Vamos hoy con una edición patrocinada por RenerCycle.

RenerCycle nació en Navarra como una empresa industrial impulsada por un grupo de compañías líderes del sector renovable con un objetivo claro: aplicar criterios de circularidad en el sector eólico mediante el desmantelamiento, recuperación, reutilización y reciclaje de componentes de aerogeneradores.

Su misión es dar una segunda vida a los materiales procedentes de aerogeneradores desmantelados, transformándolos en nuevos recursos, ya sea para la propia industria renovable, o para otros usos. Todo ello con el objetivo ZeroWaste, lema y razón de ser de la empresa.

Para nosotros es un placer contar con el patrocinio de RenerCycle, un ejemplo pionero de economía circular aplicada al sector eólico, que demuestra cómo la sostenibilidad puede ir de la mano de la innovación industrial y la creación de valor local.

♻️ He pasado un día en un proyecto de repowering. Esto es lo que vi

Hace unas semanas tuve la oportunidad de asistir, de la mano de RenerCycle, al desmantelamiento del parque eólico Montes del Cierzo I, ubicado en Tudela (Navarra) y propiedad la noruega Statkraft. Quizá a muchos os suene este parque, ya que se trata del mayor proyecto de coinversión ciudadana en renovables de España.

Una visita que me permitió ver de primera mano los tres grandes bloques de trabajo que RenerCycle coordina en un proyecto de este tipo: el desmontaje de las turbinas en campo, la gestión de los componentes en su centro logístico de Falces, y la clasificación y destino final de cada pieza.

Sinceramente, creo que RenerCycle está creando el benchmark de mercado a la hora de desmantelar parques eólicos y gestionar todos los componentes y residuos. Y no lo digo porque sean nuestro patrocinador. Lo digo porque lo vi con mis propios ojos.

🏗️ Los números del repowering

Antes de empezar, conviene entender los números de los proyectos Montes del Cierzo I y II. Se trata de un clúster de dos parques construidos en el año 2000 que son ahora desmantelados:

• La Fase I (Montes del Cierzo II) ya completó su repowering: las antiguas 44 máquinas Ecotècnia ECO44/600 fueron sustituidas por 10 nuevas Nordex N163/6.X que están actualmente en proceso de puesta en marcha.

• La Fase II (Montes del Cierzo I) que es la que visitamos, está en pleno desmantelamiento: se retiran 40 unidades Ecotècnia ECO48/750 con torre de 45 metros, con más de 25 años de servicio a sus espaldas. Además, el parque tiene también una unidad Ecotècnia ECO74/1670 con torre de 70 metros que fue instalada posteriormente. Las nuevas turbinas serán 4 Nordex N163/6.X.

Los números hablan por sí solos:

Una reducción del 84% en el número de aerogeneradores, un 50% más de potencia instalada y una producción de energía que se duplica.

¿Pero qué ocurre con las turbinas desmanteladas? Esa era precisamente la pregunta que fui a responder.

🌬️ Las protagonistas: Ecotècnia ECO48/750

Hay algo que siempre me gusta hacer antes de hablar del desmantelamiento: detenerse en las turbinas que se van a desmontar. Las ECO48/750 que están siendo retiradas en Montes del Cierzo I fueron instaladas en el año 2000 y llevan más de 25 años generando electricidad en la ribera navarra.

Son máquinas que pueden considerarse ya historia de la energía eólica y que en su día representaban lo mejor de la tecnología nacional: fabricadas por Ecotècnia, empresa barcelonesa que fue uno de los OEM nacionales más relevantes antes de ser adquirida por Alstom (y después por GE).

La configuración interna de estas Ecotècnia, por cierto, tiene su propia particularidad: equipan dos generadores eléctricos en paralelo y una multiplicadora de diseño muy compacto con el eje lento y los dos ejes rápidos ubicados también en paralelo.

🔧 Desmantelamiento just in time

La hora de quedada fue a las 9:30 de la mañana en la subestación La Serna de Red Eléctrica, donde evacúan ambos parques. Allí nos juntamos con Marta Barreras e Itziar Urizar, CTO y CPO de RenerCycle respectivamente, a quienes desde aquí agradezco que respondieran a mis (a veces excesivas) preguntas con todo lujo de detalles. Después de las pertinentes charlas de seguridad, nos acercamos a la zona de trabajo activa.

Pudimos ver en directo el desmantelamiento de varios tramos de torre y de alguna pala. Curiosamente, las torres son solo de dos tramos, por lo que tienen una longitud importante, aunque bastante menor diámetro de lo que se suele ver actualmente. Por cierto, el soporte al desmontaje lo estaba dando nuestro también patrocinador Tetrace, que colabora en los trabajos de campo.

La verdad es que, estando cerca de las turbinas, parecen realmente grandes. Aunque si después comparas las Ecotècnia con las Nordex N163 que las van a sustituir, hablamos de una máquina con prácticamente el cuádruple de rotor y casi el triple de altura de buje (45 m vs 119 m).

Algo que me llamó la atención es que los trabajos de desmantelamiento se estaban realizando a la vez que un circuito de aerogeneradores seguía en funcionamiento. Es decir, mientras RenerCycle desmontaba las turbinas de unos circuitos, las máquinas del circuito restante seguían generando. Aunque a decir verdad, aquel día apenas hacía viento.

Si puedes seguir sacando provecho del activo operativo mientras desmantelas el resto, y puedes hacerlo con seguridad, es lo ideal. Una muestra de que, coordinar los trabajos de forma adecuada permite una optimización que tiene un impacto directo en la rentabilidad del proyecto.

En paralelo, los trabajos de construcción del nuevo parque también estaban en marcha: los viales de acceso para las nuevas Nordex ya estaban ejecutados y/o reacondicionados, y se estaban llevando a cabo trabajos de hormigonado en una cimentación. Una coordinación de obra que no es sencilla de gestionar dada la cantidad de equipos trabajando a la vez, pero que permite maximizar la velocidad global del proyecto.

La torres y las nacelles, una vez desmontados, se cargan en camiones y se transportan directamente a la campa de RenerCycle en Falces, a pocos kilómetros de la ubicación del parque. Las palas, por su parte, y mientras la planta de reciclaje de palas de RenerCycle (de la que hablaremos después) se pone en marcha, se transportan a instalaciones de terceros para ser tratadas. Este modelo, conocido como just in time dismantling, evita la necesidad de una campa de acopio intermedia en campo, no siempre prevista en la fase de “permitting”.

La cercanía de Falces en este caso lo facilita enormemente, aunque desde RenerCycle nos contaban que en otros proyectos consideran cortar componentes directamente en campo, lo que permite transportar tres o cuatro palas ya segmentadas por camión y optimizar el transporte cuando las distancias son mayores.

🏭 Campa de Falces: donde empieza la segunda vida

Después de la visita al parque, fuimos a la campa de Falces. El centro logístico y de valorización de RenerCycle en Navarra. La imagen al llegar era realmente interesante: nacelles y tramos de torre acopiadas en la explanada, con el movimiento constante de camiones descargando nuevos componentes.

Pudimos pasear entre las nacelles, ver alguna por dentro, y asistir a la descarga de una de ellas. En el futuro, si todo va según los planes de la empresa, en esa misma campa habrá una nave industrial donde llevar a cabo trabajos de desmontaje avanzado, reacondicionamiento y clasificación.

De momento funciona como centro logístico y como paso intermedio donde también se ejecutan trabajos de separación de materiales y corte previo al transporte.

⚙️ Nordex Barasoain: el desmontaje y clasificación

La visita tuvo un tercer destino: la fábrica de ensamblaje de nacelles que Nordex tiene en Barasoain (Navarra). RenerCycle colabora con Nordex Barasoain para desmontar las nacelles de los aerogeneradores retirados y clasificar sus componentes internos.

Este acuerdo tiene sentido para ambas partes. El desmontaje de nacelles para RenerCycle permite dar carga de trabajo y aprovechar la capacidad y el know-how de los técnicos de Nordex. Un técnico de fábrica sabe exactamente cómo está montada una nacelle, qué secuencia seguir para desmontarla sin dañar los componentes que tienen valor en el mercado aftermarket y cómo clasificar cada pieza. Esta experiencia y saber hacer no es sencillo de replicar.

No puedo mostrar fotos por razones de confidencialidad, pero pudimos ver las nacelles Ecotècnia junto a las Delta4000. Pasado y futuro de la eólica en el mismo espacio. Una imagen que dice mucho sobre los más de 25 años que han pasado en esta industria.

♻️ Creando el benchmark en el desmantelamiento de parques eólicos

Durante la comida en la maravillosa Plaza del Castillo de Pamplona, muy cerca de las oficinas de RenerCycle, pude sentarme con Javier Villanueva, su CEO, para hablar de lo que diferencia a su empresa en el mercado.

Para mí, si en algo destaca RenerCycle no es solo en la capacidad de gestionar el desmantelamiento de principio a fin. Es en el nivel de trazabilidad que ofrecen a sus clientes.

Al final del proceso, el promotor sabe exactamente adónde ha ido cada componente, qué se ha hecho con él, si ha sido reciclado, reacondicionado o vendido en el mercado de segunda mano, y dispone de certificados que lo acreditan. Todo ello verificado por terceros independientes como Bureau Veritas, que en el caso del parque de Muel certificó un ratio de recuperación de materiales del 99,8%.

Esto tiene un valor cada vez mayor para los grandes desarrolladores con estándares de sostenibilidad exigentes y también responde a una presión regulatoria creciente sobre la gestión de residuos en el sector energético.

🌱 La planta de reciclado de palas: el siguiente paso

Javier también nos habló de uno de los proyectos más ambiciosos en los que está trabajando RenerCycle: la futura planta de reciclado de palas en Lumbier (Navarra), desarrollada junto a ACCIONA bajo el nombre Waste2Fiber.

Al ser las palas el componente más difícil de gestionar en un aerogenerador por su composición en materiales compuestos, tener una solución industrial propia para este flujo es, en mi opinión, uno de los hitos más importantes a alcanzar. Así se evita el vertedero, se reduce la huella de carbono y se da una segunda vida a los materiales, transformando residuos en productos de alto valor.

Hasta el momento, la solución más extendida en la industria es el triturado de las palas para ser utilizadas después como agregado en hormigones. Sin embargo, esta no será una planta de triturado convencional. Contará con un proceso de advanced recycling por vía térmica a baja temperatura que separa las fibras, tanto de vidrio como de carbono, de la resina, obteniendo materiales con salida real en el mercado:

• Las fibras recuperadas son aptas para aplicaciones estáticas donde la fatiga no es un factor crítico: componentes de automoción, materiales de construcción, piezas estructurales que no exigen la resistencia a fatiga que sí han de tener las palas después de 25 años de funcionamiento.

• La resina, por su parte, se convierte en un aceite con salida en el mercado petroquímico.

Por el momento, y mientras la planta se pone en marcha, RenerCycle ya está trabajando en un horno piloto en Noblejas que permita tratar las primeras palas.

Además, durante todo este tiempo, RenerCycle no ha renunciado a gestionar el reciclaje de palas. De hecho, ya ha gestionado más de 1000 toneladas de diferentes clientes procesadas en instalaciones de terceros. En la página web de RenerCycle se pueden consultar las cifras actualizadas de material tratado.

🔭 Expansión y lo que viene

Más allá de Montes del Cierzo, también Caparroso y Cabanillas entrarán en ejecución en este 2026. Por otro lado, RenerCycle ya está mirando fuera de España. Han realizado trabajos en Portugal y están participando en procesos de tender internacionales.

El equipo, que actualmente ronda las 18 personas entre oficinas, operarios y estudiantes en prácticas, prevé crecer en los próximos meses. Y el contexto les favorece: en España, el ministerio tiene en marcha varios programas que van a facilitar e incentivar el repowering en los próximos años. El volumen de trabajo entre ahora y 2030 se espera que sea importante.

Los promotores que acometan estos procesos tendrán que decidir con quién lo hacen, con qué estándares y qué nivel de circularidad y valorización quieren conseguir. Y RenerCycle lleva ventaja construyendo las respuestas a esas preguntas.

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Lo más leído de la última edición ha sido: el informe del apagón en España, el vídeo del curioso aerogenerador aerostático chino, los anuncios de nuevas turbinas de Ming Yang.

Por otro lado, la semana pasada publicamos un artículo patrocinado por Ingeteam Wind Energy, en el que hablamos de soluciones Full Converter para aerogeneradores >10 MW. Además, también publicamos la segunda entrega de nuestra nueva sección “Aerogenerador del mes” con un repaso a la Vestas V172-7.2 MW™.

Vamos, ahora sí, con las noticias de la semana.

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🚫 No habrá fábrica de MingYang en UK y otros movimientos

En la misma semana de finales de marzo se han producido tres noticias de fabricación que, juntas, dibujan con bastante claridad hacia dónde se mueve la industria eólica offshore en Europa: el Gobierno británico no apoya el uso de turbinas de MingYang en proyectos offshore del Reino Unido, Vestas anuncia su intención de construir una fábrica de nacelles en el mismo país, y Siemens Gamesa confirma el cierre definitivo de su línea de producción en Brande, Dinamarca.

El veto a MingYang

Para entender la noticia hay que remontarse un par de años. En la edición #76 ya contábamos la aparente contradicción: mientras la UE abría una investigación a los fabricantes chinos por posibles subvenciones ilegales, el Gobierno escocés acogió favorablemente que Ardersier fuese la ubicación preferente elegida por MingYang para su posible inversión. Es cierto que Reino Unido no tiene por qué seguir la política industrial de la UE, pero llamaba la atención.

Ya en la edición #85 analizábamos la entrada de MingYang con sus turbinas de 18,5 MW como suministrador preferente para el parque offshore alemán Waterkant de Luxcara, el primer proyecto europeo que abría las puertas a equipar turbinas chinas en serio y de forma pública.

Primero fue Luxcara quien se bajó del barco sustituyendo a MingYang por SGRE como suministrador preferente. Y ahora ha sido el Gobierno de Keir Starmer quien ha puesto una piedra más en el “sueño” europeo de MingYang con una declaración en la que “no puede apoyar” el uso de aerogeneradores de MingYang en proyectos offshore británicos.

MingYang ha respondido públicamente señalando que es una empresa cotizada en Bolsa de Shanghái y Londres, no estatal, y que lleva dos años desarrollando soluciones técnicas de ciberseguridad específicamente para el mercado británico. Además, argumentan que no existe alternativa directa a su plataforma de 18,5 MW en Europa, y que el veto limita la competencia en un mercado de turbinas ya de por sí restringido.

Vestas anuncia una fábrica en Escocia, con condiciones

Casi al mismo tiempo que el veto a MingYang, Vestas anunció su intención de invertir más de 250 millones de euros en una fábrica de nacelles y hubs para su V236-15.0 MW en Escocia. Estaría en marcha entre 2029 y 2030 y generaría hasta 500 empleos directos. Sería su quinta fábrica europea exclusivamente offshore.

¿Por qué ahora? La respuesta está en la edición #129: la AR7 de enero de 2026 fue la mayor subasta de eólica offshore de la historia del Reino Unido y de Europa, con 8.4 GW adjudicados. Vestas acaba de recibir además dos pedidos en firme de RWE para los parques Vanguard East y Vanguard West, con un total de 184 turbinas V236-15.0 MW, 2.760 MW en total. Una cartera de ese tamaño empieza a justificar fabricación local.

Pero conviene leer la letra pequeña del anuncio: la decisión final de inversión está condicionada a conseguir suficientes pedidos de las subastas AR7 y AR8. Vestas no construirá la fábrica si no hay contratos de por medio. Los precedentes invitan a la cautela: SGRE ya suspendió el año pasado la apertura de una fábrica de nacelles en Esbjerg (Dinamarca), alegando condiciones de mercado y falta de visibilidad y estabilidad.

Siemens Gamesa cierra producción en Brande

Al hilo de esto, Siemens Gamesa ha anunciado que cerrará definitivamente su línea de producción de nacelles en Brande, Dinamarca, tras año y medio de paralización temporal. Afectará a unos 150 trabajadores. La planta seguirá activa para I+D, servicios y funciones administrativas, pero la fabricación en serie termina.

Brande es uno de los enclaves históricos del negocio eólico danés de Siemens, vinculado a Bonus Energy, adquirida por Siemens en 2004. El cierre tiene un peso simbólico considerable.

La explicación estructural parece clara: Dinamarca no tiene visibilidad de un pipeline de proyectos offshore nuevos suficientes que justifiquen la capacidad productiva.

Una reflexión sobre hacia dónde va todo esto

La manufactura offshore europea se mueve hacia donde están los proyectos, y eso ahora mismo significa principalmente el Mar del Norte británico. SGRE mantiene su fábrica de palas en Hull, en el norte de Inglaterra.

Los tres movimientos de esta semana confirman que el mercado offshore europeo tiene ahora mismo, y parece que a medio plazo, solo dos suministradores: Vestas y Siemens Gamesa. Algunos actores del sector advierten que un duopolio como este no es necesariamente bueno a largo plazo.

¿Podría MingYang u otro fabricante chino romper ese duopolio? Mi impresión es que, si ocurre, el camino más probable no pasa por el offshore a corto plazo. Pero en onshore ya está ocurriendo poco a poco: proyectos más pequeños, clientes menos expuestos al escrutinio público, promotores no cotizados en bolsa con menor presión institucional... Es una entrada gradual y discreta, que no genera titulares pero acumula track record.

En offshore, si llega, llegará probablemente por proyectos merchant o con PPAs privados, donde el argumento del apoyo público o del presupuesto gubernamental no aplica. Pero ese tipo de proyectos, con los costes actuales de financiación y construcción offshore, son muy limitados.

📊 El pipeline de parques eólicos flotantes maduros

Un análisis de Aegir Insights repasa el estado del pipeline global de eólica flotante, centrándose en los proyectos más maduros.

Tras un 2024 que marcó un hito con 1,9 GW de contratos de offtake adjudicados, 2025 ha sido un año muy tranquilo en cuanto a grandes hitos en el desarrollo de proyectos. El inicio de 2026 añade 193 MW más, gracias a dos proyectos flotantes adjudicados en la ronda AR7 del Reino Unido.

Pero el diagnóstico general sigue siendo el mismo: pipeline limitado y plazos poco claros. Los mercados con más actividad son el Reino Unido y Francia, con Corea del Sur con el parque de mayor escala pero como candidato incierto por los cambios regulatorios.

Según cuenta Aegir Insights, los retrasos en las subastas francesas y coreanas, sumados a la falta de un pipeline definido en el Reino Unido más allá de AR7, hacen difícil prever cómo evolucionará el sector en los próximos años.

Las dos principales variables a vigilar son la comercialización de las tecnologías de plataforma flotante, donde hay todavía mucha competencia, y la disponibilidad (o no) de turbinas chinas para estos proyectos.

La flotante lleva años con este patrón: anuncios ambiciosos, subastas que se retrasan y un pipeline real bastante más modesto que el teórico. En la #99 dedicábamos el tema principal a la llegada de los parques flotantes a gran escala.

🇩🇪 Cuota de mercado por OEM en Alemania en 2025

Thomas Simons ha publicado un análisis con los datos del Marktstammdatenregister de la Bundesnetzagentur sobre qué fabricantes y modelos se instalaron en Alemania durante 2025.

En onshore, tres fabricantes se lo repartieron casi todo a partes iguales: Nordex lideró con el 31% (1,6 GW), seguido de Vestas con el 30% (1,6 GW) y Enercon con el 29% (1,5 GW). Siemens Gamesa, GE Vernova y eno energy cubrieron el resto. Los modelos más instalados fueron la Vestas V162 (153 unidades), la Enercon E-160 (132) y la Nordex N149 (119). Enercon instaló turbinas ligeramente por debajo de la potencia media del mercado; Siemens Gamesa, por encima.

En offshore, mucha menos variedad: solo dos modelos de dos fabricantes. La SG 11.0-200 DD de Siemens Gamesa dominó con 28 unidades (323,4 MW), y la V236-15 MW de Vestas aportó otras 9 (135 MW). En total, 458 MW offshore en el año.

El reparto tan equilibrado entre Nordex, Vestas y Enercon en onshore es llamativo. Que ningún fabricante supere el 31% en el mayor mercado onshore de Europa es un signo de competencia real, algo que no se ve en todos los mercados.

En la #128 analizábamos en profundidad los 5 GW instalados en Alemania en 2025 y lo que podemos aprender del modelo alemán.

Muy probablemente prepararé algo similar para España durante las próximas semanas. Si no te lo quieres perder, suscríbete.

🌊 El prototipo flotante TetraSpar será desmantelado tras casi cinco años de operación

Stiesdal Offshore, RWE y TEPCO Renewable Power han anunciado el desmantelamiento del TetraSpar Demonstrator, previsto para el verano de 2026.

El prototipo, instalado en julio de 2021 en el METCentre de Karmøy (Noruega) a 200 metros de profundidad, equipa una turbina Siemens Gamesa DD de 3,6 MW y ha generado casi 70 millones de kWh en casi cinco años de operación, con un factor de capacidad acumulado del 50% y una disponibilidad del 98%.

Los datos de operación son espectaculares. Ya los comentamos en la edición #82, cuando el prototipo acumulaba unos números extraordinarios para una tecnología en fase de demostración. Y más aún teniendo en cuenta experiencias no tan buenas en otros prototipos similares.

El desmantelamiento no es el final del proyecto sino, según los propios promotores, la última fase de aprendizaje: al retirar la estructura podrán inspeccionar en detalle el comportamiento real del acero tras casi cinco años, datos que no se pueden obtener de ninguna otra forma.

🏆 Vestas alcanza los 200 GW de aerogeneradores instalados en su historia

A mediados de diciembre de 2025, Vestas alcanzó los 200 GW de aerogeneradores instalados en todo el mundo, convirtiéndose así en el primer OEM en conseguirlo. El hito lo marcó una V172-7.2 MW que se instaló en el proyecto de repotenciación Meppen, en Alemania.

Para llegar hasta aquí, Vestas ha instalado más de 90.000 aerogeneradores en 88 países de los seis continentes. Según cuenta la compañía danesa, con el factor de capacidad medio de Vestas, todos estos aerogeneradores generarían unos 607 TWh al año. Suficiente para abastecer a 174 millones de hogares europeos o cargar durante un año 156 millones de coches eléctricos.

Los 200 GW son potencia instalada acumulada a lo largo de la historia de la compañía, no potencia actualmente en operación. Por otro lado, Vestas publicó hace ya un par de años que había alcanzado los 150 GW en mantenimiento. Así que, a grandes rasgos y sin tener en cuenta posibles contratos multibrand, no andaríamos muy lejos si decimos que Vestas mantiene más del 75% de su flota.

La compañía fue también la primera en llegar a los 100 GW, hito que alcanzó a finales de 2018. Si los primeros 100 GW le llevaron cuatro décadas, los segundos 100 GW los ha instalado en menos de siete años.

🌊 Goldwind instala el aerogenerador más grande del mundo offshore

El pasado mes de enero, China Three Gorges y Goldwind instalaron en aguas de Fujian el primer aerogenerador offshore de 20 MW del mundo. La turbina, denominada GWH300-20, se ubica a más de 30 km de la costa a un lugar con 40 metros de profundidad, y forma parte del Programa Nacional de I+D de China.

La ficha técnica habla por sí sola: 300 metros de diámetro de rotor, palas de 147 metros, altura de buje de 145 metros, lo que quiere decir que las palas son más largas que la propia torre. No tocan el agua gracias a la altura del jacket 😅

Uno de los datos más llamativos es el peso: según la información disponible, menos de 40 toneladas por MW, más de un 20% por debajo de la media del sector. En un negocio donde el tamaño de las cimentaciones y los buques de instalación depende directamente del peso de la turbina, reducir el peso por MW es tan importante como aumentar la potencia.

En 2024 instalaron la GWH252-16MW sobre un flotador semi-sumergible, convirtiéndola en el aerogenerador flotante más grande del mundo, como contamos en la edición #120. Y antes, en la edición #46, ya contábamos cómo Goldwind había instalado el que entonces era el aerogenerador más grande del mundo: 16 MW y 252 metros de rotor, también en fondo fijo.

Me llama la atención que en todas las fuentes aparezca China Three Gorges, uno de los mayores promotores de renovables del mund, como co-desarrollador de la turbina junto a Goldwind. En occidente estamos acostumbrados a una separación clara entre OEM y promotor. Aquí esa línea se difumina bastante.

No sé hasta qué punto CTG ha participado en el diseño real de la máquina o si su papel ha sido más de financiador y cliente, pero la forma en que se presenta la colaboración es cuanto menos curiosa.

⚙️ El prototipo de torre Nabralift de 188 metros con aerogenerador Envision ya está operativa

Nuestro patrocinador Nabrawind ha anunciado que la primera unidad de su torre Nabralift con una Envision EN182-7.8MW está ya operativa a plena potencia en el test center de Envision en China.

17 unidades de este mismo modelo serán instaladas en el proyecto Nullagine en Pilbara, Australia Occidental, y propiedad de Fortescue.

No es la primera vez que hablamos de este proyecto por aquí. En la edición #120 contamos que Nabrawind había sido adquirida al 100% por Fortescue, la minera australiana que ya era accionista desde 2023. Junto con la compra, Fortescue anunció también la construcción de este parque eólico 132 MW como primer proyecto con tecnología Nabrawind. Y si todo va bien, los planes de descarbonización de Fortescue podrían traer más pedidos.

Recientemente, en la edición #130, cubríamos el inicio de la construcción de Nullagine y el prototipo con Envision en China. La puesta en marcha de la primera unidad cierra el círculo de una historia que llevamos siguiendo desde hace tiempo.

Muchas gracias por leer Windletter y muchas gracias a Tetrace, RenerCycle, Nabrawind e Ingeteam, nuestros patrocinadores principales, por hacerla posible.

¡Nos vemos en la siguiente!

Disclaimer: Las opiniones presentadas en Windletter son mías y no reflejan necesariamente los puntos de vista de mi empleador

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Nueva edición de la sección “Aerogenerador del mes”, escrita en cooperación con Pablo Carazo. Para el que no la conozca, Windtechs es una consultora y Market Intelligence especializado en tecnología de aerogeneradores.

Cada mes, Pablo y yo os vamos a traer el análisis de uno de los principales aerogeneradores disponibles en el mercado, tanto onshore como offshore.

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Vestas V172-7.2 MW™ EnVentus

La V172-7.2 MW™, es la apuesta de Vestas en el segmento onshore de gran rotor. El aerogenerador se integra dentro de la familia EnVentus, una plataforma que Vestas ha ido escalando progresivamente desde los modelos V150-6.2 MW y V162-6.2 MW.

Con un rotor de 172 metros y una potencia de hasta 7,2 MW, está diseñado específicamente para emplazamientos de viento bajo y medio, donde promete incrementos de producción anual de hasta un 12% frente a su predecesora, la V162-6.2 MW.

Además, la plataforma EnVentus comparte arquitectura y varios componentes tanto en onshore como en offshore, en lo que es una apuesta de Vestas por la estandarización y la modularidad.

Como curiosidad, como consecuencia de esta apuesta por la modularidad, la plataforma EnVentus tiene los primeros aerogeneradores comerciales asimétricos estéticamente.

Especificaciones principales

• Potencia nominal: 7,2 MW (con modos flexibles de 6,8 MW y 6,5 MW)

• Rotor / Área de barrido: 172 m / 23.235 m2

• Densidad de potencia: 310 W/m2 (a 7,2 MW)

• Alturas de buje:

  • Acero: 114, 150, 166 m

  • Híbridas (homigón-acero): de 164, 175 y 199 metros, esta última en colaboración con Max Bögl.

• Drivetrain: Medium Speed PMSG

• Clase IEC 61400-1: Clase S

• Cut-in / Cut-out: 3 - 25 m/s

• Ruido: 107,8 dB a 7,2 MW

• Vida útil de diseño: 25 años

• Variantes climáticas:

  • Estándar: –20 °C a +45 °C (puede haber derating)

  • Baja temperatura: climas fríos desde –30 °C a +45 °C (puede haber derating)

  • High Temperature: incluye intercambiador de calor sobre nacelle.

• Certificación:

  • Provisional Type Certificate

  • Preliminary prototype declaration MOE 18-EZE-0042-08

  • IECRE Type Certificate

Arquitectura y diseño

Drivetrain:

• Eje principal: soportado en dos rodamientos principales de rodillos cónicos

  precargados quedando la multiplicadora y generador en voladizo.

• Multiplicadora: de media velocidad ~420 rpm, dos etapas planetarias

• Vestas trabaja con ZF Wind Power y Winergy para la fabricación del powertrain integrado (multiplicadora y generador en un mismo chasis).

Sistema eléctrico:

• Generador síncrono de imanes permanentes de 36 polos

• Convertidor total en nacelle (full converter)

• Transformador en nacelle, sumergido en éster

• Celda media tensión SF6, ubicada en ground

Pitch: hidráulico, 1 cilindro por pala, con ajuste monopala

Yaw: hasta 14 motorreductores dependiendo de las condiciones climáticas del emplazamiento. Cojinetes de deslizamiento precargado con pastillas de PETP y frenos integrados en los propios motores del accionamiento y en los cojinetes.

Pala:

• 84,3 m de longitud

• Fabricada en fibra de vidrio y fibra de carbono en la viga principal (sparcap)

• Rodamiento de rodillos de triple hilera

• Testeada en: (desconocido)

Prototipos instalados y primera instalación comercial

• Torre de acero de 150m, primer prototipo instalado en Østerild, Dinamarca, en julio de 2024

• Torre híbrida 175m, primera instalación comercial en Alemania, instalado en junio de 2025

Fabricación inhouse

• Palas: Daimiel, Goleniow (Polonia, antigua planta de LM comprada por

  Vestas), Naskov y Lem (ambas en Dinamarca)

• Nacelles: Ringkobing y Lindo (ambas en Dinamarca)

Track record y pipeline comercial

El primer pedido de la V172-7.2 MW fue anunciado en octubre de 2023 (proyecto en Alemania).

A fecha de mayo de 2025, Vestas reportaba 1 GW de ventas para variantes onshore 7+ MW (incluye V172). Europa y Australia son los principales mercados de esta plataforma.

Competidores

• Nordex N175/6.X

• Siemens Gamesa 7.0-170

• Enercon E175 EP5 E2 (7.0 MW)

• Goldwind GWH175-7.8 MW / GWH170-7.2 MW

• Envision EN-171/8.X

Fuentes y enlaces

• V172-7.2 MW™ en la página oficial de Vestas

• Nota de prensa de lanzamiento

• Imágenes en wind-turbine-models.com

Para una due diligence completa de esta plataforma, contacta con Windtechs.

Muchas gracias por leer Windletter y muchas gracias a Tetrace, RenerCycle, Nabrawind e Ingeteam, nuestros patrocinadores principales, por hacerla posible. Si te ha gustado:

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Vamos hoy con una edición patrocinada por Ingeteam Wind Energy. Para Windletter es todo un lujo contar con Ingeteam, quien además se ha incorporado recientemente como sponsor principal, como patrocinador de esta edición.

Que una compañía como Ingeteam haya querido explicar con nosotros y de primera mano en qué están trabajando es una oportunidad que no podíamos dejar pasar.

Quédate conmigo.

Del DFIG al full converter de baja tensión: el reto eléctrico de la próxima generación de turbinas

Conforme el tamaño de los aerogeneradores aumenta, hay una pregunta técnica que lleva años madurando en los departamentos de ingeniería de los OEMs y que ahora está llegando al centro de las decisiones de plataforma: ¿qué drive train y convertidor de potencia instalas en una turbina de 10, 12 o 15 MW?

Durante décadas, esa respuesta fue casi automática: DFIG con convertidor de potencia parcial. El sistema con generador doblemente alimentado dominó el mercado porque era maduro, competitivo en coste y suficiente para el rango de potencia en el que operaba la industria. De hecho, todavía a día de hoy sigue dominando el mercado onshore, aunque parece que la tendencia empieza a cambiar hacia soluciones full converter.

El DFIG tiene límites físicos que se hacen más evidentes conforme escalan las turbinas. Su capacidad de potencia reactiva es limitada. El cumplimiento de los códigos de red más exigentes, especialmente en lo relativo al Fault Ride Through, se complica. Y la gestión del sistema eléctrico en el conjunto de la turbina crece en complejidad.

La alternativa natural es el full converter (FC), que desacopla completamente el generador de la red y permite un control eléctrico mucho más flexible y con mayor capacidad de respuesta ante perturbaciones.

Pero el FC tiene su propio reto histórico: escalar a potencias de 10 MW o más implicaba casi siempre pasar a arquitecturas de media tensión (MV), con la complejidad de diseño, integración y mantenimiento que eso supone dentro de la nacelle.

¿Qué pasa si ese salto a media tensión ya no es necesario?

De la media a la baja tensión: lo que ha cambiado

Los avances en tecnología de semiconductores de potencia han abierto una puerta que antes estaba cerrada. Los nuevos IGBTs por encima de 1.700 V, con diseños de baja inductancia que reducen efectos parásitos y mejoran el comportamiento en conmutación, permiten ahora construir full converters de baja tensión (LV) capaces de operar en el rango de 10 a 15 MW. La física no ha cambiado, pero los materiales y los diseños de packaging sí.

Ingeteam lleva casi 30 años en el sector eólico y ha instalado más de 35.000 unidades de convertidor de potencia, representando en torno a 90 GW de capacidad acumulada. Esa experiencia en baja y media tensión, tanto para DFIG como para FC, en onshore y offshore, es la base sobre la que han construido su familia LV FC: una línea de full converters de baja tensión para aerogeneradores a partir de 10 MW.

La arquitectura es modular y escalable. Para potencias por debajo de 6 MW, una sola línea de conversión es suficiente. Para el rango de 6 a 15 MW se utilizan dos líneas en paralelo. Dentro de cada módulo de potencia se pueden instalar hasta cuatro submódulos en paralelo por fase, y el conjunto está diseñado también para integrar tecnologías de semiconductores futuras, incluyendo carburo de silicio (SiC), sin necesidad de rediseñar el convertidor completo.

En cuanto a las especificaciones eléctricas, la tensión de salida es de 690, 750 o 950 Vac, con una eficiencia a potencia nominal igual o superior al 97,5%. El convertidor es compatible con todos los tipos de generador habituales en la industria (IG, EESG y PMG), tanto en aplicaciones onshore como offshore, y cumple con los códigos de red más exigentes del mercado: ONS & ANEEL (Brasil), CERC/CEA (India), E.ON, VDE AR-N 4120, BDEW y FGW (Alemania), FERC (Estados Unidos), NGET (Reino Unido), NERSA (Sudáfrica), REE (España) y AEMC (Australia), entre otros.

Mantenibilidad: el argumento que no suele aparecer en los catálogos

Uno de los aspectos más interesantes del LV FC es el énfasis en la mantenibilidad desde la fase de diseño. La razón de fondo es económica: el OPEX de un parque eólico a lo largo de su vida útil depende en buena medida de lo rápido y barato que resulte intervenir cuando algo falla en cualquier componente. Y el convertidor es un componente clave.

El LV FC desarrollado por Ingeteam incorpora acceso frontal a los módulos de potencia y componentes retirables sin necesidad de desmontar el conjunto completo. La arquitectura permite sustituir unidades estandarizadas en campo, reduciendo los tiempos de intervención y, con ellos, las horas de producción perdidas.

La misma lógica modular que facilita el mantenimiento hoy permite escalar la potencia en el futuro, ya sea añadiendo módulos o integrando semiconductores de mayor rating cuando estén disponibles.

Es una decisión de diseño que tiene impacto directo en el LCoE del proyecto, no solo en el precio del componente.

Validación y ciberseguridad: sin atajos en ninguno de los dos frentes

Un producto nuevo en el mercado de los convertidores para grandes turbinas vale exactamente lo que vale su proceso de validación. Y aquí Ingeteam no ha tomado atajos.

Los algoritmos de control se desarrollan y validan mediante plataformas SIL (Software-in-the-Loop) y HIL (Hardware-in-the-Loop) antes de llegar al banco de pruebas físico, lo que permite detectar problemas de integración en fases tempranas y adaptar el firmware a nuevos códigos de red con mayor agilidad.

Los módulos de potencia se someten además a análisis de vida útil basados en perfiles de operación específicos de cada plataforma, con evaluaciones de series temporales que cubren el ciclo de vida completo del aerogenerador.

A todo ello se suma el marco de certificación: los convertidores de Ingeteam están producidos bajo certificaciones CE, UL y DNV, y la empresa participa activamente en comités de normalización internacionales como IEC TC22, IEC TC88 e IECRE, lo que le permite anticipar requisitos regulatorios desde la propia fase de diseño.

El segundo frente es la ciberseguridad. A medida que la conectividad remota de turbinas y parques se expande, el convertidor se convierte en un nodo conectado y, por tanto, en un vector potencial de acceso no autorizado a sistemas críticos.

La respuesta de Ingeteam pasa por su CCU (Converter Control Unit) propietario, diseñado con enfoque secure-by-design alineado con IEC 62443-4-2: comunicación cifrada con certificados X.509, autenticación mutua entre hardware y firmware, y aislamiento físico entre los núcleos dedicados a comunicación, control y protección crítica.

No es solo cumplimiento normativo: un convertidor que no acredite estos estándares puede convertirse en un cuello de botella en la certificación del aerogenerador completo.

Más allá del convertidor

El LV FC es la pieza más reciente y técnicamente más avanzada del portfolio de Ingeteam Wind Energy, pero no la única. La empresa trabaja con OEMs, utilities y asset owners combinando producto y servicio a lo largo de toda la cadena de valor: convertidores de potencia, generadores INDAR, sistemas de control y SCADA, repuestos, reparaciones, formación técnica y soporte en campo. También ofrecen supervisión de flota, servicios de extensión de vida útil y reparación multimarca.

El enfoque de producto integrado cobra especial relevancia en el caso del LV FC. Cuando el convertidor y el generador los diseña el mismo equipo, es posible optimizar conjuntamente los parámetros eléctricos de ambos componentes, lo que permite identificar la solución más eficiente para cada plataforma en lugar de optimizar cada pieza por separado.

Al mismo tiempo, el LV FC mantiene compatibilidad con generadores de otros fabricantes: el OEM no queda atado a un solo proveedor, lo que tiene valor real en términos de gestión del supply chain y flexibilidad ante cambios en los mercados.

Con casi 30 años de experiencia, 15 ubicaciones globales, producción en cuatro continentes y una inversión anual del 5,5% de la facturación en I+D, Ingeteam tiene el tamaño y el recorrido para respaldarlo.

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Lo más leído de la última edición ha sido: el vídeo del buque para grandes correctivos offshore, el estudio de Vatenfall sobre la avifauna, el repowering en la Antártida.

Vamos, ahora sí, con las noticias de la semana.

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🔌Sobre el apagón en España

Casi un año después del mayor apagón eléctrico en Europa en las últimas dos décadas, el Panel de Expertos designado por ENTSO-E ha publicado su informe final. Hablamos de nada menos que 470 páginas, muy densas y con mucho contenido técnico.

A pesar de que han llovido (y seguirán haciéndolo) ríos de tinta estos días, creo que merecía la pena intentar extraer lo más relevante del informe para vosotros, los lectores de Windletter.

Una de las primeras conclusiones que se extrae del informe es que el apagón no tuvo una causa única. Fue la combinación de múltiples factores que ocurrieron de forma simultánea y se retroalimentaron entre sí. Dicho esto, se puede tirar de diferentes hilos que conectan casi todos esos factores.

84 segundos que lo cambiaron todo. El 28 de abril de 2025, a las 12:32:00, el sistema eléctrico de la Península Ibérica empezó a experimentar una subida de tensión rápida e incontrolable.

Según publica el informe, en los 84 segundos siguientes se acumularon más de 2,5 GW entre pérdidas de generación, reducciones rápidas de potencia y aumento neto de carga en distribución. A las 12:33:19, comenzaba la pérdida de sincronismo de España y Portugal con el resto del sistema europeo. Segundos después, el apagón total.

El problema de fondo: el control de tensión. El propio informe lo dice con claridad:

“The key phenomenon in the incident was the non-effectiveness of voltage control.”

Para entenderlo tenemos que hablar de potencia reactiva, que es la encargada de regular la tensión en la red. Cuando la tensión sube demasiado, se necesitan recursos capaces de absorberla: modificar el factor de potencia de las plantas de generación o conectar reactancias, principalmente.

Si no se actúa a tiempo, la tensión sigue subiendo hasta que los sistemas de protección de las plantas de generación empiezan a desconectarse por sobretensión. Esto reduce aún más la capacidad de absorción de reactiva... y así hasta el colapso.

Según publica el informe, el día del apagón, el mecanismo de control de tensión tenía tres problemas graves y simultáneos:

1. Primero: las plantas renovables operaban con factor de potencia fijo. Según los requisitos aplicables el día del incidente, los generadores renovables seguían un factor de potencia fijo para la provisión de reactiva. Esto significa que no respondían dinámicamente a las variaciones de tensión y por lo tanto no contribuían eficazmente al control de tensión. Cuando la tensión subía, simplemente no hacían nada al respecto porque la normativa española vigente no se lo pedía. No es un fallo de los inversores, sino de cómo los estábamos usando.

2. Segundo: los generadores convencionales no cumplían sus requisitos de reactiva todo el tiempo. El informe observa que varias plantas de generación convencionales alcanzaron su referencia de potencia reactiva en menos del 75% de las muestras horarias. Es decir, en muchos casos, no estaban cumpliendo con las expectativas del operador del sistema. Y lo más relevante: la normativa aplicable no incluía criterios sobre comportamiento dinámico, ni consecuencias económicas por incumplir.

1. Tercero: las reactancias shunt se operaban manualmente. Las reactancias son elementos que absorben potencia reactiva de forma directa, en forma de escalón, cuando se conectan. Según el informe, el día del apagón, en el sur de España, solo el 32,5% de la capacidad de reactancias disponible estaba conectada. El resto esperaba que los operadores tomaran la decisión de activarlo (de forma manual). Cuando la tensión empezó a dispararse, la velocidad del fenómeno superó la capacidad de respuesta humana.

Adicionalmente, se mencionan otros dos puntos clave:

1. Oscilaciones que precedieron al apagón. En los 30 minutos anteriores al apagón se produjeron dos episodios de oscilaciones. El primero, entre las 12:03 y las 12:08, fue una oscilación forzada a 0,63 Hz de carácter local. El informe concluye que fue una inestabilidad asociada a convertidores (converter-driven forced oscillation). El segundo episodio, entre las 12:19 y las 12:22, fue una oscilación inter-área a 0,2 Hz del modo Este-Centro-Oeste del sistema síncrono europeo. Las medidas tomadas para mitigarla fueron efectivas, pero tuvieron el efecto secundario de aumentar la tensión en el sistema ibérico.

2. Protecciones que dispararon antes de lo necesario. El informe menciona explícitamente que en una parte significativa de la plantas de generación los umbrales de desconexión por sobretensión estaban por debajo de los límites establecidos en la normativa, o no estaban alineados con las necesidades del sistema. Cuando la tensión empezó a subir, muchos generadores se desconectaron antes de lo que deberían.

Ante esta situación, los planes de defensa del sistema se activaron automáticamente. Según el informe, el deslastre de carga funcionó como estaba diseñado. Pero no fue suficiente: las sucesivas desconexiones fueron tan rápidas que el sistema llegó al punto de no retorno.

¿Y qué se podría haber hecho? Según las simulaciones del panel de expertos:

1. Conexión automática de reactancias shunt. De haberse conectado de forma automática, se habría mejorado la capacidad de respuesta ante una sobretensión que evolucionó rápido.

2. Disponer de mayores márgenes de potencia reactiva habría permitido al sistema operar a niveles de tensión más bajos y mantener la estabilidad general.

3. Nuevos condensadores síncronos: las simulaciones con ocho nuevos condensadores, previstos en la planificación 2021-2026 de Red Eléctrica, muestran que su presencia habría reforzado la capacidad del sistema para evitar los disparos en cascada.

Conclusiones y futuro

El apagón del 28 de abril tiene un mensaje claro para el sector eólico y renovable en general: el modo de operación de las instalaciones renovables importa para la estabilidad del sistema.

Hasta ahora, en España, los parques eólicos y plantas solares operaban con factor de potencia fijo, sin contribuir al control de tensión de forma dinámica. Y no es que lo hicieran por incapacidad técnica, sino por ausencia de un marco regulatorio que lo exigiera. Pero cuando la penetración de estas tecnologías supera ciertos umbrales, esa contribución debe dejar de ser opcional.

Para tener capacidad de control de tensión, desde el apagón, Red Eléctrica lleva operando en lo que se denomina "modo reforzado": la inclusión por restricciones técnicas de centrales convencionales (principalmente ciclos combinados) que no casan en el mercado eléctrico por precio, desplazando principalmente generación renovable más barata. Esto nos está costando a los consumidores cientos de millones de euros y ha provocado un aumento significativo en los curtailments de renovables.

Sin embargo, la respuesta a futuro pasa por otra vía: habilitar a las propias centrales renovables para el control dinámico de tensión. Desde el apagón se ha acelerado ese proceso de homologación, y según datos de la propia Red Eléctrica, a 16 de febrero de 2026, 365 instalaciones (ojo, de todas las tecnologías) han solicitado su habilitación, se han realizado pruebas a 155, y 74 de ellas las han superado, con una potencia total de 6,7 GW.

Todavía pocas respecto a lo que el sistema necesita, pero el ritmo se ha acelerado, impulsado por las ventajas asociadas a esta modalidad: nuevas líneas de ingresos (aunque esto debería mejorar), relajación de rampas y prioridad de despacho. A medida que el número de instalaciones homologadas crezca, el coste de las restricciones técnicas y los curtailments deberían reducirse.

El informe completo está disponible en la web de ENTSO-E.

🤯 Ming Yang planea una turbina onshore de 5 MW con 223 metros de rotor y una offshore de 30 MW

Un artículo exclusivo de Windpower Monthly firmado por Eize De Vries desvela los próximos movimientos tecnológicos de Ming Yang basados en su nuevo concepto de drivetrain MCD 2.0. Dos anuncios destacan sobre el resto.

El primero, en onshore: la MCD5.0-223, de 5 MW y 223 metros de rotor, prevista para prototipo en julio. La densidad de potencia es de 128 W/m², diseñada para sitios con velocidades medias de viento de entre 4 y 5,5 m/s y turbulencia alta (clase IEC A). Como referencia, los modelos actuales con menor densidad de potencia en el mercado rondan los 200 W/m². Este es un tema que me parece súper interesante, probablemente lo analizaremos en detalle en una futura Windstory.

El segundo, en offshore: la MySE30-330, de 30 MW y 330 metros de rotor, con palas de unos 162 metros. El prototipo está previsto para el primer trimestre de 2027 y apuntará inicialmente a los mercados de Guangdong y Fujian.

Respecto al MCD 2.0, Ming Yang afirma que el nuevo drivetrain reduce un 60% los componentes de transmisión respecto a su generación anterior y ahorra un 50% en costes de mano de obra.

Ming Yang lleva años siendo el fabricante que marca el ritmo de los anuncios récord e innovaciones disruptoras. En la #56 cubríamos su gigante de 22 MW y 310 metros de rotor, y en la #63 la primera unidad fabricada de su plataforma de 18-20 MW. Por no hablar de su prototipo flotante de doble rotor.

🌊 El parque eólico flotante Eolmed aguanta la tormenta Nils con rachas de 144 km/h

El parque flotante Eolmed, frente a Port-la-Nouvelle en el Mediterráneo francés, fue azotado por la tor

menta Nils, con rachas de hasta 144 km/h, sin incidencias. Las turbinas siguieron operando y generando durante el temporal, lo que para el equipo de Eolmed es una demostración más de la solidez del proyecto en condiciones extremas.

El parque, compuesto por tres Vestas V174-10.0 MW sobre plataformas flotantes de BW Ideol, es uno de los demostradores de eólica flotante más avanzados de Europa.

Eolmed lleva años siendo una de las referencias más seguidas en Windletter dentro del mundo flotante: desde la llegada de las turbinas hasta la botadura de las plataformas en la #120.

No es el único demostrador flotante que ha pasado por condiciones extremas: en la Windstory #10 sobre el DemoSATH ya recogimos que la plataforma de Saitec había aguantado olas de hasta 10,78 metros y rachas de hasta 100 km/h en el BIMEP. Los demostradores están acumulando un historial que el sector necesita.

🌬️ Envision firma 128 MW nearshore en Vietnam con turbinas offshore de 8.X MW

Envision Energy ha firmado un contrato con REE Group para suministrar 16 turbinas EN-226/8.X MW en la provincia de Vinh Long, con una capacidad total de 128 MW. El proyecto se presenta como el primer uso de turbinas offshore de gran rotor en el país. La conexión a red está prevista para octubre de 2026.

Antes de seguir: ¿qué es exactamente un proyecto nearshore? El término describe instalaciones en aguas poco profundas, muy cerca de la costa, que técnicamente son offshore pero que en la práctica comparten características con los proyectos onshore en cuanto a logística y acceso.

Vietnam lleva años siendo uno de los principales mercados nearshore del mundo. Durante mucho tiempo, los OEMs occidentales vendían allí versiones “adaptadas” de sus turbinas onshore, diseñadas para aguantar la salinidad y la humedad del entorno costero, pero sin ser modelos offshore como tal. Eso está cambiando.

La turbina elegida para este proyecto tiene un rotor de 226 metros y una potencia de 8.X MW), es decir, adaptada para vientos bajos.

La evolución del mercado nearshore vietnamita en pocos años es llamativa. Los fabricantes chinos habían empezado a llegar, con Goldwind instalando modelos onshore en parques nearshore. Ahora Envision va un paso más allá.

🌊 La Declaración de Hamburgo: 300 GW offshore en el Mar del Norte para 2050

El pasado 26 de enero, nueve países europeos (Bélgica, Dinamarca, Francia, Alemania, Irlanda, Luxemburgo, Países Bajos, Noruega y Reino Unido) firmaron en Hamburgo la tercera declaración del North Sea Summit. El documento reafirma el objetivo de 300 GW de eólica offshore en el Mar del Norte para 2050, con hasta 100 GW desarrollados a través de proyectos de cooperación transfronteriza entre países.

Los compromisos concretos incluyen: pipeline estable de subastas, CfDs y PPAs transfronterizos, un marco de financiación offshore con apoyo del BEI, reducción del 30% del LCOE…

La declaración también dedica un capítulo específico a la seguridad de infraestructuras: coordinación militar y civil, ciberdefensa, ejercicios conjuntos y actuación contra buques de bandera dudosa. El contexto geopolítico, con la guerra en Ucrania de fondo, está muy presente en el texto. En la #94 ya veíamos cómo la geopolítica puede cancelar decenas de GW offshore.

Las declaraciones del North Sea Summit tienen el problema habitual de los grandes acuerdos políticos: son ambiciosas en objetivos pero poco concretas en mecanismos de ejecución. Incluso el análisis que acompaña a la declaración reconoce que unos 100 GW de los 300 GW objetivo no son económicamente viables a día de hoy.

La pregunta relevante no es si los gobiernos se han puesto de acuerdo en querer 300 GW, sino si los instrumentos concretos (CfDs, OFF, reducción de LCOE) serán suficientes para desbloquear esa inversión.

🏗️ Imágenes de la construcción de la torre híbrida hormigón-acero de 179 metros de la Nordex N175/6.X

El parque eólico de Mahlsdorf (Brandeburgo) acaba de completar la instalación de 10 unidades N175-6.8 MW con torre híbrida de acero y hormigón de 179 metros de altura de buje, convirtiéndose en el primero de Nordex con esta configuración.

Según cuenta el desarrollador UKA – Der Energieparkentwickler en el post de LinkedIn, el montaje ha requerido grúas con alturas de gancho extremas, ventanas meteorológicas muy ajustadas y coordinación precisa entre equipos trabajando en altura.

Lo relevante de la torre no es solo su altura: es que Nordex la ha desarrollado completamente in-house. En el Norte de Europa, habitual que los OEMs dependan de especialistas externos (Max Bögl es el nombre más conocido) para este tipo de soluciones, lo que implica compartir márgenes y ceder parte del control técnico.

Nordex lleva más de 15 años acumulando experiencia en torres de hormigón en mercados como Brasil, Sudáfrica o México, con más de 2.500 unidades instaladas, y ha canalizado todo ese conocimiento en esta torre híbrida. Lo contábamos cuando instalaron el primer prototipo en la #63 y cuando montaron el prototipo de la N175 con esta configuración en la #102.

🪁 China conecta a la red un generador eólico aerostático de 2 MW

El pasado enero, Beijing Lanyi Yunchuan completó el primer vuelo conectado a red de su sistema S2000: un aeróstato de helio que eleva varios rotores eólicos hasta 2.000 metros de altitud, donde el viento es más fuerte y estable. La electricidad baja por el propio cable de amarre, que hace también de conductor. Durante la prueba generó unos 385 kWh.

Tengo que reconocer que la primera vez que lo vi no me lo creía. En tiempos de IA, hay que afinar el ojo crítico. Pero resulta que en China todo es posible.

El concepto se diferencia de los sistemas AWE (Airborne Wind Energy) basados en cometas dinámicas. En este caso, en lugar de aprovechar la sustentación aerodinámica, se aprovecha la flotabilidad estática.

Eso simplifica el control en vuelo, pero plantea otros problemas: durabilidad del globo frente a UV y ciclos de temperatura, retención de helio a largo plazo y fatiga del cable. La potencia de diseño nominal es de hasta 3 MW en condiciones óptimas, aunque no hay datos de operación sostenida ni factores de capacidad verificados.

Hay otro obstáculo no menor: estar estacionado de forma permanente a 2.000 metros de altura interfiere con la normativa de aviación. Cualquier despliegue a escala requerirá coordinación, nada sencilla, con autoridades aeronáuticas.

Me encantaría saber si alguien ha calculado un LCOE razonable para esto 😅

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¡Estamos de vuelta! Y volvemos con grandes noticias.

Nuestros patrocinadores principales, Tetrace, RenerCycle y Nabrawind han renovado su acuerdo con Windletter. Además, como ya habréis comprobado, incorporamos a Ingeteam Wind Energy como nuevo patrocinador.

Muchísimas gracias a todos por apoyar Windletter y por contribuir a la difusión del conocimiento y la divulgación en torno al sector eólico.

Por otro lado, durante las últimas semanas, y con motivo de mi permiso de paternidad 👶, la programación ha sido diferente a la habitual. En lugar de las ediciones de actualidad, hemos publicado contenidos en formato reportaje, con historias interesantes del sector. Si te los has perdido, revisa tu bandeja de entrada. Te los dejo también por aquí:

• El día que un pequeño pueblo de Albacete tuvo el aerogenerador offshore más potente del mundo

• 25 años de eólica marina en Reino Unido

• OptiGen: la startup que quiere revolucionar el drivetrain de los aerogeneradores direct drive (parte I) y (parte II)

• El prototipo flotante de Saitec Offshore Technologies, dos años después

También hemos estrenado la sección “Wind Turbine of the Month”, en la que repasamos cada mes un modelo de aerogenerador. La primera entrega ha estado dedicada a la Nordex N175/6.X Delta4000 y la edición de este mes ya está preparada, así que estad atentos 👀.

Y vamos, ahora sí, con las noticias de la semana. Había ganas de volver a decir eso 🙂

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📊 La energía eólica en Europa: estadísticas de 2025 y perspectivas a 2030

De forma anual, WindEurope publica un informe en el que recoge los datos y estadísticas del sector durante el año anterior, además de realizar algunas previsiones a futuro. En esta edición, el foco está en 2025 y en las perspectivas para el periodo 2026-2030. Puedes leer el análisis de 2024 aquí y el de 2023 aquí.

Merece la pena echarle una ojeada a estos informes, ya que permiten tener una foto general de la eólica en el viejo continente, ver qué países están mejor y cuáles peor, los problemas de cada uno… desde la perspectiva tanto de onshore como de offshore. Yo personalmente siempre los espero con muchas ganas.

Así que, después de la lectura de rigor, vamos con los principales highlights y algunas conclusiones que recoge el informe de 2025.

▶ Instalaciones

Europa instaló un total de 19,1 GW de nueva potencia eólica en 2025, de los cuales el 90% (17,2 GW) fueron onshore y el 10% restante (2,0 GW) offshore. Esto supone un notable incremento frente a 2024, cuando Europa instaló 16,4 GW (13,9 y 2.6 GW respectivamente).

Los países que más eólica instalaron fueron:

1. 🇩🇪 Alemania: 5.232 MW onshore / 503 MW offshore

2. 🇹🇷 Turquía: 2.142 MW onshore / 0 MW offshore

3. 🇸🇪 Suecia: 1.767 MW onshore / 0 MW offshore

4. 🇪🇸 España: 1.563 MW onshore / 0 MW offshore

5. 🇫🇷 Francia: 1.006 MW onshore / 408 MW offshore

6. 🇬🇧 Reino Unido: 201 MW onshore / 1.049 MW offshore

7. 🇫🇮 Finlandia: 1.023 MW onshore / 0 MW offshore

8. 🇵🇱 Polonia: 800 MW onshore / 0 MW offshore

9. 🇱🇹 Lituania: 759 MW onshore / 0 MW offshore

10. 🇮🇹 Italia: 579 MW onshore / 0 MW offshore

Alemania volvió a ser con mucha diferencia la locomotora de Europa con 5,7 GW instalados, el 30% del total. Es digno de admiración la velocidad de crucero que está cogiendo el sector onshore en Europa.

Después aparecen Turquía (2,1 GW) y Suecia (1,8 GW), mientras que España recupera algo de pulso y sube hasta 1,6 GW. Francia se queda en 1,4 GW gracias a cierta ayuda de la offshore, y Reino Unido volvió a apoyarse sobre todo en la marina para cerrar el top 6.

No ha sido un año especialmente boyante para la offshore: Alemania, Francia y Reino Unido fueron los únicos países que conectaron nueva capacidad. En total, 2 GW, la cifra más baja desde 2016. Aunque ya sabemos que la offshore es muy cíclica y los tiempos de construcción se alargan mucho.

En potencia acumulada, Alemania sigue liderando con 77,7 GW, seguida por España con 33,2 GW y Reino Unido con 32,9 GW.

En total, Europa alcanza ya los 304 GW acumulados de potencia eólica instalada.

▶ Potencia media de los aerogeneradores

Un gráfico que personalmente me sigue gustando mucho es el de la potencia media de los aerogeneradores instalados por país.

La potencia media de los aerogeneradores onshore instalados en 2025 en Europa fue de 5,2 MW, frente a los 4,6 MW de 2024. Aquí sí se aprecia un salto más claro que el del año pasado, cuando solo se pasó de 4,5 a 4,6 MW. Mi interpretación es que la instalación de máquinas 6.X-7.X ya está cogiendo velocidad de crucero.

Por países, los aerogeneradores onshore más potentes se instalaron en Rumanía, con una media de 6,6 MW, seguida de Finlandia (6,5 MW) y Suecia (6,4 MW). Lituania volvió a situarse arriba con 6,2 MW y España subió hasta los 5,7 MW. Francia, aunque mejora frente a 2024, sigue muy por debajo de la media europea con 3,5 MW debido a temas de permitting.

En eólica marina, la potencia media de los aerogeneradores conectados a red fue de 10,7 MW, por encima de los 10,1 MW de 2024. Alemania conectó las turbinas offshore más potentes de media, con 12,3 MW, por delante de Reino Unido con 11,4 MW. Una vez mas, Francia se queda más atrás con máquinas de 8 MW en Îles d’Yeu y Noirmoutier.

Un dato interesante adicional: los pedidos offshore firmados en 2025 ya promedian 14,6 MW, lo que anticipa más crecimiento en tamaño en los próximos años.

▶ Generación de electricidad

La eólica generó 465 TWh en la UE en 2025 y cubrió el 19% de la demanda eléctrica. Es exactamente la misma cuota que en 2024, aunque con algo menos de generación absoluta, ya que el año anterior se habían alcanzado 475 TWh.

¿La razón? Unas condiciones de viento más flojas, especialmente en el primer trimestre, y también mayores curtailments en algunos mercados.

Dinamarca volvió a ser el país con mayor cuota eólica en su mix eléctrico, con un 50%. Le siguieron Lituania e Irlanda, ambas con un 33%. Después aparecen Reino Unido con un 31%, Suecia con un 30%, Países Bajos con un 29%, Alemania con un 28% y Finlandia y Portugal con un 25%. España se quedó en el 23%, todavía con una aportación muy relevante, pero ya fuera del grupo que supera el 25%.

Dos datos curiosos:

• El récord de producción diaria se registró el 6 de enero, con unos 2.800 GWh. Eso equivale a una potencia media de aproximadamente 119 GW, es decir, alrededor del 51% de toda la flota instalada funcionando a plena carga durante un día entero.

• En el lado opuesto, el mínimo diario llegó el 18 de julio, con solo 470 GWh, cubriendo el 7% de la demanda eléctrica de la UE en esa jornada.

▶ Repowering

La flota europea envejece, y cada vez se nota más en el informe. El repowering ya no aparece como una tendencia de fondo, sino como una necesidad industrial real.

En 2025 Europa desmanteló 0,9 GW de capacidad eólica, pero puso en servicio 2,0 GW de capacidad repotenciada. Es decir, el repowering empieza a coger algo más de tracción.

El contexto de fondo es todavía más importante: 34 GW de la flota eólica europea ya tienen más de 20 años, y para 2030 esa cifra subirá a 65 GW.

WindEurope destaca además que Dinamarca, España y Portugal tienen, de media, las flotas más envejecidas. Alemania y España son también los países con mayor volumen potencialmente repotenciable, con 22 GW y 20 GW respectivamente con más de 15 años.

Y aquí está probablemente una de las ideas más potentes del informe: de media, el repowering triplica la producción eléctrica y reduce el número de aerogeneradores. Es decir, no se trata solo de sustituir máquinas viejas por nuevas, sino de exprimir mucho mejor emplazamientos que ya están probados, con infraestructura de evacuación y con experiencia de operación.

▶ Previsiones

WindEurope espera que Europa instale 151 GW adicionales entre 2026 y 2030, lo que equivale a una media de 30 GW al año. De cumplirse esa senda, se alcanzarían 439 GW instalados en 2030, de los cuales 366 GW serían onshore y 73 GW offshore.

Para 2026, WindEurope prevé 25 GW de nuevas instalaciones en Europa, con 19 GW onshore y 6 GW offshore. Pero el mensaje del informe sigue siendo el mismo que en años anteriores: los grandes obstáculos continúan siendo los permisos y las redes.

Alemania vuelve a destacar como caso aparte, con 20,8 GW de nueva capacidad onshore autorizada en 2025 y un plazo medio de permitting de 17 meses.

A pesar de que la offshore siga acaparando buena parte de los focos, se espera que el 77% de todas las nuevas instalaciones en Europa hasta 2030 sean onshore. En la UE, ese peso será incluso mayor, del 83%. La conclusión es bastante evidente: la eólica marina seguirá siendo estratégica, pero el verdadero músculo del crecimiento europeo seguirá estando en tierra firme.

▶ Conclusión

Si hubiera que resumir el informe en una sola idea, sería esta: 2025 fue mejor que 2024, pero todavía no lo suficiente. Europa vuelve a crecer, Alemania tira con fuerza, el tamaño de las turbinas sigue aumentando y el repowering empieza a despertar. Pero al mismo tiempo la offshore sigue acumulando retrasos, mientras que las redes y electrificación no avanzan al ritmo necesario.

Lee el informe completo aquí.

🐦 Las aves evitan las turbinas offshore mejor de lo que se preveía

Un nuevo estudio de Vattenfall en su parque offshore de Aberdeen obtiene un resultado llamativo a la vez que esperanzador: cero colisiones de aves on aerogeneradores durante 19 meses de monitorización continua.

El trabajo, realizado junto a Spoor (empresa especializada en monitorización de biodiversidad con IA), ha analizado un total de 2007 trayectorias de vuelo cerca de una de las turbinas entre junio de 2023 y diciembre de 2024.

La evaluación ambiental previa a la construcción del parque, en 2018, proyectaba 8,54 colisiones por turbina y año, que corresponderían a unas 13,5 para el período de 19 meses del estudio. Sin embargo, tras la monitorización, el cálculo estadístico del informe estima 0,002 colisiones esperadas para todo el periodo, muy por debajo de lo esperado.

Según parece, el motivo detrás de este resultado es el comportamiento natural de las aves, que tienden a apartarse de las turbinas a distancias de 100-200 metros.

No es un hallazgo nuevo en Aberdeen, pero este estudio lo cuantifica con mayor precisión gracias a la cámara de alta resolución montada en una turbina para monitorizar la adyacente.

Habitualmente, el argumento del impacto sobre la avifauna es uno de los que más se usa para cuestionar, retrasar o incluso cancelar parques eólicos. Estudios como este no eliminan el debate, pero sí obligan a elevar el nivel de evidencia exigido.

Lo relevante no es solo el resultado (cero colisiones), sino la brecha entre las predicciones previas y la realidad observada. Eso podría tener consecuencias en cómo se diseñan las evaluaciones ambientales de futuros proyectos.

No es la primera vez que vemos estudios con resultados similares: en la #127 ya contábamos que un estudio en Alemania de la German Offshore Wind Energy Association (BWO) sugería que el 99,8% de las aves migratorias esquivan los aerogeneradores, y en la #31 recogimos un estudio previo de la propia Vattenfall en la misma dirección.

🌊 La V236-15.0 MW cumple 5 años y Vestas lo celebra con pedidos

Hace cinco años Vestas lanzaba la V236-15.0 MW, su turbina offshore insignia. Cinco años después, la máquina está en plena fase comercial y la empresa aprovecha el aniversario para hacer balance:

• Prototipo fabricado e instalado en 2022.

• Certificación de tipo completada en 2023.

• Rampa de producción industrial en 2024.

• Primeras turbinas instaladas y puestas en marcha en el mar en 2025.

La actividad se centra ahora mismo en los proyectos He Dreiht y Baltic Power en Alemania y Polonia respectivamente. A estos se suma ahora un pedido firme de 1,38 GW de RWE para el proyecto Vanguard East en el Reino Unido: 92 turbinas que siguen al pedido de Vanguard West, confirmado en febrero.

Y en el Mar del Norte alemán, Vattenfall ha dado luz verde a Nordlicht II: 660 MW en 44 unidades V236, con torres de acero de bajas emisiones.

La V236 lleva años acumulando pedidos y la cartera ya es considerable. RWE, Por su parte, como ya contábamos en el análisis de la subasta AR7 en la edición #129, se llevó 6,9 GW en esa ronda (el 82% de la capacidad total adjudicada). ¿Cuántos irán para Vestas?

🚢 La visión de LiftOff sobre el futuro de los grandes correctivos offshore

El grupo LiftWerx/LiftOff lleva una década realizando trabajos de sustitución de grandes componentes (MCR) en turbinas onshore y offshore. ¿Pero cómo ven el futuro del estos mantenimientos offshore? Eso es precisamente lo que acaban de presentar.

Según cuenta su CEO Glen Aitken en LinkedIn, el siguiente paso es el MCEV (Major Component Exchange Vessel): un buque específicamente diseñado para hacer grandes correctivos offshore sin depender de jack-ups vessels.

La clave del concepto es que el MCEV no necesita tocar el fondo del mar ni apoyarse en la torre, a diferencia de los jack-ups convencionales. Eso elimina uno de los pasos más lentos y costosos de cualquier operación de mantenimiento offshore: la caracterización previa del lecho marino. El buque se posiciona con un sistema de posicionamiento dinámico (DP2) que mantiene la ubicación, incluso en condiciones adversas.

Para izar los componentes de la grúa up-tower de LiftOff, se utiliza una grúa auxiliar instalada sobre la propia turbina. Una vez montada la grúa de LiftOff, el MCEV dispone a bordo de espacio para transportar generadores y cajas multiplicadoras, mediante plataformas capaces de compensar el movimiento del mar.

El resultado: más velocidad entre turbinas y entre emplazamientos, menos tiempo de parada y campañas de mantenimiento más sencillas de planificar y ejecutar.

📉 Más renovables, menos precio de mercado: el efecto canibalización visto desde Polonia

El factor de apuntamiento o capture rate mide cuánto vale de media la energía que produce una planta, en comparación con el precio medio del mercado. Un valor de 1 significa que vendes exactamente al precio medio. Por debajo, que vendes más barato y por encima, que vendes más caro.

Un análisis sobre el mercado eléctrico polaco muestra con claridad cómo ese capture rate cae a medida que la eólica y la solar ganan cuota en la generación. El efecto es especialmente pronunciado en solar: cuando la fotovoltaica supera el 20% de la generación mensual, su capture factor puede caer hasta el 0,50, el mínimo registrado en junio de 2025. La eólica también se canibaliza, pero de forma más gradual, porque su producción está más distribuida a lo largo del día.

La conclusión es simple: cuanta más potencia viertes a red en las mismas horas en que todos los demás también lo hacen, más presionas a la baja el precio en esas horas.

Ya hablamos de esto en la #96, donde analizábamos cómo la solar está perdiendo valor de mercado mientras la eólica lo mantiene mejor, y en la #94, sobre si tendría sentido diseñar proyectos eólicos en función del precio de la energía.

🐧 Repowering en el fin del mundo: de Enercon E-33 a turbinas de 1 MW en la Antártida

La base Scott, de Nueva Zelanda, lleva años operando con energía eólica en la Antártida. Sus tres Enercon E-33 de 300 kW llevan varias temporadas funcionando en uno de los entornos más hostiles del planeta.

Ahora, como parte de la remodelación de la base, serán sustituidas por tres EWT DW54X de 1 MW en versión Extreme Cold Climate. EWT es un fabricante e turbinas de “pequeña” potencia que ya conocemos en Windletter: en la #124 recogíamos su primer pedido en España.

El equipo de Business in Wind viajó la semana pasada al continente para preparar tanto el desmantelamiento de las turbinas actuales como la instalación de las nuevas. Según publican, la primera de las tres nuevas unidades se instalará y pondrá en marcha a finales de 2026. Hay un montón de fotos en su LinkedIn.

Operar en un lugar así implica soluciones diferentes. Por ejemplo, no hay hormigonado posible: las cimentaciones son bloques prefabricados enviados por barco, anclados al suelo mediante anclajes en roca, con una estructura de acero encima como base de la turbina.

Apasionante proyecto que esperemos que la gente de Bussines in Wind comparta a través de su LinkedIn.

🌬️ Buenas noticias para Siemens Gamesa onshore: dos pedidos de la SG7.0-170 en Alemania y uno de la Direct Drive en Nueva Zelanda

Siemens Gamesa ha confirmado sus dos primeros pedidos de la SG7.0-170 en Alemania. El primero, seis turbinas para el parque Sendenhorst (42 MW) para Stadtwerke Münster. El segundo, tres unidades para Niederndodeleben (21 MW) para GETEC green energy.

Pedidos pequeños, pero que suponen la vuelta de la SG7.0 al mercado. Lo hace además a través de su mercado local y el mercado onshore con mayor volumen de Europa con mucha diferencia.

En paralelo, llega un contrato desde Nueva Zelanda: 22 turbinas SG 4.3-130 DD (94,6 MW) para el parque Mt Cass, desarrollado por Yinson Renewables. La máquina es la versión Direct Drive onshore, que sigue sin terminar de desaparecer del portfolio de SGRE y que de vez en cuando firma alguna que otra venta. Creo que el motivo principal es su certificación Typhoon-class.

El negocio onshore de Siemens Gamesa lleva años siendo el gran problema de la compañía: ventas paralizadas, problemas de calidad en las plataformas 4.X/5.X, salida de India y varias reestructuraciones. Parece que empiezan algunos brotes verdes.

En la edición #111 veíamos las primeras SG5.X instaladas en España, otra señal de que la plataforma anterior empieza a desplegarse aunque con retraso. La pregunta es si la SG7.0 llega a tiempo para recuperar cuota o si el hueco lo han ocupado ya otros.

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¡Nos vemos en la siguiente!

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El prototipo flotante de Saitec Offshore Technologies, dos años después

Han pasado ya prácticamente dos años y medio desde que Saitec Offshore Technologies instalara su prototipo de aerogenerador flotante DemoSATH en el área de pruebas BIMEP (Biscay Marine Energy Platform), frente a la costa de Bizkaia.

Y casi cuatro años desde que tuve oportunidad de visitarlo en el puerto de Bilbao (cerquita de casa), cuando todavía estaba a la espera de ser trasladado a su ubicación final. Lo conté entonces en la ya casi histórica edición #12 de Windletter (¡cómo hemos cambiado desde entonces!).

Recuerdo aquella visita con especial ilusión. Creo que aquella fue la primera que Windletter salió de casa para hacer “trabajo de campo”. Gracias David Carrascosa por la invitación y por tomarte la molestia de explicarme todo con detalle. Con algo de suerte, este 2026 traeremos alguna otra edición con trabajo de campo.

En octubre de 2024 hicimos un repaso a el primer año de operación del prototipo. Por aquel entonces, el mensaje era claro: la plataforma SATH había demostrado viabilidad y buen comportamiento en uno de los entornos más exigentes del Atlántico europeo.

Hoy, con más de dos años de operación real a sus espaldas y una base de datos operativa mucho más sólida, el discurso de Saitec Offshore ha evolucionado. Ya no se trata solo de resistir las embestidas del mar Cantábrico, sino de convertir esa experiencia en una ventaja competitiva que permita la viabilidad comercial de la plataforma. Y hemos hablado de nuevo con David para que nos cuente más detalles.

Lo que sabíamos en 2024: viabilidad validada en condiciones reales

El DemoSATH, una plataforma tipo barge de doble casco en hormigón y equipada con una turbina Senvion MM82 de 2 MW, se conectó a red en septiembre de 2023, convirtiéndose en el primer aerogenerador flotante en España en inyectar energía al sistema eléctrico.

Su ubicación, BIMEP, aunque quizá no una zona con gran recurso eólico, es muy interesante para probar la tecnología: 85 metros de profundidad, oleaje significativo que según datos de Saitec supera los 1,5 metros el 42% del tiempo (como referencia, en el Mar del Norte es entorno al 30% del tiempo) y registros de olas de hasta 10,78 metros.

En ese contexto, los datos del primer año fueron especialmente relevantes:

• El 98% del tiempo, los movimientos de pitch y roll (es decir el en cabeceo y balanceo del conjunto) se mantuvieron por debajo de 2,5º.

• No se registraron paradas de turbina atribuibles a la plataforma.

• Las detenciones operativas se produjeron únicamente por viento superior a 25 m/s, igual que en un emplazamiento terrestre.

Durante este tiempo, el diseño con combinación del doble casco horizontal, placa de amortiguamiento y sistema de amarre de tipo torreta SPM (Single Point Mooring) heredado de Oil & Gas, ha demostrado que la estabilidad no era solo una hipótesis de diseño, sino que es una realidad operativa.

DemoSATH, dos años después: más producción, más datos y menos incertidumbre

Un segundo año de operación ha aportado continuidad, más datos y más horas de testeo. Además, y aunque no sea el objetivo principal de un prototipo, el DemoSATH ha registrado un incremento del 26% en la producción anual de energía (AEP) respecto al primer año. Según nos cuenta David Carrascosa, esto es consecuencia de dos factores principales:

• Condiciones de viento excepcionalmente favorables.

• Mayor experiencia del equipo en la gestión integrada de la dinámica plataforma–turbina.

Desde Saitec aseguran que la monitorización, adquisición y gestión de datos ha sido uno de los retos que más les han sorprendido: “Nos ha resultado impactante lo laborioso de la tarea del tratamiento de los datos de monitorización”, explican desde la compañía. “La recopilación, validación y tratamiento de datos ha requerido más esfuerzo del previsto en fase de diseño, un aspecto que a menudo se infravalora en proyectos demostradores.”

En términos de validación técnica, los resultados reales se han mantenido próximos a las simulaciones. “Siempre hay pequeñas divergencias entre modelos y realidad, pero están en órdenes razonables”. Los modelos parecen haber infravalorado ligeramente la producción energética real, mientras que algunas cargas hidrodinámicas de diseño han resultado ser más conservadoras que las medidas en campo.

Esto último es especialmente relevante ya que abre la puerta a cierto margen de optimización en futuros diseños sin comprometer la integridad.

“Nuestro activo más importante es la caracterización del comportamiento dinámico de la plataforma en diversas condiciones metoceánicas y regímenes operativos de turbinas” cuentan desde Saitec. “Al establecer las relaciones analíticas que dominan estas variables, hemos adquirido una capacidad predictiva fundamental para optimizar diseños futuros, reducir la fatiga en las cargas y mejorar la rentabilidad general de la tecnología”.

Una turbina onshore en entorno offshore flotante

Uno de los puntos críticos para esta fase de pruebas y que además despierta mucho mi curiosidad es cómo ha sido el comportamiento de una turbina originalmente onshore instalada en condiciones marítimas sobre una plataforma flotante. Se trata de una Senvion MM82 de 2 MW que Saitec adquirió reacondicionada y que fue retrofitada para adaptarse al entorno marino.

Tras dos años, el balance es más que positivo: “Su comportamiento bajo condiciones de olas se asemeja considerablemente al rendimiento en tierra, demostrando la estabilidad de la plataforma SATH incluso en condiciones adversas”.

La decisión de utilizar sistemas de lastre pasivo, reduciendo complejidad mecánica, ha minimizado riesgos de fallo. A ello se suma el single point mooring con alineación pasiva, que permite que la plataforma actúe como una veleta frente a viento y oleaje, reduciendo cargas dinámicas sobre torre y líneas de amarre.

En un contexto donde algunos proyectos flotantes pioneros han tenido la necesidad de realizar grandes correctivos relevantes, que tras 2 años y medio la turbina siga operando en buenas condiciones es especialmente significativo.

O&M y bancabilidad: menos remolque, más intervención in situ

Desde el punto de vista de operación y mantenimiento, la experiencia ha reforzado una prioridad clara: maximizar diagnóstico remoto y mantenimiento preventivo.

La reducción del número de traslados hasta la turbina en alta mar es una palanca directa de optimización de OpEx. Además, Saitec señala como línea estratégica a futuro la integración de soluciones que permitan realizar sustituciones de componentes principales (MCR - Major Component Replacement) in situ, evitando estrategias de remolque a puerto, que suponen altos costes y largos tiempos de paradas.

“Somos proactivos en lo que respecta al reemplazo de componentes principales. Asumiendo que los fallos pueden deberse a diversos factores, estamos integrando soluciones de diseño innovadoras en la plataforma SATH para eliminar o reducir significativamente los costes logísticos asociados a las grandes intervenciones offshore” añaden.

SATH 15+: del demostrador a la industrialización

Por supuesto, estos años de datos y aprendizajes han sido claves en el diseño del SATH 15+, la versión de la plataforma adaptada para turbinas de 15 MW o más.

Si DemoSATH ha servido para validar el comportamiento de la tecnología en condiciones reales, el SATH 15+ nace ya con una vocación claramente comercial, con el foco puesto en la industrialización y en la reducción del LCOE.

La experiencia acumulada en mar abierto “se ha incorporado al diseño actual, orientándolo de forma más clara a las necesidades del mercado y a los retos económicos de la eólica marina flotante” nos cuentan desde SAITEC.

El diseño mantiene su esencia (estabilidad, respuesta hidrodinámica, hormigón como material base) pero incorpora optimizaciones orientadas a:

• Estandarización y modularización.

• Simplificación de secuencias constructivas para producción en serie.

• Reducción de operaciones críticas que permitan una fabricación

  industrializada con un alto grado de replicabilidad.

• Menor dependencia de infraestructuras portuarias especializadas, especialmente relevante para mercados emergentes donde los puertos presentan limitaciones en calado, superficie o capacidad de carga.

“Este enfoque permite reducir de forma directa los costes de CAPEX asociados a fabricación, ensamblaje y puesta en marcha, así como los riesgos de planificación y ejecución”, añaden desde Saitec.

Los retos de escalar a turbinas de 15 MW

El escalado hacia turbinas de 15 a más de 20 MW, que ya se perfila como el nuevo estándar en proyectos comerciales, plantea retos que afectan directamente al diseño de la plataforma, a la integridad estructural del sistema completo y a la viabilidad económica.

Uno de los principales desafíos es el control de la estabilidad, ya que deben gestionarse simultáneamente las cargas aerodinámicas del viento y las acciones hidrodinámicas del oleaje y las corrientes. “La respuesta conjunta de la turbina y la plataforma se convierte en un aspecto crítico del diseño”, lo que exige un análisis y control preciso de los movimientos.

El aumento de potencia implica también mayores cargas y exigencias estructurales, que deben resolverse garantizando robustez y comportamiento frente a fatiga sin penalizar la estructura, dado su impacto directo en CAPEX y LCOE. Para ello, resultan necesarios análisis integrados mediante herramientas aero-hidro-servo-elásticas que reflejen el comportamiento real de las turbinas flotantes.

A nivel constructivo y logístico, las turbinas de gran potencia demandan minimizar operaciones offshore y priorizar la actividad onshore, lo que obliga a diseñar soluciones compatibles con puertos con limitaciones de calado, superficie o capacidad de izado.

En paralelo, en operación y mantenimiento, la mayor producción por unidad incrementa el impacto económico de cualquier indisponibilidad, haciendo clave el control de movimientos, la estabilidad en operación y la eficiencia en las intervenciones.

El hormigón como ventaja competitiva

El hormigón ha demostrado ser un material con gran resistencia, elevada durabilidad, con unos costes de operación y mantenimiento (O&M) significativamente menores debido a la menor necesidad de intervenciones en alta mar, y con un alto contenido local ya que se encuentra ampliamente disponible en muchas regiones y puede producirse cerca de los puertos.

A diferencia de otros materiales, que se encuentran más expuestos a la volatilidad de los mercados globales, el hormigón mantiene una mayor estabilidad en términos de disponibilidad y costes.

“Creemos que es una apuesta clave para los mercados donde la eólica marina flotante se está desarrollando, representando una oportunidad estratégica” comenta Saitec. “El hormigón frece una clara ventaja competitiva ya que la producción, dosificación y prefabricación de hormigón puede potenciar industrias locales existentes (cemento, áridos, construcción), creando empleo técnico y cualificado cerca de los puertos.”

Mercado: del entusiasmo a la selección natural

A nivel global, la eólica flotante ha pasado de la euforia inicial a una fase de mayor realismo. “Desde Saitec Offshore seguimos enfocándonos en proyectos que apuestan por una tecnología fiable y robusta, donde podemos aportar nuestro valor diferencial con la tecnología SATH”.

Su foco se encuentra actualmente en la participación en proyectos precomerciales y comerciales, con convocatorias específicas que se están produciendo en diferentes países.

Al mismo tiempo, se están posicionando en cadena de suministro, reservando espacios en puertos estratégicos donde “incorporar plantas de fabricación de plataformas SATH, que puedan abastecer la demanda que se generará en los próximos años.”

En términos de tracción real, Saitec identifica Reino Unido (especialmente Escocia), Francia y Noruega como mercados con marcos de ingresos definidos y permisos avanzados. China empuja en cadena de suministro y prototipos a gran escala mientras Japón, aunque empieza a materializar hitos comerciales, continúa con retos de costes.

España, por su parte, continúa en una fase de espera regulatoria. La apertura de consulta pública para el primer procedimiento competitivo es un paso necesario, pero insuficiente si no se acompaña de calendario predecible. “Si queremos industria, necesitamos certidumbre y velocidad”.

A la pregunta de si se tendrían que haber priorizado parques precomerciales con pocas unidades en España, Saitec es claro: “sí, los parques precomerciales habrían aportado mucho valor en España, pero no como sustituto de la gran escala, sino como vía paralela para reducir riesgos tecnológicos, de gestión permisos y para preparar a la cadena de suministro mientras de cara al salto comercial”.

Dónde ven a Saitec Offshore dentro de 5 años

En los próximos 5 años, el objetivo declarado de Saitec es haber construido un parque precomercial con turbinas offshore de gran capacidad y haber sido seleccionados como tecnología en al menos un proyecto de gran escala.

La clave será convertir la experiencia de DemoSATH en evidencia de bancabilidad: datos, fiabilidad, procedimientos y mitigación de riesgos. Además, el diseño debe demostrar competitividad de costes.

La eólica flotante atraviesa una fase de consolidación. No se trata ya de demostrar que es posible, sino de demostrar que es competitiva, financiable y escalable.

Hace cuatro años, DemoSATH era un experimento ambicioso frente al Cantábrico. Hoy es un banco de pruebas que ha reducido incertidumbre técnica y ha alimentado el diseño de una plataforma orientada a mercado.

En un sector donde la selección natural tecnológica ya está en marcha, la diferencia entre concepto y solución comercial se mide en datos operativos reales. Y en ese terreno, Saitec ya ha acumulado más de dos años de evidencia.

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Esta es la segunda parte del reportaje sobre OptiGen, la startup que quiere revolucionar el drivetrain de los aerogeneradores offshore. Lee la primera parte aquí.

Para la revisión de este artículo he contado con la amable colaboración de Windtechs, una consultora y Market Intelligence especializado en tecnología de aerogeneradores.

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OptiGen: revolucionando el drivetrain de los aerogeneradores direct drive

Principio de funcionamiento

En la siguiente imagen se puede apreciar el principio de funcionamiento de la tecnología. Existe también una versión animada, que ilustra mejor el proceso, disponible en este enlace.

Como se puede comprobar, el rotor se apoya sobre un conjunto de ruedas que, gracias a sus soportes elásticos, absorben las deformaciones y vibraciones generadas durante la operación.

Según OptiGen, este diseño permite mantener la estabilidad del air gap (la distancia entre el rotor, que porta los imanes permanentes, y el estator, donde se alojan las bobinas de cobre).

¿Y por qué es importante mantener el air-gap?

En caso de una deformación excesiva, el air-gap puede colapsar, es decir, que las bobinas y los imanes entren en contacto. Los daños en el generador serían gravísimos en tal caso. Por este motivo en los generadores tradicionales, además de monitorizar muy bien la distancia relativa mediante sensores, el estator y el rotor se diseñan con una elevada rigidez estructural, lo que conlleva un aumento significativo del peso del generador, que aumenta exponencialmente con la potencia de las turbinas.

En el sistema de OptiGgen, el air-gap se mantiene siempre estable gracias a la proximidad del sistema de ruedas y carriles situado junto a él. Esto permite, además, reducir la longitud del air-gap y, en consecuencia, disminuir la cantidad de imanes necesaria.

La principal pregunta que reciben hoy es clara: ¿podrá el sistema rueda-raíl resistir 25 años de operación?

“Los métodos de cálculo usados tradicionalmente para rodamientos indican que, con nuestro diseño, triplicamos la vida útil requerida”, explica Santiago. “Pero esos métodos no pueden aplicarse directamente a nuestro sistema.”

Por eso, dos socios del consorcio europeo, Marine Resources e IWES Fraunhofer, están desarrollando nuevas metodologías de cálculo inspiradas en los sistemas de grúas y mecanismos de orientación usados en grandes plataformas petrolíferas, que dan proyecciones de vida aún mayores. Recientemente se iniciaron las pruebas que servirán para validar la teoría.

“Si se confirman, creemos que la industria acabará adoptando esta solución, no solo por el ahorro en costes iniciales, sino también por su fiabilidad, facilidad de reparación y posibilidad de extender la vida útil de las turbinas. Es lo que han hecho las grandes plataformas giratorias en el sector petrolífero, de quienes tenemos mucho que aprender, ya que llevan mucho tiempo lidiando con este tipo de problemas en el mar.”

En el ámbito marino, los equipos están diseñados para intervalos de mantenimiento superiores a 30 meses, y el OptiGen no será una excepción. Contará con sistemas automáticos de lubricación y monitorización remota, que permitirán detectar anomalías y planificar intervenciones minimizando la afección a la disponibilidad.

Aunque se trata de una tecnología disruptiva, subraya Santiago, gran parte del aerogenerador permanece sin modificaciones. “Estamos trabajando activamente en reducir los riesgos y en confirmar sus beneficios. Lo que estamos haciendo es introducir un cambio sustancial, pero sobre una base tecnológica simple y fiable, dentro de un mercado comercial donde ya ha demostrado su efectividad.”

Cuando se les pregunta por los principales desafíos técnicos de su diseño, Santiago lo tiene claro: “El mayor reto, con diferencia, es el ‘rolling contact fatigue’ (RCF), la fatiga por contacto rodante. Es imprescindible garantizar la fiabilidad, especialmente en los raíles”, explica.

Superado ese punto, todo pasa por aplicar una ingeniería segura y metódica. “Se trata de analizar todos los modos de fallo y dimensionar adecuadamente los componentes. No debería ser un gran problema, porque todo lo que usamos en nuestro sistema mecánico existe ya en la industria ferroviaria.”

Proyecto Lightwind

La propuesta de OptiGen pronto dejará de estar solo sobre el papel. Gracias a los proyectos Horizon Europe y a la colaboración con un consorcio de 8 socios de 6 países europeos, reunidos en el proyecto Lightwind, la empresa ha obtenido una subvención de 3 millones de euros para desarrollar esta tecnología.

Además, de la propia OptiGen, los participantes en el consorcio son:

• Euro-Funding (gestión de proyectos y financiación)

• TNO (investigación aplicada en transición energética)

• CREADIS Sp. z o.o. (ingeniería y fabricación)

• IWES Fraunhofer-Institut für Windenergiesysteme (investigación y ensayos eólicos)

• X1 Wind (plataformas eólicas flotantes)

• Hellenic Centre for Marine Research (sostenibilidad ambiental en offshore)

• Marine Resources (tecnologías offshore y gestión de recursos marinos)

• CINEA (apoyo al proyecto desde la Comisión Europea)

El proyecto Lightwind tiene como objetivo llevar la tecnología de OptiGen del nivel TRL 2 al TRL 4, con el fin de demostrar su viabilidad y cuantificar sus ventajas frente a los diseños actuales.

Para quien no lo conozca, un TRL 4 corresponde a la validación de los componentes en un entorno de laboratorio. Podéis consultar los diferentes niveles de TRL aquí.

El proyecto contempla la realización de dos ensayos de laboratorio:

1. Uno para validar la fatiga por contacto rodante (rolling contact fatigue).

2. Otro para estudiar el sistema mecánico completo a escala 1:10. Fue diseñado por Idom.

Las pruebas, que empezaron a principios de 2026 se prolongarán hasta el verano. Los resultados serán determinantes para confirmar las metodologías de diseño y garantizar la viabilidad de la tecnología a gran escala.

Impacto potencial en el sector offshore

Las primeras estimaciones de la empresa indican que su tecnología podría reducir un 25% el coste en la nacelle, la torre, la subestructura y las cimentaciones, cuyo diseño está muy condicionado por el peso del conjunto rotor-nacelle. Esto tiene un impacto positivo especialmente relevante en la eólica flotante.

Una turbina de 15 MW tiene el buje a unos 140 metros de altura, y a esa escala cada tonelada cuenta. “Cuanto menor sea el peso de la turbina, menor puede ser el tonelaje de la torre en el caso de la eólica fija o de la estructura en el caso de ser flotante”, explica Santiago. “No solo por cuestiones de flotación, sino sobre todo por estabilidad y dinámica.”

“Estimamos que una versión optimizada del sistema OptiGen puede reducir hasta en un 35 % el peso total de la turbina” cuenta Santiago. “No esperamos conseguir esa reducción en el flotador, pero en cualquier caso estaríamos hablando de un enorme volumen de acero u hormigón, ya que aún en los diseños más ligeros el flotador al menos triplica el peso de la turbina. A esta ventaja habría que añadir el ahorro en el sistema de fondeo, así como en los costes asociados al transporte e instalación.”

Pero, según Stefan Keller, cofundador y co-CEO, la mayor ventaja reside en la operación y mantenimiento: “El sistema es muy fácil de inspeccionar gracias a su diseño abierto, que permite también sustituir o reparar in situ todos los componentes mecánicos y eléctricos, sin necesidad de grúas de gran tamaño, barcos grúa tipo “jack-up” ni remolcado a puerto en el caso de eólica flotante.”

“Proyectos como Hywind o Kincardine han tenido que sustituir rodamientos o generadores completos, remolcando las turbinas al puerto y parando la producción durante meses” recuerda Santiago.

Según cálculos preliminares de la empresa, la reducción del CAPEX, junto con los menores costes operativos, permitiría disminuir en un 10% el LCoE.

Pruebas y prototipos

Una de las cuestiones más delicadas en el desarrollo de una nueva tecnología es la escala de los prototipos. Un modelo 1:10 puede servir para validar el concepto, pero no siempre reproduce los mismos comportamientos que una turbina real.

Santiago lo reconoce: “Estamos siguiendo los procedimientos establecidos por las normas de DNV para el desarrollo de nuevas tecnologías. La estrategia, inspirada en los métodos de la NASA, consiste en acercarse progresivamente a la realidad, de forma sólida y optimizando los recursos.”

Lanzarse directamente a un prototipo a escala real sería arriesgado y costoso, explica. Por eso, el equipo trabaja de forma gradual, avanzando paso a paso en la madurez tecnológica (TRL).

“Con LightWind alcanzaremos un TRL 4, y con el futuro prototipo a escala 1:2 llegaremos al TRL 5. Y luego tenemos previsto hacer un ensayo con una turbina para validar el funcionamiento en condiciones de operación reales, adaptando una turbina existente. Aún queda camino hasta el TRL 9, el nivel de fiabilidad comercial, pero cada fase se diseña para aprender y reducir riesgos” nos cuentan.

Por ahora, hablar de un prototipo a escala real sería prematuro. “Es pronto para pensar en el full scale”, admite Blai. “A esos niveles será imprescindible contar con un OEM o con un socio con gran capacidad financiera. De momento dejamos la puerta abierta para discutir ese paso más adelante.”

Próximos pasos

Mirando al futuro, el equipo de OptiGen tiene una hoja de ruta clara: “En menos de cinco años esperamos tener una primera turbina piloto a escala en funcionamiento”, explica Santiago. “A partir de ahí iniciaríamos la comercialización, y en un horizonte de diez años esperamos que la tecnología esté plenamente implantada en el sector, con una demanda creciente.”

No hay una única vía para llegar al mercado. “Estamos abiertos a distintas opciones: desde licenciar la tecnología a fabricantes u OEMs, hasta desarrollar un tren de potencia completo in-house”, añade. “Cada ruta tiene sus propios retos y necesidades de capital, pero el objetivo final es el mismo: que los operadores y los desarrolladores sean los grandes beneficiados por los ahorros en CAPEX y OPEX que ofrece nuestro sistema.”

La hoja de ruta tecnológica de OptiGen contempla un crecimiento progresivo de potencia. El siguiente paso será escalar el diseño a una plataforma de 22 MW, y posteriormente alcanzar los 30 MW.

De hecho, la compañía prevé que, al cierre del proyecto LightWind en 2027, el diseño de 15 MW esté optimizado y se presenten las nuevas versiones de mayor potencia.

Ronda de financiación y futuro

La start-up se prepara para una nueva etapa de crecimiento. En las próximas semanas anunciará una ronda de financiación pre-seed valorada en 600.000 euros, destinada a impulsar el desarrollo tecnológico durante los próximos dos años y medio.

“El capital se destinará a reforzar el equipo, realizar ensayos, validar nuestros modelos teóricos y cubrir actividades de ingeniería que debemos externalizar, además de gastos generales y de estructura”, explica Blai.

En paralelo, OptiGen continuará apostando por la financiación pública. Hasta ahora ha logrado más de 3 millones de euros en ayudas y subvenciones, lo que le ha permitido avanzar sin necesidad de inversión privada significativa. “Gracias a esos fondos hemos podido construir dos primeros bancos de pruebas, fundamentales para alcanzar el TRL 4”, detalla.

Más allá del proyecto Horizon

Lla compañía obtuvo en 2024 una subvención de Acció Startup Capital y, más recientemente, ha sido seleccionada como beneficiaria del Neotec (CDTI). En 2026 está preparando la solicitud de un nuevo proyecto Horizon Europe que le permitiría alcanzar el TRL 5. “El proyecto está ya definido a grandes rasgos y estamos ultimando la lista de socios que podrían participar”, adelanta.

Más información:

• Web de OptiGen

• Página de LinkedIn de OptiGen

• Web de Lightwind

• Página de LinkedIn de Lightwind

• Web de Fraunhofer IWES

• Artículo en Windpowermonthly

• Y para los suscriptores de Windletter Community, acceso a el borrador de la entrevista completa.

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De vez en cuando, sin periodicidad definida, os irá llegando una edición de Windstory a la bandeja de entrada. Puedes leer otros reportajes aquí.

El pasado mes de julio la startup española Optimized Generators (OptiGen) presentó al mercado su solución patentada de drivetrain para aerogeneradores direct drive. Lo hizo en exclusiva a través de Windpowermonthly y su propuesta tecnológica ha llamado bastante la atención en el sector.

Me quedé con las ganas de conocer más sobre la empresa y entender mejor su tecnología, así que he decidido preparar un reportaje en profundidad para analizarla al detalle.

Además, el equipo de OptiGen ha accedido amablemente a responder nuestras preguntas, lo que nos permite ofrecer contenido exclusivo a Windletter.

Dado que no soy especialista en drivetrain de aerogeneradores, y aunque he investigado y estudiado el tema lo que he podido, para la revisión de este artículo he contado con la amable colaboración de Windtechs, una consultora y Market Intelligence especializado en tecnología de aerogeneradores.

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OptiGen: revolucionando el drivetrain de los aerogeneradores direct drive

OptiGen fue fundada en Barcelona en 2023 y cuenta con un equipo fundador que es, sin duda, su mejor carta de presentación y uno de sus mayores activos, gracias a su amplia experiencia en el sector.

• Blai Pié i Valls – CEO y CFO, con trayectoria en el ámbito de la inversión en energías renovables.

• Stefan Keller – co-CEO, con experiencia en Alstom, GE y actualmente en la consultora de ingeniería CREADIS.

• Santiago Canedo – CTO, con una extensa carrera en el sector eólico, desde los tiempos de Ecotècni, pasando por GE, hasta X1 Wind.

Entre los tres suman más de 40 años de experiencia en el sector eólico, incluyendo el desarrollo de turbinas offshore desde 6 hasta 15 MW, abarcando desde estudios de viabilidad hasta la operación comercial.

El origen del proyecto

Según nos cuenta Santiago, el germen de la idea surgió en Port Aventura, poco después del COVID: “Cuando salía del parque me quedé mirando el Red Force del Ferrari Land, una montaña rusa con forma de semicírculo, y empecé a pensar en cómo mantener el entrehierro de un generador direct-drive usando un sistema rueda-raíl.”

Al llegar a casa dibujó la idea en la pizarra de su cocina y ya no pudo quitársela de la cabeza. Tras revisar varias patentes existentes, encontró su propio enfoque cuyos detalles explicaremos más adelante.

Consultó la idea con Stefan, antiguo ingeniero de GE con amplio conocimiento en generadores direct drive y responsable de las fases iniciales de desarrollo de la Haliade X de 12MW. “Al principio tenía dudas, pero acabó convenciéndose y quiso participar en el proyecto” nos cuenta Santiago.

El tercer socio, Blai, apareció casi por casualidad. Se conocieron en una cena y, tras una conversación informal sobre la idea, un año después retomaron el contacto.

“Nos reunimos los tres”, recuerda Santiago, “y decidimos arrancar la empresa”.

¿Qué es OptiGen?

OptiGen busca revolucionar el drivetrain de los aerogeneradores Direct Drive, es decir, aquellos que emplean generadores de imanes permanentes sin multiplicadora. Su propuesta plantea sustituir y optimizar el diseño actual del conjunto generador, eje y rodamientos principales y buje, con el objetivo de reducir tanto el coste como el peso de la turbina y de la torre (o de la plataforma en el caso de que sea flotante). Además, si lo confirman los resultados, podría permitir reducir significativamente el uso de tierras raras.

La empresa ha presentado al mercado un primer diseño para un aerogenerador de 15 MW basado en una innovadora tecnología de drivetrain, cuya patente ha sido ya aceptada tanto en Europa como en USA.

No quisieron dar a conocer la idea hasta tener una base sólida. “Preferimos esperar a definir la arquitectura más adecuada y completar una primera viabilidad teórica antes de hablar públicamente del proyecto”, explica Santiago. Ese paso llegó gracias a la colaboración dentro del proyecto LightWind, financiado por el programa de ayudas Horizon Europe.

Desde entonces, las llamadas no han parado. “Nos han contactado fabricantes de rodamientos, developers y varios OEM”, cuenta. “Se nota que el sector está preocupado por la fiabilidad de los rodamientos del rotor y por el elevado coste de las turbinas direct drive.”

En términos prácticos, este diseño podría integrarse en aerogeneradores offshore de fabricantes como Siemens Gamesa, GE Vernova o Dongfang. En cambio, para Vestas, que actualmente emplea tecnología Medium Speed PMSG, sería necesario un cambio completo en su enfoque de drivetrain. Aunque la empresa está estudiando ya la posibilidad de integrar su sistema rueda-raíl en ese tipo de turbinas.

En cualquier caso, integrar esta solución en cualquiera de los modelos actuales requería de un rediseño notable.

👉 Para los que queráis profundizar en los distintos tipos de drivetrain de aerogeneradores, os recomiendo este artículo que publicamos en Windletter antes de verano.

De hecho, si os fijáis en la foto anterior, notaréis que la morfología del conjunto nacelle + hub es un tanto diferente. De hecho, uno de las primeros detalles que me llamó la atención al ver el render compartido por OptiGen es lo pequeña que parece la raíz de la pala respecto al tamaño del hub.

Sin embargo, se trata de un efecto óptico provocado por la ausencia de “nariz” o cono, sumado a un diámetro de generador/hub superior a los 10 metros. Lo explica uno de sus confundadores, Stefan Keller, en este comentario de LinkedIn.

Más adelante entraremos en el detalle técnico, pero, en pocas palabras, podemos decir que la propuesta de OptiGen tiene como objetivo revolucionar el diseño del generador, eje y rodamientos principales y hub de las soluciones direct drive actuales, prometiendo una reducción tanto en el peso como en el coste de la turbina. Además, según señalan desde la startup, su diseño reduce los costes de mantenimiento al facilitar la inspección, reparación y sustitución de componentes in situ.

Aunque la solución está orientada al mercado offshore, donde las grandes dimensiones maximizan su ventaja competitiva, no existe ningún impedimento tecnológico para adaptarla también a aerogeneradores onshore.

En cualquier caso, es importante remarcar que en onshore, excepto Enercon, Goldwind (en cuyo portfolio ahora mismo conviven turbinas direct drive y MS-PMSG) y Siemens Gamesa con la DD (que es un producto de nicho), ya no quedan OEMs con tecnología direct drive en su portfolio, principalmente por su mayor CAPEX frente a otras configuraciones. OptiGen llegaría para superar ese reto.

Detalles técnicos

En la página web de OptiGen se puede encontrar información técnica, con infografías, renders 3D e incluso animaciones. A continuación, tratamos de explicar la tecnología de forma accesible, destacando las principales diferencias frente a los diseños direct drive convencionales.

Sin rodamientos principales en el rotor

• En un aerogenerador direct drive convencional, el rotor con las tres palas y los imanes del generador giran apoyados sobre grandes rodamientos principales que permiten el giro de las palas y a la vez garantizan la distancia de entrehierro, el “air-gap”.

• Estos rodamientos son extremadamente costosos de fabricar y están sometidos a un desgaste considerable debido al enorme peso del rotor y a las cargas aerodinámicas generadas por el viento durante el funcionamiento de la máquina. A medida que las turbinas aumentan de tamaño, el diseño y la fiabilidad de estos rodamientos se convierten en un reto cada vez mayor así como las estructuras para mantener el air-gap estable.

• En caso de fallos críticos, estos rodamientos solo se pueden reemplazar desmontando el rotor completo y el generador, una maniobra que requiere desmantelar completamente la turbina y transportar la nacelle a tierra. Ello requiere de grandes y sofisticados barcos equipados con grúas de alto tonelaje enormemente costosos y requiriendo además de largos periodos de parada.

• La propuesta de OptiGen elimina por completo estos rodamientos, reduciendo los costes de mantenimiento gracias a su modularidad que permite la sustitución de sus componentes y la inspección y reparación “in situ” en caso de fallos.

• Puntualizar que el diseño de OptiGen es de rotor externo, lo que significa que los imanes permanentes están situados en un anillo exterior que gira alrededor del estator. Es la solución típica en offshore utilizada tanto por SGRE como por GE.

👉 Para el que quiera aprender sobre rodamientos principales, me ha gustado este artículo de la Eupean Academy of Wind Energy.

Rotor integrado

• A diferencia de otros aerogeneradores, en este caso el buje, además de sujetar las palas, dispone en su interior de forma longitudinal los imanes del generador y a ambos lados sendos raíles que permiten el giro del conjunto.

Estator modular

• El estator (la parte fija del generador) está formado por unos bogies similares a los utilizados en el sector ferroviario que contienen las bobinas del generador y un conjunto de ruedas y que están instalados sobre soportes elásticos pre-comprimidos.

• Ello además de garantizar el contacto permanente entre las ruedas y los raíles hace que el espacio de entrehierro (air-gap) no se altere, sean cuales sean las condiciones de viento. Incluso permite estrechar la distancia entre los imanes y las bobinas, lo cual permite ahorrar significativamente en el uso de imanes, y con ello de las codiciadas tierras raras.

• Siguiendo el símil ferroviario, estos conjuntos de ruedas serían los ejes del tren y los rieles las vías por las que se desplaza alrededor del estator.

• Gracias a este diseño, cada módulo puede sustituirse de forma individual desde el interior de la nacelle, sin necesidad de desmontar todo el conjunto, lo que simplifica las reparaciones y reduce significativamente el tiempo de inactividad de la turbina.

Ensamblaje

En cuanto al ensamblaje, OptiGen ha compartido la siguiente infografía.

De esta forma, el rotor queda integrado en la estructura del propio hub, mientras que el estator se fija a la estructura de la nacelle. Como podéis comprobar, el diseño combina en un solo conjunto el generador, el rodamiento principal (aunque en este caso no sea un rodamiento) y el hub. Esto ya lo usaba la empresa argentina IMPSA en turbinas de hasta 2MW (concepto “Unipower”) pero utilizando rodamientos convencionales.

Algo notable es que, en el diseño mostrado en las imágenes, el hub está formado por tres piezas atornilladas entre sí. Según cuenta Stefan, desde OptiGen creen que estas tres piezas pueden mecanizarse por separado (es decir, sin preensamblar), lo que amplía el abanico de proveedores. Las desalineaciones (o falta de circunferencia) que puedan surgir por ser piezas atornilladas y no un solo bloque podrían absorberse después con los soportes elásticos.

En la edición del jueves hablaremos sobre:

• El principio de funcionamiento

• El proyecto Lightwind

• El impacto en el sector offshore, especialmente en flotante

• Pruebas y prototipos

• Próximos pasos

Si no te lo quieres perder, suscríbete.

Más información:

• Web de OptiGen

• Página de LinkedIn de OptiGen

• Web del proyecto Lightwind

• Página de LinkedIn de LightWind

• Web de Fraunhofer IWES

• Artículo en Windpowermonthly

• Y para los suscriptores de Windletter Community, acceso a el borrador de la entrevista completa.

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Recientemente Ember publicaba un informe con motivo de los 25 años de la eólica marina en el Reino Unido. Aprovechamos su publicación para hacer un repaso a la historia e hitos clave de la tecnología en un país que se ha convertido en la referencia mundial.

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25 años de eólica marina en Reino Unido

Recientemente Reino Unido celebraba un hito histórico: un cuarto de siglo desde la puesta en marcha de su primer parque eólico offshore. Fue en diciembre del año 2000 cuando se inauguraron en Blyth, frente a la costa de Northumberland (Inglaterra), las dos turbinas pioneras que marcaron el inicio de la eólica marina británica.

Desde entonces, el país ha convertido a la eólica offshore en un pilar de su mix eléctrico. Hoy la eólica marina suministra alrededor del 17% de la electricidad en el Reino Unido, se ha convertido en un actor clave del sistema eléctrico británico y ha sido fundamental para el cierre de la última central de carbón del país en 2024.

Un dato muy esclarecedor es que la eólica offshore supera en generación a la onshore, siendo Reino Unido el único país del mundo donde ocurre esto. Dinamarca, se queda cerca, pero por lo que he podido encontrar, la onshore sigue generando alrededor del ~52,6 %.

Reino Unido tiene unas condiciones únicas para esta tecnología: gran recurso eólico, una amplia plataforma continental poco profunda y tradición industrial marítima. Estas ventajas, sumadas un apoyo público decidido, han hecho que el país se convierta en un líder global en esta tecnología.

Reino Unido es el primer mercado de Europa y el segundo del mundo (solo por detrás de China) en potencia instalada con 16 GW de los 83 GW instalados globalmente.

En total, el país tiene 47 parques en operación, que agrupan 2.878 turbinas instaladas. La industria offshore da empleo a 40.000 personas y alrededor de 2.000 empresas componen el la cadena de suministro, con polos industriales en puertos como Hull, Grimsby, Blyth o Teesside.

Casi coincidiendo con la celebración de los 25 años, en noviembre de 2025 la potencia eólica instantánea alcanzó un nuevo récord de 23,825 MW (incluyendo también la onshore). Como referencia, el récord en España, un mercado puramente onshore, es de 21.039 MW.

Cronología de hitos (1990–2025)

1990s: Visión pionera y primeras propuestas

• Primeros estudios de viabilidad offshore impulsados por el programa NFFO (Non-Fossil Fuel Obligation), que obligaba a las empresas eléctricas a tener cierta capacidad proveniente de fuentes que no fueran los combustibles fósiles.

• Propuestas iniciales de parques frente frente a las costas de Northumberland, Essex y Gales.

• Contexto global:

  • En 1990, Suecia inauguraba el Svante 1, el primer aerogenerador offshore del mundo (1 x 220 kW Wind World). No te pierdas nuestro reportaje Windstory.

  • En 1991 comenzaba la construcción de Vindeby Offshore Wind Farm, el primer parque eólico marino del mundo, en Dinamarca (11 x 450 kW Bonus Energy B35/450).

2000: Primer parque eólico marino de Reino Unido

• Blyth Offshore Wind Farm (Northumberland).

  • Capacidad: 4 MW

  • Turbinas: 2 × Vestas V66 de 2 MW. Como gran novedad, este modelo introdujo la tecnología OptiSpeed (velocidad variable real), sustituyendo el sistema “semi-variable” de resistencias (OptiSlip) por un generador doblemente alimentado (DFIG) con electrónica de potencia.

  • Cimentación: monopilotes de acero.

  • Profundidad: ~10 m | Distancia a costa: ~1.6 km.

• Primer parque offshore del Reino Unido y uno de los primeros del mundo en aguas “reales”, no portuarias. Proyecto claramente experimental.

2001-2003: Round 1 del Crown Estate, comieza el arrendamiento del lecho marino

Inicio del modelo británico de leasing centralizado del lecho marino gestionado por The Crown Estate. Los desarrolladores pujan primero por el espacio marítimo y, posteriormente, por la tarifa y la conexión a red.

• Round 1 (2001): ~1.5 GW.

  • Parques pequeños, cerca de costa.

  • Turbinas 2–3 MW.

  • Monopilotes en aguas someras.

• Round 2 (2003): ~7.2 GW.

  • Primer salto real de escala.

  • Distancias >20 km.

  • Inicio de desarrollo con subestaciones offshore dedicadas, aunque todavía en corriente alterna (HVAC).

2003: Primer parque comercial

• North Hoyle (costa de Gales).

  • Capacidad: 60 MW

  • Turbinas: 30 × Vestas V80 de 2 MW.

  • Cimentación: monopilotes | Profundidad: ~7–10 m

  • Distancia a costa: ~7–8 km.

• Marca el paso de demostración a despliegue comercial.

2007: Turbinas de 5 MW y cimentaciones jacket

• Beatrice Demonstrator (Wick, Escocia).

  • Capacidad: 10 MW

  • Turbinas: 2 × REpower 5M (después Senvion). En su momento fue la turbina más potente del mundo. Un gran salto para la tecnología de entonces, de 2-3 MW.

  • Rotor: 126 m | Altura de buje: 101 metros.

  • Cimentación: jacket, heredada del oil & gas | Profundidad: ~45 m.

  • Distancia a costa: ~13 km.

• Primer uso relevante de jackets. Señal clara de que el sector se movería a mayores profundidades y potencias unitarias.

2010: Primer parque que supera los 300 MW

• Thanet Offshore Wind Farm (Kent).

  • Capacidad: 300 MW.

  • Turbinas: 100 x Vestas V90 (3 MW). Resulta muy interesante que 7 años después de North Hoyle, los aerogeneradores apenas hubieran crecido 10 metros en rotor y 1 MW en potencia.

  • Rotor: 90 m | Altura de buje: ~70 m

  • Cimentación: Monopilotes | Profundidad: ~20–25 m

  • Distancia a costa: ~12 km.

• Primer parque offshore del mundo en alcanzar esta escala.

• Confirma la viabilidad de proyectos masivos.

2012: Primer parque que supera los 500 MW

• Greater Gabbard (Mar del Norte).

  • Capacidad: 504 MW.

  • Turbinas: 140 × Siemens SWT-3.6-107 (3.6 MW).

  • Cimentación: monopilotes | Profundidad: hasta ~32 m.

  • Distancia a costa: ~23 km

• Primer parque offshore >500 MW a nivel mundial.

• Consolidación de proyectos “utility-scale”.

2013: London Array, madurez de la tecnología de 3–4 MW

• London Array.

  • Capacidad: 630 MW.

  • Turbinas: Siemens SWT-3.6-120.

  • Cimentación: monopilotes | Profundidad ≤~25 m

  • Distancia a costa: ~20 km de la costa

• Se convierte en el mayor parque eólico marino del mundo en ese momento.

• Marca la madurez de la tecnología de 3–4 MW.

• Punto álgido del modelo pre-CfD.

2015: Primera subasta CfD

Reforma del mercado eléctrico (Electricity Market Reform) e introducción formal de los Contracts for Difference (CfD).

• Primera subasta competitiva CfD para eólica marina.

• Precio adjudicado: ~£114–120/MWh (libras 2012).

• Proyectos adjudicados: primeras fases de Hornsea, East Anglia, etc.

• Cambio estructural: de subsidio administrativo a competencia por precio. Comienza la reducción de costes de la tecnología.

2017: Hywind Scotland, primer parque eólico flotante del mundo

• Hywind Scotland:

  • Capacidad: 30 MW

  • Turbina: 5 × Siemens SWT-6.0-154 DD

  • Flotador: spar buoy | Profundidad: ~95–120 m.

  • Distancia a costa: ~25 km.

• Demostración real de viabilidad de la eólica flotante.

2018–2019: Primer parque >1 GW

• Hornsea One.

  • Capacidad: 1.218 MW.

  • Turbinas: 174 x Siemens Gamesa SWT-7.0-154 DD

  • Cimentaciones: monopilotes | Profundidad: ~22–38 m

  • Distancia a costa: ~120 km.

• Primer parque eólico marino del mundo que supera el gigavatio.

• Salto definitivo hacia proyectos muy lejanos de la costa, manteniendo tecnología HVAC.

2019: Desmantelamiento de Blyth

• Desmantelamiento completo del parque Blyth (2000) tras ~19 años de operación (vídeo). Cierre simbólico de la etapa pionera.

2019: Colapso del precio de la tecnología offshore

• Subasta CfD AR3. Precios: ~£39–41/MWh (2012£).

• La eólica marina pasa de “cara” a tecnología de generación competitiva.

• Punto de inflexión global para el sector.

2020: Inicio construcción de Dogger Bank y la llegada del HVDC

• Dogger Bank:

  • Tres fases: Dogger Bank A, B y C.

  • Capacidad total: 3,6 GW (≈1,2 GW por fase).

• Turbinas: (35 + 95 + 87) x GE Haliade-X (13 MW fases A y B, 14 MW fase C).

• Cimentaciones: monopilotes | Profundidad: 20–35 m

• Distancia a costa: ~120 km.

• Primer complejo offshore >3 GW del mundo y primero en UK que se desarrolla con una conexión HVDC.

• Introduce nueva complejidad en diseño eléctrico offshore.

2022: Puesta en marcha de Kincardine, más eólica flotante

• Kincardine (Escocia)

  • Capacidad: 50 MW

  • Turbinas: 5 × Vestas V164-9.5 MW + 1 × Vestas V80-2 MW (unidad piloto heredada)

  • Flotador: semisumergible | Profundidad: ~60–80 m

  • Distancia a costa: ~15 km

• Primer parque eólico flotante del mundo en superar los 50 MW.

2022: Inicio construcción de Moray West

• Moray West Offshore Wind Farm:

  • Capacidad: 882 MW

  • Turbinas: 60 x SG 14-222 DD

  • Cimentación: monopilotes XXL (>10m diámetro) | Profundidad: ~40–50 m.

  • Distancia a costa: ~22 km.

• Marca el salto industrial definitivo a turbinas >14 MW en Europa.

• Demuestra que HVAC sigue siendo competitivo para parques grandes cuando la distancia lo permite.

2022: Puesta en marcha de Seagreen y límites de la cimentación fija

• Seagreen Offshore Wind Farm.

  • Capacidad: 1,075 GW.

  • Turbinas: 114 x Vestas V164-10 MW.

  • Cimentación: jacket. | Profundidad: ~59 m en su punto más profundo.

  • Distancia a costa: ~27 km.

• Marca el límite práctico de la eólica fija en UK.

2023: Problemas de costes, subasta AR5 desierta

• CfD AR5 desierta para eólica marina.

• Precio tope: ~£44/MWh (2012£), considerado inviable por inflación, CAPEX y coste de capital.

• Muestra los límites del modelo CfD sin ajustes macroeconómicos.

2024: Lanzamiento de subasta CfD AR6 y corrección del rumbo

• Reformas del CfD:

  • Capacidad adjudicada: 3,7 GW.

  • Contratos ampliados a 20 años.

  • Incremento del precio máximo, en torno a £73/MWh (libras 2012).

  • Incentivos industriales (Clean Industry Bonus) para fomentar contenido local.

• Potencia operativa supera los 20 GW.

2025: Subasta AR7, la mayor de la historia

• CfD AR7:

  • Capacidad adjudicada: 8,3 GW (8.145 MW fondo fijo + 193 MW flotante).

  • Precio: £89,49–91,20/MWh (fija), £216,49/MWh (flotante) (libras de 2024).

• Entrada en operación: 2028–2031.

La magnitud del salto tecnológico queda clara en una infografía que destaca Ember en su informe: una sola turbina de Moray West (≈14–15 MW) tiene más de tres veces la potencia total del parque de Blyth inaugurado en el año 2000.

En 25 años, la eólica marina británica ha pasado de dos aerogeneradores experimentales a máquinas individuales capaces de producir más energía que un parque completo de primera generación.

Futuro

25 años después, la energía eólica marina en el Reino Unido vive una realidad radicalmente distinta. Hablamos de una tecnología madura, que ha demostrado no solo su viabilidad técnica, sino su capacidad para convertirse en un pilar estructural del sistema eléctrico británico.

Los retos son ahora completamente diferentes a los de los primeros años. El primero, y quizá el más relevante, es el económico. Tras aquellas subastas AR3 y AR4 que marcaron mínimos históricos y demostraron que la offshore podía ser altamente competitiva, el sector está ahora en una situación completamente diferente.

Los problemas acumulados en los últimos años (situación financiera de los OEMs, disrupciones derivadas de la pandemia, inflación persistente…), han hecho que aquellos niveles de precio no se hayan consolidado, y todo apunta a que no volverán a alcanzarse en el corto-medio plazo.

Desde el punto de vista tecnológico, la eólica marina ha alcanzado también un elevado grado de madurez y no se esperan grandes revoluciones tecnológicas en los próximos 5-10 años. Todo apunta a que las turbinas de 14–15 MW se consolidarán como estándar durante los próximos 5 a 10 años, con mejoras incrementales en fiabilidad, operación y mantenimiento, más que saltos tecnológicos.

Otra incógnita relevante es la posible llegada de los fabricantes chinos, con Ming Yang a la cabeza, que ya ha anunciado oficialmente su intención de invertir en una fábrica en Reino Unido, aunque el proyecto sigue pendiente de aprobaciones regulatorias.

También está la eólica flotante, en la que se han adjudicado casi 200 MW en la AR7 y se vislumbra la posibilidad de un primer desarrollo a gran escala: el proyecto de Greenvolt con hasta 560 MW de potencia. Sin embargo la tecnología sigue enfrentándose a importantes retos tecnológicos, industriales y de costes.

En paralelo, el sistema eléctrico británico afronta retos de integración en red. Los episodios de curtailment eólico se han vuelto cada vez más frecuentes por la incapacidad de transportar y consumir toda la electricidad en episodios de alto viento y/o baja demanda. La inversión en redes se sitúa como crítico para el crecimiento futuro.

Sea como fuere, el Reino Unido sigue siendo hoy el principal motor de la eólica marina en Europa, tanto por volumen instalado como por atractivo para la inversión.

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Estrenamos sección en Windletter en cooperacion con Pablo Carazo, colaborador de Windtechs. Para el que no lo conozca, Windtechs es una consultoría y Market Intelligence especializado en tecnología de aerogeneradores.

Cada mes, Pablo y yo os vamos a traer el análisis de uno de los principales aerogeneradores disponibles en el mercado, tanto onshore como offshore.

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Nordex N175-6.X Delta4000

El N175/6.X, es la apuesta de Nordex en el segmento onshore de gran rotor. El aerogenerador se integra dentro de la familia Delta4000, una plataforma que Nordex ha ido escalando progresivamente con modelos como el N149/5.X y el N163/6.X.

Con un rotor de 175 metros y una potencia de hasta 7 MW, está diseñado específicamente para emplazamientos de viento bajo y medio, donde promete incrementos de producción anual del 7–14 % frente a los modelos anteriores.

Recientemente Nordex celebraba 40 GW instalados de la plataforma Delta4000 desde su lanzamiento en septiembre de 2017. Aunque lo cierto es que Nordex agrupa bajo la misma plataforma modelos que van desde la N133/4.8 hasta la N175/6.X, con diferencias técnicas reseñables entre ellos.

Especificaciones principales

• Potencia nominal: 6,22 MW (hasta 7 MW según condiciones de emplazamiento)

• Rotor / Área de barrido: 175 m / 24.053 m2

• Densidad de potencia: 291 W/m2 (a 7 MW)

• Alturas de buje / Torres:

  • Acero: de 112 a 142 m

  • Híbridas (homigón-acero): hasta 179 metros, con versiones desarrolladas inhouse y otras de terceros. Se anunció una versión híbrida de 200 metros, aunque después se han mencionado 199.

• Drivetrain: High Speed DFIG

• Clase IEC 61400-1: Clase S

• Cut-in / Cut-out: 3 - 20 m/s

• Ruido: 106 dB a 6,22 MW

• Vida útil de diseño: 25 años, extensible a 35.

• Variantes climáticas:

  • Normal Climate Version: –20 °C a +40 °C (puede haber derating)

  • Cold Climate Version: climas fríos desde –30 °C a +40 °C (puede haber derating)

• Certificación: Certificado Tipo TÜV SÜD

Arquitectura y diseño

Drivetrain:

• Eje principal: soportado en un solo rodamiento principal de rodillos esféricos en la típica configuración en 3 puntos de apoyo (3 point-suspension configuration), siendo los brazos de par de la multiplicadora los otros dos puntos de apoyo.

• Multiplicadora: de alta velocidad, de tres etapas planetarias con (2 de ellas

  planetarias y un engranaje helicoidal). Equipa cojinetes (journal bearings) en vez de rodamientos en los planetas.

Sistema eléctrico:

• Generador DFIG de 6 polos.

• Convertidor parcial en nacelle.

• Transformador en nacelle, sumergido en éster.

• Celda media tensión SF6, ubicada en ground.

Pitch: eléctrico con una reductora por pala de tres etapas planetarias y freno integrado en el propio motor.

Yaw: 7-8 motorreductores dependiendo de las condiciones climáticas del emplazamiento. Lleva un rodamiento de bolas de doble hilera con 4 puntos de contacto y frenos integrados en los propios motores del accionamiento.

Pala:

• 85,7 m de longitud

• Fabricada en fibra de vidrio y carbono en la viga principal (sparcap)

• Rodamiento de bolas de doble hilera con 4 puntos de contacto

• Testeada en Fraunhofer Institute for Wind Energy Systems IWES (Bremerhaven)

Prototipos instalados

• Torre de acero 112m, Schleswig-Holstein (Alemania), en julio de 2024

• Torre híbrida 179m, Santow en Mecklenburg-Western Pomerania (Alemania), en enero de 2025

Fabricación inhouse

• Palas: Lumbier (España) y Rostock (Alemania)

• Nacelles: Barasoain (España) y Rostock (Alemania)

Track record y pipeline comercial

El N175/6.X estará disponible en todo el mundo, pero Nordex prevé que la principal demanda se produzca en Europa.

A fecha de septiembre de 2025, Nordex reportaba que la N175/6.X ya había alcanzado casi los 2000 MW en ventas, incluyendo mercados clave como Alemania, España, Canadá, Finlandia, Grecia, Italia, Portugal y Letonia.

Competidores

• Vestas V172-7.2 MW

• Siemens Gamesa 7.0-170

• Enercon E175 EP5 E2 (7.0 MW)

• Goldwind GWH175-7.8 MW / GWH170-7.2 MW

• Envision EN-171/8.X

Fuentes y enlaces

• N175/6.X en la web de Nordex

• Nota de prensa lanzamiento

• Imágenes en wind-turbine-models.com

Para una due diligence completa de esta plataforma, contacta con Windtechs.

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Windstory es la sección de reportajes de Windletter. Una sección en las que hacemos artículos monotemáticos y/o contamos historias interesantes del sector eólico.

De vez en cuando, sin periodicidad definida, os irá llegando una edición de Windstory a la bandeja de entrada. Puedes leer otros reportajes aquí.

Si estás leyendo esto, es que nuestra primera hija ya está con nosotros 💙.

Por este motivo, en las próximas semanas habrá algunos cambios en la programación habitual de Windletter. Dejaremos en pausa las ediciones de noticias, pero a cambio he dejado programadas varias ediciones que creo que os van a resultar especialmente interesantes, además del estreno de una nueva sección.

¡No te lo pierdas!

Ni me he vuelto loco, ni me he equivocado con el título. En Barrax, un pequeño pueblo de la provincia de Albacete, se instaló, allá por el año 2002, un prototipo de un aerogenerador offshore de General Electric.

Una turbina que en el momento de su instalación se convirtió en el aerogenerador más potente del mundo (o eso decía la prensa de aquel entonces). Eso sí, instalado en tierra (como no podía ser de otra manera, hablando de Albacete).

Esta es su historia.

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El día que General Electric instaló un aerogenerador offshore en Albacete

A principios de los 2000, España vivía un momento de efervescencia eólica. Cada año se instalaban cientos de aerogeneradores las tierras de Castilla y León, Castilla la Mancha, Galicia o Navarra, y el país comenzaba a perfilarse como una de las grandes potencias eólicas del mundo.

España cerró 2002 con 4.930 MW instalados, más del doble que solo dos años antes, convirtiéndose en el segundo país del mundo por potencia eólica, solo detrás de Alemania.

En medio de aquella vorágine, en un pequeño municipio manchego rodeado de campos de cereal, apareció un coloso que rompía todos los esquemas. Era el año 2002, y en el kilómetro 16 de la carretera entre La Roda y Barrax, en la provincia de Albacete, se levantaba un prototipo de 3,6 MW, el aerogenerador más potente del mundo en aquel momento. Prácticamente parecía un homenaje al gran Don Quijote de la Mancha.

Se trataba de un prototipo offshore de la empresa General Electric, con 104 metros de diámetro de rotor y 3,6 MW de potencia, que fue montado en tierra, como suele ser habitual en prototipos.

Un gigante en mitad de La Mancha

Barrax contaba entonces con apenas dos mil habitantes y una economía agrícola. Nada hacía pensar que aquel paisaje acabaría albergando semejante pieza de ingeniería avanzada, diseñada con el objetivo de habitar los de los mares del Norte y no la llanura manchega.

Pero General Electric Wind Energy, la recién creada división eólica de GE tras la compra de Enron Wind, eligió este lugar para instalar su primer prototipo del modelo GE 3.6 MW Offshore (GE104).

La elección no fue casual. Por un lado, los ingenieros buscaban un emplazamiento en tierra firme que tuviera un viento constante y de baja turbulencia, condiciones similares a las de mar abierto. Barrax, con su orografía plana y una velocidad media anual de viento superior a 7 m/s, ofrecía el laboratorio perfecto. Además, como suele ser habitual, los prototipos de máquinas offshore suelen testarse en tierra por las facilidades y ahorro de coste que ello ofrece.

Por otro, el aerogenerador se instaló en Barrax como parte de un Plan Industrial que incluía la planta de ensamblaje de Noblejas, que en la actualidad se dedica al mantenimiento y la reparación de componentes como multiplicadoras.

El proyecto se ejecutó en colaboración con Iberdrola, que integró la producción del prototipo en su red eléctrica, y con el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) y la Universidad de Castilla-La Mancha, que participaron en el seguimiento técnico.

El montaje finalizó en mayo de 2002, y en septiembre aquel aerogenerador gigante comenzó a verter electricidad a la red.

Un prototipo adelantado a su tiempo

Lo que se alzaba en los campos de Barrax no era un aerogenerador cualquiera. Con 104 metros de diámetro de rotor y 100 metros de altura de buje, el GE 3.6 MW duplicaba en tamaño de rotor y cuadruplicaba en potencia a las máquinas estándar de la época.

Por dar contexto, una de las turbinas más populares en España en aquella época era la Gamesa G5X con 850 kW de potencia, aunque ya empezaban a llegar las primeras de 1,5-2 MW.

En cuanto a tecnología, la GE 3.6s albergaba un generador asíncrono de doblemente alimentado (DFIG) con control electrónico de potencia y un sistema de paso variable de pala.

En la parte superior contaba con una plataforma de rescate para helicópteros (helipad), que demostraba que aquel diseño nacía con el mar en mente. Las palas, con algo más de 50 metros, fueron fabricadas por LM Glassfiber en Dinamarca.

Como curiosidad, aunque el aerogenerador se diseñó para una altura de buje de 74 metros, en Barrax se instaló sobre una enorme torre híbrida de hormigón-acero de 100 metros. Por un lado, para evitar las turbulencias típicas de onshore, y por el otro, debido al interés de probar soluciones híbridas (el tiempo después ha demostrado que son una solución robusta y extendida).

El diámetro del tramo inferior de esa torre, por cierto, es enorme y según fuentes de la industria, tuvo un coste muy elevado.

Además, el prototipo incorporaba una de las innovaciones más interesantes del momento, que a la larga ha demostrado ser una solución interesante: una grúa interna de 40 toneladas capaz de izar grandes componentes la multiplicadora o el generador sin necesidad de una grúa externa. También, la máquina incorporaba sistema pitch eléctrico, en una época donde el mercado era mayoritariamente hidráulico.

Con la instalación de este prototipo, GE quería validar que su tecnología podía escalar de los 1,5 MW, su modelo de referencia entonces (la superventas GE 1.5-70), a un nuevo estándar de 3,6 MW sin comprometer la fiabilidad.

Fue en septiembre de 2002 cuando el aerogenerador vertió electricidad a la red por primera vez, alcanzando su potencia nominal apenas un mes después.

Según fuentes de la industria, el aerogenerador funcionó muy pocas horas, hasta que fue adquirido por un IPP español. Según personas conocedoras del proyecto, existieron limitaciones técnicas que habrían llevado a operar la turbina por debajo de nominal. No ha sido posible confirmarlo con documentación pública.

En esta web se pueden ver algunas fotos del proceso de montaje.

Una puerta al mar del Norte

Tras su validación en Barrax, entre 2003 y 2004 siete de estas máquinas fueron puestas a prueba en el mar, en el parque eólico marino Arklow Bank (25,2 MW), a diez kilómetros de la costa irlandesa y a 100 kilómetros al sur de Dublín. Ubicado sobre un banco de arcillas y arenas, de entre 3 y 8 metros de profundidad, fue el primer proyecto offshore en el mundo en emplear comercialmente turbinas con potencia unitaria superior a 3 MW.

Arklow Bank fue un desarrollo liderado por Airtricity (después integrada en SSE), compañía irlandesa de energía renovable. En junio de 2003, Airtricity firmó un acuerdo de co-desarrollo con GE Wind Energy para la Fase 1 de 25 MW, en el que GE aportaría financiación, construiría, poseería y operaría el parque durante la fase de certificación y Airtricity tendría opción de compra tras la demostración.

Curiosamente, la española EHN (después integrada en Acciona Energía) llego a comprar el 50% de la sociedad promotora de Arklow Bank a Airtricity, que tenía tanto los derechos de compra de Arklow Bank 1 y como los derechos de una segunda fase mucho mayor (hasta 520 MW). La ampliación fue cancelada alrededor de 2007.

Según la prensa de aquel entonces, el acuerdo entre EHN y Airtricity llegó a materializarse, pero hay información contradictoria, ya que GE sigue figurando como propietaria y operadora del parque en la información pública disponible. Es posible que Acciona terminase saliéndose del acuerdo en algún momento.

Como curiosidad, Arklow Bank continúa hoy siendo el único parque eólico offshore de Irlanda. Aunque no por mucho tiempo:

• Por un lado, GE Vernova, como propietario y operador del parque, solicitó en 2025 permisos para su desmantelamiento.

• Por el otro, Irlanda ha adjudicado recientemente una subasta de 800 MW que reactivará el sector offshore en el país.

Sin recorrido comercial

Más allá del prototipo de Barrax y de las siete unidades instaladas en Arklow Bank, el modelo GE104 de 3,6 MW no volvió a implantarse en ningún otro parque eólico del mundo. GE nunca llegó a producir esta máquina en serie.

Es importante tener en cuenta que a comienzos de los años 2000 la eólica marina era todavía un mercado incipiente, con pocos proyectos, costes elevados y una cadena de suministro aún por construir.

Según fuentes de la industria, Arklow Bank tuvo problemas de fiabilidad desde el principio, con factores de capacidad alrededor por debajo de lo esperado y muchos problemas técnicos. Sin ir más lejos, en 2022 una unidad se incendió.

En 2007, la experiencia en Arklow Bank hizo que pausara su programa eólico marino, dejando al GE104 como una serie limitada a ocho unidades en total: la de Barrax y las siete de Irlanda.

Años después, la compañía regresaría al mar a través del mercado francés con un enfoque completamente distinto, primero con la gama Haliade de 6 MW (desarrollada tras la integración de Alstom) y más tarde con la Haliade-X, superando los 12 MW de potencia.

Aunque a día de hoy, y tras muchos problemas, GE ha paralizado su actividad comercial en offshore. Parece que la historia se repite de forma cíclica.

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Lo más leído de la última edición ha sido: el vídeo de los gemelos digitales, la instalación del LiDAR en buje, el fichaje de Envision para la offshore Europea.

Vamos, ahora sí, con las noticias de la semana.

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🏭 Sobre la fabricación de palas: el caso Vestas

Las palas son, probablemente, uno de los componentes más críticos y especializados del sector eólico. Son el componente clave para captar la energía del viento, pero también tienen un gran impacto en el coste de la turbina y en su fiabilidad a largo plazo.

Con la evolución de la tecnología y el aumento del tamaño de los aerogeneradores, su fabricación se ha convertido en uno de los principales retos técnicos e industriales para los OEMs.

De sobra es conocido en la industria que el sector arrastra problemas de fiabilidad ligados a las nuevas plataformas, tanto onshore como offshore. Fabricar palas extralargas ha demostrado ser un reto mayor de lo previsto, con defectos de calidad que están generando costes de mantenimiento y reputacionales quizá mayores de los esperados.

La fabricación de palas es intensiva en mano de obra y difícilmente robotizable (aunque se esté investigando en ello). El proceso requiere instalaciones de gran tamaño, ambientes controlados y operarios especializados en materiales compuestos.

Esto hace que el coste laboral sea muy relevante a la hora de decidir dónde se localiza una fábrica. Se estima que el rotor (bujes + palas) suele representar del 20–30 % del coste total del aerogenerador. Ojo, la logística también juega un papel importante, tanto en coste como en viabilidad, ya que son el componente más complejo de transportar.

Una sola fábrica de palas grandes puede concentrar del orden de 500 a 2.000 empleos directos, más todo el empleo indirecto en logística, utillaje, mantenimiento, resinas, fibras, etc. Esto hace también que la política industrial mire mucho a la fabricación de palas como unas de las actividades más interesantes a localizar.

Estrategias de fabricación de los OEMs

Los fabricantes de aerogeneradores adoptan diferentes estrategias industriales en torno a las palas:

• Producción interna (in house): el OEM diseña y fabrica las palas en sus propias plantas, controlando la ingeniería, el proceso y la calidad a lo largo de toda la cadena de suministro.

• Externalización/Subcontratación: el OEM encarga las palas a un fabricante externo. Hay dos modelos típicos:

  • Build-to-print: el proveedor fabrica exactamente el diseño del OEM (misma pala “que la tuya”), siguiendo planos, materiales y procesos definidos.

  • Design-to-specs: el OEM define requisitos y prestaciones (cargas, vida útil, interfaces, etc.) y el proveedor propone su propio diseño para cumplirlos (no tiene por qué ser igual al del OEM).

Como consecuencia de la externalización, han surgido grandes fabricantes independientes como LM Wind Power (filial de GE Vernova), TPI Composites, Aeolon o Sinoma, entre otros.

Casi todos los fabricantes combinan ambas estrategias y mantienen al menos una parte de la producción de palas in house, aunque al porcentaje varía de unos a otros.

Por supuesto, en los últimos tiempos, al igual que ocurre con otros componentes, la cadena de suministro china también ha adquirido su cuota de protagonismo e incluso están expandiendo su huella de fabricación fuera de sus fronteras.

Aeolon, por ejemplo, construyó en 2024 una fábrica de palas en Marruecos orientada a proyectos europeos. Además, la buena parte de las materias primas (resinas, fibras, adhesivos) tienen origen asiático.

El caso de Vestas

Todo esto podemos conectarlo con el caso de Vestas, quien últimamente está acelerando varios movimientos estratégicos en su supply chain de palas, reforzando su capacidad industrial tanto en Europa como fuera de ella, con una combinación de centros propios y alianzas externas.

Taranto (Italia) sigue siendo pieza clave para el suministro europeo, tanto onshore (históricamente) como offshore (recientemente). De hecho, hace poco contábamos como la fábrica había ampliado sus líneas para producir en serie las palas de la V236-15.0 MW. Tanto es así, que Vestas asegura haber aumentado los trabajadores de 700 a 2.000 en apenas un año.

Actualmente Vestas tiene fabricación inhouse de las plas de la V236 en Taranto y Nakskov (Dinamarca). Esta última es la planta histórica de palas de Vestas, donde también concentra buena parte de su I+D.

Pero, según se ha publicado, Vestas también está apoyándose en la china Aeolon. Os dejo un vídeo de la fabricación de la para de la V236 en Aeolon Nantong, Jiangsu.

La presencia de una pala pintada completamente de rojo nos indica que se trata de un lote dirigido a Hollandse Kust West VI, en Países Bajos. Hay que recordar que Vestas tiene grandes volúmenes de pedidos para este modelo de turbina, así que es posible que solo con la fabricación in house no sea suficiente.

Por otro lado, Vestas ha completado recientemente la adquisición de la fábrica de palas en Goleniów (Polonia), anteriormente operada por LM Wind Power. Curiosamente, esta planta ya fabricaba palas para la V172-7.2 MW, pero ahora lo hará bajo el paraguas de Vestas. Junto a la adquisición, Vestas mantuvo los 400 trabajadores y recientemente ha anunciado que contratará 300 empleados adicionales.

Tampoco nos podemos olvidar de la planta española de Daimiel, operativa desde 2008 y que comenzó fabricando la ya histórica V90. A día de hoy, Daimiel sigue centrada en palas onshore de gran tamaño (V136, V150, V163).

Prácticamente en paralelo, hay noticias de que Vestas estaría negociando la compra de activos de TPI Composites. La operación incluiría dos fábricas de TPI en India y México, aunque todavía no hay confirmación oficial. Vestas firmó en 2022 un acuerdo plurianual con TPI para fabricar palas de sus plataformas 2-4 MW y EnVentus.

Recientemente se anunciaba también el cierre definitivo de la planta de Tienli en Taiwán, con quien Vestas tenía un acuerdo para fabricar cumpliendo con los requisitos de contenido local. El gobierno relajó esa exigencia y todo apunta a que esa fábrica ya no es competitiva.

Todos estos movimientos parecen indicar que Vestas está reconfigurando sus operaciones y asegurándose cierto volumen de capacidad de fabricación bajo su propio paraguas y sin depender de terceros para los próximos años.

🗺️ El mapa que muestra todos los aerogeneradores de Dinamarca (y mucho más)

Hace unas semanas comentábamos en Windletter el mapa que mostraba todos los aerogeneradores de Alemania con un nivel de detalle poco habitual. Ahora llega el turno de Dinamarca, con un mapa que además muestras datos adicionales que hacen las delicias de los más frikis.

El autor del mapa es el investigador de la DTU Oliver Lylloff. Wind map 2.0, es una herramienta abierta que no solo localiza todos los aerogeneradores del país, sino que los conecta con datos meteorológicos y de producción casi en tiempo real.

¿Qué hace especial a este mapa?

• Cobertura completa y oficial: la base de datos de aerogeneradores proviene de Energistyrelsen y se actualizó en noviembre de 2025. Se puede filtrar por fabricante, tamaño, ubicación y si es onshore/offshore.

• Viento real: los datos de viento se alimentan del modelo de predicción Harmonie de DMI, usando datos abiertos.

• Producción estimada turbina a turbina: combinando el viento con curvas de potencia genéricas calculadas en PyWake, el mapa estima la producción instantánea de cada aerogenerador.

• Producción real del sistema: cuando hay datos disponibles, se muestran también las cifras reales de generación agregada, gracias a Energidataservice, con actualización horaria.

• Open Source: todo el proyecto es open source, de tal forma que se podría replicar en otros países.

Podéis acceder a trastear con el mapa aquí. Y yo sigo con las ganas de tener algo similar para España. Es cierto que los datos no son tan transparentes, pero algo se podría hacer…

🌀 España tiene un problema con la tramitación de eólica onshore

España tiene un grave problema con la tramitación de eólica onshore. Así lo demuestran los datos publicados por Beatriz Mato en LinkedIn a raíz del informe Bóreas publicado por la AEE (Asociación Empresarial Eólica).

Según publica el informe, desde 2018 se han presentado a la administración 1.623 parques eólicos, con un total de 66.935 MW. Hay una dato que lo resume todo: Solo el 9,37% ha llegado a construirse.

Mientras, el 23,11% tiene Declaración de Impacto Ambiental negativa. Y el resto, se encuentra en el laberinto burocrático de su desarrollo. A veces a la espera de DIA, otras a la espera de Autorización Administrativa de Construcción…

Incluso aunque el desarrollador consiga llegar hasta el hito de la Autorización Administrativa de Construcción (AAC), el 18,4 % de los proyectos están condicionados o directamente paralizados por recursos de alzada, en gran parte impulsados por plataformas anti-eólicas.

A este grupo se suman el 7,3% con AAC paralizada por decisiones judiciales del TSXG en Galicia, resoluciones que han sido revertidas por el Tribunal Supremo y el TJUE, pero que siguen generando bloqueo efectivo.

También hay proyectos que han superado la DIA, pero que las condiciones impuestas en la misma han inviabilizado económicamente el proyecto. Por ejemplo, soterrar largas longitudes de líneas de alta tensión, con el coste que ello implica.

¿La consecuencia? España apenas es capaz de construir alrededor de un 1 GW anual en un mercado que tiene mucho interés y hambre inversor por la eólica. Quizá podríamos aprender algo de Alemania.

*Nota: Los datos representas los parques eólicos construidos con información pública desde 01/01/2018 y no el total construido desde 2018. Desde 01/01/2018 al 31/12/2024 se han construido 8.620 MW.

♻️ RenerCycle desmantela tres parques eólicos en Navarra

Nuestro patrocinador RenerCycle ha firmado dos contratos con Grupo Enhol para el desmantelamiento y reciclaje de tres parques eólicos en Navarra: Caparroso, San Gregorio y Serralta. Los contratos se enmarcan en el proceso de repowering de los parques, declarados Proyectos de Interés Foral por el Gobierno de Navarra. Los primeros trabajos ya han empezado.

En total, RenerCycle desmontará 87 aerogeneradores del extinto fabricante Ecotecnia (comprado por Alstom): 45 ECO44 (600 kW), 41 ECO48 (700 kW) y 1 ECO80 (1,6 MW). El alcance incluye desmantelamiento completo, logística, gestión integral de residuos, reciclaje y valorización de componentes, además de la restitución ambiental del emplazamiento con criterios de seguridad, trazabilidad y sostenibilidad.

La repotenciación reducirá de forma drástica el número de aerogeneradores. En Caparroso, se pasará de 42 turbinas a 6 nuevas unidades. En Cabanillas, de 45 turbinas a 5.

RenerCycle ya ha demostrado que es posible llegar al 99,8% de componentes reacondicionados y materiales reciclados, como ya contamos en Windletter a partir de la experiencia del parque eólico Muel para RWE.

Para los que estéis interesados en conocer de cerca lo que se hace con cada componente, os recomiendo que leáis el reportaje que publicamos el pasado mes de octubre.

Por cierto, los aerogeneradores desmantelados ya están disponibles en la tienda online de RenerCycle. Podéis echarle un ojo aquí.

🎙️ The onshore perspective, el nuevo podcast de WindEurope

Siempre hay sitio para un podcast más en el mercado 🙂

Eso, al menos, deben haber pensado en WindEurope, que acaba de lanzar The Onshore Perspective, un nuevo podcast centrado exclusivamente en la eólica onshore europea.

Personalmente me alegra ver que le dedican un espacio propio a la eólica eólica onshore, un área que muchas veces queda eclipsado por el brillo de la offshore, la niá bonita del sector. Pero la realidad es que el sector onshore sigue siendo el auténtico motor industrial del sector en Europa.

El primer episodio ya está disponible y pone el foco en un caso especialmente relevante: el renacer de la eólica onshore en Alemania. Un mercado que estuvo años prácticamente bloqueado y que ahora es, con diferencia, la locomotora de Europa en onshore, tal y como comentamos en Windletter hace un par de semanas.

En este episodio, el presentador Giuseppe Costanzo habla con Mirko Moser-Abt, Chief Policy Officer del Bundesverband WindEnergie (la asociación eólica alemana), para analizar:

• qué ha cambiado en el marco regulatorio alemán,

• qué cuellos de botella siguen existiendo,

• y cuál puede ser el camino a medio plazo para consolidar esta recuperación.

Podéis escuchar el primer episodio en Spotify:

🌍 Suzlon quiere volver a Europa y ficha a Paulo Soares para ello

El fabricante indio Suzlon Energy, ha anunciado su intención de reforzar su presencia en Europa con la contratación de Paulo Soares.

Soares regresa a la compañia, “como volver a casa” según sus propias palabras, para impulsar la estrategia europea del fabricante después de haber ocupado altos cargos en Suzlon entre 2005 y 2010 (como CEO de la filial china) y entre 2017 y 2020 (CEO del negocio internacional).

Su mandato ahora será desarrollar el acceso al mercado europeo desde la base de operaciones de Suzlon en Aarhus (Dinamarca).

Soares llega tras casi dos años como Managing Director Europe en SANY Europe, donde ha conseguido cambiar, al menos parcialmente, el discurso sobre la llegada de los OEMs chinos a Europa, en un contexto de tensiones regulatorias.

Suzlon tuvo una presencia industrial significativa en Europa desde comienzos de los 2000, y, sobre todo, en 2007, cuando adquitió al fabricante alemán REpower Systems (después renombrado como Senvion en 2014).

Sin embargo, Senvion fue vendida en 2015, lo que supuso de facto su salida de Europa, y trató de reenfocar el negocio en mercados de alto crecimiento. Más tarde, el 2019, Siemens Gamesa acabó comprando los activos europeos de Senvion, incluyendo el negocio de servicios y una fábrica de palas en Vagos (Portugal).

Desde entonces, Suzlon ha mantenido una presencia comercial reducida en Europa. Según su web, mantiene filiales y oficinas en varios países de Europa, África y LATAM (incluyendo España, Portugal, Rumanía y Turquía), y con más de 1,5 GW instalados en EMEA/LATAM.

En cuanto a producto, la compañía tiene un porfolio de turbinas de 2.X MW y 3.X MW con baja densidad de potencia y torres de celosía. Unos productos que a priori no encajan en el mercado Europeo, que en onshore ya se mueven en potencias mucho más altas, y que, si no me falla la memoria, no ha instalado una torre de celosía en años. Será interesante ver qué estrategia siguen.

Suzlon tiene una base instalada global de alrededor de 15,4 GW en India, su mercdo local y cerca de 6 GW fuera del país.

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Lo más leído de la última edición ha sido: el vídeo de los gemelos digitales de SGRE, el fichaje de Envision para la offshore europea y el catálogo de las grúas de Liftra.

Vamos, ahora sí, con las noticias de la semana.

Aunque ya han llovido ríos de tinta sobre la subasta AR7, creo que merecía la pena traer por aquí las claves y nuestro análisis de la que ha sido la mayor subasta de eólica offshore de la historia en Europa.

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🇬🇧 Resultados y análisis de la subasta AR7 de eólica marina en Reino Unido

El Reino Unido adjudicó 8,338 MW de nueva potencia eólica marina en la séptima ronda de Contracts for Difference (CfD) AR7, el mayor volumen jamás otorgado en la historia europea.

En total, se adjudicaron 6 parques eólicos de base fija (fixed bottom) que suman 8,2 GW, y dos proyectos floantes que suman 193 MWs.

Todos los proyectos de base fija, exceptuando Berwick Bank en Escocia, cerraron un con precio de 91.20 £/MWh (en libras de 2024), equivalente a unos 105 €/MWh, mientras que el proyecto escocés logró 89.49 £/MWh (~€103 €/MWh).

Por su parte, los dos parques flotantes, Erebus (100 MW) en el Mar Céltico y Pentland (92,5 MW) en Escocia, ganaron contratos a 216.49 £/MWh (~€249/MWh), reflejando el mayor coste actual de la tecnología flotante.

Recordamos que el precio máximo, en base 2024, estaba fijado en:

• Offshore fijo: 113 £/MWh ≈ 132 €/MWh

• Flotante: 271 £/MWh ≈ 317 €/MWh

Así que los proyectos adjudicatarios han quedado bastante por debajo.

Ganadores y perdedores: actores clave

RWE ha sido el gran ganador de AR7, involucrado en proyectos que suman 6,9 GW, el 82% de la capacidad total) adjudicada. En todos ellos lo hace de la mano de socios, entre los que se encuentran Masdar, KKR, Stadtwerke Munchen o Siemens Financial Services.

En eólica flotante, destaca Simply Blue Group (desarrollador irlandés especializado en flotantes) que ha sido adjudicatario con el parque eólico Erebus y con TotalEnergies como socio principal. Mientras. Pentland, por su parte, está respaldado por Copenhagen Infrastructure Partners (CIP) junto a Hexicon y Eurus.

Sin embargo, si os habéis fijado, en esta ronda hay notables ausencias. Ørsted no ha obtenido ningún proyecto, reflejando sus recientes dificultades financieras y cautela. Vatenfall, también ausente, vendió los proyectos Norfolk a RWE, quien sí parece haber sido capaz de sacar adelante un business case atractivo.

Se estima que han participado hasta 24 GW de ofertas (unos 15 proyectos de base fijo y 4 flotantes) por lo que muchos candidatos se han quedado fuera. Sin embargo, esto es una magnífica noticia para que haya competencia real en precios.

Una de las claves del éxito de RWE es posible que sea la economía de escala, concentrando más de 3 GW en Dogger Bank South y cerca de 3,1 GW en Norfolk Vanguard que aprovecharán sinergias en compras de turbinas, construcción y operación.

Precios: AR7 frente a rondas anteriores (AR4, AR5, AR6)

La subasta AR7 ha marcado un incremento significativo en los precios CfD con respecto a rondas previas, reflejando la inflación y el encarecimiento de los proyectos del que hemos hablado anteriormente en Windletter.

La evolución de precios ha sido la siguiente:

• AR4 (2022): £37,35/MWh de 2012 –que actualizados a 2024 equivaldrían aproximadamente a £52/MWh (unos €60/MWh).

• AR5 (2023): precio máximo fijado en 44 £/MWh (en base 2012, 61 £/MWh en base 2024). No se adjudicó ningún proyecto en esa ronda.

• AR6 (2024): precio máximo fijado en £73/MWh (en base 2012, 102 £/MWh en base 2024). Alrededor de 5 GW de capacidad adjudicada con precios de 75-82 £/MWh (base 2024)

Cadena de suministro

Según Spinergie, el pipeline adjudicado equivale a fabricar unos 542 aerogeneradores, el equivalente a un año completo de la capacidad de fabricación de nacelles de Siemens, Vestas y GE juntas en un año. Teniendo en cuenta que GE, de momento, sigue con las ventas offshore paralizadas, lo más probable es que Vestas y SGRE se repartan las ventas.

En cuanto a monopilotes, se prevé que la cadena de suministro también se tensiones, lo que puede abrir la puerta a suministradores asiáticos. A priori, Berwick Bank será el único parque con jackets.

Tanta concentración alrededor de RWE no parece tampoco una gran noticia para la cadena de suministro. Habitualmente suele ser mejor que el pastel esté más repartido. RWE tendrá un poder de compra importante sobre los proveedores.

Los precios de la eólica flotante

Las tarifas adjudicadas a la eólica flotante también han generado cierto revuelo. Los parques Erebus y Pentland han asegurado un CfD a 216.49 £/MWh (~249 €/MWh) bastante más del doble del precio de los parques de base fija.

Estos precios superan ampliamente los vistos en las recientes subastas de eólica flotante en Francia, donde los proyectos adjudicados en 2023-24 (subastas AO5 en Bretaña Sur y AO6 en el Mediterráneo) lograron precios alrededor de 86–93 €/MWh.

Aunque en el caso de Francia, el gobierno asume algunas ventajas para los promotores: RTE (el operador del sistema eléctrico francés) asume el coste de la conexión a la red, incluyendo cables de exportación y subestaciones offshore, reduciendo significativamente la inversión a cargo del parque.

También es cierto que la escala de los parques franceses es mayor, de 250 MW cada uno, que siempre ayuda, y ajustado a la inflación hasta el día de puesta en marcha. Incluso WindEurope avisó de que no debe tomarse como “nuevo benchmark” europeo sin considerar sus peculiaridades.

¿Cuál sería el precio de la flotante en otros mercados? Si tuviera que apostar, diría que en algún punto entre Francia y UK. Alguna vez se ha hablado de en torno a 170 €/MWh para España, aunque no sé qué hay de cierto.

Perspectivas para la próxima subasta AR8

Tras el éxito de AR7, las expectativas para AR8 (prevista este mismo año) son altas.

La lógica dice que los precios máximos deberían mantenerse similares, y que los precios de adjudicación podrían subir un poco (porque los proyectos más competitivos ya se habrían adjudicado en la AR7, y en un año no deberían aparecer muchísimo proyectos nuevos, aunque sí algunos).

Toda la información aquí, en Windletter.

🔍 Instalando un sistema LIDAR en el buje de un aerogenerador

Navegando por LinkedIn me llamó especialmente la atención un post llegado desde el parque de investigación WiValdi, situado en Baja Sajonia (noroeste de Alemania).

WiValdi es propiedad de la empresa alemana EWE y funciona como banco de pruebas para nuevas tecnologías, en colaboración con centros de investigación como ForWind (Universidad de Oldenburg).

En una de sus turbinas experimentales se ha instalado recientemente un Spinner-LiDAR, un sensor láser integrado en el propio buje del aerogenerador, dejándonos imágenes tan espectaculares como estas:

Mientras que los sensores tradicionales ubicados en la nacelle miden el viento cuando ya ha pasado por el rotor, el Spinner-LiDAR mide el viento que se acerca hacia ella. Es como si la el aerogenerador pudiera “mirar unos segundos al futuro”, detectando con antelación cambios bruscos de velocidad, turbulencias o ráfagas intensas.

Esa información puede ser enviada en tiempo real al sistema de control, permitiendo a la turbina anticiparse y ajustar el paso de pala o la potencia antes de que llegue el viento, reduciendo también esfuerzos mecánicos. El resultado: menos cargas peligrosas y mayor vida útil de palas, buje y tren de potencia.

¿Será esta una tecnología que empezaremos ver más a menudo?

🏗️ ¿Monopilotes atirantados? Una vía intermedia para desbloquear más offshore sin ir a flotante

Albert Winnemuller, Head of Global Offshore Product Market Strategy en Vestas, publicaba recientemente en LinkedIn un concepto que podría ser muy relevante para la eólica offshore a nivel mundial: los monopilotes atirantados.

Actualmente, los monopilotes convencionales se mueven en el entorno de 60–70 m de profundidad como límite práctico. A partir de ahí aparecen tres grandes barreras:

• CAPEX, por el aumento de acero y longitudes (hasta ~100 m de monopilote, contando la parte que queda bajo el fondo marino).

• Fabricación y logística, por diámetros y pesos que retan las capacidades actuales de fábricas y buques.

• Diseño estructural, con problemas de rigidez, estabilidad y modos dinámicos.

En Windletter ya habíamos hablado de Entrion Wind y su concepto de Fully Restrained Platform (FRP) monopile. La propuesta de Entrion consiste en añadir tirantes al monopilote, aumentando su rigidez y controlando los esfuerzos, de forma similar a una torre atirantada que hemos visto de la mano de Vestas en onshore.

Al parecer, esta tecnología podría llevar la eólica offshore de base fija hasta 100–120 m de profundidad, entrando en zonas que hoy solo se consideran viables con flotante.

Según estimaciones de Aegir Insights, solo extender la base fija hasta 100 m desbloquearía ~50 GW en Reino Unido e Irlanda.

📐Forestecue comienza la construcción de Nullagine con turbinas Envision y torres Nabrawind

Fortescue ha iniciado la construcción del Nullagine Wind Project, su primer parque eólico, situado en la región minera de Pilbara.

Nullagine (que anteriormente hemos llamado Pilbara en Windletter) tendrá una potencia de 133 MW y estará compuesto por 17 turbinas Envision EN182-7.8MW de 7,8 MW y rotor de 182 metros de diámetro de rotor.

Este proyecto es especialmente relevante por el uso de torres autoizables de 188 metros de buje Nabralift, de nuestro patrocinador Nabrawind, y que fue adquirida recientemente por la propia Fortescue.

Según publica Nabrawind en su web, estas torres permiten superar las limitaciones logísticas de lugares remotos como Pilbara: mantienen un diámetro máximo de 4,6 metros, lo que habilita transporte por carretera convencional y evita sobrecostes. Además, su sistema self-erecting reduce la necesidad de grandes grúas y simplifica montaje en entornos remotos.

Según cuenta Fortescue, un prototipo con esta misma configuración ya ha sido instalado en una planta de ensayo de Envision en Jiangsu (China) y se trasladará al proyecto durante 2026.

Y de hecho, según se ha publicado, la primera de las unidades ya se ha instalado en Australia y conectado a red.

Goldwind firma un contrato multibrand en Argentina

Interesante movimiento de Goldwind en Argentina, donde ha anunciado la firma de un contrato de mantenimiento Multibrand para dar servicio al parque eólico Trelew.

Según la noticia, Goldwind hará el mantenimiento de 15 turbinas Alstom ECO 100, herederas de la tecnología del fabricante español Ecotecnia tras su integración en Alstom. Tienen 100 metros de diámetro de rotor y 3 MW de potencia.

Que un OEM haga el mantenimiento de aerogeneradores de otro no es especialmente raro. De hecho, hace algunos años, empujados por los buenos márgenes que había en los servicios y los pocos (o inexistentes) márgenes que había en la venta de turbina, los OEMs occidentales hicieron una apuesta fuerte por el denominado “multibrand”.

Sin embargo, ahora parecen haber vuelto a su negocio core, centrándose en sacar rendimiento a los contratos ya firmados con máquinas de tecnología propia.

Lo sorprendente aquí es que es un fabricante chino fuera de su mercado local quien ha hecho este movimiento. Probablemente, se trata de una sinergia y el mismo equipo de mantenimiento que trabaja en los parques Goldwind de la zona puede llevar también Trelew. Pero sin duda, nos muestra la madurez de las operaciones de Goldwind en Argentina.

La historia de Goldwind en Argentina se remonta al año 2017, cuando adquirió los proyectos, todavía en desarrollo, de Loma Blanca y Miramar, poniéndose en el lado developer. Aquel movimiento le sirvió como puerta de entrada al país, construyendo e instalando sus máquinas GW 3S en aquellos parques años más tarde (2018-2019).

Colombia celebra primera subasta de eólica marina de Latinoamérica

Colombia ha celebrado la que se puede ya considerar la primera licitación de eólica offshore de Latinoamérica. La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) publicó el pasado 16 de diciembre de 2025 la lista final y confirmó como adjudicatario provisional a Copenhagen Infrastructure Partners (CIP).

La adjudicación corresponde a un área frente a Barranquilla que ronda los 140 km² y tendría capacidad para alrededor de 425 MW. CIP fue, además, el único candidato que finalmente acabó presentando oferta.

Realmente lo que se ha adjudicado es la vía administrativa para para comenzar con todo el proceso de permitting. A partir de ahora se abre fase de trámites con el Ministerio y después deberían llegar los estudios de impacto ambiental. Es decir, una primera piedra, importante desde el punto de vista simbólico y regulatorio, pero todavía muy preliminar en términos de ejecución real.

Colombia como país tiene en “la mochila” todos los problemas que arrastra con el desarrollo onshore, que ha implicado retrasos, tensión social, y muchas dudas respecto a la seguridad jurídica del país. Eso explicaría que solo CIP se haya presentado en esta primera fase. Sorprende también no ver a nadie local.

Teniendo en cuenta la inversión que supone un parque eólico offshore, mucho tendrán que mejorar las perspectivas para que en los próximos años podamos ver un proyecto materializarse.

En la web del Ministerio tenéis toda la información sobre el proceso.

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Lo más leído de la última edición ha sido: la tesis doctoral sobre el tamaño óptimo de los aerogeneradores offshore, el estudio que sugiere que las aves esquivan a los aerogeneradores, la espectacular maniobra logística de la isla de Martinica.

Vamos, ahora sí, con las noticias de la semana.

🇩🇪 Alemania instala 5 GW y adjudica 14 GW eólicos onshore en 2025. ¿Qué podemos aprender?

Alemania ha logrado en 2025 un hito histórico en energía eólica terrestre: más de 5 GW de nueva potencia eólica instalada durante el año y 14,4 GW adjudicados en subastas onshore, según datos de Bundesnetzagentur.

Los 14,4 GW muestran una aceleración sin precedentes en la tramitación de proyectos. Mientras que los 5 GW permiten acercarse a niveles de 2014-2017, la época de mayor instalación en la historia de Alemania.

Y yo me pregunto: ¿Cómo ha conseguido Alemania acelerar los permisos cuando otros países europeos siguen atascados? ¿En qué consisten sus subastas y qué ofrecen a los desarrolladores para tener tanto éxito?

Permisos más rápidos: la clave de la aceleración alemana

Uno de los factores determinantes del auge eólico alemán en 2025 ha sido la drástica reducción en los tiempos de tramitación de permisos (permitting). Mientras en muchos países de la UE los procedimientos pueden prolongarse años (en España, el periodo legal son 5 años, pero hay proyectos a los que se les permitió alargar se hasta los 8), Alemania ha logrado acortar sus plazos a unos 18 meses en promedio.

Por poner en contexto, la directiva europea REDIII fija 24 meses como plazo ideal, algo que no está cumpliendo ninguno de los otros países de la UE.

Esta agilidad en Alemania ha sido posible gracias a varias medidas:

Declaración de interés público prioritario: Desde 2022, la legislación alemana considera la expansión de renovables como asunto de “sobresaliente interés público”.

Metas de suelo y planificación proactiva: Alemania ha obligado a sus estados federados (Länder) a designar al menos un 2% de su territorio para eólica onshore antes de 2032. Esta disponibilidad de terrenos aptos, sumada a evaluaciones ambientales estratégicas, simplifica la tramitación de proyectos en dichas zonas.

Por ejemplo, se exime a los parques dentro de áreas planificadas de realizar una Evaluación de Impacto Ambiental detallada, si ya pasaron una evaluación estratégica y no están en zonas Natura2000. En proyectos acogidos a esta vía rápida, basta con una verificación ambiental simplificada y medidas compensatorias estandarizadas para especies protegidas, lo que elimina duplicidades y recorta meses de trámites.

Cómo funcionan las subastas eólicas onshore en Alemania

Otro pilar del éxito de 2025 ha sido el diseño de las subastas. Alemania pasó en 2017 de tarifas tipo feed in tariff a un sistema de subastas competitivas para asignar remuneraciones a los nuevos parques.

Para presentarse a las subastas, es obligatorio contar con la autorización ambiental válida bajo la ley federal (BImSchG). Además, cada oferta debe presentar un aval de 30 k€/MW.

Las rondas se convocan cuatro veces al año (típicamente el 1 de febrero, 1 de mayo, 1 de agosto y 1 de noviembre). En 2025 cada ronda ofreció alrededor de 3,45 GW de potencia eólica.

La Bundesnetzagentur publica con semanas de antelación el volumen a subastar y el precio máximo permitido, que en 2025 fue de 73,5 €/MWh. Todos los ganadores reciben exactamente el valor que ofertaron. En 2025, un año con con mucha competencia (por ejemplo en la subasta de noviembre hubo 8.155 MW ofertados para 3.456 adjudicados, lo cual es ideal), los precios oscilaron entre 58 y 66 €/MWh.

Una vez obtenido la adjudicación, el promotor tener alrededor de 30 meses para poner en marcha el parque.

En cuanto a la tarifa, los parques eólicos venden su electricidad al mercado mayorista, pero reciben una prima por encima del precio de mercado (market premium) hasta alcanzar el valor adjudicado. Ojo, no es un two-sided CfD: si el mercado supera el valor adjudicado, el operador mantiene los ingresos de mercado. No tiene que devolver nada. La duración del apoyo es de 20 años.

Todos estos ingredientes han permitido que el mercado coja ritmo: 11 GW adjudicados en 2024 y 14,4 GW en 2025, que se irán materializando en los próximos años.

El gobierno alemán tiene una hoja de ruta clara al 2030: 115 GW eólicos onshore instalados. Un objetivo que implica instalar ~9,4 GW anuales desde 2025.

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🌊 Noruega adjudica dos áreas para eólica flotante

Buenas noticias para la eólica offshore flotante. Noruega ha dado un paso clave al adjudicar dos proyectos en el área Utsira Nord a sendos consorcios liderados por Equinor y EDF Renewables, marcando el inicio real de lo que será el primer desarrollo flotante a gran escala del país.

Los adjudicatarios son:

• Equinor–Vårgrønn (Vårgrønn es la joint venture de Eni Plenitude y HitecVision).

• EDF–Deep Wind Offshore, a través del consorcio Harald Hårfagre.

Conviene matizar que no se trata aún de una adjudicación con apoyo económico. Esta fase actúa solo como precalificación: los consorcios podrán realizar estudios técnicos y ambientales y solicitar licencias.

Más adelante, previsiblemente en 2028–2029, Noruega celebrará una subasta, en la que ganará el proyecto que requiera menor apoyo público (para lo cual el país ya tiene permiso). No hay previsto un CfD clásico ni una tarifa definida, los proyectos recibirán una ayuda al CAPEX. La previsiones hablan de entrada en operación a partir de 2034.

Noruega, y en particular Equinor, es uno de los grandes pioneros mundiales de la eólica flotante, con proyectos como Hywind Scotland o Hywind Tampen. Utsira Nord supone el salto desde proyectos demostrativos hacia escala comercial.

🧠 El uso de gemelos digitales para optimizar las operaciones offshore

Interesante vídeo publicado en LinkedIn por Markus Wiemann, Global Head of Construction Offshore Wind en Siemens Gamesa.

Markus habla de cómo las simulaciones con gemelos digitales en 3D ayudan mejorar y optimizar las operaciones en puertos e y también las actividades de los buques de instalación de aerogeneradores offshore.

Los puertos son un punto clave durante la construcción de los parques, ya es donde se hace todo el acopio de componentes y a veces el premontaje antes de cargar los componentes en los buques.

El correcto almacenamiento, transporte y manejo de todos los componentes es fundamental tanto para optimizar los tiempos como para garantizar la seguridad.

Y dado que cada puerto es diferente y hablamos de componentes de decenas de toneladas, la única forma de aprender, optimizar y comprobar que todo irá correctamente es hacerlo con un gemelo digital. En el vídeo, de hecho, se muestra el layout digital y el layout real.

Es importante recordar que SGRE ha tenido un año 2025 con muchísima actividad en offshore, y se espera que en 2026 sea un año récord.

🛠️ Liftra alcanza las 60 grúas operando a nivel mundial

Liftra, el fabricante danés especializado en soluciones para instalación, mantenimiento y transporte de componentes de aerogeneradores, cuenta ya con más de 60 grúas de auto-izado (Self-Hoisting Cranes) operando en más de 20 países desde su lanzamiento al mercado en 2013. Una cifra que confirma el grado de adopción de esta tecnología en el sector.

Las grúas de Liftra permiten sustituir componentes como multiplicadoras, generadores o ejes principales sin necesidad de movilizar una grúa convencional de cientos de toneladas, lo que supone ahorros importantes para los operadores de los parques.

La operación se realiza desde la nacelle mediante un sistema de interfaces que fija la grúa al aerogenerador, lo que reduce de forma significativa CAPEX y tiempos de parada.

Una de las claves del éxito ha sido la capacidad de Liftra de adaptar sus productos a varias plataformas y modelos de aerogeneradores. Se pueden consultar las compatibilidades en este pdf.

El modelo de negocio de Liftra tiene diferentes esquemas dependiendo de las preferencias del cliente:

• Propiedad: Venta de la grúa, con opción de operación por parte del cliente o de Liftra.

• Alquiler: Arrendamiento del equipo, disponible con o sin personal especializado de Liftra.

• Servicio: Contratos marco a largo plazo para la gestión integral de grandes correctivos.

🇮🇪 Irlanda adjudica su primer gran parque eólico offshore… más de 20 años después

Irlanda ha dado por fin un paso que llevaba más de dos décadas pendiente. El país ha adjudicado su primer gran parque eólico offshore, rompiendo una larga travesía en el desierto desde Arklow Bank.

Irlanda es una potencia eólica onshore, al menos para un país que apenas tiene 5,4 millones de habitantes. Cuenta con más de 5 GW instalados y un sistema eléctrico con bastante dependencia del viento. Sin embargo, en offshore el desarrollo ha sido mínimo, a pesar de que cuenta con buenas zonas de recurso eólico.

El único parque operativo es Arklow Bank, con apenas 25,2 MW, que entró en operación en 2003 y que está compuesto por 7 aerogeneradores GE 3.6s de 3,6 MW de potencia y rotor de 104 m de diámetro.

Eso cambia ahora con la adjudicación del proyecto Tonn Nua, de 900 MW, en la segunda subasta offshore del país (ORESS). El proyecto ha sido adjudicado a la joint venture entre Ørsted y la utility irlandesa ESB.

El proyecto ha asegurado un CfD a 20 años con un strike price de 98,72 €/MWh, parcialmente indexado. En un contexto donde ha habido varias subastas fallidas en Alemania, Países Bajos o Dinamarca, el resultado irlandés es una gran noticia para el sector offshore europeo.

Situado frente a la costa de Waterford, su entrada en operación está prevista a mediados de la década de 2030, con fecha límite el 1 de enero de 2037.

🇮🇳 Siemens Gamesa cierra su salida de India: nace Vayona Energy

Hace unos meses, Siemens Gamesa anunciaba la venta del 90 % de su negocio eólico onshore en India y Sri Lanka a un consorcio liderado por TPG, junto con el inversor local MAVCO y otros socios. Ahora, la operación ya es una realidad y tiene nombre propio: Vayona Energy.

El acuerdo se cerró oficialmente el pasado diciembre, culminando un proceso iniciado en marzo. La nueva compañía se queda con unos 1.000 empleados, dos plantas de fabricación y una base de potencia instalada de alrededor de 10 GW, además de 7 GW con contratos de mantenimiento a largo plazo. Vayona Energy arranca con una cartera de pedidos superior a 1 GW.

Prácticamente el 100%, sino el 100% de esa flota es de tecnología “Gamesa” ya que, durante varios años, la India fue uno de los principales mercados para la antigua compañía.

¿Por qué este movimiento? India es un mercado con enorme potencial, la propia Siemens Energy estima 57 GW adicionales de aquí a 2032, pero también altamente competitivo (con la llegada de OEMs chinos), sensible a precio y con dinámicas locales muy específicas.

Envision también quiere entrar en la offshore europea: contrata un Global Director of Sales and Business Development

La llegada de los OEMs chinos al offshore europeo todavía necesitará tiempo. Pero eso no significa que no lo estén intentando. Al contrario: empiezan a verse movimientos muy concretos que apuntan a una estrategia más decidida.

La punta de lanza sigue siendo Ming Yang, probablemente el fabricante chino más activo en comunicación y marketing a nivel internacional y, según fuentes de la industria, el más “occidentalizado” en su forma de operar con el cliente. Sin duda el anuncio de la fábrica en Escocia generó mucho impacto, y no es casualidad que recientemente haya dado un paso clave con la contratación de un CEO específico para Europa, una señal clara de ambición a medio plazo.

Justo por detrás aparece Envision Energy. Su presencia offshore aún es más discreta, pero empieza a hacer los deberes. La prueba más clara es la captación de talento europeo senior, como el fichaje de Javier Torrijos Cuesta como Global Director of Sales and Business Development para offshore, procedente de Statkraft.

Este movimiento es especialmente relevante porque no se trata de ingeniería ni de fabricación, sino de ventas, desarrollo de negocio y relación con clientes europeos. Es decir, entender los procesos, riesgos, contratos y dinámicas del offshore europeo.

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Lo más leído de la última edición ha sido: el post con imágenes de la pala modular, el mayor parque eólico de Portugal, la tecnología low-noise Osonic para instalación de monopilotes.

Fe de erratas: en la última edición comentamos que el posible contrato de 500 MW que estaría negociando SGRE en Egipto correspondería a la SG5.0-132 (2.0). Sin embargo, esa turbina, en estos momentos, ni siquiera aparece en su web. SGRE sí que vendió durante algún tiempo las SG5.0-132, pero tras paralización de las ventas de la 4.X, el único modelo a la venta es la SG5.0-145 (2.0), que sería la turbina que se estaría negociando en este contrato de 500 MW.

Vamos, ahora sí, con las noticias de la semana.

📢 Estados Unidos paraliza la eólica offshore alegando motivos de seguridad

El 22 de diciembre de 2025, la administración Trump anunció la suspensión inmediata de todos los proyectos de energía eólica offshore en construcción en Estados Unidos. El argumento utilizado son los riesgos a la seguridad nacional.

Antecedentes. Desde principios de 2015, la administración Trump ha puesto a la eólica marina en el punto de mira. Primero impuso una moratoria a nuevas concesiones offshore, para después tratar de frenar proyectos ya iniciados:

• En abril de 2025 paralizó las actividades de construcción en Empire Wind 1 (Nueva York), aunque levantó la orden un mes después tras negociaciones.

• En agosto ordenó pausar Revolution Wind (Rhode Island/Connecticut), pero un juez federal revocó el bloqueo por falta de fundamento.

Estos antecedentes anticipaban el gran bloqueo de diciembre, que afecta simultáneamente a cinco proyectos.

¿Por qué el Gobierno paraliza la eólica offshore? La justificación oficial es proteger la seguridad nacional. Según el Pentágono, los enormes aerogeneradores marinos crean interferencias en los radares de defensa costeros.

Este argumento ya se ha utilizado para tumbar el desarrollo de 13 parques eólicos en Suecia, tal y como contamos en Windletter. Sin embargo, en otros países como Polonia, ven a la eólica marina como una oportunidad de defensa. Proyectos como Baltic Power, en aguas polacas y ubicado a menos de 200 km de Kaliningrado (Rusia), van a equipar sus turbinas con radares y sensores siguiendo directrices de defensa nacional.

Por si fuera poco, cada parque eólico de los paralizados fue evaluado y aprobado por el Departamento de Defensa durante su tramitación, sin objeciones en su momento. Algunas fuentes también señalan que, como medida de mitigación, existen radares más modernos y algoritmos de filtrado que reducen el “ruido” generado por las turbinas.

Así que muchos ven en la “seguridad nacional” una excusa de una administración contraria a la energía eólica.

Proyectos afectados y estado aproximado de la construcción:

• Vineyard Wind 1 – 806 MW (Massachusetts). Propietarios: Avangrid/Iberdrola y CIP. Turbinas: 62 × 13 MW GE Haliade-X 220m. Estado: ~90 % completo (55 de 62 turbinas instaladas)

• Revolution Wind – 704 MW (Rhode Island/Conn.). Propietarios: Ørsted y GIP. Turbinas: 65 × Siemens Gamesa SG 11.0-200 DD. Estado: ~87 % completo (58 de 65 turbinas instaladas)

• Coastal Virginia Offshore Wind (Virginia) – 2.6 GW. Propietario: Dominion Energy. Turbinas: 176 × Siemens Gamesa SG 14.0-222 DD MW. Estado: ~66 % completo.

• Sunrise Wind – 924 MW (Nueva York). Propietario: Ørsted. Turbinas: 84 × Siemens Gamesa SG 11.0-200 DD. Estado: durante 2025 se completó la instalación de cimentaciones (monopiles) y subestación.

• Empire Wind 1 – 810 MW (Nueva York). Propietarios: Equinor y BP. Turbinas: 54 × 15 MW Vestas V236-15 MW. Estado: >60 % completo.

En total, 6 GW de potencia eólica paralizados, que han encendido todas las alarmas en el sector.

Como os podéis imaginar, el impacto económico en los desarrolladores es considerable. Por ejemplo, Dominion Energy calcula que pierde 5 millones de dólares por cada día que su parque permanezca parado. Casi nada.

Algunos de los desarrolladores ya han respondido con acciones legales, como es el caso de Dominion, Equinor y Ørsted, que han presentado demandas en tribunales federales alegando que la orden es ilegal y arbitraria, y solicitando medidas cautelares para reactivar las obras. Como hemos comentado, Revolution Wind ya consiguió una vez que un juez reanudara la obras.

Siguientes pasos. Según el Departamento del Interior, la pausa permitirá estudiar medidas de mitigación para los riesgos en radares. La expectativa del sector es que, tras esta revisión o más probablemente por intervención judicial, se autorice reanudar la construcción en el corto plazo. Aunque habrá que ver a qué coste.

🌪️ ¿Cuál es el tamaño óptimo para turbinas offshore?

Una tesis doctoral se centra en la pregunta del millón del sector eólico offshore: ¿cuál es el tamaño ideal de los aerogeneradores offshore? ¿aporta valor real seguir escalando la tecnología?

El trabajo parte de la idea de que la optimización no puede hacerse solo a nivel de turbina aislada, sino que debe hacerse a nivel de parque, incorporando costes, producción, estelas, O&M y estructura de ingresos. Esto no siempre es del todo sencillo, ya que el diseñador de la turbina y el diseñador de la infraestructura asociada son siempre empresas diferentes.

Además, objetivo habitual de minimizar el LCoE convive ahora con escenarios merchant, donde cada kWh vale distinto dependiendo la hora del día.

Algunas conclusiones interesantes de la tesis:

• El tamaño óptimo de turbina no depende tanto de la potencia instalada como del specific power (relación potencia–rotor).

• Para minimizar LCoE, el óptimo se sitúa alrededor de 15–16 MW y rotores de ~230 m, bajo supuestos del Mar del Norte. Osea que ya estaríamos ahí.

• Cambiar hipótesis de viento o densidad del parque desplaza el óptimo, pero sin grandes mejoras de LCoE.

El trabajo sugiere que las ganancias marginales de seguir escalando son limitadas, reforzando una idea de la que cada vez se habla más en la industria: estandarizar puede ser más rentable que seguir creciendo.

Puedes leer la tesis completa aquí y es también interesante pasarse por la zona de comentarios de este post de LinkedIn.

🦅 Un estudio en Alemania sugiere que el 99,8% de las aves migratorias esquivan los aerogeneradores

El impacto sobre la avifauna y concretamente las aves migratorias es uno de los debates más recurrentes alrededor de la eólica y uno de los temas más críticos durante las evaluaciones de impacto ambiental.

Ahora un estudio desarrollado por la German Offshore Wind Energy Association (BWO), concluye que el 99,8 % de las aves migratorias evita activamente los aerogeneradores, reduciendo el riesgo de colisión a niveles muy inferiores a los que tradicionalmente se asumían.

El análisis se ha realizado durante un año y medio, en un parque cercano a la costa del norte de Alemania, monitorizando más de cuatro millones de trayectorias de vuelo, tanto diurnas como nocturnas.

Algunas de los puntos clave del estudio son los siguientes:

• El estudio cuestiona la hipótesis tradicional de que más aves migrando implica más colisiones. No se observa una relación positiva clara entre intensidad migratoria (MTR) y riesgo de colisión.

• Las tasas de cruce del plano del rotor fueron extremadamente bajas cuando las turbinas estaban en operación:

  • de noche, un cruce cada 132 horas de media con rotores girando

  • con turbinas paradas, los cruces fueron 20 veces más frecuentes, indicando menor comportamiento evasivo

• Las tasas de evasión son muy elevadas: 99,87 % por la noche y 99,86 % durante el día para aves que se aproximan a altura de rotor con turbinas en operación

• Las paradas preventivas de turbinas durante picos migratorios, basados en la idea de que más migración implica más colisiones, probablemente no sean eficaces.

El trabajo ha sido ejecutado por BioConsult SH y financiado por varios desarrolladores y operadores offshore, entre los que se encuentran Ørsted, RWE, Iberdrola, EnBW o Vattenfall.

El estudio está disponible online en este enlace.

🌊 Vestas pone en marcha la primera V236-15.0 MW en el mar

Vestas ha alcanzado un nuevo hito en offshore con la puesta en marcha de la primera V236-15.0 MW en el mar, dentro del proyecto He Dreiht, desarrollado por EnBW en Alemania, en el Mar del Norte.

Se trata de la tercera unidad de este modelo operativa, la primera en alta mar puramente comercial, después de que Vestas haya instalados dos prototipos en tierra, el primero de ellos en en Østerild, en el centro nacional de ensayos de aerogeneradores de Dinamarca, y el segundo en el puerto de Thyborøn, un interesante proyecto participativo también en Dinamarca.

En paralelo, la V236-15.0 MW también está siendo desplegada en Polonia, concretamente en el proyecto Baltic Power, desarrollado por Orlen y Northland Power. Con 76 turbinas y 1.140 MW, Baltic Power será el primer parque offshore polaco.

Son momentos clave para el negocio offshore de Vestas y su gran apuesta por la V236-15.0 MW, que acumular más de 11 GW de pedidos en firme y acuerdos preferentes desde su lanzamiento.

🏗️ BW Ideol invierte en el proyecto flotante Méditerranée Grand Large

Interesante movimiento de BW Ideol que ha entrado a formar parte del accionariado del proyecto Méditerranée Grand Large, adjudicado en la subasta francesa AO6 y desarrollado por EDF power solutions y Maple Power.

El proyecto, conocido como EMGL (AO6), estará ubicado a 25 km de la costa y contará con unos 250 MW de potencia flotante. Será uno de los primeros parques flotantes comerciales a gran escala en el Mediterráneo francés.

EDF y Maple Power tenían un acuerdo con BW Ideol desde 2022, pero ahora la participación del tecnólogo ya no es de cliente proveedor, sino de socio industrial y tecnológico con un 15% de participación, reforzando la bancabilidad y madurez del proyecto en una fase crítica. Así que parece obvio que la plataforma flotante será el diseño de BW Ideol.

La participación se realiza a través de BW Ideol Projects Company (BW IPC), su vehículo de desarrollo compartido con la estatal ADEME Investissement y que tiene hasta 80 M€ comprometidos para desarrollo de proyectos.

Parece una estrategia interesante por parte de BW Ideol. Por un lado, entrar como socio en un proyecto les permite tener skin in the game, y por el otro, permite asegurar que su tecnología será utilizada en un proyecto a gran escala, paso imprescindible para su éxito a largo plazo.

🌬️ Eólica onshore en occidente y China: costes que divergen, estrategias que convergen

Interesante artículo de Endri Lico de Wood Mackenzie, en el que cuenta cómo el sector eólico onshore ha entrado en un punto de inflexión en 2025.

Según Lico y tal y como hemos comentado en Windletter varias veces, los costes siguen trayectorias muy distintas en occidente y China, pero las estrategias de los OEMs empiezan a parecerse cada vez más. Cada vez más el volumen es secundario y los fabricantes se centran en la rentabilidad.

Un dato clave que menciona Lico es que en Europa y Estados Unidos los precios de las turbinas han subido cerca de un 45 % desde 2020, hasta situarse en el entorno de 1–1,2 M$/MW (0,9–1,1 M€/MW). Y este coste se ha mantenido a pesar de que los precios de muchos materiales y la logística se han recuperado.

Esto indicaría una decisión clara por parte de los OEMs occidentales: recuperar márgenes antes que crecer en volumen. WoodMac apunta a que 2025 marcaría el pico de costes, con cierto alivio a partir de 2027.

En China, la dinámica es distinta. Tras años de reducciones agresivas, los costes empiezan a estabilizarse. Aunque fuera de China, los OEMs chinos continúan ofertando turbinas a precios muy bajos, alrededor de ~400.000 $/MW (~370.000 €/MW), apoyándose en escala y tecnología.

Según Wood Mackenzie, este giro estratégico más orientado a valor y rentabilidad ha mejorado claramente la confianza de los inversores. En 2025, las acciones de los principales OEMs eólicos, tanto occidentales como chinos, han subido de media un 72 % en lo que va de año como muestra el gráfico que han publicado.

📉 Factor de capacidad marginal: más turbinas no siempre es mejor

Interesante reflexión la que ha compartido Jerry Randall, de Wind Pioneers, sobre un concepto poco utilizado pero muy interesante en el diseño de parques eólicos: el factor de capacidad marginal.

La idea es simple. El primer aerogenerador que colocas en un emplazamiento va al punto con mejor recurso eólico, sin estelas y por lo tanto con el mejor capacity factor. El segundo aerogenerador ya no es tan bueno. Y a medida que sigues añadiendo máquinas, las colocas en zonas con menos viento. Y además, aumentan las pérdidas por estela que generan unas en otras.

El resultado es que el factor de capacidad medio del parque baja conforme crece la potencia instalada.

Ahí entra el concepto clave. El factor de capacidad marginal mide qué rendimiento tiene el siguiente MW o la siguiente turbina que añades, no el promedio del parque.

Si echamos un vistazo al ejemplo que comparte Randall:

1. El parque arranca con un factor de capacidad del 44 % (una sola turbina).

2. A medida que va aumentando la potencia instalada, el factor de capacidad va bajando, tanto el de cada turbina adicional, como el total del parque.

3. Al alcanzar 600 MW, las turbinas adicionales solo aportan un CF marginal del 28 %.

A partir de algún punto, aunque irá proyecto por proyecto, la pregunta ya no es técnica, sino económica: ¿mejora la rentabilidad del proyecto cada turbina adicional?

🛠️ Ingenio para superar obstáculos: así descargan palas en la isla de Martinica

Espectaculares las imágenes que nos llegan desde la isla de Martinica, perteneciente a las Antillas Menores y departamento de ultramar de Francia.

Las fotos muestran una operación muy poco habitual: la descarga de palas directamente desde el mar y salvando un acantilado.

La solución es espectacular. Una barcaza se posiciona cerca de la orilla y transfiere la pala a un embarcadero provisional. Desde ahí, una grúa instalada en lo alto del acantilado realiza el izado, elevando la pala desde el nivel del mar hasta la propia isla.

Este tipo de solución “a medida” aparece en lugares donde la logística convencional no llega. Probablemente, en este caso el puerto de Martinica no tiene capacidades, o directamente era imposible llevar las palas desde el puerto hasta la ubicación del parque (carreteras estrechas, radios de giro imposibles).

Así que se ha optado por una solución poco convencional, pero sin duda espectacular. Una muestra más de la complejidad logística en el sector. Más de uno estaría sudando la gota gorda durante la maniobra…

El resto de fotos, en esta publicación de Delvis Da Silva Andrade.

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🎄¡Feliz Navidad a todos! Espero que estéis pasando unas buenas fiestas junto a vuestros seres queridos y que tengáis una maravillosa entrada en 2026. No os paséis con las comidas y el turrón, que luego la cuesta de enero siempre es más complicada 😁

Para nosotros son unas navidades un tanto especiales, ya que, como ya os he contado, próximamente seremos uno más en la familia 💙

Al igual que hicimos el año pasado, vamos hoy con el Windletter Rewind 2025. He decido bautizarlo así porque la verdad es que el nombre le viene que ni pintado.

Aprovechamos para hacer un repaso de todos los temas tratados este año que la verdad es que no han sido pocos. Y no te das cuenta hasta que te pones a mencionarlos todos…

Muchas horas de trabajo detrás 😁

⭐ Windletter Rewind: Lo mejor de 2025

Otro año que se va y otro año que despedimos haciendo un repaso a lo mejor de Windletter en 2025.

Los aerogeneradores son cada vez más grandes, especialmente en el mercado chino. Y eso está dando quebraderos de cabeza a muchos fabricantes. Por eso comenzamos el año hablando de que fabricar palas de gran tamaño quizá no sea tan fácil como parece.

Tuvimos un par de artículos (I y II) dedicados al recurso eólico, perfectos para entender los fundamentos del estudio del viento para quien esté interesado.

Ha sido un periodo de blancos y negros para la eólica flotante. Pero allá por enero hubo buenas hablamos de que los primeros proyectos a gran escala están cada vez más cerca, con Francia, Reino Unido y Corea del Sur como países más avanzados.

También hemos hablado de uno de sus principales retos, el O&M, y de la necesidad de parques precomerciales para avanzar con paso firme. Incluso intentamos entender toda la letra pequeña de la subasta eólica flotante francesa y el por qué de esos precios.

Como sabéis, las innovaciones son algo a lo que nos encanta dar seguimiento. Hemos hablado de lo disruptivo del Windcatcher, un aerogenerador multiturbina que ha obtenido financiación para un prototipo de 40 MW (¡!).

También hemos hablado de las mejores innovaciones de 2024 a raíz del siempre interesante ranking de Windpowermonthly. Y nos hemos hecho la pregunta de si el sector necesita más innovación o estandarización.

En el año de la inteligencia artificial, no podía faltar su aplicación en el sector eñolico. Hemos explicado cómo se predice la generación eólica del día siguiente y cómo la IA puede ayudarte a optimizar el layout de tu parque eólico.

La electrificación de la economía es un punto fundamental para la transición energética, y ligado a ello, hemos analizado el reciente pivotaje de muchas de las grandes utilities hacia la inversión en redes y hacia formas de generación denominadas como “flexibles”.

Por supuesto, siempre nos gusta repasar los informes sectoriales y el market intelligence, y para eso el informe anual de WindEurope es un must. Y por supuesto, el informe del GWEC para tener la perspectiva a nivel mundial.

Las previsiones de Brinckmann de cuota de mercado de los fabricantes occidentales en onshore también han protagonizado uno de nuestros temas principales, así como el top 10 de fabricantes en 2024 según datos de Bloomberg. No podía faltar el análisis de los OEMs chinos, de quienes analizamos las ventas fuera de su mercado local.

La eólica de pequeña potencia también ha tenido su hueco en forma de reportaje, en el que hemos contado el caso del parque eólico de la Isla de Corvo, una historia singular en el sector y que me encantó conocer de cerca.

Otro de los temazos de esta temporada, escrito también en forma de reportaje, han sido los 90 aerogeneradores a estrenar que se pusieron a la venta tras años de espera.

Cambiando de tercio, no ha sido un año bueno para las renovables en Estados Unidos, y aunque en onshore, fotovoltaica y almacenamiento la actividad sigue siendo intensa, en offshore la administración Trump ha destruido el sector completamente. Se tardará muchos años en recuperarlo, si es que ocurre.

Ha habido también tiempo para hablar de reciclaje de aerogeneradores y de cómo antes de recurrir al reciclaje existen usos de segunda vida. Poniéndonos un poco más técnicos, hemos explicado los tipos de trenes de potencia de aerogeneradores. Finalmente, nos fuimos de vacaciones recomendando algunos vídeos de transporte espectaculares para ver desde la playa.

El sector offshore europeo también ha sufrido algunas turbulencias, aunque se empiezan a vislumbrar algunos brotes verdes. Lo más llamativo ha sido sin duda los problemas de Ørsted y la cancelación de Hornsea 4. Aunque la subasta AR7 del Reino Unido se espera que traiga buenas noticias. Motherf*ckin’ wind farms.

La historia de la eólica también ha tenido su hueco este año, con el reportaje sobre el primer aerogenerador offshore de la historia. Vendrán más reportajes de este tipo porque personalmente los disfruto mucho.

También ha habido tiempo para hablar de mercado y precios. Nos hemos preguntado si el LCOE es una métrica tan útil como antes, hemos hablado de la canibalización solar y de que la eólica aún conserva su valor de mercado.

También ha habido tiempo para desmontar bulos, como la recurrente mentira que relaciona incendios y parques eólicos.

Ha sido un año complicado para Siemens Gamesa en onshore, pero también el año del retorno de la sucesora de la SG5.X, ahora llamada SG7.0.

Como siempre, ha habido tiempo para hablar de aerogeneradores gigantes, con Dongfang y sus 26 MW de potencia y 312 metros de rotor como protagonistas, el aerogenerador flotante más grande del mundo de la mano de Goldwind, o los espectaculares 50 MW anunciados por Ming Yang para su plataforma de doble rotor. Por no hablar de la torre de 300 metros de altura que se está instalando en Alemania.

Todo esto, y algunas cosas más que me dejo en el tintero, en Windletter.

🙏 Gracias por un año más

Muchísimas gracias por haber estado otro año más acompañándome en este camino, ya que sin vosotros todo esto no tiene sentido.

Gracias por todos los comentarios, las explicaciones, por el feedback y por ayudarme a seguir creciendo leyendo y compartiendo Windletter con vuestra gente.

¡Vamos a por el 2026! 🎉

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Lo más leído de la última edición ha sido: la evolución del tamaño de los aerogeneradores, los espectacularmente baratos PPAs de Arabia Saudí, la reparación del cono de una Vestas V162.

La semana pasada también publicamos:

• La historia de Nabrawind aprovechando su décimo aniversario. Sinceramente un reportaje realmente inspirador que creo que merece la pena leer. Léela aquí.

• La exclusiva de la fusión de Tetrace con Magma y la incorporación de Enhol como accionista. Léela aquí.

Vamos, ahora sí, con la última edición de noticias del año.

Los OEMs occidentales acaban el año con grandes contratos onshore firmados

2025 ha sido el año en el que, por fin, los fabricantes occidentales, con Nordex y Vestas a la cabeza, parece que empiezan a asomar la cabeza tras una crisis larga y profunda. Y han querido (o más bien, han podido) cerrar el año natural anunciando varios contratos onshore de gran volumen.

Nordex

El fabricante hispano-germano ha anunciado recientemente un acuerdo con Alliant Energy en Estados Unidos para el suministro de hasta 190 turbinas de los modelos N133 y N163 Delta4000. La instalación está prevista para 2028 y 2029 y, una vez en operación, el parque alcanzará hasta 1.060 MW de potencia instalada.

Hablamos de un volumen poco habitual en el mercado actual. Aunque es importante matizar que Nordex habla de “hasta” 190 turbinas, por lo que el número final podría ser menor.

Este contrato supone un respaldo claro a la reapertura de la fábrica de Nordex en West Branch (Iowa), donde recientemente se ha retomado la producción de bujes, transmisiones y góndolas. De hecho, se trata del mayor contrato en los 25 años de historia de Nordex en Estados Unidos.

Vestas

La compañía danesa, por su parte, ha cerrado el año con un contrato de 828 MW en Brasil, que contempla la instalación de 184 unidades del modelo V150-4.5 MW. Esta plataforma ha sido durante años el auténtico best seller de Vestas y, pese a que en algunos mercados empieza a verse desplazada por la plataforma EnVentus (V162, V172 en potencias 6.X y 7.X), sigue gozando de una excelente salud comercial.

El acuerdo es especialmente relevante porque refuerza la posición de Vestas en Brasil, un mercado en el que los OEMs chinos han entrado con fuerza, de la mano de MingYang y Goldwind, este último además con una planta local de ensamblaje de nacelles.

Además, aunque esto ya se firmó hace tiempo, Vestas ha iniciado recientemente la instalación de 38 turbinas EnVentus V172-7.2 MW en Portugal, sumando un total de 274 MW en lo que será el mayor parque eólico del país y, probablemente, de la Península Ibérica. El proyecto de Tâmega es especialmente singular por su carácter híbrido, al integrarse con una central hidroeléctrica de bombeo, como ya comentamos en Windletter.

Siemens Gamesa

Siemens Gamesa sigue arrastrando los efectos de la paralización comercial de sus plataformas onshore 4.X y 5.X (ahora rebautizadas como 5.0 y 7.0). Los primeros pedidos tras su vuelta al mercado siguen llegando con cuentagotas, aunque todo apunta a que deberían empezar a ganar tracción a lo largo de 2026.

Donde sí ha habido movimiento recientemente es en la venta del proyecto NIAT, de 500 MW en Egipto, a Alcazar Energy Partners. Ojo: se trata de la venta de la promoción, no del contrato de suministro de turbinas, que por ahora no estaría firmado, aunque sí en negociación.

Como ya comentamos en Windletter, todo apunta a que el proyecto podría equiparse con 100 unidades de la SG5.0 (2.0), probablemente con rotor de 132 metros. De materializarse, sería una noticia muy relevante para Siemens Gamesa y su regreso a onshore.

Egipto ha sido históricamente un mercado clave para la compañía, con más de 1,5 GW instalados, especialmente en turbinas de 2–3 MW. No obstante, es también un mercado en el que los OEMs chinos ya están bien posicionados: Goldwind cuenta con un parque de 500 MW operativo con su modelo GW165-6.0 MW, posteriormente ampliado con 20 unidades de 7.5 MW, mientras que Envision anunció recientemente un contato de 1,1 GW instalados en el país.

GE Vernova

El OEM americano también ha acabado el año con muy buenas noticias, especialmente en el mercado rumano. Entre octubre y diciembre, GE Vernova ha anunciado la venta de 107 turbinas de su modelo 6.1 MW–158 m, lo que supone un total de 652,7 MW.

Rumanía se ha convertido en uno de los mercados onshore más activos del momento en Europa, con subastas de volúmenes relevantes, y venía estando dominado por Vestas en los últimos años. Estos contratos confirman que la competencia vuelve a intensificarse en Europa del Este.

Ørsted convierte su tecnología de hinca de monopilotes silenciosa en una oferta comercial: Osonic

Interesante movimiento de Ørsted, que da un paso relevante hacia la popularización de soluciones low-noise para eólica offshore tras un acuerdo firmado con el desarrollador Luxcara.

Para el que no lo sepa, el ruido submarino durante la instalación de monopilotes es uno de los momentos de mayor impacto ambiental sobre la fauna marina. La hinca convencional genera picos muy elevados que afectan principalmente a mamíferos marinos.

En mercados como Alemania, Países Bajos o Reino Unido, esto se traduce en restricciones operativas, ventanas temporales limitadas para la instalación, medidas de mitigación obligatorias...

Una de las soluciones más conocidas son las bubble curtains, unas “ paredes” de burbujas que reducen la propagación del sonido, pero no evitan el hincado como tal. La alternativa más disruptiva es evitar directamente la hinca, y ahí entra Osonic.

Probada en Gode Wind 3, la tecnología desarrollada por Ørsted permite reducir el ruido más de un 99 %, hasta niveles apenas por encima del ruido ambiente del Mar del Norte.

Lo curioso de esta historia es que Ørsted, siendo un developer, haya decidido comercializar esta tecnología. Probablemente como una forma de monetizar conocimiento y validar el desarrollo en más ubicaciones.

🏗️LiftWerx, la empresa de grúas autoportantes, cumple 10 años

A medida que la flota de aerogeneradores envejece, el mantenimiento correctivo pesado (o el gran correctivo) se convierte en un factor clave de rentabilidad, ya que puede tener un impacto muy relevante en los costes de O&M. En ese nicho opera LiftWerx, una compañía canadiense especializada en grandes correctivos sin grúas convencionales que cumple ahora 10 años.

LiftWerx nace a partir de una necesidad muy concreta: cambiar multiplicadoras, generadores o rotores sin depender de grúas de gran tonelaje que son, en general, caras y escasas. Y lo pueden ofrecer como servicio completo: no te venden solo la grúa, sino que ejecutan los trabajos con equipos propios.

Realmente me parece un modelo de negocio muy interesante, ya que la única alternativa es bastante más cara y ahora que muchos parques entran en su segunda década de vida, los grandes correctivos son cada vez una actividad más común.

Muchos quizá hayáis pensado también en Liftra, que si no me equivoco es su único competidor. La verdad es que desconozco cuáles son las diferencias entre ambas empresas y sus productos/servicios.

🌊Siemens Gamesa tiene intención de comercializar la SG21.5-276

Siemens Gamesa parece empezar a desvelar poco a poco sus planes en torno a la turbina offshore de 21 MW y 276 metros de diámetro de rotor que tiene a prueba en Østerild.

Hasta ahora, la compañía había tratado este prototipo con bastante cautela, dentro de lo posible, porque ocultar una máquina de este tamaño es imposible. Incluso el CEO de Siemens Energy llegó a referirse públicamente a ella como una simple test turbine.

Sin embargo, según publica Recharge, un directivo de Siemens Gamesa ha reconocido ahora públicamente que el objetivo final es llegar a comercializarla, siempre que demuestre niveles de fiabilidad equivalentes a los de las plataformas actuales.

De momento, la compañía no parece dispuesta a acelerar tiempos. Antes de lanzar una máquina de este tamaño al mercado, Siemens Gamesa quiere validar a fondo su comportamiento en operación real, acumulando horas, datos y experiencia.

Así que, por ahora, tocará tener paciencia.

🚁Por qué las turbinas offshore chinas no tienen helipuerto

Interesante punto el que comentaba Gang Wang en LinkedIn, que justo hacía poco me puso como ejemplo en una conversación privada un profesional senior de la industria para explicar la distancia que existe actualmente en offshore entre los OEMs occidentales y los chinos. Es el caso de los helipuertos en aerogeneradores offshore en China.

Según cuenta Gang Wang, cuando el offshore chino empezó a despegar, a comienzos de la década de 2010, la prioridad fue la velocidad de despliegue y el control extremo del CAPEX. A diferencia de Europa, donde la seguridad offshore se integró desde fases tempranas del desarrollo, China no contaba entonces con estándares nacionales que exigieran helipuertos en parques cercanos a costa (≤30 km).

En turbinas de 3–5 MW, añadir un helipad suponía entre 120.000 y 225.000 dólares adicionales por máquina, además de refuerzos estructurales. En un mercado fuertemente orientado a costes, ese sobrecoste se consideró prescindible, confiando la operación, el mantenimiento y la evacuación exclusivamente a medios marítimos.

El marco regulatorio fue evolucionando y la norma pasó a exigir helipuertos en proyectos offshore muy alejados de la costa (≥50 km) o en condiciones marítimas especialmente severas. Entre 30 y 50 km bastaba con reservar espacio suficiente, y por debajo de 30 km no se establecieron requisitos específicos más allá del rescate por embarcaciones.

Puede parecer algo fácilmente salvable, pero todo este tipo de puntos relativos a normativa, seguridad y ámbitos similares suelen requerir de muchas horas de trabajo.

🧩 Palas modulares: una rareza que todavía sigue viva en algunos parques

Hace poco hablábamos en Windletter de las palas modulares y de por qué, pese a todo su sentido teórico, nunca han llegado a triunfar a nivel comercial. La complejidad han pesado más que las ventajas logísticas, que se han superado con innovación en el transporte (blade lifter principalmente).

Aun así, existen algunos parques en operación que sí las incorporan. Más recientemente, GE Vernova ha recurrido a soluciones modulares en determinadas turbinas de su plataforma Cypress. Pero si retrocedemos más de una década, el caso más icónico es el de la G10X de Gamesa, que llegó a contar con una versión equipada con pala modular.

Lo interesante es que algunas de aquellas G10X siguen operando hoy, y también sus palas. Gracias a unas imágenes compartidas por David Hernández en LinkedIn, hemos podido ver un trabajo reciente de mantenimiento en Alemania, en el proyecto Debsted, sobre una de estas máquinas.

Se trata de una intervención poco habitual que deja a la vista la unión entre módulos, algo que hoy es una rareza en la industria eólica. Ver ese tipo de conexión en operación real es casi arqueología industrial.

Algún día le dedicaremos un artículo a la G10X, una turbina adelantada a su tiempo.

⚡Haciendo un ensayo de cortocircuito a un parque eólico completo

El LVRT (Low Voltage Ride Through) es la capacidad de un aerogenerador de permanecer conectado a la red durante una caída severa de tensión, normalmente causada por un cortocircuito.

En lugar de desconectarse, la turbina debe soportar el hueco de tensión, aportar potencia reactiva y volver a operación normal cuando la red se recupera. Es un requisito crítico en sistemas con alta penetración renovable, donde las desconexiones masivas pueden agravar una perturbación y, en el peor de los casos, provocar apagones.

Hasta donde sé, en Europa, este tipo de ensayos suele hacerse a nivel de turbina individual. Se certifica un modelo concreto bajo condiciones controladas y ese certificado es válido después para el resto de unidades del mismo modelo.

En este caso de Goldwind el enfoque ha sido distinto. El ensayo se ha realizado a un parque completo, forzando un cortocircuito y observando la respuesta conjunta de todas las máquinas.

Concretamente, el ensayo se ha realizado en un parque de 32 unidades de la GWH182 de tecnología Medium Speed Permanent Magnet Generator. Una muestra del despliegue y la escala que tienen en China, donde no dudan de hacer este tipo de pruebas a parques completos.

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Hola a todos y bienvenidos a una nueva edición de Windletter. Soy Sergio Fernández Munguía (@Sergio_FerMun) y aquí hablamos de la actualidad del sector eólico desde un punto de vista diferente. Si no estás suscrito al boletín puedes hacerlo aquí.

Windletter está patrocinado por:

🔹 Tetrace. Proveedor de servicios de O&M, ingeniería, supervisión y repuestos líder en el mercado renovable. Más información aquí.

🔹 RenerCycle. Desarrollo y comercialización de soluciones y servicios especializados en economía circular para energías renovables. Más información aquí.

🔹 Nabrawind. Diseño, desarrollo, fabricación y comercialización de tecnologías eólicas avanzadas. Más información aquí.

La fusión de Magma en Tetrace da lugar a uno de los ISPs líderes en ejecución y mantenimiento de activos renovables

Nuestro patrocinador principal Tetrace integra en su estructura a Magma, compañía propiedad de Grupo Enhol y fundada por Elisa Manero y Javier Otano, especializada en mantenimiento y gestión de activos renovables, fotovoltaica y autoconsumo, y ejecución de redes de media tensión.

Esto supone un paso relevante en la evolución de la empresa navarra, especialmente en un momento en el que el sector de las energías renovables demanda proveedores de servicios cada vez más completos y especializados. La compañía resultante operará bajo la marca Tetrace.

Según explica Ciro Larrañeta, CEO de Tetrace, la operación responde a una necesidad clara detectada desde hace tiempo: “Desde Tetrace buscábamos incorporar servicios estratégicos y cualificados, como los contratos full service en eólica, el mantenimiento y autoconsumo fotovoltaico y la ejecución de redes eléctricas, que son cada vez más necesarios en el sector”. La integración de Magma permite completar el mapa de servicios de la compañía navarra.

Como parte de esta integración Grupo Enhol se convierte en accionista de referencia de Tetrace junto a Ciro Larrañeta y Comansa, manteniendo un compromiso activo con el proyecto, participando de forma estratégica en su desarrollo y acompañando el crecimiento a través de proyectos propios y nuevas oportunidades de negocio.

Más capacidad en fotovoltaica y ejecución, sin perder el foco en eólica

Uno de los principales efectos de la integración es el refuerzo de la propuesta de valor en fotovoltaica, un ámbito en el que Tetrace apenas tenía presencia directa hasta ahora. “La estrategia cambia porque nos metemos con fuerza en un sector en el que prácticamente no estábamos, como es el fotovoltaico”, señala Larrañeta.

En paralelo, la compañía mantiene y refuerza sus líneas históricas en eólica, donde ya ofrecía diversos tipos de servicios. En fotovoltaica y autoconsumo, la integración consolida capacidades en ejecución de proyectos y mantenimiento, apoyándose en la experiencia técnica de Magma.

Tras la operación, Tetrace queda estructurada en cuatro verticales de negocio, que reflejan el perímetro real de actividad del grupo:

• Ingeniería, que mantiene la base eólica e industrial y se completa con el alcance fotovoltaico.

• Ejecución de proyectos, incluyendo montaje y desmontaje de proyectos renovables, ejecución de redes de media tensión y proyectos fotovoltaicos.

• Operación y mantenimiento (O&M), con full service, preventivo, correctivo menor y mayor, palas eólicas y distribución de repuestos y consumibles, aplicables a activos eólicos, fotovoltaicos e hidráulicos.

• Asset management, incorporado como servicio adicional dentro del grupo.

Para Larrañeta, esta estructura permite a la compañía abordar proyectos de mayor tamaño y complejidad: “Lo que hacemos es completar el mapa de servicios de Tetrace. La incorporación de estos servicios cualificados nos va a poner en el mapa en proyectos cada vez más grandes”.

Escala, equipo y estructura

La combinación de equipos y cartera sitúa a la nueva Tetrace en una posición de partida sólida. Actualmente, el grupo mantiene cerca de 1,5 GW de potencia y cuenta con un pipeline comercial en crecimiento, que permitirá incrementar de forma significativa esta cifra en el corto plazo.

En términos de equipo, Tetrace pasa de estar en torno a los 500 empleados a situarse cerca de los 600, tras incorporar a los más de 80 profesionales procedentes de Magma, principalmente en España.

En cuanto a facturación, la suma de ambas compañías se sitúa en torno a los 45 millones de euros en el cierre de 2025, con previsión de crecimiento adicional en 2026.

Una integración con lógica industrial

Desde la compañía insisten en que la operación va más allá de sumar servicios. La integración incorpora también visión industrial, experiencia en organización y conocimiento del desarrollo de proyectos, aspectos que, según Larrañeta, “aportan muchísimo valor tanto desde el punto de vista de los servicios como desde la perspectiva de los socios”.

A nivel accionarial, Tetrace mantiene una estructura sencilla, con tres socios. “Somos tres socios, con una visión de negocio compartida, muchas ganas de crecer y una perspectiva de mercado similar” apunta Ciro.

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Vamos hoy con una edición patrocinada por Nabrawind. Como ya sabéis, Nabrawind es uno de los patrocinadores principales de Windletter y para la mayoría de vosotros probablemente no necesite presentación.

Pero para aquellos que no la conozcan, Nabrawind es una empresa con sede en Pamplona que acaba de cumplir 10 años de historia innovando en el sector eólico.

Aprovechando su décimo aniversario, hemos hablado con Eneko Sanz, director general de Nabrawind, para hacer un repaso a su historia, los diferentes productos de la compañía, así como sus planes de futuro.

Nabrawind cumple 10 años innovando en energía eólica

El sector eólico ha recorrido en apenas dos décadas una senda impresionante de innovación. Desde los primeros parques experimentales de los noventa hasta los actuales aerogeneradores de más de 7 MW, la evolución tecnológica ha permitido reducir drásticamente el coste de la energía y hacer de la eólica un actor fundamental de la transición energética.

En los últimos años, el sector muestra una tendencia más conservadora, influida por la situación financiera de varios fabricantes y por el grado de madurez alcanzado por la industria. Aunque la actividad en materia de patentes sigue siendo elevada, resulta más difícil que las innovaciones se traduzcan en productos comerciales, principalmente por la menor disponibilidad de recursos para inversión en desarrollo, al menos fuera de China.

En ese contexto, Nabrawind ha seguido un camino muy distinto. Nacida en Navarra hace diez años, la compañía ha demostrado que todavía hay espacio para desafiar los límites de lo posible. En una década, ha pasado de ser un pequeño laboratorio de ideas a un actor reconocido a escala internacional, con tecnología y productos propios, una cartera de pedidos que no para de aumentar y una plantilla que se ha multiplicado por diez.

De Evoluwind a Nabrawind: los orígenes de una idea ambiciosa

La historia de Nabrawind comienza a gestarse poco antes de 2012, cuando Odilon Camargo empieza a visualizar aerogeneradores de gran tamaño sobre torres de tres columnas. Odilon es pionero en tecnología eólica desde los años 80 en Alemania y precursor de la misma en Brasil en las últimas décadas.

Odilon comparte su idea con su compañero de la escuela de ingenieros aeronáuticos, Hely Ricardo Savio, que tras una larga trayectoria en el sector aeronáutico estaba desarrollando también tecnología eólica. A ello se suma que Eneko Sanz deja Gamesa a finales de 2012 tras años liderando diferentes desarrollos tecnológicos en la compañía.

Meses después, en marzo de 2013, tras una conversación con Hely Ricardo Savio, excompañero de Eneko en Gamesa, juntos empiezan a desarrollar las primeras ideas transmitidas por Odilon.

Así, entre dos brasileños y un navarro, surge la semilla de NA – BRA – WIND. Para quienes aún no lo sepan, el nombre nace de la unión de Navarra + Brasil + Wind, reflejo de los orígenes y la esencia del proyecto.

Finalmente se incorpora Iñaki Alti, experto en Propiedad Intelectual con larga experiencia en Gamesa Aeronáutica y Gamesa Eólica, donde había coincidido con Ricardo y Eneko. Iñaki es de Bilbao, y aunque fue clave para acelerar la solicitud de todas las patentes iniciales, ya no se modificó el nombre de la empresa.

Las ambiciones iniciales eran máximas: diseñar una turbina completa desde cero, capaz de producir más energía en emplazamientos de menor recurso eólico y de superar las crecientes barreras logísticas que ya empezaban a limitar el desarrollo de la industria. “Diseñar una turbina al completo desde cero era una locura y requería de una inversión millonaria, pero nos lanzamos a buscar financiación” nos cuenta Eneko.

Durante el verano de 2013, el equipo elaboró su primer plan de negocio con el objetivo de obtener financiación y el apoyo de Sodena, el instrumento financiero del Gobierno de Navarra, que se incorporaría posteriormente al proyecto junto a Barinaga como primeros socios.

En paralelo contactan con Iñaki Alti en busca de asesoramiento en propiedad industrial. El conocimiento y la visión de Alti encajan tan bien con el proyecto que termina incorporándose como cuarto fundador.

Hubo que esperar hasta 2014 para que los cuatro ingenieros decidieran constituir formalmente Evoluwind, la sociedad que iniciaría la aventura.

Los “mimbres” para sacar adelante el proyecto eran buenos. Como hemos comentado, el equipo fundador contaba ya entonces con una larga carrera en desarrollo tecnológico, especialmente en el sector eólico:

• Odilon Camargo – Ingeniero Aeronáutico, pionero en el diseño de rotores de las primeras turbinas comerciales en Alemania. Cofundador de Camargo Schubert Wind Engineering.

• Hely Ricardo Savio – Ingeniero Aeronáutico (PhD), con experiencia en Embraer y Airbus. Ex Blades Engineering Manager en Gamesa y fundador de JADE Systems, adquirida por Tecsis.

• Eneko Sanz – Ingeniero Industrial, más de 30 patentes en eólica. Lideró la pala modular Innoblade en Gamesa y es General Manager de Nabrawind desde 2015.

• Iñaki Alti – Ingeniero Aeronáutico y experto en Propiedad Industrial. En Gamesa creó el área de IP y gestionó un portafolio de 400+ patentes.

En la primera etapa, cada fundador seguía vinculado a su empresa de origen, siendo Eneko el único trabajador a tiempo completo de aquella Nabrawind: “se acordó un sueldo que me daba para ir tirando” cuenta Eneko. Odilon, además, actuó como primer business angel, apoyando económicamente el proyecto hasta la entrada de los primeros inversores.