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Introducción
En los últimos años, la energía eólica ha experimentado un crecimiento sin precedentes a escala mundial. En 2023, se instalaron 117 gigavatios (GW) de nueva capacidad, lo que representa un incremento del 50% con respecto al año anterior y eleva la capacidad total instalada a más de 1000 GW (Global Wind Energy Council, 2024). Este avance posiciona a la energía eólica como una de las principales fuentes de generación eléctrica renovable, aportando aproximadamente el 7,8 % de la generación eléctrica global durante ese mismo año.
La Agencia Internacional de Energías Renovables (International Renewable Energy Agency, 2024) ha señalado que, para cumplir con los objetivos climáticos globales, será necesario triplicar la capacidad instalada de energías renovables al año 2030, siendo la energía eólica uno de los pilares fundamentales de esta transición.
Este desarrollo sostenido se atribuye, en parte, al potencial de la energía eólica para contribuir de manera significativa a la mitigación del cambio climático, en particular mediante la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, conforme a los compromisos establecidos en el Acuerdo de París (Naciones Unidas, 2015). Además, la energía eólica fortalece la seguridad energética al diversificar la matriz eléctrica y disminuir el uso de energía fósil (Global Wind Energy Council, 2024).
El sector eólico también ha consolidado su papel como generador de empleo. En 2023, aproximadamente 1,5 millones de personas trabajaban en actividades relacionadas con la energía eólica a escala global, tanto en proyectos terrestres como marinos, impulsados por políticas industriales que fortalecen las cadenas de suministro locales (International Renewable Energy Agency & International Labour Organization, 2024).
Más allá de sus beneficios económicos, la energía eólica tiene un impacto ambiental positivo. En Europa, por ejemplo, las emisiones netas de gases de efecto invernadero disminuyeron un 8% entre 2022 y 2023, acumulando una reducción del 37% con respecto a los niveles de 1990, gracias en gran parte a la sustitución del carbón por energías renovables, incluida la eólica (European Environment Agency, 2024). Estos avances reflejan el papel clave de esta tecnología en la mejora de la calidad ambiental y en el cumplimiento de metas climáticas regionales y globales.
Costa Rica ha mantenido un liderazgo regional en la generación eléctrica a partir de fuentes renovables. En 2023, el 94,91% de la electricidad del país fue producida mediante fuentes limpias, siendo la energía eólica una de las principales contribuyentes al sistema eléctrico nacional. La capacidad instalada de generación eólica alcanzó los 393 megavatios (MW), concentrados en zonas con alto potencial de viento como Guanacaste y la Región Norte (Instituto Costarricense de Electricidad, 2024).
El potencial de la energía eólica destinada al autoconsumo en Costa Rica mediante microturbinas (menores a 5,5 kW) es considerable, dado el régimen de vientos relativamente constantes en ciertas regiones y la existencia de áreas aptas para su instalación, en especial en Guanacaste y el Valle Central. Estudios recientes han caracterizado de modo favorable el recurso eólico en zonas como Cartago, con lo cual se demuestra su viabilidad para generación distribuida a pequeña escala (Murillo-Zumbado et al., 2021).
Costa Rica se ha distinguido por su enfoque proactivo y su firme compromiso con la sostenibilidad ambiental. El país cuenta con diversas políticas y regulaciones para fomentar el uso de energías renovables, por ejemplo, incentivos fiscales, subvenciones y marcos regulatorios que facilitan la inversión en tecnologías limpias (Ministerio de Ambiente y Energía, 2019). Asimismo, el país ha establecido objetivos ambiciosos para lograr la eliminación total de emisiones de carbono de su economía para 2100, confirmando su papel destacado en la batalla contra el cambio climático (Rona, 2019).
El compromiso de Costa Rica con las energías renovables se refleja, tanto en su política nacional, como en su contribución en convenciones internacionales relacionadas con el cambio climático y sostenibilidad (Ministerio de Ambiente y Energía, 2024).
A diferencia de estudios previos que se limitan a evaluar la factibilidad de instalación de microturbinas en emplazamientos individuales, el presente trabajo adopta un enfoque integrador, al analizar una diversidad de condiciones geográficas, técnicas y normativas representativas de distintas regiones del país. Este enfoque permite generalizar hallazgos y brindar insumos relevantes para la toma de decisiones estratégicas en materia de generación distribuida y planificación energética.
Marco teórico
Regulación nacional
En Costa Rica, cualquier construcción debe cumplir con la normativa establecida por el ordenamiento jurídico nacional, incluida la instalación de estructuras como torres y mástiles. La Ley 833 (Gobierno de Costa Rica, 1949) otorga a los gobiernos locales (municipalidades) la responsabilidad de garantizar condiciones de seguridad y salubridad en obras públicas y privadas. El Gobierno de Costa Rica (1968) regula el desarrollo urbano mediante la Ley de Planificación Urbana, que establece que la Dirección General de Aviación Civil (DGAC) determina la altura máxima de estructuras para telecomunicaciones y sus medidas de seguridad. Además, las torres y postes pueden instalarse en propiedades públicas o privadas, para ello debe contar con el permiso de construcción otorgado por la municipalidad.
En adición, la Ley N.º 10086 (Gobierno de Costa Rica, 2022), promulgada en 2022, establece que las instalaciones de generación distribuida para autoconsumo basadas en fuentes renovables no requerirán permiso o autorización municipal ni viabilidad ambiental ante la Secretaría Técnica Nacional Ambiental (SETENA) cuando se trate de potencias menores a 500 kVA y cuando la estructura existente que soporta la instalación del sistema cuente con la licencia de viabilidad ambiental correspondiente. Esto implica que, si una estructura ya posee una licencia de viabilidad ambiental otorgada por SETENA, las instalaciones de generación distribuida que se ubiquen en dicha estructura están exentas de obtener una nueva viabilidad ambiental. Sin embargo, es importante destacar que, independientemente de estas exenciones, se requiere la autorización de la empresa distribuidora para la instalación de sistemas de generación distribuida.
Altura de instalación
La velocidad del viento tiende a incrementarse con la altura, por lo que elevar la turbina puede mejorar de manera significativa su rendimiento. Además, una mayor altura ayuda a evitar turbulencias causadas por obstáculos como edificaciones, árboles o accidentes geográficos.
Aunque no se encontró una normativa equivalente en el contexto costarricense, se recomienda, según lineamientos técnicos internacionales, que la parte inferior del rotor de la turbina se ubique al menos a 9 metros por encima de cualquier obstáculo presente dentro de un radio de 90 metros de la torre (Departamento de Energía de Estados Unidos, 2007). Este lineamiento establece que una torre más alta puede aumentar de modo significativo la producción energética; por ejemplo, elevar la turbina de 18,2 a 30,4 metros puede incrementar los costos en un 10 %, pero permitir un aumento de hasta un 25 % en la generación de energía. Esta relación entre altura y rendimiento tampoco ha sido desarrollada en los marcos normativos nacionales, por lo que se recomienda considerar guías técnicas reconocidas en el ámbito internacional en ausencia de disposiciones locales específicas.
Tomar en cuenta que existen en esencia dos tipos de torres para turbinas eólicas: las atirantadas y las abatibles. Las torres atirantadas son más comunes en aplicaciones residenciales debido a su bajo costo, están compuestas por secciones estructurales o tubulares y requieren cables de soporte con un radio que equivale a la mitad o hasta tres cuartos de la altura de la torre, lo que implica la necesidad de contar con suficiente espacio para su instalación. Las torres abatibles, aunque más caras, ofrecen facilidad de mantenimiento para microturbinas ligeras y pueden bajarse en caso de condiciones climáticas severas, como huracanes.
Principales costos de instalación y mantenimiento
En cuanto a los costos de la instalación de sistemas de generación de energía eólica resalta la inversión inicial, la cual es, por lo general, mucho más alta; según datos del National Renewable Energy Laboratory (2024a), el costo promedio ponderado de proyectos de pequeñas turbinas eólicas en Estados Unidos fue de cerca de 7850 USD por kW instalado en 2022. Este valor varía según el tamaño, el sitio y las condiciones del proyecto (National Renewable Energy Laboratory, 2024b). Se estima que el precio de la estructura o torre de la turbina eólica es de alrededor de un 20% del costo total de la turbina (Veliz, 2014).
Aun así, pueden resultar costos competitivos en comparación con fuentes de energía convencionales si se consideran factores como la vida útil del sistema y la reducción de costos evitados con la compañía eléctrica.
La inversión en operación y mantenimiento es fundamental para garantizar el desempeño continuo y la longevidad de las microturbinas eólicas. De acuerdo con el United States Department of Energy (2024), los costos anuales asociados a proyectos de energía eólica distribuida se estiman en cerca de 35 USD por kW instalado. Esta cifra contempla actividades como el mantenimiento preventivo, inspecciones periódicas y la sustitución de componentes clave, todos ellos necesarios para preservar la eficiencia del sistema a lo largo del tiempo. En particular, las baterías utilizadas para el almacenamiento de energía en sistemas híbridos tienen una vida útil promedio de entre tres y cinco años, dependiendo de factores como la calidad del equipo, las condiciones de operación y el mantenimiento adecuado.
Para las microturbinas eólicas de eje horizontal, que son el interés de este documento, se recomienda realizar inspecciones visuales y mantenimientos periódicos para garantizar y prolongar la vida útil de la torre, en particular los rodamientos y equipos móviles. De acuerdo con la ANSI/TIA (1996), las torres atirantadas deben ser inspeccionadas cada tres años y las abatibles cada cinco años. Estas inspecciones deben ser realizadas por personal autorizado y con experiencia en el ascenso de torres y en los procedimientos de ajuste. De igual manera, se recomienda controlar la corrosión de anclajes para los tirantes que tienen contacto con el suelo, y durante la construcción inicial como en las revisiones periódicas se debe verificar el estado de las torres.
Factor de Planta
Un indicador ampliamente para evaluar el rendimiento de una turbina eólica es el factor de planta, este representa la relación de la producción real de energía de la turbina durante un período de tiempo y su producción teórica (nominal) (Pfaffel et al., 2017), es decir, lo que produciría trabajando a tiempo completo y a velocidad nominal de viento. El factor de planta se calcula con la potencia promedio de salida que se divide por la potencia nominal de la turbina eólica, tal como se describe en la Ecuación (1) (Pfaffel et al., 2017). La potencia promedio de salida debe calcularse teniendo en cuenta todos los estados operativos y el factor de planta depende en gran medida de las condiciones de viento disponibles, además de otros factores de operación que incluyen la eficiencia de la turbina.
(1)
Donde,
FP = Factor de planta
P prom = Potencia promedio de salida de la turbina eólica
P nom = Potencia nominal de la turbina eólica
Metodología
Se evaluó el desempeño de diversas microturbinas eólicas comerciales de eje horizontal mediante simulaciones basadas en datos experimentales de velocidad del viento recopilados en múltiples regiones del país (véase figura 1). A partir de estas mediciones, se aplicaron modelos de extrapolación vertical para estimar la velocidad del viento a diferentes alturas de instalación.
Fuente: extraído de Matarrita-Chaves et al. (2022)
Figura 1 Ubicación de las estaciones meteorológicas en Costa Rica.
El análisis consideró las condiciones eólicas del sitio, las disposiciones normativas vigentes, la altura de la torre, los costos de adquisición, instalación y mantenimiento, así como la producción anual estimada de energía y el ahorro económico proyectado. Con base en estos parámetros, se identificaron las configuraciones bajo las cuales la instalación de microturbinas resulta técnica y económicamente viable en el contexto costarricense.
Altura máxima de instalación
Para comenzar el análisis del rendimiento de microaerogeneradores comerciales en relación con la altura de instalación sobre el nivel del suelo, se estableció de inicio la altura máxima de instalación permitida por las autoridades reguladoras. Esta altura, denominada altura teórica, se determinó con la revisión de reglamentos y directrices de la legislación nacional de Costa Rica, y con consultas directas a las municipalidades locales.
La Ley 833 (Gobierno de Costa Rica, 1949) no establece una altura máxima general, pero excluye de restricciones a ciertas estructuras (art. 27) y limita la altura en zonas cercanas a aeródromos según un criterio proporcional mantenido por el Instituto Nacional de Vivienda y Urbanismo (art. 28).
Asimismo, en el 2023 se verificó la normativa local sobre uso del suelo mediante consulta directa a las municipalidades vinculadas a las 36 estaciones meteorológicas analizadas (Matarrita-Chaves et al., 2022).
El proceso evidenció que algunas localidades poseen planes reguladores propios, mientras que otras aplican el plan nacional del Instituto Nacional de Vivienda y Urbanismo.
De la consulta a las municipalidades se determinó que, fuera de zonas de aproximación aeroportuaria, la altura máxima constructiva es por lo general de 30 m, y de solo 10 m en áreas dentro del cono de aproximación (30°). Sin embargo, la regulación sobre altura, señalización y pintura de torres y postes corresponde en exclusiva a la Dirección General de Aviación Civil (DGAC). Según esta entidad, es obligatorio en proximidades de aeródromos un estudio aeronáutico para determinar la altura permitida.
En el marco de este estudio, las estaciones del Valle Central que se encuentran en el espacio aéreo son el aeropuerto Juan Santamaría, Recope La Garita y Santa Bárbara (ver figura 2).
Fuente: propia de la investigación. 2024.
Figura 2 Estaciones del Valle Central, fondo mapa sin escala.
Las estaciones de la vertiente del Caribe que se encuentran dentro del espacio aéreo son los Chiles, aeropuerto de Limón y Sixaola, y las de la vertiente del Pacífico con dicha restricción son Hacienda Mojica, aeropuerto de Liberia, Río Claro y Pindeco (Pinneaple Development Corporation).
Por lo tanto, cualquier instalación en estas localidades debe gestionar de previo un estudio aeronáutico ante la Dirección General de Aviación Civil (DGAC).
También se consultó información de la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, la cual publicó en 2022 la Guía para trámite de Generación Distribuida. No obstante, esta guía no contempla recomendaciones ni restricciones específicas sobre la altura de instalación.
Factores ambientales, logísticos y sociales no fueron abordados, dado que el estudio se enfoca en el análisis
técnico, económico y normativo. Se reconoce que futuras investigaciones podrían incorporar aspectos socioambientales como percepción comunitaria, impactos visuales y evaluación ambiental integral.
Histogramas a distintas alturas
El principal insumo para desarrollar el estudio fueron los datos utilizados por Matarrita-Chaves et al. (2022), provenientes de las 36 estaciones meteorológicas mostradas en la figura 1. En cada estación se midió el viento a 10 m sobre el nivel del suelo, para ello se utilizaron equipos Campbell Scientific y Davis Instruments, con un rango de medición de 0 a 89 m/s y un error de + 1 m/s o + 5 %, el mayor de estos valores. A partir de estos datos fue posible hacer proyecciones del recurso eólico a distintas alturas.
Para la proyección, se utilizó el modelo dinámico de la velocidad del viento desarrollado por Richmond et al. (2022), el cual reemplaza el valor clásico de la longitud de rugosidad con una expresión dinámica dependiente de la velocidad del viento. Esta metodología permite calcular la velocidad del viento en función de la altura a partir de mediciones cercanas al suelo, facilitando así la estimación del recurso eólico a diferentes alturas sin necesidad de instalar equipos adicionales. Richmond et al. (2022) concluyeron que el modelo es aplicable durante todas las estaciones del año y bajo escenarios diurnos y nocturnos.
Utilizando las mediciones de velocidad del viento a 10 m, se realizaron proyecciones a alturas de 15, 20, 25 y 30 metros, para cada una de las estaciones meteorológicas. Para este análisis se utilizó Matlab, generando histogramas que describen la frecuencia de ocurrencia de las distintas velocidades del viento a las cuatro alturas proyectadas.
Cada histograma se analizó la forma de cada uno con el objetivo de seleccionar aquellos que presenten un comportamiento similar a una distribución de Weibull. Con esto se descartó los que tienen grandes periodos de calma y altas frecuencias para velocidades de viento menores a 3 m/s, debido a que las turbinas eólicas no entran en operación a velocidades de viento tan bajas. Con este criterio, al fin se reduce a 18 el número de localidades del estudio, las cuales serán analizadas con las gráficas de rendimiento de las turbinas seleccionadas, para calcular la energía anual que se generaría en dichas regiones y en instalaciones a las cuatro distintas alturas proyectadas.
La variabilidad en los histogramas de velocidad del viento sugiere que el desempeño de cada turbina puede variar de manera significativa dependiendo de la localización.
Selección de turbinas
En el presente estudio, se consideraron tres turbinas eólicas, cada una con características de curva de potencia distintas por lo que no es posible determinar una turbina como “superior” en términos absolutos, ya que cada una se adapta de manera diferente al recurso eólico disponible en cada ubicación específica. El objetivo central de este análisis fue comparar el rendimiento las tres turbinas en diferentes puntos para identificar cuál ofrece el mejor rendimiento energético anual (AEP, por sus siglas en inglés) en cada caso particular.
representativa de seis modelos, utilizados principalmente en investigaciones técnicas relacionadas con el desempeño de microturbinas eólicas.
También se llevó a cabo una exploración de mercado orientada a identificar modelos comerciales disponibles, considerando solo aquellos que contaran con especificaciones técnicas completas y curvas de potencia publicadas por los fabricantes. Esta estrategia permitió integrar criterios técnicos y disponibilidad comercial en la selección final.
De todas las turbinas encontradas, se recopilaron datos de su nombre, fabricante, potencia nominal, curva de potencia, diámetro, velocidad de arranque (cut in speed), y de brindarse el dato, potencia generada a 4, 5 y 6 m/s. Es importante recalcar que la búsqueda no distinguió si la turbina fue de eje horizontal o vertical, y tampoco se dio una selección dependiendo del voltaje de salida del generador ni otro tipo de variables eléctricas.
Para seleccionar entre todas las opciones solo tres turbinas, se usó como criterio la curva de densidad de potencia de las ubicaciones disponibles en este estudio, de la siguiente manera: para cada localidad se tomó el histograma y se construyó la curva de densidad de potencia por unidad de área, luego para cada turbina se contaron las ubicaciones en las que la potencia entregada era mayor que el resto para el valor de velocidad del viento donde ocurre la máxima densidad de potencia. Las tres turbinas con la suma mayor se muestran en la tabla 1.
Tabla 1 Turbinas seleccionadas para el estudio. 2024.
| Denominación | Turbina | Potencia nominal |
|---|---|---|
| 9-SWT3-3000 | SWT-3kw wind turbine | 3kW |
| 15-evance-5000 | Evancewind R9000 5kW Wind Turbine | 5 kW |
| 31-fd4-3000 | Fd4.0.-3000 | 3 kW |
Nota: Fuente propia de la investigación. 2024.
El costo de adquisición de referencia es de 3 000 USD (dólares de Estados Unidos) para cualquiera de los tres equipos.
Producción de energía
Para cada estación meteorológica se estimó la producción energética anual, calculando la distribución de frecuencias de la velocidad del viento y considerando la potencia generada por la turbina con base en su curva de operación. Haciendo uso de la curva de potencia de cada turbina eólica, se determinó la potencia entregada en función de la velocidad del viento. El análisis se realizó mediante un código computacional desarrollado en Matlab, en el cual se tomó cada una de las mediciones experimentales, se proyectó su valor según la altura y se calculó la potencia que entregaría la turbina en cada caso. Cada valor de potencia se multiplicó por el tiempo entre mediciones para el cálculo de energía (Matarrita-Chaves et al., 2022). Considerando que se analizaron tres turbinas a cuatro alturas en 18 sitios, se obtuvieron 216 resultados de producción anual de energía (AEP).
Análisis de los parámetros operativos y económicos de la instalación
Para definir los parámetros operativos y económicos de la instalación, se contactó a proveedores de los equipos para obtener información que permitiera determinar el costo de instalación, así como el costo anual estándar de mantenimiento aplicable a cualquier ubicación. Para determinar el costo estándar de instalación se obtuvieron cotizaciones de turbinas seleccionadas con los proveedores y se determinó el costo promedio de 3000 USD; por otra parte, el mantenimiento estimado para un sistema similar al estudiado es del 20% del costo de instalación (considerando el total de su vida útil, estimada en 10 años).
Rentabilidad de instalación de turbinas eólicas comerciales en Costa Rica
Para evaluar la rentabilidad de instalar microturbinas eólicas en Costa Rica, se estimaron los ahorros económicos esperados en función de la producción anual proyectada de energía y los costos de previo identificados. Se calculó el ahorro esperado para cada estación meteorológica utilizando el promedio de las tarifas residenciales actuales de las distintas compañías eléctricas del país, convirtiendo a USD las tarifas por bloques de consumo de hasta 200 kWh mensuales, con lo cual se empleó un tipo de cambio de 520,81 colones por USD según el Banco Central de Costa Rica del 15 de febrero, 2024, resultando en un valor de 0,143 USD por kWh para los cálculos.
También se calculó el factor de planta para cada una de las 18 ubicaciones del estudio, aplicando la ecuación número 1 con los datos obtenidos de potencia promedio esperada en cada ubicación y la potencia nominal de la turbina seleccionada.
Al fin, considerando la producción esperada, el factor de planta y los costos obtenidos para la instalación y el mantenimiento, se llevó a cabo un análisis económico para determinar la rentabilidad de instalar microturbinas comerciales a diferentes alturas. Este análisis utilizó una tasa de descuento del 10% para calcular la tasa interna de retorno (TIR) y el valor actual neto (VAN) esperados en un período de 10 años.
Análisis y resultados
Se logró determinar que para proyectos con potencias menores a 500 kVA y que no se ubiquen dentro de un área de influencia de cualquier aeropuerto o campo de aterrizaje, la altura máxima de instalación prácticamente depende del diseño estructural del profesional responsable, el equipo investigador decidió utilizar como referencia la altura máxima de 30 m (que se desprende de la consulta realizada a las municipalidades) y alturas intermedias de 15, 20 y 25 m.
Los histogramas generados, que relacionan los valores medidos a 10 m de altura para cada una de las estaciones meteorológicas del estudio y las cuatro alturas seleccionadas, demuestran el comportamiento de la velocidad del viento en función de la altura. A manera de ejemplo, en la gráfica 1 se presentan los resultados para la ubicación del Volcán Irazú.
Tabla 2 Alturas Máximas según fuente consultada.
| Fuente Consultada | Altura Máxima |
|---|---|
| Ley 833 | Solo indica 1/10 de la distancia que separa la instalación de los límites de campo de aviación cuando se encuentre en las cercanías. Otras ubicaciones dependen de la municipalidad local. |
| Municipalidades | 30m |
| Dirección General de Aviación Civil | 10 m o 1/10 de la distancia que separa la instalación de los límites de campo de aviación cuando se encuentre en las cercanías. |
| Compañía Nacional de Fuerza y Luz | No indica |
Nota: Fuente propia de la investigación. 2024.
En la proyección de la velocidad del viento mostrado en la gráfica 1 se puede observar cómo a mayor altura aumenta la frecuencia de mayores velocidades de viento, factor determinante en la producción de energía. La influencia de este resultado es en particular significativa dado que la generación de potencia es proporcional al cubo de la velocidad del viento, lo que resalta su importancia en la estimación de la producción energética.
Nota: Fuente propia de la investigación. 2024.
Gráfica 1 Histograma de la magnitud de la velocidad del viento para distintas alturas para la estación Laguna Fraijanes.
También que las frecuencias más altas corresponden a las velocidades entre 3 y los 10 m/s, lo cual es coincidente con la velocidad mínima para generación de energía de las turbinas eólicas incluidas en este estudio, este comportamiento es similar en las otras 17 ubicaciones modeladas. En Richmond (2023) se muestran los 144 histogramas, correspondientes a las 36 ubicaciones originales, proyectadas a las 4 alturas de interés.
En la tabla 3 se presentan los resultados obtenidos de la mejor combinación de turbina y ubicación, destacando que ninguna de ellas es universalmente superior en todas las condiciones de velocidad del viento. Los mejores resultados de AEP se presentan a los 30 m de altura, resultado que era esperable dado que, en general, a mayor altura mayor velocidad del viento.
Tabla 3 Turbinas seleccionadas para el estudio.
| Turbina | Ubicación |
| Fd4.0.-3000 | Fraijanes, La Garita, ITCR, Tierra Blanca, Aranjuez, Ciudad Quesada, Los Chiles, Brasilia, Pinilla, La Cruz, Santa Cruz, La Lucha |
| SWT-3kW Wind Turbine | Ochomogo, Cot, Mojica |
| Evancewind R9000 5kW | Alajuela, Volcán Irazú, Liberia Aeropuerto |
Nota: Fuente propia de la investigación. 2024.
A partir de los resultados obtenidos y la selección de las 18 ubicaciones que mostraron comportamiento similar a la distribución de Weibull, y el uso de la curva de potencia de cada turbina eólica, se obtuvo la energía producida en un año (AEP), de acuerdo con la magnitud de la velocidad del viento para cada altura estudiada, según se muestra en la gráfica 2.
Nota: Fuente propia de la investigación. 2024.
Gráfica 2 Mejores turbinas para cada localidad según cálculo de potencia a entregar. 2023.
En general, la zona donde se obtuvieron mayores valores de AEP estimados fue el Volcán Irazú, donde se calculó un AEP mínimo de 14 130 kWh/año con la turbina Evancewind R9000 5 kW a 15 m de altura, y el AEP máximo calculado de 22 534 kWh/año, obtenidos con la misma turbina a 30 m de altura.
En relación con el factor de planta, para cada una de las 18 ubicaciones seleccionadas se obtuvieron valores que varían entre el 16% y 58% con un promedio de 36%. En la gráfica 3 se puede observar el factor de planta calculado para cada ubicación y turbina seleccionada.
Nota: Fuente propia de la investigación. 2024.
Gráfica 3 Factor de planta para distintas ubicaciones con la correspondiente turbina.
Es reconocido en amplitud que existe una variabilidad significativa en el factor de planta dependiendo de la ubicación específica (Jiménez, 2011); no obstante, los resultados alcanzados son comparables a los obtenidos con anterioridad por Al-Hadhrami (2014), quien realizó una evaluación del desempeño de microturbinas eólicas para aplicaciones aisladas en Arabia Saudita, lo cual determina un factor de planta para aerogeneradores de eje horizontal de 1-5 kW que oscila entre el 18,5% y el 53,7%, dependiendo del modelo de la turbina evaluada, con un rango de 35,2%.
La tabla 4 contiene los resultados del análisis cuantitativo para determinar la producción energética anual, el factor de planta teórico y el ahorro anual esperado en función de la tarifa residencial promedio en Costa Rica para consumo de energía eléctrica de hasta 200 kWh por mes.
Tabla 4 Producción energética y ahorro anual en USD para cada ubicación con la turbina seleccionada e instalación a 30 m de altura.
| # | Ubicación | Turbina | AEP kWh/año | Factor de Planta | Ahorro Anual Esperado |
|---|---|---|---|---|---|
| 1 | Alajuela | 15-evance-5000 | 15 573 | 0,35 | $771 |
| 2 | Fraijanes | 31-fd4-3000 | 9755 | 0,36 | $504 |
| 3 | La Garita | 31-fd4-3000 | 5 598 | 0,21 | $166 |
| 4 | ITCR | 31-fd4-3000 | 13 490 | 0,41 | $789 |
| 5 | Ochomogo | 9-SWT3-3000 | 12 743 | 0,35 | $645 |
| 6 | Cot | 9-SWT3-3000 | 14 994 | 0,45 | $975 |
| 7 | Tierra Blanca | 31-fd4-3000 | 15 768 | 0,58 | $1 317 |
| 8 | Irazú | 15-evance-5000 | 22 534 | 0,47 | $1 514 |
| 9 | Aranjuez | 31-fd4-3000 | 10 420 | 0,39 | $575 |
| 10 | Ciudad Quesada | 31-fd4-3000 | 8 690 | 0,32 | $400 |
| 11 | Los Chiles | 31-fd4-3000 | 4 668 | 0,17 | $115 |
| 12 | Brasilia | 31-fd4-3000 | 4 449 | 0,16 | $105 |
| 13 | Mojica | 9-SWT3-3000 | 13 977 | 0,52 | $1 035 |
| 14 | Pinilla | 31-fd4-3000 | 12 932 | 0,48 | $886 |
| 15 | La Cruz | 31-fd4-3000 | 8 604 | 0,32 | $392 |
| 16 | Liberia Aeropuerto | 15-evance-5000 | 11 128 | 0,41 | $656 |
| 17 | Santa Cruz | 31-fd4-3000 | 7 330 | 0,27 | $285 |
| 18 | La Lucha | 31-fd4-3000 | 8 875 | 0,33 | $417 |
Nota: Fuente propia de la investigación. 2024.
En resumen, se calculan dos indicadores financieros para evaluar la rentabilidad económica del proyecto de inversión, la tasa interna de retorno y el valor actual neto, de forma que se determine para cada combinación si la inversión es viable o no en las condiciones estudiadas, utilizando el costo del equipo de 3000 USD y 600 USD por concepto de instalación y mantenimiento en el periodo de 10 años de vida útil del proyecto.
Como se puede observar en la gráfica 4, existen 9 ubicaciones con tasa interna de retorno superior al 10% y valor actual neto positivo, que corresponde a las ubicaciones 1, 4, 5, 6, 7, 8, 13, 14 y 16. Por lo que, en estos sitios, con la turbina correspondiente e instalación a 30 m de altura, se puede considerar rentable la inversión, esto con los factores analizados de costos de instalación y mantenimiento. Para el resto de las localidades se debería considerar rechazar el proyecto o hacer ajustes significativos para mejorar su rentabilidad. Esto en síntesis se refiere a realizar la instalación a una mayor altura, lo cual está sujeto a las restricciones que se han enumerado en esta investigación y considerando los aumentos en los costos de instalación y mantenimiento.
Nota: Fuente propia de la investigación. 2024.
Gráfica 4 Indicadores financieros de inversión en cada ubicación con la turbina
En la figura 3 puede observarse la distribución de las 18 ubicaciones seleccionadas para el estudio, superpuestas sobre un mapa de potencial eólico de Costa Rica. El análisis de los resultados revela que hay sitios fuera de las regiones con algún potencial eólico, donde sea rentable instalar una microturbina eólica; por ejemplo, la ubicación 14. Esto se debe a que, a tan baja altura, las características locales específicas del sitio tienen un impacto considerable, tanto positivo como negativo. Los obstáculos presentes pueden reducir la velocidad del viento en áreas que, a mayor altura, se clasifican como zonas de alto potencial eólico. El efecto positivo que en este caso beneficia la ubicación 14 puede ser la concentración de líneas de flujo causada por una disposición de obstáculos locales, que permiten obtener un viento suficiente para hacer rentable la instalación de una turbina.
Fuente: adaptado de Jiménez (2006).
Figura 3 Ubicación de las 18 estaciones del estudio de rentabilidad económica.
Este estudio se limita a condiciones puntuales dentro de localidades específicas y no debe interpretarse como una guía definitiva sobre la idoneidad de una región para la instalación de turbinas eólicas. Las mediciones de viento utilizadas corresponden a ubicaciones geográficas muy concretas, por lo que no representan de manera integral la variabilidad espacial del recurso eólico en zonas más amplias.
El objetivo es demostrar que, bajo las condiciones adecuadas, es rentable instalar una turbina comercial a 30 m de altura, pero para ello es fundamental contar con datos de viento específicos del lugar. Además, los resultados muestran que los mapas de potencial eólico no son herramientas suficientes para predecir la rentabilidad de una instalación de microturbinas eólicas. Esto ocurre, por ejemplo, en la ubicación 9 de este estudio, que está dentro de una región con potencial eólico, pero no es una localidad rentable; situaciones similares están documentadas en la literatura en Torres-Castro et al. (2021). Es importante señalar que, si bien los resultados corresponden a ubicaciones específicas, esto no implica una ausencia de potencial para la microgeneración eólica en la región. Se recomienda evaluar otras áreas con mejores condiciones eólicas que puedan ofrecer una mayor viabilidad técnica y económica.
A diferencia de estudios basados en caracterizaciones puntuales de sitios específicos, el presente trabajo plantea un enfoque analítico que agrupa condiciones eólicas, normativas y técnicas representativas de múltiples regiones del país. Esta aproximación permite identificar patrones generales de comportamiento y viabilidad para microturbinas eólicas, superando el enfoque caso a caso. El análisis integrado de factores como altura, normativas locales, restricciones aeronáuticas y potencial energético habilita su uso como herramienta de apoyo para la planificación territorial de generación distribuida a pequeña escala.
Conclusiones
La metodología utilizada, basada en datos experimentales y simulación del desempeño de turbinas comerciales, resultó adecuada para estimar el rendimiento técnico y económico de sistemas de pequeña escala en distintas regiones del país. Se evidenció que la altura de instalación incide significativamente en la producción energética, en particular, se identificó que a partir de los 30 m ‒altura permitida según la normativa nacional‒ se alcanzan condiciones óptimas de rentabilidad en varios sitios.
Los análisis financieros indican que, en ubicaciones favorables, la producción anual puede superar los 22 000 kWh, con FP cercanos al 20% y periodos de recuperación de inversión inferiores a 10 años, lo cual se traduce en ahorros anuales superiores a los $1500, dependiendo del recurso eólico, los costos de instalación y el precio de la electricidad.
Aunque efectiva para evaluar escenarios puntuales, la metodología utilizada está limitada por la resolución espacial de los datos y no incorpora variables socioambientales, que se recomiendan como líneas futuras de investigación.
Este estudio aporta evidencia científica original al analizar el desempeño de microturbinas, no desde un emplazamiento individual, sino a partir de una familia de condiciones representativas en diversas regiones del país. Este enfoque permite extrapolar resultados a escenarios de planificación energética territorial, y brinda insumos útiles para el diseño de políticas públicas y estrategias de desarrollo descentralizado.
Este trabajo evidencia la necesidad que existe de realizar estudios de potencial eólico en cada sitio específico donde se desee instalar una microturbina eólica, para determinar su rentabilidad. Sin embargo, la viabilidad está asociada con otros factores como: la posibilidad de obtener los permisos para construir una torre con la altura necesaria para lograr ese recurso eólico y los costos de instalación y mantenimiento.
Agradecimientos
A los investigadores Luis Diego Murillo Soto, Juan José Montero Jiménez, Gustavo Murillo Zumbado e Iván Araya Meneses y a los asistentes del LIENE (Laboratorio de Investigación en Energía Eólica), todos del Instituto Tecnológico de Costa Rica.
Declaración de la contribución de los autores
Todos los autores afirmamos que se leyó y aprobó la versión final de este artículo. Los roles de los autores según CRediT fue: R.M.: Conceptualización, Metodología, Investigación, Administración del Proyecto, Redacción - Revisión y edición. G.R.: Conceptualización, Metodología, Supervisión, Redacción - Revisión y edición. M.J.: Validación, Investigación, Redacción del borrador original. V.C.: Investigación, Curación de datos, Redacción - Borrador original.
El porcentaje total de contribución para la conceptualización, preparación y corrección de este artículo fue el siguiente: R.M. 40%, G.R. 20%, M.J. 20% y V.C. 20%.
