Transporte de palas: el dolor de cabeza no es logístico, es el papeleo

El sector se queja de la demora en la tramitación del permiso de tráfico

Carreteras asegura que resuelve todos los expedientes en plazo

Blade Lifter
Transporte de aspas de Siemens Gamesa a un parque en Asturias utilizando el sistema Blade Lifter.

Ni el tamaño de los componentes, cada vez más grandes y pesados, ni las limitaciones de gálibo, las excesivas pendientes o los reducidos radios de giro de las carreteras. La mayor dificultad que se están encontrando los promotores de parques eólicos para llevar los aerogeneradores hasta los emplazamientos es la burocracia española.

Por su dimensión y peso, el transporte de las palas, góndolas y torres requiere de un permiso de circulación emitido por la Dirección General de Tráfico (DGT) previo informe vinculante del titular de la vía, que normalmente es la Dirección General de Carreteras (DGC). Un trámite “rutinario y sencillo” que, según la Asociación Empresarial Eólica (AEE), está tardando entre tres y cuatro meses, “lo que puede conllevar retrasos en la construcción y el riesgo de que se agoten los plazos de conexión a la red”.

Carlos Arenal, ingeniero de proyecto del departamento técnico de la AEE, explica que la DGC impone a los transportistas requerimientos “desproporcionados y que exceden sus competencias, hasta tal extremo que en muchas ocasiones resultan imposibles de cumplir”.

Precisa que se exige, por ejemplo, la demostración de que la carga no puede ser trasladada por ferrocarril, lo que, en su opinión, resulta obvio, pues en las vías nacionales es fácil encontrar curvas cerradas que imposibilitan el transporte de componentes tan grandes, “además de que en muchos casos ni siquiera sería posible introducirlos en las estaciones”.

El aumento del tamaño de las turbinas ha complicado los traslados

Ignacio Mora, responsable de transporte de Vestas Mediterránea, corrobora que “desafortunadamente, hay una burocracia excesiva que alarga los tiempos de los proyectos y encarece su presupuesto”. En España, asegura, siempre han obtenido la máxima colaboración de la DGT y de la Guardia Civil, pero cuando necesitan realizar algún tipo de modificación de las carreteras para facilitar el paso de la carga, mover o cambiar mobiliario (señales, semáforos, etc.), requieren el permiso del titular de la vía. “Y ello exige de ciertos estudios, tediosas consultas y procesos burocráticos sin fecha fija de cierre que encarecen los costes y no benefician a nadie”, afirma.

La lentitud administrativa, advierte la AEE, pone en riesgo la conexión de los parques a la red eléctrica porque el decreto que regula este procedimiento establece que los promotores tienen un máximo de cinco años para obtener la autorización definitiva de explotación, un plazo que empieza a correr cuando reciben el permiso de acceso y conexión.

La AEE sostiene que la demora en la obtención de la licencia de circulación puede conllevar retrasos en la construcción de los parques y que no estén listos para enchufarse a la red dentro de ese plazo. Al final, el cuello de botella administrativo, que la industria achaca a la falta de personal dedicado a tramitar las solicitudes –hay un solo funcionario para firmar los informes y, en agosto, cuando se va de vacaciones, nadie lo reemplaza, aseguran–, “está impactando severamente en el ritmo logístico que el sector necesita para que España cumpla con los objetivos del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC)”, avisa la AEE.

Vestas offshore
Un buque transporta palas de Vestas a una plataforma eólica marina.

El PNIEC fija como meta una reducción del 23% de las emisiones contaminantes en 2030 con respecto a 1999, lo que implica duplicar la potencia eólica instalada actualmente (28.139 MW). A juicio de los responsables de la asociación, el papeleo se agilizaría si la DGC se limitara a verificar que la carretera está técnicamente preparada para hacer viable y seguro el transporte de las palas, que no va a sufrir deterioro durante la maniobra y que esta no va poner en peligro la seguridad de los usuarios de la infraestructura.

La respuesta de Transportes

Desde el Ministerio de Transportes aseguran que la DGC resuelve todos los expedientes dentro del plazo legal, que es de tres meses, y que actualmente, no hay ningún informe pendiente que haya agotado este plazo. Precisan que el plazo medio para la emisión de los informes, desde que se presenta la solicitud, salvo los expedientes muy complejos, está entre uno y dos meses, en función de la época del año y de la demanda de los transportistas.

En los casos en los que se ha sobrepasado este tiempo, explican que el retraso no puede imputarse a inactividad por parte de la Administración, si no a que la documentación presentada era incorrecta o insuficiente, por lo que se ha requerido un periodo de subsanación y el interesado ha tardado en levantar las observaciones.

En lo que va de año, la DGC ha emitido 5.730 informes, de los cuales 1.996 son eólicos, el 35%. “Debe tenerse en cuenta que la autorización de transportes especiales que emite la DGT permite la circulación por el periodo de un año, y que dichas autorizaciones en la mayoría de las ocasiones no son para un uso puntual, sino que suelen dar lugar a un volumen importante de viajes, en el itinerario autorizado, durante el año de vigencia de la autorización”, puntualizan.

Un proyecto en sí mismo

Salvado el obstáculo administrativo, llevar un aerogenerador de la fábrica al terreno elegido sigue siendo una operación logística bastante delicada que en los últimos años se ha complicado aún más por la demanda de máquinas más altas y potentes para generar más electricidad.

En la última década, el diámetro medio de los rotores ha pasado de los 90 metros a los 172 metros, casi el doble, indican en Vestas. En cuanto a la potencia, desde Siemens Gamesa apuntan que lo normal hoy en día son turbinas terrestres de más de 4 MW e incluso de más de 5 y 6 MW en algunos proyectos. En offshore, donde la altura no es un problema, se están instalando aparatos de 13-15 MW y se espera que en los próximos años se alcancen los 20 MW, informan en AEE.

Así que mover estos mastodontes por carreteras de montaña sinuosas y con pendientes muy pronunciadas “requiere una atención especial y, en ocasiones, puede llegar a convertirse en un proyecto complementario”, confirman fuentes de Iberdrola. La adversidad es mayor cuando la ruta exige atravesar cruces con líneas de media tensión, núcleos de población con calles estrechas, zonas boscosas o puentes antiguos que requieren de alguna intervención o, incluso, la construcción de un desvío para evitarlos.

La aparición de un sistema hidráulico está facilitando el paso por pueblos y curvas cerradas

La aparición en 2019 de Blade Lifter, un elevador hidráulico que permite transportar las palas en posición inclinada sobre un tráiler de 10 ejes ha aliviado el problema. El sistema puede levantar las aspas hasta unos 65 grados e incluso girarlas para evitar el efecto vela del viento. Iberdrola ha utilizado este método para llevar palas de 70 metros de alto a parques en una zona montañosa de Grecia.

Eneko Sanz, director general de Nabrawind, señala que este avance ha retrasado el desarrollo de componentes modulares, que se puedan transportar por partes y armar en el destino, aunque la tendencia va en esa dirección. Ya en 2017, General Electric lanzó una turbina de 5,3 MW con aspas articuladas, mientras que Vestas presentó en abril de este año un modelo de 7 MW con una góndola que se puede llevar al terreno dividida en tres módulos.

El coste de instalación, mayor en eólica marina que en terrestre

Eólica Mantenimiento

El peso de la logística en los costes de un proyecto eólico varía dependiendo de dónde se instale la infraestructura, si en tierra o mar adentro. Un informe del Laboratorio Nacional de Energía Renovable –un centro de investigación patrocinado por el Departamento de Energía de Estados Unidos– “hace una buena aproximación” al desglose de gastos de cada tipología, comenta Eneko Sanz, de Nabrawind.

El reporte muestra que en eólica terrestre la fabricación de todos los componentes representa el 70% del coste total, mientras que el de la instalación ronda el 30%. En offshore, el estudio diferencia entre fija y flotante. Así, cuando la turbina está cimentada en el fondo marino, la manufactura supone únicamente el 35%. El resto son gastos asociados a la financiación y, principalmente, al transporte y la instalación.

En las plataformas flotantes, “por tratarse de una tecnología menos madura, los costes de instalación todavía son mayores”, explica Sanz. De ahí que solo el 25% del presupuesto se vaya en la fabricación de los equipos y la base se lleve el 37% del capital. “No obstante, es de esperar que conforme se vayan optimizando estas nuevas tecnologías y reduciendo el precio mínimo al que se necesita vender la energía para garantizar la rentabilidad del parque, el propio aerogenerador recobre importancia”, sostiene.

Ignacio Mora, de Vestas, señala que el despliegue masivo y global de la eólica marina requerirá tener más fábricas cerca de las zonas más activas, para evitar largos desplazamientos en barcos de gran calado que prevén también serán un elemento escaso, por lo que “se necesita cerrar acuerdos con sus fabricantes lo antes posible”.

Sven Seifert, director de logística de Siemens Gamesa, coincide en que la eólica marina requiere de elevadas inversiones en buques, además de infraestructuras portuarias, almacenes y espacios de premontaje. Por eso, el grupo tiene fábricas de aspas y góndolas offshore en puertos como el de Le Havre, en Francia.

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