Los molinos de viento modernos no son como los que molían harina en La Mancha. Son máquinas de decenas de metros de altura, con palas de fibra de vidrio que se mueven casi en silencio. Pero el principio es el mismo: el viento empuja las palas y las hace girar; ese giro se transmite a un generador eléctrico que produce corriente. La diferencia está en la ingeniería: un aerogenerador de 5 MW puede abastecer a 5.000 hogares, y su pala mide más que el ala de un Boeing 747. Te explico cómo funciona un aerogenerador, qué es el límite de Betz, los tipos de parques eólicos (terrestres y marinos) y por qué el viento es una fuente intermitente pero cada vez más barata.
El viento como fuente de energía cinética: de dónde viene y cómo se mide
El viento es aire en movimiento, y el aire tiene masa. La energía cinética de una masa de aire en movimiento es E = ½·m·v², donde v es la velocidad. La potencia disponible (energía por segundo) que barre un área A perpendicular al viento es P = ½·ρ·A·v³, donde ρ es la densidad del aire (unos 1,225 kg/m³ al nivel del mar). El factor v³ es crucial: si la velocidad del viento se duplica, la potencia disponible se multiplica por 8. Por eso los aerogeneradores se instalan en lugares con vientos fuertes y constantes (costeras, collados de montaña) y en torres altas (cada 10 metros de altura, la velocidad media puede aumentar un 10-15% por el gradiente del viento).
El viento se genera por el calentamiento desigual de la superficie terrestre por el Sol: las masas de aire caliente ascienden y el aire frío desciende, creando corrientes. También influye la rotación de la Tierra (efecto Coriolis). En España, las zonas con mejor recurso eólico son Galicia (por los vientos del Atlántico), Tarifa (estrecho de Gibraltar), el Valle del Ebro y las sierras de Andalucía. Los parques eólicos se ubican en lugares con velocidad media anual superior a 6-7 m/s (21-25 km/h) a 80 m de altura.
Para medir el viento se usan anemómetros (cazoletas o ultrasónicos) y veletas, instalados a la misma altura que el buje del aerogenerador. Con los datos de varios años se elabora una rosa de los vientos y se calcula la potencia anual esperada.
La densidad del aire y la altitud
La potencia eólica es proporcional a la densidad del aire. En lugares de alta montaña (por encima de 2000 m), la densidad puede ser un 20-30% menor, por lo que la misma velocidad de viento produce menos energía. Por eso los parques eólicos de gran altitud (como los Pirineos) necesitan palas más largas o vientos aún más fuertes para compensar. En cambio, en zonas costeras y frías (como el Mar del Norte) la densidad es mayor y se obtiene más potencia.
Partes de un aerogenerador de eje horizontal: rotor, multiplicadora, generador y torre
La mayoría de los aerogeneradores modernos son de eje horizontal (las palas giran en un plano perpendicular al viento) y de tres palas (por razones aerodinámicas y estructurales; dos palas tienen problemas de ruido y fatiga, una pala no tendría equilibrio). Las partes principales son:
Cómo se genera la electricidad: de las palas al generador síncrono o asíncrono
El proceso desde el viento hasta la red eléctrica implica varias conversiones:
La potencia eléctrica nominal de un aerogenerador depende de su tamaño. Los modelos terrestres más comunes: 2-3 MW (diámetro 100-120 m). En el mar (offshore), los nuevos modelos (Siemens Gamesa 14-236, Vestas V236-15MW) alcanzan 15 MW con diámetros de 236 m. Un aerogenerador de 5 MW produce al año entre 15 y 20 GWh en un buen emplazamiento, equivalente al consumo de unas 5.000 viviendas.
El límite de Betz: por qué un aerogenerador no puede capturar más del 59,3% de la energía del viento
Puede parecer que si pusiéramos un aerogenerador más grande o con más palas, podríamos absorber toda la energía del viento. Pero no es posible. El físico alemán Albert Betz demostró en 1919 que cualquier dispositivo que extraiga energía del viento (rotor, hélice, etc.) tiene un límite máximo de eficiencia del 59,3% (16/27 ≈ 0,593).
La razón: si el rotor extrajera toda la energía, el viento se detendría detrás de él, y entonces no llegaría nuevo viento (el aire no podría fluir). Hay que dejar que el viento salga con cierta velocidad residual. Betz calculó la relación óptima entre la velocidad del viento antes del rotor (v₁) y después (v₂) para maximizar la potencia extraída. El rendimiento máximo se alcanza cuando v₂ = v₁ / 3, y la potencia extraída es el 59,3% de la potencia incidente.
Los aerogeneradores modernos, con sus diseños aerodinámicos de tres palas y control de paso, alcanzan eficiencias del 45-50% en condiciones óptimas (su coeficiente de potencia Cp máximo ronda 0,48-0,52). La eficiencia real en campo, considerando la variabilidad del viento, es menor (Cp promedio ~0,3-0,4). Pero es un valor excelente comparado con los paneles solares (eficiencia 20%).
Curva de potencia y limitación por viento fuerte
La curva de potencia de un aerogenerador tiene tres regiones: por debajo de la velocidad de arranque (3-4 m/s) no produce nada; entre la velocidad de arranque y la nominal (12-14 m/s) la potencia sigue aproximadamente una ley cúbica; a partir de la velocidad nominal, el sistema de control (pitch) varía el ángulo de las palas para limitar la potencia a la nominal, evitando sobrecargas. A velocidades superiores a 25-30 m/s, el aerogenerador se detiene por seguridad (freno y orientación).
Sistemas de control: orientación (yaw) y cambio de paso de pala (pitch)
Un aerogenerador necesita mantenerse siempre orientado hacia el viento para maximizar la captura de energía. El sistema de orientación (yaw) utiliza un motor eléctrico (o varios) y engranajes para girar la góndola sobre la corona de yaw situada en lo alto de la torre. Una veleta mide la dirección del viento y el controlador ordena el giro hasta que el rotor quede perpendicular al flujo (error de yaw cero).
Además, cada pala puede rotar sobre su eje longitudinal mediante un sistema hidráulico o eléctrico de paso variable (pitch). Al variar el ángulo de ataque de la pala con respecto al viento, se regula la fuerza de sustentación y, por tanto, el par y la potencia. A bajas velocidades, se fija un ángulo pequeño (máxima captura); cerca de la potencia nominal, se aumenta el ángulo (se reduce la eficiencia) para limitar la potencia; en caso de vientos muy fuertes o emergencia, las palas se giran a 90° (posición de bandera), frenando aerodinámicamente antes de aplicar el freno mecánico.
Este sistema de pitch también reduce las cargas estructurales y permite que el aerogenerador funcione en un rango amplio de velocidades. Los aerogeneradores más antiguos tenían paso fijo (stall control) y usaban freno aerodinámico pasivo, pero eran menos eficientes.
Tipos de parques eólicos: terrestres (onshore) y marinos (offshore)
Parque eólico terrestre (onshore)
- Instalados en tierra firme, en zonas rurales, colinas o mesetas.
- Ventajas: más económicos de construir y mantener, fácil acceso para reparaciones.
- Inconvenientes: impacto visual y sonoro (aunque mínimo en aerogeneradores modernos), rechazo vecinal ocasional, menor velocidad media del viento que en mar.
- Potencia típica: entre 2 y 5 MW por aerogenerador. España tiene más de 28 GW instalados (2024), con una producción de ~60 TWh/año (~25% del mix eléctrico).
Parque eólico marino (offshore)
- Fundados en el lecho marino (monopilotes, jackets) o flotantes (para aguas >50 m).
- Ventajas: vientos más fuertes, constantes y menos turbulentos; factor de capacidad superior (40-50% vs 25-30% en tierra); se pueden usar aerogeneradores mucho más grandes (12-15 MW, 220 m de rotor).
- Inconvenientes: coste de instalación 2-3 veces mayor, mantenimiento más complejo (barcos especiales, helicópteros), necesidad de cables submarinos.
- Europa es líder, especialmente el Mar del Norte (Hornsea en Reino Unido, 1,2 GW). España aún tiene poco desarrollo offshore por la profundidad del litoral, pero se están probando prototipos flotantes (DemoSATH en Cantabria).
En ambos tipos, los aerogeneradores se organizan en matrices para minimizar las pérdidas por estela (wake): el viento que pasa por un aerogenerador sale con menor velocidad y más turbulento, afectando a los situados detrás. Por eso se separan entre 5 y 10 diámetros de rotor en la dirección del viento dominante y 3-5 diámetros en la perpendicular. El diseño óptimo del parque mediante modelos computacionales aumenta la producción global.
Integración en la red eléctrica: variabilidad y predictibilidad
La energía eólica es variable: depende de la velocidad del viento, que cambia día a día y estacionalmente. No podemos aumentar la producción a voluntad como con una central térmica. Pero los sistemas eléctricos modernos integran grandes cantidades de eólica (España alcanza picos del 35-50% de la demanda) mediante:
- Predicción meteorológica: Modelos numéricos (HARMONIE, ECMWF) predicen la producción eólica con una antelación de 48-72 horas, con errores del 5-10% para el día siguiente.
- Plantas de generación flexible: Centrales de gas de ciclo combinado, hidroeléctricas de bombeo y, cada vez más, baterías estacionarias compensan las fluctuaciones.
- Mercado eléctrico: La eólica tiene prioridad de despacho (cuando hay viento, se inyecta antes que los combustibles fósiles porque su coste marginal es casi cero).
- Requisitos de hueco de tensión (grid codes): Los nuevos aerogeneradores deben poder permanecer conectados incluso durante caídas de tensión de la red (low voltage ride through), inyectando potencia reactiva para ayudar a restablecer la red.
La variabilidad no es un problema insuperable; múltiples estudios muestran que se puede llegar al 50-80% de eólica en la red con un sistema eléctrico interconectado y algo de almacenamiento. Dinamarca ya supera el 50% de eólica en su mix anual gracias a las interconexiones con Noruega (hidroeléctrica) y Alemania.
El coste de la energía eólica ha caído drásticamente
En las últimas subastas de renovables en España (2022-2024), el precio medio de la eólica terrestre fue de 22-28 €/MWh, muy por debajo del gas (80-120 €/MWh) y del carbón (50-70 €/MWh). La eólica marina se mantiene algo más cara (40-60 €/MWh) pero sigue siendo competitiva. Además, el coste nivelado de la energía (LCOE) seguirá bajando por la mejora de los factores de capacidad y la reducción de costes de fabricación.