por su interés forestal coinciden con parte de las delimitadas por razón de su carácter de espacio protegido y éstas con el área calificada como SNU de Costas. En conjunto la superficie excluida por el Decreto 13/1999 asciende a algo más de 2.225 km2 lo que representa cerca del 21% del territorio del Principado de Asturias. Por lo que se refiere a su distribución territorial, la mayor parte de la superficie se localiza en la Cordillera, donde concejos como los de Degaña, Somiedo, Caso o Sobrescobio son considerados en su totalidad Zona de Exclusión, en ocasiones por varios criterios siendo el principal la existencia de figuras de protección natural como Parques o Reservas Naturales. Este mismo criterio, complementado con la delimitación del Suelo no Urbanizable de Costas, excluye de cualquier implantación la franja costera. El territorio comprendido entre la costa y la Codillera aparece salpicado de Zonas de


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Exclusión de diversa entidad referidas al resto de los criterios considerados por el Decreto. Destaca por su extensión la Zona de Exclusión faunística de Quirós, Proaza y Yernes y Tameza que se continúa por el Este con la de la Sierra del Aramo.

Adoptando los mismos principios, se añadieron luego a las Zonas de Exclusión dos tipologías de espacios protegidos que no se encontraban suficientemente desarrolladas en el momento de la aprobación del Decreto 13/1999: los Lugares de Importancia Comunitaria (LICs) y las Zonas de Especial Protección para las Aves (ZEPAs). Los primeros constituyen el desarrollo de lo previsto en la Directiva 92/43/CEE4 y en un futuro próximo podrán ser declarados Zonas Especiales de Conservación (ZECs) e incorporados a la red europea Natura 2000. Gran parte de los mismos formaban ya parte de la Zona de Exclusión definida en el Decreto 13/1999. Sin embargo, en otros casos se trata de nuevas incorporaciones a la Zona de Exclusión.

En cuanto a las Zonas de Especial Protección para las Aves (ZEPAs), éstas constituyen el desarrollo de lo previsto en la Directiva 79/409/CEE5 y pasarán en el futuro a integrarse en la red Natura 2000. Su papel de figuras de protección dirigidas directamente a la conservación de las aves y el potencial riesgo que para este grupo de vertebrados puede suponer la instalación de parques eólicos ha aconsejado incorporarlas en su totalidad a la Zona de Exclusión. En Asturias, durante el periodo de vigencia del Decreto 13/1999 se ha procedido a un importante desarrollo de las ZEPAs. Gran parte de éstas formaba ya parte de la Zona de Exclusión en atención a otros criterios, por lo que sólo en dos casos se trata de nuevas incorporaciones. Así ocurre con la ZEPA de Ponga-Amieva, que es responsable de la incorporación de la Zona de Exclusión de la totalidad del concejo de Amieva, y con la de los Embalses del centro (San Andrés, la Granda, Trasona y La Furta) que por su naturaleza no es relevante de cara a la planificación de la actividad eólica.

Dado el alto coste de algunos de los análisis que se realizaron para valorar la aptitud del territorio, todas esas áreas se consideraron previamente como Zona de Exclusión, sin acometer en las mismas algunos de los estudios más laboriosos.

4 Directiva 92/43/CEE del Consejo, de 21 de mayo de 1992, relativa a la conservación de

los hábitats naturales y de la fauna y flora silvestres (DOCE núm. L206, de 22 julio de 1992)

5 Directiva 79/409/CEE del Consejo, de 2 de abril de 1979, relativa a la conservación de las aves silvestres (DOCE núm. L 103, de 25 de abril de 1979).


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4.1.3 VALORACIÓN AMBIENTAL Para la valoración ambiental del territorio no incluido previamente en la

Zona de Exclusión se ha partido de los resultados obtenidos en un trabajo previo realizado en el 2001 por el INDUROT para la Dirección General de Ordenación del Territorio y Urbanismo del Principado de Asturias. En este trabajo, a partir de las diferentes capas contenidas en la Cartografía Temática Ambiental del Principado de Asturias y aplicando técnicas de modelización, se realizó una propuesta de zonificación en distintas categorías de Suelo No Urbanizable (SNU). Estas categorías de SNU son:

SNU.EP1: Hábitats prioritarios de la Directiva 92/43/CEE (excepción de los brezales de Erica mackaiana), ecosistemas amenazados del Plan de Ordenación de los Recursos Naturales de Asturias6 (PORNA) y áreas de alta calidad para especies en peligro de extinción.

SNU.EP2: Áreas de roquedos, canchales, depósitos de clastos sin matriz, y áreas de alta montaña como ecosistema frágil y de gran interés ecológico.

SNU.EP3: Bosques naturales, prebosques, formaciones arborescentes.

SNU.EP4: Áreas de uso potencial de bosque autóctono como lastonares y aquellos matorrales (piornales, brezales, tojales y aulagares) que se sitúan sobre suelos pobres o esqueléticos.

SNU.EP5: Ríos, lagos, lagunas y zonas encharcadas.

SNU.EP6: Marismas.

SNU.EP7: Playas y dunas.

SNU.I1: Vegas de los ríos.

SNU.I2: Áreas de actual uso agrícola sobre suelos profundos no incluidas en la categoría anterior.

SNU.I3: Áreas que por sus usos actuales o sus características edafológicas permiten acoger tanto el uso agrícola como el uso forestal de explotación.

6 Decreto 38/1994, de 19 de mayo, por el que se aprueba el Plan de Ordenación de los

Recursos Naturales de Asturias (BOPA núm. 152, de 2 de julio de 1994).


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SNU.I4: Plantaciones forestales y matorrales, helechales o formaciones herbáceas no pratícolas y no incluidas en ninguna de las clases precedentes.

URB: Áreas urbanizadas o degradadas.

En la práctica, y al margen de su aplicación urbanística, dicha zonificación puede entenderse como una clasificación del territorio atendiendo a criterios de valoración ambiental. Para calcular el coste ambiental a esta clasificación se le ha aplicado el índice, comprendido entre 1 y 10, que se detalla en la tabla adjunta. Con la aplicación de este índice, no se pretende realizar una valoración ambiental del territorio en sentido estricto sino obtener un valor de referencia que permita incluir, de forma simple, esa característica del territorio en los análisis posteriores.

CATEGORÍA DE SNU COSTE SNU

SNU.EP1 10 SNU.EP2 9 SNU.EP3 10 SNU.EP4 7 SNU.EP5 10 SNU.EP6 10 SNU.EP7 10 SNU.I1 4 SNU.I2 4 SNU.I3 3 SNU.I4 5

URB 1

CÁLCULO DEL VALOR AMBIENTAL A PARTIR DE LAS CATEGORÍAS DE SNU

4.1.4 COSTE AMBIENTAL A partir de los datos contenidos en el mapa de valor ambiental se ha

calculado una nueva variable que se ha denominado coste ambiental. Partiendo del principio de que la intervención será tanto más impactante sobre el medio cuanto mayor sea el valor ambiental de la unidad afectada y cuanto mayor sea la pendiente del terreno sobre el que se intervenga, que en definitiva supone la ejecución de movimientos de tierras más importantes y por ello una mayor afección. Para el cálculo de esta nueva variable se calculó un Modelo Digital de Pendientes que posteriormente fue reclasificado asignando un valor de coste por la pendiente según la tabla siguiente:


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PENDIENTE EN º COSTE_PENDI

0-5 1 5-10 2

10-15 4 15-20 6 20-30 8 >30 10

Una vez clasificado se han cruzado ambos mapas, valor ambiental y coste por pendiente, obteniendo un mapa de coste ambiental a partir de la siguiente fórmula:

2

___

pendiCostesnuCosteambientalCoste

+=

El resultado es un mapa que incrementa la capacidad de discriminación de áreas, aportando además un orden de magnitud que permite realizar un análisis comparativo de las potenciales afecciones. Este coste ambiental resulta de interés a la hora de analizar y valorar el posible impacto de la accesibilidad rodada, por ejemplo.

4.1.5 INCIDENCIA VISUAL Como ya se ha visto uno de los mayores impactos territoriales

producidos por las instalaciones eólicas es la alteración del paisaje debido a las dimensiones y a la alta visibilidad que suelen tener los aerogeneradores. En la metodología de análisis se ha incluido un estudio de visibilidad de aquellas áreas no consideradas Zona de Exclusión a priori. Pero, además de la visibilidad global, se han realizados análisis complementarios sobre la incidencia visual, tanto sobre las áreas edificadas como sobre las principales carreteras. Con ello, se pretende alcanzar un diagnóstico general más preciso, considerando la existencia de aquellas áreas donde se localizan los observadores, bien permanentes, para las edificadas, bien ocasionales o fruto del tránsito, para la red de carreteras.

Debe señalarse que los resultados obtenidos no sustituyen en ningún caso a los que se debieran realizar para cada una de las implantaciones, ya que la alteración de algunos de los valores empleados, sobre todo la altura de los aerogeneradores y la resolución del Modelo Digital de Elevaciones supondrá la obtención de resultados diferentes. Por otra parte en la Evaluación de Impacto Ambiental deberá tenerse en cuenta la intensidad de este impacto valorando diversos umbrales según la proximidad a la instalación.


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Para dichos análisis se ha generado un Modelo Digital de Elevaciones (MDE) de 200 m de píxel, en un área rectangular de coordenadas mínimas (UTM30): 161 399, 4 754 902 y máximas 377 599, 4 838 102. Después se crea un mapa de puntos acotados y georreferenciados por cada uno de los píxeles no incluidos en zonas de exclusión a los que se les asigna una altura de 45 metros, el equivalente a la altura del buje de un aerogenerador de 600 kW. Sobre estos puntos, un total de 194 716, es sobre los que se realizan los cálculos de visibilidad y vulnerabilidad visual.

El computo de la visibilidad pretende estimar la cuenca visual de cada una de las localizaciones, los puntos acotados sobre un área circundante de 10 km. A cada punto se asigna un valor (veo) que es la suma del número de celdas desde las que es visible cada uno de los puntos en las condiciones descritas. A pesar de que existe cierta controversia entre los autores sobre la distancia adecuada para el cálculo de la visibilidad, los escasos datos obtenidos del Instituto Nacional de Meteorología para Asturias apuntan a que los 10 km son una distancia adecuada para realizar un cálculo de propósito general. Por otra parte, esta distancia se ha consolidado como distancia de referencia en las Evaluaciones de Impacto Ambiental de los parques eólicos.

El cálculo de la visibilidad permitirá determinar aquellas áreas del territorio donde la instalación de grandes aerogeneradores tiene potencialmente mayor incidencia visual. Sin embargo, el análisis del impacto visual debe tener en cuenta la calidad del entorno y las condiciones del observador cuestión difícil si se tiene en cuenta la carga subjetiva que suele contener. No se pretende aquí solucionar ese problema, pero se considera necesario introducir algunos análisis complementarios que permitan considerar la visibilidad como factor de localización. Así, además del análisis de la que se puede denominar visibilidad general, se han realizado dos mapas complementarios que cartografían la incidencia visual de cada una de las localizaciones sobre las áreas edificadas y sobre las red de carreteras. En este caso, al igual que ocurría con la estimación del valor o del coste ambiental, lo que se pretende es obtener un orden de magnitud que permita la comparación entre diversas zonas del territorio.

El cálculo de la vulnerabilidad visual sobre la red de carreteras (vinfra) se realiza conforme a la siguiente fórmula:

∑=

=

n

i

VPiNPivi1

*

donde “NPi” es el numero de píxeles de carreteras tipo “i” que se ven desde el punto de análisis y “Vpi” es el valor asignado a las carreteras de ese tipo, la tabla de valores asignados a cada carreteras es la siguiente:


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TIPO DE CARRETERA VALOR (Vpi)

Autopistas y autovías 4

Carreteras nacionales 3 Carreteras comarcales 2

Carreteras regionales y locales 1

Para el cálculo de la vulnerabilidad visual sobre las áreas edificadas se ha empleado la información contenida en la capa de edificaciones contenida en la cartografía topográfica 1:10.000 del Principado de Asturias. A partir de ella, se ha construido una capa raster con el cálculo de la densidad edificatoria para cada celda de 200 m aplicando la formula:

∑=

=

n

i

VPiNPivi1

*

donde “Casa” es el punto del polígono edificado “i” y “Área” es la superficie en metros cuadrados de dicho polígono. Los valores obtenidos se han multiplicado por 1000 para incrementar la capacidad de clasificación posterior.

Los datos de densidad edificatoria, para simplificar la estimación de la vulnerabilidad visual, se han reclasificado en 7 valores según la tabla siguiente:

Clase Valor (Vci)

0-10 5 10-20 6 20-30 7 30-40 8 40-50 9

50-100 10 >100 11

A partir de estos datos, la vulnerabilidad visual sobre las áreas edificadas (vcasas) se ha calculado aplicado la siguiente formula:

1000*40000

_*_1∑

==

n

i

iAreaiCasadcasas

donde “Casa” es el punto del polígono edificado “i” y “Área” es la superficie en metros cuadrados de dicho polígono. Los valores obtenidos se han multiplicado por 1000 para incrementar la capacidad de clasificación posterior.


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Los datos de densidad edificatoria, para simplificar la estimación de la vulnerabilidad visual, se han reclasificado en 7 valores según la tabla siguiente:

Clase Valor (Vci)

0-10 5 10-20 6 20-30 7 30-40 8 40-50 9

50-100 10 >100 11

A partir de estos datos, la vulnerabilidad visual sobre las áreas edificadas (vcasas) se ha calculado aplicado la siguiente formula:

∑=

=

7

1

*i

VCiNCivc

donde “Nci” es el número de celdas de la clase “i” que son vista desde la celda analizada y “Vci” es el valor asignado a dicha clase.

4.1.6 COSTE DE ACCESO Otro de los factores que determinan la viabilidad técnica y económica

de los proyectos de implantación es la accesibilidad, o mejor dicho, el coste de la accesibilidad, tanto del acceso rodado como a la red de distribución de energía eléctrica. Por otra parte se trata de los dos aspectos que mayor inciden en la magnitud del impacto ambiental producido por las instalaciones eólicas. El planteamiento metodológico para el análisis de la accesibilidad no pretendía medir la distancia en unidades espaciales sino en unidades de coste ambiental.

Los análisis de coste de acceso pretenden cuantificar, para cada localización, el menor coste acumulado para acceder a un destino establecido, en este caso una carretera al menos de nivel local o una línea de distribución de la energía eléctrica de al menos 132 kV. El coste se establece ponderando el terreno y las impedancias que actúan sobre el y para su cuantificación se ha empleado un MDT de 50 metros de píxel que abarca la totalidad del territorio del Principado. La formula utilizada para calcular el coste de atravesar desde una celda “a” a otra “b” (costd_ab) es la siguiente:


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2*_*__

CostebCosteaverticalfactorcellongabCostd

+=

donde “long_cel” es la distancia real recorrida al atravesar desde la celda “a” a la “b”, no la distancia planimétrica, y “factor_vertical” es un valor que oscila entre 1 y 5 y se calcula a partir de la pendiente entre las dos celdas “a” y“b” según la grafica siguiente:

Factor vertical(eje y)

4

3

2

0 45 90-45-90Ángulo de movimiento relativo vertical

INF INF

1

El punto de corte para considerar el factor vertical infinito es establecido en el análisis; “Costea” y “Costeb” son el coste de la celda “a” y“b” respectivamente calculados como:

celrespendiCostesnuCoste

Coste _*2

__ +=

siendo “res_cel” la resolución de la celda (en este caso 200 m) y “Coste_snu” y “coste_pendi” los valores obtenidos de en los cálculos de la valoración y el coste ambiental descritos arriba.

Primero se seleccionan las celdas de destino, carreteras o líneas de tensión en cada caso, luego se establece el coste de atravesar desde cada celda a cada una de sus vecinas, después se ordenan las celdas de menor a mayor coste y se quita de la lista la celda de menor coste y se calcula para ella el menor coste acumulado a cada una de sus vecinas. El proceso se repite hasta que a todas las celdas se les asigna su menor coste acumulado. El coste acumulado de pasar de una celda “a” a una “c” atravesando “b”, es el coste de pasar de “a” a “b” mas el coste de pasar de “b” a “c”.


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Para el acceso a las infraestructuras viarias se utilizan todos los parámetros descritos, mientras que para el acceso a las líneas de tensión no se tiene en cuenta ni la pendiente ni la distancia real, ponderando la distancia a la línea con el coste ambiental (coste_snu).

4.1.7 APTITUD DEL TERRITORIO El Mapa de Aptitud del territorio intenta integrar los diferentes mapas

temáticos construidos para dar una idea de la aptitud ambiental de cada parte del territorio para el desarrollo de la actividad eólica, considerando exclusivamente las instalaciones con mayor impacto: parques eólicos. El algoritmo construido se esquematiza en la figura adjunta y sigue los pasos que a continuación se describen.

MÉTODOLOGÍA DE CONSTRUCCIÓN DEL MAPA DE APTITUD DEL TERRITORIO

COSTE DEACCESO A LA

RED ELECTRICA

COSTE DEACCESO A LARED VIARIA

ACCESIBILIDAD(10)

IMPACTOVISUAL

(1)

IMPACTOAMBIENTAL

(2)

VISIBILIDADÁREAS

EDIFICADAS

VISIBILIDADRED

VIARIA

COSTEAMBIENTAL

VALORAMBIENTAL

IMPACTO(1, 2 y 3)

< 5000 > 300< 5000 > 2000 > 8 > 8

Suma

Selección SelecciónSelección

PREFERENTES(10)

= 10 = 0Selección

CLASES DEAPTITUD

(0, 1, 2, 3 y 10)


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Construcción de un grid denominado impacto_ambiental que selecciona aquellas áreas en las que es esperable un impacto ambiental alto de acuerdo con los valores ambientales preexistentes y la envergadura de los trabajos necesarios para la instalación. Dicho grid integra las variables previamente descritas de coste ambiental y valor ambiental, seleccionando las clases 9 y 10.

Construcción de un grid denominado impacto_visual que selecciona aquellas áreas en las que es esperable un impacto visual alto, por tratarse de emplazamientos muy visibles desde la red viaria o desde área edificadas. Dicho grid integra las variables previamente descritas de vcasas y vinfra, seleccionando las clases con valores superiores a 2000 para el caso de las áreas edificadas y a 300 para el caso de las infraestructuras.

Tras la construcción de esos dos grid básicos se procede a construir un tercer grid, el denominado impacto que es suma de los de impacto_visual e impacto_ambiental¸. El resultado es un grid que informa sobre el impacto asociado a construcción de los parques eólicos, sin tener en cuenta el que se deriva de la infraestructura complementaria asociada.

Construcción de un grid denominado impacto_ accesibilidad que selecciona aquellas áreas en las que es esperable un impacto ambiental alto para las infraestructuras complementarias al parque, por resultar altos los costes ambientales de acceso a la red viaria y a la red eléctrica. Para la construcción de dicho grid se han seleccionado las clases con costes de acceso a carreteras o a tendidos eléctricos menores de 5000.

A partir de los grid de impacto e impacto_accesibilidad se seleccionan las zonas_preferentes para la instalación de parques eólicos, aquellas en las que la variables accesibilidad toma valor 10 y la variable impacto valor 0.

Por último sumando los grids de impacto y zonas_preferentes se obtiene un mapa sintético que agrupa el territorio analizado en las clases siguientes:

Zonas preferentes, por tener resultar con bajo impacto ambiental y tener buena accesibilidad, valor 10 para el grid construido.


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Zonas con bajo impacto ambiental y mala accesibilidad, valor 0 para el grid construido.

Zonas con alto impacto visual, valor 1 para el grid construido.

Zonas con alto impacto ambiental, valor 2 para el grid construido.

Zonas con alto impacto ambiental y visual, valor 3 para el grid construido.

Los resultados del mapa construido arrojaron valores de alto impacto visual para toda el área central de Asturias, debido a la alta densidad de carreteras y a la población existente en esa área. Sin embargo, ese fenómeno se considero un artefacto del algoritmo construido, pues dicho impacto visual no puede considerarse como impacto paisajístico al darse en un área en el que concurren ya numerosos elementos urbanos o industriales que alteran el paisaje. Por ello, se procedió a realizar una valoración del grado de urbanización del territorio utilizando como variable indicadora la densidad de la red viaria. Las áreas que arrojaron valores más altos se incorporaron a una nueva clase de aptitud en la que se considera que debe darse menos peso al impacto visual.

4.2 RESULTADOS

4.2.1 VALOR Y COSTE AMBIENTAL Tanto en el mapa de valor como en el de coste ambiental, aparece

reflejada la estructura territorial del Principado y las distintas unidades territoriales que la componen. Así, por ejemplo, se puede apreciar con nitidez la disposición estructural del relieve asturiano, elemento clave para entender la organización espacial de este territorio.

En general, tanto el valor ambiental, como el coste calculado por combinación de coste y pendiente, presentan una gradación altitudinal, de tal forma que a medida que nos acercamos a las estibaciones de la cordillera las áreas de alto valor y coste se hacen más extensas y numerosas, dominando todo el ámbito de la cordillera. Así los conjuntos montañosos de la divisoria (Montañas del Occidente, Núcleo Central de la Cordillera y Picos de Europa, siguiendo la terminología utilizada en el diagnóstico del PORNA) presentan cierta homogeneidad general, tanto por lo que se refiere a la valoración ambiental como al resultado de la estimación del coste.


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Por el contrario, por debajo de los 400 metros de altitud, predominan los valores bajos en ambas variables. La intensa intervención antrópica en algunas áreas del territorio asturiano, como la mayor parte de la subregión central, la rasa costera occidental y buena parte de la oriental, el surco prelitoral y algunos valles interiores del occidente, hacen que las zonas con alto valor ambiental queden limitadas a la presencia de humedales costeros y alineaciones montañosas litorales y prelitorales.

En este sentido destacan algunos elementos, que por su posición topográfica dominante podría constituir emplazamientos potencialmente idóneos para el aprovechamiento de la energía eólica pero que al mismo tiempo se caracterizan por una alta calidad ambiental y fuertes pendientes lo que da como resultado valores máximos de coste. Se trata sobre todo de las sierras calcáreas del Sueve, Escapa y Cuera. El resultado es que buena parte de la Subregión Oriental, en especial las Subcomarcas de Aguilar y Piloña-Sella, aparecen como los territorios con mayor coste ambiental para la implantación de grandes infraestructuras eólicas.

Por el contrario, en la Subregión Central se pueden distinguir dos áreas con características claramente diferentes. Mientras la mitad septentrional está dominada por los valores bajos o muy bajos, en la meridional, al sur de Oviedo, comienzan a aparecer zonas merecedoras de valores medios y altos. A medida que nos acercamos a la divisoria montañosa y nos alejamos del corredor de comunicaciones del Hüerna los valores altos y muy altos adquieren mayor protagonismo.

Por último, el área comprendida entre la divisoria montañosa y la franja costera, en la Subregión Occidental, aparece mucho más fragmentada. En la divisoria de las cuencas del Navia y del Narcea, en su mitad septentrional, se caracteriza por una valoración media y media-alta que se continúa e incrementa su valor hacia el Sur, enlazando con la alta valoración ambiental de las Montañas del Occidente. Hacia el Este, destaca el mosaico de la llanada de Tineo y la parte nororiental del concejo de Cangas del Narcea, donde predominan los valores bajos. Por último, tampoco aparece una clase dominante en el extremo occidental, y la subcomarca del Eo aparece fragmentada en áreas más o menos extensas cuya valoración y coste ambiental abarca desde los valores más bajos hasta los más altos.

4.2.2 VISIBILIDAD Y VULNERABILIDAD VISUAL Los resultados del análisis de visibilidad, como a priori podía

suponerse, sitúan los valores más altos en aquellas zonas topográficamente destacadas y aquellas partes del territorio de topografía más llana. Entre las zonas de mayor visibilidad pueden señalarse: el Surco Prelitoral, entre Oviedo


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y Cangas de Onís; buena parte del concejo de Gijón; gran parte del enclave de Teverga; la comarca de Avilés y la mitad oeste de Cabo Peñas; el Sueve y el Cuera, en Oriente; y, en Occidente, la parte de rasa no afectada por las ZE y algunas áreas de relativa importancia en Oscos, Grandas de Salime y Tineo.

PORCENTAJE DE LA SUPERFICIE NO AFECTADA POR ZE CON VISIBILIDAD ALTA, POR SUBCOMARCAS FUNCIONALES

El resultado es que las subcomarcas cuyo territorio presenta valores de visibilidad más altos se sitúan en la mitad septentrional del centro de la región. Destacan las de Siero y Avilés, donde más de la mitad de la superficie presenta una visibilidad alta o muy alta. Tras éstas, aparece la de Oviedo, donde el porcentaje de territorio con estas características es ligeramente inferior al 50%, y la de Gijón, donde los valores de mayor visibilidad representan más del 37% de la superficie subcomarcal no afectada por ZE.

En el resto de subcomarcas, los valores se reducen, no superando la proporción de territorio asignado a las clases de visibilidad más alta el 30%. Las subcomarcas de Piloña-Sella, Sella, Navia y Eo presentan valores ligeramente superiores, por la presencia de alguna de las unidades del relieve de mayor visibilidad, principalmente el Surco Prelitoral y la rasa costera occidental, predominando en el resto valores medios y bajos. Cabe señalar la alta visibilidad que en la subcomarca del Trubia presenta la reducida proporción de territorio no afectada por ZE. Algo parecido se puede señalar para la subcomarca del Narcea.

Teniendo en cuenta que para que existan efectos visuales es condición indispensable la presencia de un observador, se han realizado dos análisis complementarios que tratan de evaluar la incidencia visual sobre aquellos elementos que, a priori, suponen la existencia de observadores: las áreas


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edificadas y la red de carreteras. Además, el condicionamiento del análisis de la visibilidad o de la incidencia visual, mediante la consideración de estos dos factores arroja resultados más adecuados a la hora de realizar reflexiones encaminadas a orientar la planificación regional.

Aunque gran parte de la Subregión Central mantiene valores similares a los obtenidos con el cálculo de la visibilidad, tanto los mapas de incidencia visual sobre las áreas edificadas como sobre la red de carreteras, reducen significativamente los valores para los territorios de las alas. Aún así, se debe destacar la alta incidencia visual que mantienen áreas como la rasa costera del Occidente o las estribaciones montañosas del Sueve y del Cuera en el Oriente.

PORCENTAJE DE LA SUPERFICIE NO AFECTADA POR ZE CON INCIDENCIA VISUAL ALTA

SOBRE LAS ÁREAS EDIFICADAS, POR SUBCOMARCAS FUNCIONALES

PORCENTAJE DE LA SUPERFICIE NO AFECTADA POR ZE CON INCIDENCIA VISUAL ALTA

SOBRE LA RED DE CARRETERAS, POR SUBCOMARCAS FUNCIONALES


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4.2.3 COSTE DE ACCESO Como ya se señaló anteriormente, unos de los factores que más ayudan

a evaluar la viabilidad técnica y económica de los proyectos de implantación de la infraestructuras eólicas y su incidencia ambiental es la accesibilidad. La generación de energía eléctrica, en general, y la generación eólica, en particular, requieren de ciertas condiciones de accesibilidad, por un lado a la red viaria, necesaria sobre todo para su construcción, y por otro a la red eléctrica de distribución, para evacuar la producción energética.

El análisis que aquí se realiza pretende establecer un orden de magnitud que permita evaluar la accesibilidad en términos de coste ambiental. No obstante, debe señalarse que los resultados se verán alterados significativamente a medida que las instalaciones eólicas se vayan construyendo. Un desarrollo racional de la energía eólica en el Principado de Asturias que permita la reducción del coste ambiental pasa por aplicar, como por otra parte ya se esta haciendo, un criterio ordenador que favorezca la utilización conjunta por distintas instalaciones de infraestructuras viarias y de evacuación.

Las características topográficas y las condiciones que presenta el recurso viento han provocado una concentración espacial de las solicitudes, que en su gran mayoría se localizan en un la franja media del Occidente. Pero además, esta franja es la aparece en los análisis con cualidades más favorables, si se exceptúa el centro de la región, para la implantación de este tipo de instalaciones, sobre todo por lo que se refiere al coste de acceso a la red eléctrica.

La presencia de las líneas Salime-La Corredoria y Doiras-Ujo conforman en la Subregión Occidental un triángulo donde los costes de acceso presentan valores bajos y medios. Este espacio se amplia en su periferia con la existencia de algunas líneas de alta capacidad, como la de Narcea-Soto, y otras complementarias que refuerzan el corredor del Navia y la conexión con Galicia. Por el contrario, la Subregión Oriental presenta condiciones menos favorables de acceso a la red eléctrica, ya que la configuración topográfica de este territorio ha obligado a concentrar el corredor energético en una estrecha franja que discurre a lo largo del surco prelitoral.

Los resultados del análisis del coste de acceso a la red viaria fragmentan más el territorio. Al igual que ocurría con otras de las variables consideradas, mientras que en la mitad septentrional de la Subregión Central predominan los valores de coste bajos, en la mitad meridional los resultados se asemejan más a los obtenidos para otras áreas tanto de Occidente como del Oriente asturiano. Los valores máximos aparecen en torno a la Cordillera (la divisoria entre los concejos de Somiedo y Belmonte con los de Cangas del


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Narcea y Tineo, los concejos de Aller, Sobrescobio, Caso, Ponga y Picos de Europa) si bien gran parte de ellas se encuentran afectadas por criterios de exclusión. Fuera de la ZE destacan los altos valores de algunas partes del concejo de Ibias o de las sierras de Valledor, en el concejo de Cangas del Narcea, de Ablaniego, en el de Tineo, y de la del Cuera, en el extremo oriental del Principado.

4.2.4 APTITUD DEL TERRITORIO Y ZONIFICACIÓN Los resultados que ofrece el mapa de Aptitud del Territorio, elaborado

con la metodología previamente descrita, permiten asegurar que las áreas ambientalmente más adecuadas para el desarrollo de las infraestructuras eólicas son las del tercio occidental de Asturias. Al Oeste del Narcea, las clases de aptitud dominantes son con claridad las más favorables: las denominadas preferente y de bajo impacto y mal acceso. A mayor abundancia, las áreas calificadas como de alto impacto ambiental tienden a situarse en los fondos de valle, donde las actividades eólicas no podrán desarrollarse por la ausencia de las necesarias condiciones de viento. Ello propicia, por tanto, elaborar una zonificación de la actividad que concentre en el occidente la parte más sustancial de las infraestructuras eólicas, en lo que se ha calificado como Zona de Alta Capacidad de Acogida. Se han excluido de esa Zona, no obstante, las sierras litorales en las que los análisis realizados manifestaron un alto impacto visual que además se produciría sobre la franja costera. Dichas sierras y la rasa costera situada al norte de las mismas se han incorporado a la Zona de Exclusión, por considerarse que la instalación en las mismas de parques eólicos supondría un importante impacto para los valores paisajísticos del litoral asturiano.

Fuera del tercio occidental de la región, se da una mayor heterogeneidad en las valoraciones realizadas. No obstante, a priori cabría diferenciar tres áreas de diferentes características:

En el tercio oriental de la región, al Este de Peñamayor (Nava) y la Sierra del Sueve, se produce un mosaico en el que concurren zonas de alto impacto de diferente naturaleza, tanto ambiental como visual, con otras susceptibles de calificarse como preferentes. Ello ha aconsejado incorporar buena parte de ese tercio oriental a la Zona de Exclusión, evitando cualquier tipo de desarrollo de infraestructuras eólicas. Así se ha procedido para el caso de los espacios naturales protegidos situados en la Cordillera; para los Paisaje Protegidos del Cuera y El Sueve, áreas de muy difícil orografía; y para la rasa costera. En cambio, no se han incorporado a la Zona de


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Exclusión otras partes del territorio, principalmente el denominado surco litoral donde se considera viable el desarrollo de instalaciones de pequeña entidad.

En el borde meridional del área central, concejo de Aller y parcialmente de Lena, apenas existen áreas que reciban la calificación de preferentes y las calificadas como de alto impacto ambiental igualan en superficie a las calificadas como de bajo impacto. A ello se une el hecho de que esa zona forma parte del importante corredor biogeográfico que une las mitades oriental y occidental de la cordillera, corredor que juega un papel principal en la conservación del oso pardo si como se pretende se persigue el intercambio de material genético entre las poblaciones oriental y occidental. Por todo ello, se ha considerado adecuado que gran parte de esa área se incorpore a la Zona de Exclusión evitando sumar nuevos elementos al pasillo de infraestructuras ya existente en esa parte de la Cordillera.

En cuanto al resto del área central de la región, los mayores inconvenientes para el desarrollo de las infraestructuras eólicas proceden de los valores de alto impacto visual que como ya se apuntó tienen su origen en el importante poblamiento de la zona. Esa valoración debe ser matizada sin embargo considerando que la mayor parte de ese territorio sufre ya la alteración del paisaje derivada de su desarrollo urbano e industrial. Podría considerarse por tanto la posible instalación de infraestructuras eólicas sin que ello supusiera impactos importantes sobre el paisaje. No obstante, puesto que no existen amplias áreas adecuadas para el desarrollo de la actividad se considera que debe de tratarse en todos los casos de parques de menor entidad debiendo limitarse la potencia total instalada. Se ha considera igualmente adecuado dar un tratamiento diferencial a aquellos concejos con importante actividad industrial, donde parece deseable promocionar las infraestructuras eólicas destinadas al autoconsumo.

Con esos criterios, las presentes Directrices optan por acometer una zonificación que considere las áreas siguientes:

Zona de Exclusión. En la que se debe de prohibir el desarrollo de actividades eólicas industriales. Comprende la mayor parte de la franja costera, el Cabo Peñas y la cordillera


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y sus principales estribaciones, así como el área de distribución tanto actual como potencial del oso pardo.

Zona Central. En la que cabe el desarrollo pequeños parques eólicos de autoconsumo. Comprende los concejos con mayor capacidad industrial del centro de la región.

Zona Oriental. En la que cabe el desarrollo de pequeños parques eólicos destinados al autoconsumo. Comprende el tercio oriental de la región no incorporado a la Zona de Exclusión.

Zona de Baja Capacidad de Acogida. En la que cabe el desarrollo de parques eólicos de pequeña envergadura. Comprende la periferia del área central.

Zona de Alta Capacidad de Acogida. En la que debe concentrarse la actividad. Comprende la mayor parte del tercio occidental de la región.

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DIRECTRICES SECTORIALES DE ORDENACIÓN DEL TERRITORIO … · Territorio para las Actividades Turísticas previstas en la Directriz 12ª de las DROT. Las presentes Directrices Sectoriales