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FR Publicación | ¡El SCADA no miente! Lo que cuesta es su lectura
Su mantenedor muestra un 97 % de disponibilidad. Su producción está varios puntos por debajo de la curva garantizada. Su precio capturado está por debajo de la media del mercado diario. Estas tres constataciones no se contradicen: simplemente no miden lo mismo.
Sin embargo, una gran parte del diálogo entre propietario, explotador y subcontratista de mantenimiento sigue girando en torno a una sola cifra, a menudo la disponibilidad contractual. Vestas, Enercon, Siemens Gamesa, Nordex: el SCADA ya proporciona las alarmas, los estados, la producción diezminutal, el viento en góndola y los ángulos de pitch y de orientación.
La cuestión ya no es tener los datos. La cuestión es leerlos de forma que se relacionen las familias de pérdidas que con demasiada frecuencia se mezclan.
La trampa del KPI del fabricante
La disponibilidad contractual responde a una pregunta jurídica: ¿ha respetado el mantenedor el umbral acordado, a menudo del 95 % o del 97 %, una vez descontadas las paradas excluidas del cálculo (viento fuera de rango, red, fuerza mayor, restricciones medioambientales y, a veces, ciertos mantenimientos programados)?
No responde a la pregunta de explotación. Una turbina puede estar «disponible» en el sentido del contrato y producir claramente por debajo de su curva de potencia. También puede estar parada por una alarma clasificada fuera de la responsabilidad del mantenedor, cuando el origen real es un componente que deriva desde hace meses. A la inversa, una parada larga y bien documentada pesa sobre el KPI contractual sin ser, en euros, la primera partida de pérdidas del parque.
Tres magnitudes deben, por tanto, mantenerse separadas: la disponibilidad contractual, la del informe mensual del mantenedor; la disponibilidad energética, que pondera cada hora de parada por el viento realmente perdido; y la desviación respecto a la curva de potencia, que recoge el bajo rendimiento de las horas en que la máquina estaba funcionando.
Un parque puede cumplir la primera y fallar en las otras dos. Es frecuente en máquinas de más de diez años, y resulta costoso en cuanto el parque deja de estar sujeto a la tarifa regulada.
Descomponer las paradas, no contarlas
El número de alarmas es un mal indicador. Una alarma de orientación que se rearma sola en unos minutos no tiene el mismo peso que una parada de convertidor de dieciocho horas con un régimen de viento sostenido. La granularidad adecuada es el trío frecuencia, duración y energía no producida, desglosado por código de alarma y después por equipo: pitch, orientación, buje, hidráulica, multiplicadora, generador, convertidor, refrigeración.
Este desglose cambia la conversación con el mantenedor. Ya no se discute una tasa global. Se discute una partida concreta. En muchos parques, un puñado de códigos explica la mayor parte de los MWh perdidos. El resto es ruido.
La orientación es un buen ejemplo, porque a menudo escapa al radar de la disponibilidad. Un aerogenerador mal alineado no está necesariamente parado. Produce, luego está «disponible», pero la potencia mecánica cae con el coseno del ángulo de desalineación. Una desviación del orden de 10 a 15 grados, observable cruzando la dirección del viento y la orientación de la góndola, se traduce en un bajo rendimiento continuo, invisible en el informe de alarmas. El defecto puede proceder de un sensor, de un control mal parametrizado, de una lubricación insuficiente o del envejecimiento del sistema de orientación. Se detecta a distancia, a partir del histórico SCADA, antes de cualquier visita a la góndola.
El mismo razonamiento vale para el pitch, las temperaturas de aceite o las derivas del convertidor: lo que cuesta no es la alarma, sino la energía perdida mientras está activa, más la energía perdida cuando la máquina ya funciona degradada.
Del MWh perdido al euro no capturado
Mientras el parque está bajo tarifa regulada, un MWh perdido vale aproximadamente la tarifa. Sin apoyo, o con una retribución expuesta al mercado, esto deja de ser cierto. La electricidad se negocia por bloques. La eólica produce según el viento. El precio realmente percibido, el precio capturado, se aleja por tanto del precio medio baseload.
En el conjunto de la eólica terrestre francesa, el precio capturado alcanzó unos 234 €/MWh en 2022, frente a un baseload medio cercano a 276 €/MWh. En 2024 había vuelto a caer a 52,35 €/MWh, frente a 55,09 €/MWh de baseload. En el mismo periodo, algunos parques del valle del Ródano capturaron cerca de 290 €/MWh en 2022 y más de 60 €/MWh en 2024, por encima del precio spot del mercado diario francés. El perfil de viento, la hora y la estación pesan tanto como el nivel de precios.
Consecuencia directa: el mismo MWh perdido no vale lo mismo a las 14 h que a las 3 h, en enero que en junio, ni en un emplazamiento de valle que en uno de llanura. Una indisponibilidad del convertidor durante un episodio de viento fuerte y precios elevados puede costar más que una semana de paradas en horas valle. A la inversa, producir a plena carga durante precios negativos destruye valor: aquí, la parada ya no es una pérdida.
El responsable técnico necesita, por tanto, una cuarta columna junto a los MWh: el euro, hora a hora, cruzado con el spot (EPEX en Francia y Alemania, OMIE en la península ibérica). Es este cruce el que permite priorizar un componente, impugnar la clasificación de una alarma o desplazar un mantenimiento programado.
Lo que un responsable técnico puede exigir en treinta días, sin cambiar de SCADA
No hace falta un nuevo sensor ni sustituir el sistema de control. Un histórico de alarmas, los estados de la máquina, la producción y el viento diezminutales bastan para una primera lectura independiente.
Cuatro entregables caben en un mes. La disponibilidad reconstruida, mes a mes y turbina a turbina: disponibilidad de los datos, disponibilidad contractual, disponibilidad total, con reclasificación de las paradas entre mantenedor, entorno, red y propietario. Las pérdidas por código de alarma y por equipo, en MWh y después en euros. La desviación respecto a la curva de potencia en las horas de funcionamiento, aislada de las horas de parada, con especial atención a las derivas lentas (orientación, pitch, temperaturas). El precio capturado del parque, comparado con el baseload y, si procede, con el precio capturado de la eólica nacional.
Estas cuatro lecturas no sustituyen al SCADA. Impiden que un KPI contractual haga las veces de diagnóstico. En una cartera, dos activos de la misma tecnología pueden mostrar la misma tasa y pérdidas económicas muy diferentes, según el viento, la clasificación de las alarmas y la hora a la que se para la máquina.
Conclusión
El SCADA registra. No jerarquiza. La disponibilidad contractual protege un compromiso del mantenedor. No dice ni adónde va la energía ni lo que esa energía habría valido en el mercado spot.
Separar las tres capas — contrato, equipo, mercado — se ha convertido en el trabajo mínimo de un responsable técnico desde el momento en que el parque vende fuera de tarifa regulada. Los datos ya están ahí. Lo que falta es una lectura independiente, reproducible de un mes a otro y oponible al subcontratista.
Para ir más lejos
Auditoría de disponibilidad eólica, análisis de alarmas SCADA, desviación respecto a la curva de potencia, pérdidas por equipo (orientación, pitch, convertidor) y precio capturado en el spot: WindDeep realiza esta lectura a partir de la exportación que usted ya tiene, sin sustituir el SCADA.
Tres estudios, a nivel de parque o de cartera. La auditoría de disponibilidad reconstruye la disponibilidad contractual y la energética, y permite reclasificar las paradas frente al mantenedor. La auditoría de rendimiento aísla el bajo rendimiento de la turbina, los códigos de alarma y el riesgo de fallo. El análisis económico spot mide los ingresos capturados, la diferencia con el baseload EPEX u OMIE, y valora en euros los MWh perdidos.
Los mismos indicadores se siguen después en WinDATA y WinDEEP. Un fichero de alarmas y la producción diezminutal bastan para un primer diagnóstico.
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