Increasing Profitability in Wind Turbine Blade Recycling: A Pyrolysis-Based Approach with Thermal Treatment of Volatiles

1. Introducción

La industria de la energía eólica está inmersa en una época de crecimiento rápido impulsada por los objetivos de energía renovable adoptados por la COP28 para 2,030. Así, 2,023 fue un año record para esta industria, gracias a la instalación de 117 GW de nueva capacidad de energía eólica a nivel global [1]. España, con 32 GW de potencia instalada en sus 1,371 parques eólicos, se sitúa en la quinta posición a nivel mundial, por detrás de China, Estados Unidos, Alemania e India, y en la segunda posición en Europa [2]. Una gran parte de los parques eólicos españoles están siendo actualmente sometidos a un proceso de renovación denominado repotenciación, a través del cual se sustituyen total o parcialmente los aerogeneradores de un parque por otros más avanzados y de mayor potencia, reduciendo el número de aerogeneradores al mismo tiempo que se aumenta la producción del parque [3]. Las palas de los aerogeneradores que se sustituyen en este proceso constituyen un residuo de difícil gestión y tratamiento, que en España supone un problema identificado como tal por el Ministerio de Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITERD) [4]. Impulsado por el propio MITERD, en estos últimos años ha comenzado el diseño y construcción de plantas de reciclado de palas de aerogeneradores en España, basadas mayoritariamente en la tecnología de pirólisis. En este proceso, las palas son sometidas a un calentamiento no oxidativo a través del cual la resina polimérica y otros materiales orgánicos que pueda contener (madera, termoplásticos, adhesivos, lacas, etc.) se descomponen por acción del calor, generando una corriente de sustancias volátiles en fase gas que se convierte parcialmente en líquido al alcanzar la temperatura ambiente [5]. Las fibras, bien sean de vidrio o de carbono, quedan liberadas de la resina y con potencial de reutilización, lo que confiere a este proceso la etiqueta de “reciclado”. Sin embargo, los productos gaseoso y líquido que se generan en el proceso son de baja calidad, y la ausencia de mercado para ellos pueden poner en peligro la rentabilidad del proceso, especialmente en el caso de los líquidos, que, al contener sustancias peligrosas, debe gestionarse como residuo peligroso [5]. El grupo de investigación que presenta este trabajo lleva varios años investigando la posibilidad de modificar el proceso de reciclado basado en pirólisis con la incorporación de un segundo reactor en el que se tratan los volátiles, disminuyendo la cantidad y la peligrosidad de los residuos líquidos al mismo tiempo que se aumenta la cantidad y el contenido de hidrógeno de los gases, que podría ser separado como producto procedente del reciclado de la resina polimérica. Este proceso de reciclado avanzado se ha demostrado técnicamente viable a escala de laboratorio para varios tipos de resinas [6]. Por ello, en este trabajo se presenta un análisis de rentabilidad económica del proyecto de inversión necesario para la conversión de una planta de reciclado convencional en una planta de reciclado avanzado de palas de aerogeneradores.

2. Metodología

2.1. Diseño conceptual y dimensionamiento de la planta de reciclado

La Figura 1 muestra los diagramas de flujo conceptuales de una planta convencional de reciclado de palas de aerogeneradores por pirólisis y la planta de reciclado propuesta en este trabajo, suponiendo en ambos casos una capacidad de tratamiento de 3,000 t/año. Como se puede observar, la planta convencional consiste en dos unidades principales, el reactor de pirólisis, del que se obtienen las fibras recicladas y los volátiles de la pirólisis, y el condensador, donde debido al enfriamiento de los volátiles se generan los líquidos de pirólisis y los gases de pirólisis. Estos últimos son utilizados como combustible para el calentamiento del reactor. Por otro lado, las unidades básicas de la planta de reciclado avanzado son el reactor de pirólisis, el reactor de tratamiento de volátiles, el condensador y la unidad de separación de hidrógeno. El reactor de tratamiento de volátiles produce suficiente hidrógeno como para poder ser separado como producto, por lo que en este concepto de planta se utilizan como combustible los gases de pirólisis una vez separado el hidrógeno. En la Figura 1 se incluyen datos del balance de materia de ambas plantas. Estos datos han sido obtenidos experimentalmente en la planta de laboratorio de los y las autores/as de esta comunicación [5], a excepción del rendimiento de separación de H₂, que ha sido considerado del 80 % en peso de acuerdo con la literatura [7]. En términos de balance de materia, la diferencia principal entre ambos planteamientos consiste en la disminución de la cantidad de líquidos (663.2 vs 300 t/año) y el equivalente aumento de la cantidad gases de pirólisis (116.8 vs 456.8 t/año) que tiene lugar como consecuencia del tratamiento de los volátiles.

Figura 1. Diagrama de flujo conceptual de una planta convencional de reciclado de palas de aerogeneradores por pirólisis (arriba) y de una planta de reciclado avanzado con tratamiento de volátiles (abajo).

2.2. Análisis económico

El enfoque del análisis económico que se presenta en este trabajo consiste en analizar la rentabilidad de la transformación de una planta convencional de reciclado de palas de aerogeneradores basada en pirólisis (diagrama superior de la Figura 1) en una planta de reciclado avanzado con tratamiento de volátiles y producción de hidrógeno (diagrama inferior de la Figura 1). En términos económicos, esta transformación se traduce en realizar un análisis económico diferencial a partir de la estimación de la inversión para la adquisición del reactor de tratamiento de volátiles y del separador de hidrógeno, así como de los costes operacionales de la planta de reciclado avanzado con respecto a los de la planta de reciclado convencional. Por un lado, la inversión se ha estimado en base a los datos publicados por el Laboratorio Nacional de Energía Renovable de Estados Unidos (NREL) para una instalación de producción de hidrógeno equivalente a la necesaria para la planta de reciclado avanzado en lo que se refiere a las unidades de proceso necesarias (reactor, separador de hidrógeno de tecnología pressure swing adsorption (PSA)) y los elementos auxiliares (conducciones, compresores, depósitos, etc.), y de un tamaño similar (4.8 kg H₂/h en el informe NREL vs 4.6 kg H₂/h en la planta de reciclado avanzado, considerando 5,000 horas anuales) [8]. En el informe del NREL, del año 2,002, se estima un coste de 250,000 dólares. Este valor se ha actualizado al año 2,025 en cuanto al precio del dinero y de los materiales, resultando en una inversión de 1,000,000 euros.

Por otro lado, se han tenido en cuenta los siguientes costes operacionales adicionales de la planta de reciclado avanzado con respecto a la planta de reciclado convencional: el consumo energético del horno de tratamiento de volátiles, el consumo eléctrico del separador de hidrógeno, los costes de personal adicionales y los costes de mantenimiento adicionales. Para el cálculo del consumo energético de los hornos, se ha medido el consumo eléctrico de los mismos en el laboratorio durante un ensayo de pirólisis y tratamiento de volátiles. Para extrapolar el consumo eléctrico a la escala industrial se ha utilizado un factor de escala calculado a partir del consumo eléctrico del horno de pirólisis del laboratorio y el consumo eléctrico de un horno de pirólisis de plásticos reforzados con fibras estimado por Boeing y publicado en el portal especializado CompositesWorld [9]. Este mismo factor de escala se ha utilizado para extrapolar el consumo eléctrico del horno de tratamiento de volátiles. Por último, se ha considerado que los hornos a escala industrial se calentarían por co-combustión de gas natural (a un precio de 40 €/MWh) y el propio gas de pirólisis, por lo que el consumo eléctrico se ha transformado a consumo energético bruto multiplicando por un factor de 0.45. El consumo eléctrico del separador PSA de H₂ ha sido estimado en 20 MWh por tonelada de H₂ separado a partir de los valores publicados por María Nordio y col. en su estudio sobre diferentes sistemas de separación de hidrógeno [10], con un precio de la electricidad de 80 €/MWh. Se ha considerado que serían necesarias dos personas operarias adicionales con un coste anual de 52,000 €, mientras que los costes de mantenimiento adicionales se han estimado en un 10 % de la inversión. Por último, en el análisis económico se tienen en cuenta también el precio del tratamiento de los líquidos de pirólisis como residuo peligroso, estimado en 1,000 €/t según precios de gestión de residuos peligrosos de similar naturaleza, y el precio de venta del hidrógeno, que se ha establecido en 3,000 €/t [11].

Las cuentas de resultados incrementales derivadas de transformar la planta de reciclado convencional en avanzado se han elaborado con la información de los ingresos por venta de H₂, la diferencia de gastos entre ambos escenarios y el gasto de amortización. Con dicha información se han calculado las generaciones de fondos (cash flow, CF) operativos como la suma del resultado después de impuestos (RDI) y las amortizaciones y, finalmente, se han estimado los flujos netos de caja (FNC) por diferencia entre los flujos actuales y los que se derivan de la nueva inversión. Los impuestos se han considerado un 25 % del resultado antes de impuestos (RAI). A partir de los FNC se ha calculado el valor actualizado neto (VAN) del proyecto de inversión, por ser el mejor criterio desde un punto de vista financiero para evaluar un proyecto. El VAN se ha calculado según la ecuación 1, donde Do es la inversión inicial (1,000,000 €), CF son los cash flows, k es la tasa de descuento o rentabilidad requerida a la inversión y el n el número de años. Para calcular el VAN hay que establecer la tasa de rentabilidad k. Una vez establecida la tasa k, se calcula el VAN y si este es positivo el proyecto se acepta y si es negativo se rechaza. En el caso de que sea igual a cero, el proyecto desde un punto de vista de inversión es indiferente. También se ha calculado el tiempo necesario para recuperar la inversión o payback, según la ecuación 2. Finalmente, se ha realizado un análisis de sensibilidad VAN teniendo en cuenta desviaciones en ingresos y costes.

$VAN\,={-D}_{0}+{\frac {{FNC}_{1}}{{\left(1+k\right)}^{1}}}+{\frac {{FNC}_{2}}{{\left(1+k\right)}^{2}}}+$$\ldots \,{\frac {{FNC}_{n}}{{\left(1+k\right)}^{n}}}$	(1)
$Payback={\frac {{FNC}_{promedio}}{{D}_{0}}}$	(2)

3. Resultados y discusión

En la tabla 1 se recogen los datos de entrada utilizados para el análisis económico. Como se puede observar, la planta de reciclado avanzado requiere un consumo energético casi 2 veces superior al de la planta de reciclado convencional (9,528.3 vs 4,927.5 MWh/año), debido a la utilización del horno de tratamiento de volátiles y al proceso de regeneración que requiere el material de alta alúmina que lo rellena, que es también de tipo térmico. En contraposición, la cantidad de gases combustibles disponibles para co-abastecer este consumo energético es casi 4 veces superior (456.8 vs 116.8 t/año), lo que, unido al mayor poder calorífico inferior (PCI) que poseen los gases combustibles derivados de la planta de reciclado avanzado, hace que la energía disponible a partir de estos gases sea 6.6 veces superior (2,558.1 vs 385.4 MWh/año). En ninguno de los dos casos se trata de una energía suficiente como para abastecer el consumo energético de los hornos, pero en el caso de la planta de reciclado avanzado el porcentaje de sustitución de gas natural es mayor, llegando casi al 27 % en términos energéticos (2,558.1 / 9,528.3), mientras que en la planta de reciclado convencional es menor del 8 % (385.4 / 4,927.5). Finalmente, el coste energético de la planta de reciclado avanzado queda en un valor económico 1.5 veces superior al de la planta de reciclado convencional (278,808.8 vs 181,682.4 €/año). En lo que se refiere al coste de gestión de residuos líquidos, en este caso, la planta de reciclado convencional presenta un coste más de 2 veces superior al de la planta de reciclado avanzado (663,200 vs 300,000 €/año), derivado directamente de la cantidad de líquido generado en ambos escenarios. Por último, se encuentran los costes exclusivos de la planta de reciclado avanzado: el coste eléctrico de la separación del H₂, y los costes de personal y mantenimiento adicionales. Con todo, los gastos totales son menores para la planta de reciclado avanzado, principalmente influenciado por el coste de la gestión de los residuos líquidos, que es un aspecto clave del análisis económico de una planta de estas características. Por último, la reconversión a una planta de reciclado avanzado genera unos ingresos derivados de la venta de H₂ producido y separado.

Tabla 1. Datos de entrada del análisis económico.

	Dato	Reciclado convencional	Reciclado avanzado
1	Consumo energético pirólisis	4,927.5 MWh/año	4,927.5 MWh/año
2	Consumo energético tratamiento	-	4,600.8 MWh/año
3	Consumo energético total	4,927.5 MWh/año	9,528.3 MWh/año
4	Gas de pirólisis producido para combustible	116.8 t/año	456.8 t/año
5	Poder calorífico inferior (PCI) gas pirólisis combustible	3.3 MWh/t	5.6 MWh/t
6	Energía obtenida del gas pirólisis (Fila 4 x Fila 5)	385.4 MWh/año	2,558.1 MWh/año
7	Energía a suministrar (Fila 3 – Fila 6)	4,542.1 MWh/año	6,970.2 MWh/año
8	Coste energético (Fila 7 x 40 €/MWh)	181,682.4 €/año	278,808.8 €/año
9	Líquidos producidos	663.2 t/año	300 t/año
10	Coste gestión líquidos (Fila 9 x 1000 €/t)	663,200 €/año	300,000 €/año
11	Hidrógeno producido	-	23.2 t/año
12	Consumo eléctrico separación H2 (Fila 11 x 20 MWh/t)	-	464 MWh/año
13	Coste eléctrico (Fila 12 x 80 €/MWh)	-	37,120 €/año
14	Costes personal adicionales	-	104,000 €/año
15	Costes de mantenimiento adicionales	-	100,000 €/año
16	Gastos totales (Fila 8 + Fila 10 + Fila 13 + Fila 14 + Fila 15)	844,882.4 €/año	819,928.8 €/año
17	Ingresos venta H2 (Fila 11 x 3000 €/t)	-	69,600 €/año

En la Tabla 2 se presentan los CF y FNC calculados a 10 años para la conversión de la planta de reciclado convencional en una planta de reciclado avanzado. Para realizar este cálculo, se han tenido en cuenta los ingresos derivados de la venta de H₂ (fila 17 de la Tabla 1) y los gastos adicionales que en teoría supondría la instalación de las nuevas unidades (844,882.4 – 819,928.8 = 24,953.6). En este caso se trata de gastos positivos, es decir, ahorros, derivados de los menores costes operacionales que se obtienen con la configuración de la planta de reciclado avanzada. Una vez calculados los cash flows operativos (CF), se han calculado también los FNC, que en este caso coinciden al no haber inversiones nuevas a lo largo de los años. Conocido el valor del FNC promedio anual (245,915.2 €/año) y la inversión inicial (1,000,000 €) se ha calculado el periodo de retorno de la inversión o payback siguiendo la ecuación 2, que ha resultado en 4 años.

Tabla 2. Cash flow operativos y flujos netos de caja (€)

Año	Ingresos	Gastos	EBITDA1 (Ingresos + gastos)	Amortización	EBIT2 / RAI3 (EBITDA – amortización)	RDI4 (RAI -25 % impuestos)	CF (RDI – amortización)	FNC (inversión + explotación)
Año 0							-1,000,000	-1,000,000
Año 1	69,600	24,953.6	94,553.6	-100,000	194,553.6	145,915.2	245,915.2	245,915.2
Año 2	69,600	24,953.6	94,553.6	-100,000	194,553.6	145,915.2	245,915.2	245,915.2
Año 3	69,600	24,953.6	94,553.6	-100,000	194,553.6	145,915.2	245,915.2	245,915.2
Año 4	69,600	24,953.6	94,553.6	-100,000	194,553.6	145,915.2	245,915.2	245,915.2
Año 5	69,600	24,953.6	94,553.6	-100,000	194,553.6	145,915.2	245,915.2	245,915.2
Año 6	69,600	24,953.6	94,553.6	-100,000	194,553.6	145,915.2	245,915.2	245,915.2
Año 7	69,600	24,953.6	94,553.6	-100,000	194,553.6	145,915.2	245,915.2	245,915.2
Año 8	69,600	24,953.6	94,553.6	-100,000	194,553.6	145,915.2	245,915.2	245,915.2
Año 9	69,600	24,953.6	94,553.6	-100,000	194,553.6	145,915.2	245,915.2	245,915.2
Año 10	69,600	24,953.6	94,553.6	-100,000	194,553.6	145,915.2	245,915.2	245,915.2

¹ Beneficios antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización. ² Beneficios antes de intereses e impuestos. ³ Resultado antes de impuestos. ⁴ Resultado después de impuestos.

En la Tabla 3 se presentan los valores del VAN, calculado aplicando la ecuación 1, obtenidos para distintas tasas de rentabilidad k. Tal y como se puede observar, se trata de un proyecto de alta rentabilidad, ya que presenta un valor de VAN positivo hasta una tasa de rentabilidad del 20 %. Por último, en la Tabla 4 se presenta un análisis de sensibilidad del VAN hacia algunos factores involucrados en el análisis de rentabilidad, como son el precio de la gestión de líquidos, el precio del gas natural, el precio de la electricidad y el precio de venta del H₂. Tal y como se puede observar en la tabla, el precio de la gestión de los líquidos es la variable con mayor influencia sobre la rentabilidad del proceso. Una variación positiva del 20 % en este coste puede hacer que la rentabilidad del proyecto aumente hasta el 27 %, mientras que un abaratamiento de este coste del 20 % disminuye la rentabilidad hasta un 13 %, que se acerca ya a los valores límite de rentabilidad en inversiones con riesgo. Las variaciones del 20 % del resto de variables consideradas (precio del gas natural, de la electricidad y del hidrógeno) no conllevan cambios significativos en la rentabilidad.

Tabla 3. VAN para distintas tasas de actualización

Tasa de actualización k	VAN (€)
5 %	898,892.0
10 %	511,042.4
15 %	234,191.5
20 %	30,992.6
21 %	-3040.6
25 %	-121,959.0

Tabla 4. Análisis de sensibilidad VAN

Variable		Tasa k para VAN positivo	VAN (€)
Precio gestión líquidos	20 % superior (1200 €/t)	27 %	10,647.2
	20 % inferior (800 €/t)	13 %	38,774.0
Precio gas natural	20 % superior (48 €/MWh)	19 %	3,796.3
	20 % inferior (32 €/MWh)	22 %	21,927.4
Precio electricidad	20 % superior (96 €/MWh)	20 %	7,648.9
	20 % inferior (64 €/MWh)	21 %	19,532.5
Precio hidrógeno	20 % superior (3600 €/t)	22 %	5,728.7
	20 % inferior (2400 €/t)	19 %	21,711.6

4. Conclusiones

El análisis económico llevado a cabo demuestra que la transformación de la planta convencional de reciclado de palas de aerogeneradores en una planta avanzada –mediante la incorporación de un reactor de tratamiento de volátiles y un sistema de separación de hidrógeno– representa una solución económicamente viable para reciclar la resina polimérica en forma de hidrógeno, además de recuperar las fibras contenidas en los residuos. En concreto, la nueva configuración permite reducir significativamente la generación de líquidos de baja calidad y, al mismo tiempo, aumentar la proporción y calidad de los gases de pirólisis, los cuales, una vez procesados, generan hidrógeno que se puede comercializar. La inversión adicional, estimada en 1,000,000 euros, se sitúa en un rango razonable cuando se contrasta con los beneficios potenciales derivados de una optimización sustancial del balance de materia.

La rentabilidad media del proyecto se sitúa en el 20 %, con un periodo de retorno de la inversión de 4 años. Esta rentabilidad parece robusta frente a variaciones del 20 % del coste del gas natural, la electricidad y el precio del hidrógeno, manteniéndose entre el 19 % y el 22 %. Sin embargo, la rentabilidad resulta altamente sensible al coste de gestión de los líquidos de pirólisis. Las simulaciones de análisis de sensibilidad evidencian que una variación del 20 % en este coste puede hacer variar la rentabilidad entre un 27 % (si el coste se incrementa) y un 13 % (si el coste disminuye). Este resultado indica claramente que la gestión de los líquidos de pirólisis es una variable de mucha importancia que se debe tener en cuenta a la hora del establecimiento de plantas de reciclado de palas de aerogeneradores. Por ello, resulta imprescindible que la toma de decisiones se apoye en un análisis de sensibilidad riguroso, que permita anticipar y mitigar los riesgos asociados a posibles fluctuaciones del mercado y a variaciones en los gastos operativos.

En síntesis, la conversión de una planta de reciclado convencional en una planta de reciclado avanzado de palas de aerogeneradores es un proyecto económicamente rentable que no requiere una inversión excesiva, pero el éxito de la transformación depende de mantener la estabilidad de las variables económicas claves. Solo con una estrategia integral que contemple estos factores se podrá asegurar que la propuesta no solo sea técnicamente viable, sino también económicamente rentable en un entorno de creciente exigencia en materia de sostenibilidad.

5. Bibliografía

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[3] J.J. Coble, ¿Qué hacemos con las plantas eólicas cuando acaba su vida útil?. Revista Técnica de Medio Ambiente (RETEMA), 24-3-2021. https://www.retema.es/actualidad/hacemos-plantas-eolicas-cuando-acaba-su-vida-util

[4] Gobierno de España, Orden TED/1071/2022, de 8 de noviembre, por la que se establecen las bases reguladoras para los programas de concesión de ayudas a la inversión en la repotenciación de instalaciones eólicas, en la renovación tecnológica y medioambiental de minicentrales hidroeléctricas de hasta 10 MW y en instalaciones innovadoras de reciclaje de palas de aerogeneradores, en el marco del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia, financiado por la Unión Europea, NextGenerationEU (Programas Repotenciación Circular). https://www.boe.es/buscar/doc.php?id=BOE-A-2022-18449

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[6] A. Lopez-Urionabarrenechea et al., Revalorización de productos de pirólisis. Libro Blanco de Sostenibilidad en los Materiales Compuestos. X. Martínez y J. Sánchez (eds.). Capítulo 8 (2025). https://doi.org/10.23967/libro.blanco.aemac.008

[7] M. Luberti y H. Ahn. Review of Polybed pressure swing adsorption for hydrogen purification. International Journal of Hydrogen Energy 47 (2022) 10911-10933. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2022.01.147

[8] D.B. Myers et al., Cost and Performance Comparison of Stationary Hydrogen Fueling Appliances. Proceedings of the 2002 U.S. DOE Hydrogen Program Review. NREL/CP-610-32405. https://www.nrel.gov/docs/fy02osti/32405b2.pdf

[9] K. Wood. Carbon fiber reclamation: Going commercial. CompositesWorld. 2/4/2010. https://www.compositesworld.com/articles/carbon-fiber-reclamation-going-commercial

[10] M. Nordio et al., Techno-economic evaluation on a hybrid technology for low hydrogen concentration separation and purification from natural gas grid. International Journal of Hydrogen Energy 46 (2021) 23417-23435. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2020.05.009

[11] V. Venizelou y A. Poullikkas, The effect of carbon price towards green hydrogen power generation. Renewable and Sustainable Energy Reviews 211 (2025) 115254. https://doi.org/10.1016/j.rser.2024.115254