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Windstory #30 - Top 10 de fabricantes de aerogeneradores en 2025

Sergio Fdez Munguía — Fri, 29 May 2026 06:02:50 GMT

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📈 Top 10 de fabricantes de aerogeneradores en 2025

Como cada año, las consultoras BloombergNEF y Wood Mackenzie han publicado sus respectivos informes analizando las cuotas de mercado de los diferentes fabricantes de aerogeneradores a nivel mundial.

Un año más, los dos informes han salido con apenas un mes de diferencia, lo que permite, como hicimos el año pasado, una pequeña comparativa entre metodologías y conclusiones.

Si en 2024 el titular fue que los cuatro primeros puestos del ranking de BNEF eran chinos por primera vez, en 2025 hay que elevar esa cifra: según Woodmac, seis de los primeros fabricantes del mundo son chinos y BNEF eleva la cifra a ocho de los diez primeros. Es un salto relevante que habría resultado inimaginable hace apenas unos años.

Antes de empezar, es importante recalcar que, más allá de cifras puras, es complicado hacer una comparativa directa entre cifras de megavatios instalados en China y fuera de China. China es un mercado movido por la velocidad de instalación y los bajos costes (CAPEX-driven), mientras que Occidente se puede considerar un mercado que mira más el valor a largo plazo de la vida del activo (long-term value).

Son dos mercados diferentes con realidades diferentes, y una comparativa directa no tengo claro que sea del todo justa.

Más allá del ranking, es muy interesante la diferencia de estrategias. Los chinos apuestan por escala, precios competitivos y despliegue rápido. Los occidentales han reducido el foco a mercados core, plataformas simplificadas y disciplina de precios.

Dicho esto, vamos con los highlights.

Datos macro a nivel mercado

▶️ Se instalaron 169 GW de potencia eólica en el mundo en 2025, un crecimiento del 38% respecto a 2024, según BNEF. Tercer año consecutivo de récord. Wood Mackenzie eleva esa cifra hasta los 176 GW, con un crecimiento del 45% interanual. Estas diferencias suelen venir de distintas metodologías para contabilizar capacidad instalada versus capacidad puesta en marcha, con tratamientos distintos por mercado. En un mercado tan atomizado y con este volumen, no es sencillo.

▶️ El onshore acaparó el 95% de las nuevas instalaciones (161 GW), mientras que el offshore cayó un tercio respecto al año anterior, hasta los 8,1 GW. Los motivos que se citan principalmente son retrasos de proyectos en China y Francia, y la paralización del sector offshore en Estados Unidos por el contexto político bajo la segunda administración Trump. BNEF espera recuperación en 2026.

▶️ China fue el primer mercado en superar los 100 GW en un solo año, lo que explica, casi totalmente, el dominio del ranking por parte de los fabricantes chinos. China es un mercado con un volumen brutal en el que actualmente participan exclusivamente fabricantes locales.

▶️ Las instalaciones totales fuera de China crecieron un 22% interanual según WoodMac (17% según BNEF). Los fabricantes occidentales siguen dominando estos mercados: acaparan el 75% de las instalaciones fuera de China, con suministro a casi 50 países, máximo histórico.

▶️ Más de 60 países conectaron nueva capacidad eólica en 2025, un 13% más que el año anterior y récord histórico, según WoodMac. China, Estados Unidos, India y Alemania siguen siendo los mayores contribuyentes por volumen. Latinoamérica fue la única región que se contrajo.

▶️ El gran salto de los chinos en exportaciones. BNEF lo resume en una frase: su potencia puesta en marcha en el extranjero se multiplicó por ocho respecto a 2024.

WoodMac da el dato absoluto, aunque bastante diferente: 8,5 GW instalados fuera de China, en 22 mercados, más del triple que el año anterior. Las cifras absolutas de 2025 son parecidas (8,5 vs ~9,6 GW), pero la diferencia está en el dato base de 2024: BNEF lo cifraba en 1,2 GW y WoodMac parece partir de algo entre 2,5 y 3 GW.

Un dato clave para entender la salida de los OEMs chinos al resto del mundo: la dependencia del mercado doméstico bajó del 99% en 2024 al 93% en 2025. Sigue siendo un porcentaje altísimo, pero la tendencia empieza a ser interesante.

▶️ India se convierte por primera vez en el segundo mayor mercado eólico del mundo, con 6,3 GW instalados según BNEF, un 85% más que en 2024. Supera a Estados Unidos, que había mantenido esa posición desde 2014.

Las instalaciones domésticas de fabricantes indios prácticamente se duplicaron, hasta 2,7 GW.

Ranking de fabricantes

▶️ Goldwind lidera con alrededor de 29 GW, consolidándose como el mayor fabricante del mundo. Para darnos cuenta del salto que supone este volumen, en 2024 instaló 19,3 GW. En un solo año ha crecido más de 10 GW, equivalente a prácticamente todo lo que Vestas instaló el año anterior. Además, si os fijáis en el gráfico de Woodmac, su porcentaje de instalación fuera de China empieza a ser relevante.

▶️ Envision queda en segundo lugar con entre 20 y 22 GW, con casi una cuarta parte fuera de China. Junto a Goldwind, es la primera vez que dos fabricantes superan los 20 GW en un mismo año, según WoodMac. Interesante también ver cómo Envision ha instalado más GW fuera de China que su rival Goldwind.

▶️ Mingyang y Windey ocupan el tercer y cuarto puesto con 18,9 y 18,4 GW respectivamente según BNEF. WoodMac invierte el orden y les asigna alrededor de 19 GW a cada uno. En 2024 las dos rondaban los 12-12,5 GW, así que han crecido aproximadamente un 50% en un año.

▶️ Sany cierra el top 5 con 13,5 GW según BNEF, o 15 GW según WoodMac. El sexto puesto es donde aparece la primera divergencia importante entre consultoras: BNEF lo asigna a Dongfang Electric (13,5 GW), mientras que WoodMac sitúa ahí a CRRC con 11 GW y relega a Dongfang al octavo.

▶️ Vestas cae al séptimo puesto con 10,6 GW, primera vez que queda fuera del top 5 desde que BNEF empezara a publicar este ranking en 2013. Vestas mantiene el liderazgo de mayor diversidad geográfica con turbinas puestas en marcha en 28 mercados según BNEF, y entregadas en casi 40 mercados según Wood Mackenzie.

▶️ De ahí abajo, los rankings divergen claramente. Siemens Gamesa entra en el top 10 según BNEF pero no según WoodMac; GE Vernova y Nordex entran según WoodMac pero quedan fuera según BNEF. Las cifras absolutas también son muy distintas, lo que apunta de nuevo a diferencias metodológicas.

▶️ En el offshore, el dominio sigue siendo europeo: Siemens Gamesa lideró el mercado por segundo año consecutivo, superando a Goldwind.

▶️ Otros nombres reseñables fuera del top 10: Enercon vuelve a aparecer en el ranking este año con 3,8 GW según BNEF (puesto 13) o 4 GW según WoodMac (puesto 14). Y dos fabricantes indios entran en el top 15: Adani con 1,2 GW (solo en BNEF) y Suzlon con aproximadamente 1 GW (solo en WoodMac).

Pedidos en firme

Antes de cerrar, conviene mirar otro dato que se publicó por separado y que es importante no confundir con lo anterior. Las cifras anteriores son instalaciones puestas en marcha en 2025. Pero Wood Mackenzie publicó en febrero un análisis paralelo de pedidos firmes (firm order intake). Esto es clave para entender las instalaciones de los próximos años.

▶️ El volumen global de pedidos firmes alcanzó los 215 GW en 2025, segundo mayor dato histórico, aunque con una caída del 8% interanual. La razón principal es que el mercado chino redujo sus pedidos hasta los 150 GW (-15% interanual).

▶️ Fuera de China la historia es diferente: récord absoluto con 65 GW pedidos. Europa fue la sorpresa positiva, con un crecimiento del 60% interanual en pedidos onshore, con Alemania como locomotora.

▶️ Los pedidos chinos en el exterior alcanzaron los 22,7 GW (+66% interanual). El pedido más mediático han sido los 3,1 GW de Goldwind en Arabia Saudí para dos emplazamientos, el mayor jamás registrado en la región. Los OEMs chinos capturaron en 2025 el 95% delos pedidos en Oriente Medio y África.

▶️ En el top 10 de pedidos firmes, ocho son fabricantes chinos. Los únicos no chinos son Vestas con 16 GW (mayor pedido entre los occidentales) y Nordex con 10 GW, su mayor récord global histórico. Nordex lidera además el intake onshore en Europa.

En una próxima edición, analizaremos las ventas de los fabricantes chinos fuera de China. Si no te la quieres perder, suscríbete.

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¡Nos vemos en la siguiente!

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Windletter #135 - Nabrawind valida Skylift: un sistema de montaje crane-less en condiciones de viento extremo

Sergio Fdez Munguía — Wed, 20 May 2026 07:15:59 GMT

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Lo más leído de la última edición ha sido: la torre de híbrida que instalará Goldwind en Brasil, las estelas vistas desde el espacio, los resultados de la subasta alemana.

Además, la semana pasada publicamos un reportaje sobre WHEEL, un interesante prototipo flotante.

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

🏗️ Nabrawind valida Skylift: un sistema de montaje crane-less en condiciones de viento extremo

Nabrawind ha completado en el parque eólico Diaz (Namibia) la instalación del primer aerogenerador Goldwind GW165/6000 utilizando su sistema Skylift, prescindiendo de las grúas de gran tonelaje que habitualmente se necesitan para esta operación.

El hito tiene dos lecturas. La primera, la validación comercial de Skylift en un proyecto comercial real con una máquina de 6 MW direct-drive. La segunda, y probablemente la más relevante para el mercado, es que la maniobra se ha completado con vientos de hasta 15 m/s de velocidad media y ráfagas de hasta 20 m/s, condiciones en las que las grúas convencionales no pueden trabajar (su límite habitual está entre 6 y 8 m/s para izar palas).

En un emplazamiento como Diaz, situado en una de las zonas con más recurso eólico del mundo, esta capacidad es especialmente relevante para el éxito del proyecto en forma y plazo.

El parque Diaz: contexto

Sobre el parque eólico Díaz ya hemos hablado anteriormente en Windletter: en la edición #97, dedicada al desembarco de la eólica en Namibia, y en la #114, donde Nabrawind anunció su primer parque multiturbina.

Diaz está situado al sur de Lüderitz, en la costa atlántica de Namibia, y lo desarrolla InnoVent, un promotor francés con apuesta clara por tecnologías innovadoras y con presencia consolidada en África. Cuando esté plenamente operativo, generará 230 GWh anuales, equivalentes al 6% de la demanda eléctrica del país. Es una cifra muy relevante, ya que Namibia importa actualmente entre el 60% y el 70% de su electricidad desde Sudáfrica.

El parque combina dos tipos de tecnología en un mismo emplazamiento:

4 aerogeneradores XMEC-Darwind XE93-2000 (2 MW), ya instalados sobre cimentaciones Nabrabase como parte de la primera fase.
7 aerogeneradores Goldwind GW165/6000 (6 MW), de los que la primera unidad acaba de ser instalada con Skylift.

Qué es Skylift y de dónde viene

Para entender lo que Nabrawind está haciendo en Diaz hay que retroceder unos años. La empresa empezó en 2017 montando Nabralift, una torre autoizable de diseño “trípode” en la base que dio lugar al aerogenerador más alto de África en Marruecos. La gran innovación no era solo la torre, sino el sistema autoizable que la levantaba: el SES (Self-Erecting System), que prescindía de grúas pesadas para alcanzar grandes alturas.

El siguiente paso fue BladeRunner, un sistema patentado para montar palas individualmente desde el buje, también sin necesidad de grúa pesada.

Con ambas tecnologías en la mano, el camino lógico era combinarlas. Y eso es Skylift: el sistema de autoizado (Total SES), adaptado a torres tubulares convencionales, e integrado con BladeRunner. El resultado es un sistema capaz de izar torre, nacelle, rotor y palas sin grúas de gran tonelaje. Skylift se presentó por primera vez en marzo de 2023, pero hasta Diaz no se había desplegado en un proyecto comercial.

La gran ventaja conceptual frente a una grúa de oruga clásica es doble: por un lado, se elimina la dependencia logística de mover una grúa de gran tonelaje hasta el emplazamiento (algo que en sitios como Namibia, con accesos limitados y carreteras complicadas, puede ser inviable o carísimo). Por otro, se desacopla la maniobra de la ventana de viento, ampliando el rango operativo de 6-8 m/s a 15 m/s.

El reto técnico de montar una direct-drive con Skylift

Diaz es la primera vez que Skylift se utiliza con un aerogenerador en condiciones reales. Y, para empezar, le ha tocado validarse con un aerogenerador direct-drive, uno de los escenarios más exigentes para el sistema.

La secuencia desplegada en Diaz, según describe Nabrawind, es la siguiente:

Montaje del primer tramo de torre tubular y de la nacelle mediante el sistema Total SES, que utiliza la propia estructura de la torre como guía y prescinde de la grúa de gran tonelaje habitual.
Instalación de dos de las tres palas a 30° respecto al suelo, utilizando el sistema de manipulación propio de Nabrawind. Es la primera vez que se utiliza esta solución con las dos palas en posición de 30^º, lo que supone un grado de dificultad máximo para el proyecto. En una instalación convencional, las palas se montarían directamente a la altura final de buje (90-120 metros), con todo lo que eso implica en grúas, ventanas de viento y plazos.
Colocación de un contrapeso en el espacio reservado a la tercera pala, encargado de estabilizar el rotor dinámicamente durante el izado.
Izado del conjunto torre-nacelle-rotor-dos palas-contrapeso hasta la altura final de buje, mediante el sistema autoizable y la incorporación de los siguientes tramos de torre.
Sustitución del contrapeso por la tercera pala en altura, mediante el sistema BladeRunner que iza y conecta la pala directamente desde el suelo.

El ritmo objetivo: 1 turbina por semana

De momento, esta es la primera turbina que se ha montado en Diaz. Quedan otras seis. Y es precisamente en esas seis donde Nabrawind tiene que demostrar que es posible operar Skylift en condiciones serie. El objetivo declarado por la empresa es alcanzar un ciclo neto de instalación de una semana en la séptima turbina.

Para poner ese ritmo en contexto: una instalación convencional con grúa de oruga, en condiciones favorables, puede rondar entre 5 y 10 días por turbina onshore. Pero en emplazamientos con vientos medios elevados como Diaz, es habitual tener paradas frecuentes por viento. Skylift permite con mucha mayor probabilidad, respetar la planificación del proyecto.

Si el sistema confirma ese ritmo en las próximas seis unidades, Nabrawind tendrá un caso de uso comercial muy potente para vender Skylift en emplazamientos similares: parques onshore en zonas remotas con viento medio alto y dificultades logísticas. Y, por qué no, también en emplazamientos donde la grúa principal es un cuello de botella.

Por cierto, recordemos que Nabrawind fue adquirida en 2025 por el grupo australiano Fortescue, reforzando su posicionamiento en proyectos de descarbonización industrial bajo el paraguas del objetivo "Real Zero".

Disclaimer: Nabrawind es uno de los patrocinadores actuales de Windletter, pero esta noticia no es contenido patrocinado. La decisión de cubrirla y el ángulo editorial son enteramente míos.

🌊 Francia combina las subastas A09 y A10 y adjudicará 10 GW offshore

El Gobierno francés ha anunciado que combina las subastas AO9 y AO10 en un único proceso de adjudicación que sacará al mercado alrededor de 10 GW de eólica marina. Los contratos se esperan adjudicar a finales de 2026 o principios de 2027.

Como adelantamos en la edición #107, la AO10 estaba prevista para adjudicar entre 8,4 y 9,2 GW, y la AO9 (cuyos 12 participantes precalificados conocíamos desde noviembre de 2024) repartía alrededor de 1,5 GW entre fija y flotante. La combinación de ambas en un único proceso es una decisión que da mayor visibilidad y escala al pipeline francés.

El nuevo formato saca al mercado alrededor de 10 GW de capacidad repartidos al 50% entre base fija y flotante, distribuidos en 10 lotes con tamaños individuales entre 550 MW y 1,35 GW. El Gobierno francés se ha marcado un precio objetivo por debajo de 100 €/MWh de media.

Una novedad relevante: por primera vez en una subasta francesa, los criterios de adjudicación incluirán resiliencia industrial, desempeño medioambiental y ciberseguridad, aplicados junto con el precio. El Gobierno cita explícitamente la voluntad de limitar el uso de ciertos componentes no europeos, con atención especial a turbinas e imanes permanentes. Es decir, una aplicación práctica del Net Zero Industry Act europeo en la subasta más grande del año en Europa.

⚓ El diseño de WindFloat de Principle Power celebra 105 MW flotantes operativos

El parque eólico flotante piloto EFGL (Les Éoliennes Flottantes du Golfe du Lion), ubicado a a 16 km de la costa de Leucate y Le Barcarès, en el Mediterráneo francés, ha producido sus primeros megavatios-hora.

Y con este hito, Principle Power celebra un nuevo récord para su tecnología WindFloat: 105 MW operativos en el mundo

Lo interesante del track record es que Principle Power es uno de los dos únicos tecnólogos de flotadores que ha cruzado los 100 MW operativos en el mundo. El otro es Equinor, con sus tres proyectos Hywind (Demo, Scotland y Tampen) basados en tecnología spar, sumando alrededor de 118 MW (depende de si se suma la potencia instalada o.

El resto del mercado va muy por detrás:

BW Ideol acumula apenas 5 MW operativos con su Damping Pool, a los que se sumarán próximamente, si no lo han hecho ya, los 30 MW de Eolmed.
Stiesdal tiene un único demostrador TetraSpar de 3,6 MW.
SBM Offshore ha conectado recientemente sus 25 MW del Provence Grand Large con plataforma TLP.

Las tres V164-10 MW de EFGL son, a día de hoy, las turbinas más grandes jamás instaladas sobre una cimentación flotante (excluyendo China). EFGL es además el segundo parque flotante del Mediterráneo francés tras Provence Grand Large, y servirá como referencia para el proyecto comercial de 250 MW (EFLO) que Ocean Winds y Banque des Territoires se adjudicaron en la subasta francesa, como comentábamos en la edición #113.

¿Es suficiente este track récord para dar el salto a los parques comerciales a gran escala? Viendo los datos, pareciera que los ecosistemas Principle Power-Vestas y Equinor-Siemens Gamesa son la apuesta más sólida ahora mismo, al menos en lo que a experiencia se refiere.

⚡Sobrepotenciación de parques eólicos offshore en Alemania: ¿cuál es el óptimo?

En los parques eólicos offshore, la conexión a red tiene un coste enorme: cables submarinos de cientos de kilómetros, convertidores HVDC, subestaciones… y no siempre tiene sentido dimensionarla para la potencia máxima del parque.

Pongamos un ejemplo numérico: para una potencia de evacuación dada (por ejemplo, 1 GW), ¿cuál es el optimo de potencia de aerogeneradores instalada?¿1 GW? ¿1,1 GW? ¿1,2 GW?

Esta pregunta es clave en el caso de Alemania, ya que toda la infraestructura de evacuación offshore, subestación offshore, cable submarino de alta tensión y tramo onshore hasta el punto de conexión a red corre a cargo del operador de red, no del promotor del parque.

La idea de la sobrepotenciación (overplanting u Überbauung en alemán) consiste en instalar más capacidad eólica de la que puede evacuar el cable de conexión. En horas de mucho viento, parte de la generación se pierde. Pero a cambio, la infraestructura se usa de forma mucho más eficiente el resto del tiempo. Digamos que tiene un mayor factor de uso o factor de capacidad (si es que ese término se puede usar para infraestructura).

El regulador marítimo alemán BSH propuso en su Plan de Desarrollo de Áreas 2025 una sobrepotenciación obligatoria del 20% para las nuevas zonas offshore del Mar del Norte. Es decir, los parques tendrían que instalar un 20% más de capacidad de la que puede evacuar su conexión a red. Pero eso no ha gustado del todo a los promotores.

Ahora un nuevo estudio de Frontier Economics, encargado por la asociación alemana de eólica offshore BWO y la patronal energética BDEW, concluye que el óptimo económico está entre el 5 y el 10%, no en el 20%.

Según el estudio, el óptimo económico para el promotor y para el sistema eléctrico no coinciden: sería del 2,5-5% para los primeros, mientras que rondaría el 5-10% para los segundos.

La conclusión más interesante del estudio no es el número en sí, sino el diseño del sistema: cuando el coste de la infraestructura de evacuación no recae sobre el promotor, los incentivos se desalinean. Fijar un porcentaje obligatorio tampoco parece la mejor solución.

🗼 Avanzan los trabajos de GICON, la torre eólica más alta del mundo

GICON ha completado la instalación del segundo segmento estructural de su torre eólica de gran altura en Schipkau (Alemania). La obra sigue avanzando según el calendario previsto y el proyecto se acerca un paso más a convertirse en la torre eólica más alta del mundo.

Recordemos que en la edición #123 hablamos en detalle de este proyecto. Los datos clave:

Altura de buje: 300 m
Altura total (tip height): 365 m
Estructura: celosía de cuatro pilares (no tubular)
Turbina: Vensys 126-3.8 MW
Peso de acero: >2.000 toneladas
Piezas individuales: ~22.000

Será la segunda estructura más alta de Alemania, solo por detrás de la torre de TV de Berlín por apenas tres metros.

Volviendo al hito actual: con la instalación del módulo UTS-02, la torre ha alcanzado ya los 85,7 metros de altura. La pieza pesa 350 toneladas, mide 40x40x40 metros, y fue izada con una grúa de orugas Liebherr LR 11350 (capacidad máxima de 1.350 t y altura de gancho de hasta 220 m).

Según la empresa operadora de la grúa, Schmidbauer: “es probablemente uno de los mayores izados individuales jamás realizados con un LR 11350 en términos de dimensiones”, aunque el peso era moderado comparado con izados típicos del sector petroquímico u offshore.

El profesor Jochen Großmann, CEO y fundador de GICON, ha apuntado que los segmentos de acero restantes podrían estar todos ensamblados en los próximos dos meses, aunque insiste en que “la seguridad está por encima de la velocidad”. Si el ritmo de obra se mantiene, este verano la silueta de la torre debería estar completa, a falta del ensamblaje telescópico de la nacelle Vensys y su izado final a los 300 metros.

Para más información, lee la edición #123.

🇵🇹 El parque eólico Tâmega, con 38 Vestas V172-7.2 MW, se pone en marcha

Iberdrola y Vestas han conectado a red el parque eólico de Tâmega Norte, el que es el mayor parque eólico de Portugal y, probablemente, del conjunto de la Península Ibérica. La primera fase, de 195 MW, empezó a generar el 30 de abril.

Potencia total: 274 MW (Tâmega Norte + Tâmega Sur)
Turbinas: 38 x Vestas V172-7.2 MW
Producción estimada: ~600 GWh/año
Inversión: ~350 M€
Ubicación: norte de Portugal, sobre el río Tâmega (afluente del Duero)

Lo singular de Tâmega es que no es solo un parque eólico. Es un complemento a lo que la propia Iberdrola ha llamado la Gigabatería del Tâmega, uan central de 1.158 MW de bombeo hidroeléctrico, que permite almacenar 40 GWh.

Por el lado del fabricante, Tâmega es el mayor parque eólico que equipa la V172-7.2 MW hasta la fecha. Como ya sabéis, este modelo es el más grande del portfolio onshore de Vestas, basado en la plataforma EnVentus y con su característico diseño modular de nacelle. La primera unidad comercial se instaló en Salzkotten (Alemania) en septiembre de 2025, como contamos en la edición #112. Tâmega es la primera vez que se despliega a esta escala.

Vestas reporta haber operado en obra con hasta cinco grúas simultáneas y un ritmo de instalación de 2,5 turbinas por semana, con palas llegando desde Polonia y nacelles desde Dinamarca.

El parque está ubicado en una zona de orografía relativamente compleja, así que el transporte de componentes ha sido un reto. Si hablamos de uno de los modelos más grandes del mercado y el uso de sistema blade lifter, solo queda disfrutar.

Las imágenes son de Laso, empresa de transporte especializado, y muestran el traslado de palas por las carreteras de Portugal.

El blade lifter es el sistema que permite transportar palas de gran tamaño por carreteras convencionales, inclinándolas verticalmente para superar curvas y obstáculos que serían imposibles con transporte convencional.

Si os gustan este tipo de vídeos sobre transporte, os recomiendo que os paséis por el Windstory #18.

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Windstory #29 - WHEEL: el revolucionario aerogenerador flotante de hormigón, bipala y 6 MW que se probará en Canarias

Sergio Fdez Munguía — Thu, 14 May 2026 05:00:27 GMT

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🌊 WHEEL: el aerogenerador flotante de hormigón, bipala y 6 MW que se probará en Canarias

La eólica flotante es la gran promesa para desbloquear miles de megavatios de recurso marino inaccesible para la tecnología convencional de fondo fijo. Pero tiene un problema de madurez tecnológica e industrial que no está del todo resuelto.

Actualmente compiten en el mercado más de una veintena de diseños de plataformas flotantes: semisumergibles, SPAR, TLP, barcazas y variantes híbridas de todas ellas. Y aunque ya se vislumbra cierta consolidación, todavía nadie sabe con certeza cuáles sobrevivirán al filtro comercial.

Para el sur de Europa en general y España en particular, este tema es especialmente relevante. En la mayor parte de nuestras costas, la profundidad del lecho marino cae rápidamente a valores donde los monopilotes y los jackets son técnica y económicamente inviables. Ninguno de los espacios identificados en los Planes de Ordenación del Espacio Marítimo es compatible con eólica de base fija. Si España quiere aprovechar su recurso eólico marino, necesita sí o sí la tecnología flotante.

Quizá por eso la actividad de I+D y prototipado en nuestro país es tan intensa. España cuenta ya con tres bancos de prueba de tecnología marina: el BIMEP en Armintza (Bizkaia), el PLOCAN frente a la costa de Gran Canaria, y el PLEMCAT en la bahía de Roses (Girona), este último con el objetivo de estar operativo en 2026.

En ellos se han probado ya las tecnologías flotantes DemoSATH de Saitec (en BIMEP), el prototipo a escala de X1 Wind (en PLOCAN) y el prototipo W2Power de EnerOcean, también en Canarias. El próximo prototipo a escala real que se instalará en aguas canarias es el WHEEL de Esteyco, también en PLOCAN. Esteyco, por cierto, ya tiene experiencia en offshore con el prototipo Elican, de base fija, instalado también en Canarias, y que merecería un artículo aparte por lo peculiar de su diseño.

Canarias es precisamente la comunidad llamada a albergar el primer parque eólico flotante de España. La lógica es sencilla: producir electricidad en las islas es más caro que en la península, así que la eólica marina tiene ahí una ventaja económica relativa que no tiene en otras costas. Está tardando más de la cuenta, pero en febrero de 2026 el Gobierno lanzó al menos una primera consulta pública sobre las bases del proceso competitivo, señalando Canarias entre las zonas prioritarias junto con Galicia y Cataluña. Algo es algo.

El prototipo WHEEL llega en un momento en que uno de los grandes debates del sector sigue sin cerrarse: acero frente a hormigón. La inmensa mayoría de los diseños de plataforma flotante que compiten hoy son de acero.Pero el hormigón tiene sus ventajas y algunos tecnólogos de plataformas siguen apostando por él. Esteyco es uno de ellos, como no podía ser de otra manera. El hormigón es parte de su ADN.

Pero lo cierto es que el hormigón tiene un reto de industrialización que no se debe ignorar. La construcción en hormigón requiere grandes áreas en puerto y una cadena de fabricación en serie que solo tiene sentido económico cuando se van a producir decenas de unidades. De lo contrario, fabricar un único flotador se convierte en un trabajo casi artesanal que imposibilita bajar los costes.

El acero, en cambio, facilita en mayor medida la industrialización desde el primer momento: los astilleros, las fábricas de torres o los fabricantes de monopilotes pueden adaptarse con inversiones relativamente menores.

🎡 Qué es el proyecto WHEEL

WHEEL son las siglas de Wind Hybrid Esteyco Evolution for Low-Carbon solutions. Es una tecnología patentada por Esteyco desde 2014, aunque la empresa ha optado deliberadamente por conceder licencias a otros desarrolladores: "lejos de querer frenar el desarrollo de la flotante, siempre hemos querido promocionarlo", señalan desde la compañía.

Entre otros, Esteyco ha concedido una licencia no exclusiva a Stiesdal Offshore Technologies (SOT) para el uso de esta solución patentada, limitada a plataformas de base metálica. Stiesdal la ha utilizado para desarrollar el TetraSpar Demonstrator, un prototipo de 3,6 MW con turbina Siemens Gamesa Direct Drive instalado en el centro de ensayos METCentre de Noruega y que será desmantelado tras cinco años de operación con resultados espectaculares: un factor de capacidad agregado del 51,4% y una disponibilidad del 98%.

La idea original surgió hace más de doce años y el diseño ha evolucionado mucho desde entonces. Hace seis años, el equipo consideró que tenía el grado de madurez necesario para dar el salto a un prototipo a escala real. Tras ganar la financiación europea a finales de 2022, el proyecto arrancó formalmente a principios de 2023.

Es un prototipo de 6 MW financiado por la Comisión Europea a través de Horizon Europe (Grant Agreement nº 101084409), con un presupuesto total de 25,3 millones de euros y una contribución europea de 16,7 millones. El consorcio lo forman once socios: Esteyco como coordinador, 2-B Energy, Rover Grupo, PLOCAN, IHCantabria, EnBW, Bridon-Bekaert, Boskalis, Vicinay Sestao, REPNAVAL y Cemex.

Es el primer aerogenerador flotante a escala real que se instalará en el banco de ensayos de PLOCAN. Lo hará a apenas 3 kilómetros dela costa de Jinámar, con el fondo marino a 90 metros de profundidad.

🔧 La plataforma: un SPAR que resuelve el problema que otros no han podido resolver

El diseño de WHEEL pertenece a la familia SPAR, pero Esteyco lo define como un "SPAR evolucionado".

Un SPAR convencional gana estabilidad bajando un peso enorme a gran profundidad, desplazando el centro de gravedad por debajo del centro de flotabilidad. El principio es robusto y probado, tanto en petróleo y gas como en los primeros SPAR eólicos como Hywind.

Uno de los principales retos de los diseños SPAR es su propia geometría. Un SPAR convencional es una estructura extremadamente larga y profunda, lo que introduce una complejidad importante tanto en su botadura como en el montaje posterior de la turbina.

Este tipo de plataforma suele botarse en posición horizontal, para después ser enderezada mediante operaciones de lastrado hasta alcanzar su posición vertical de operación.

Una vez en posición vertical, el gran calado del SPAR impide que la turbina pueda montarse de forma convencional, componente a componente, directamente sobre la plataforma en la mayoría de puertos convencionales. Al no disponer de suficiente profundidad junto al muelle, el ensamblaje debe trasladarse a mar abierto o a zonas con calado suficiente, con el consiguiente aumento de complejidad y coste.

Un buen ejemplo es el espectacular caso de Hywind Scotland, donde la turbina, ya completamente montada, se instala sobre el SPAR flotando alejado del puerto, en una ubicación con el calado necesario para poder completar la espectacular operación (el vídeo lleva directamente a esa maniobra).

WHEEL lo resuelve separando las dos funciones de una plataforma SPAN en dos elementos que pueden viajar juntos. El diseño consta de dos tanques de hormigón: uno superior, que proporciona flotabilidad, y uno inferior, que actúa como lastre. Ambos tienen una geometría de anillo que permite construirlos y transportarlos uno dentro del otro.

En puerto, y antes de “descolgar” el anillo interior, la plataforma WHEEL actúa como una barcaza de bajo calado con la que se puede ensamblar la turbina completa con una grúa desde el puerto, igual que en el caso de una semisumergible, pero con mucho menos ancho y calado, y sin necesidad de infraestructura portuaria especializada.

Una vez en aguas suficientemente profundas, el tanque inferior, lastrado con arena, se despliega hacia abajo de forma controlada. Los tendones que lo conectan al tanque superior trabajan pretensados por el propio peso del tanque inferior, que actúa como un péndulo. Estos tendones se comportan como barras rígidas, haciendo que ambos elementos se muevan de forma solidaria. El sistema pasa así de configuración barcaza a configuración SPAR de operación

El resultado es una plataforma que integra la estabilidad del SPAR en operación y la manejabilidad de una semisumergible en puerto. Para una versión de 15 MW, Esteyco menciona que la barcaza de transporte tendría 5,3 metros de calado, aproximadamente la mitad de una semisumergible equivalente, lo que abre un rango muy amplio de puertos aptos para la fabricación.

Sobre el tanque superior se eleva un trípode de acero de 17 metros que conecta la estructura flotante con la torre, de 72 metros en el caso del prototipo de 6 MW. El trípode está formado por siete elementos tubulares tipo torre, seis de los cuales son transportables por carretera y fabricables por proveedores convencionales de torres onshore.

Según Esteyco, el comportamiento dinámico del sistema permite un ahorro de hasta el 40% de acero en la torre respecto a diseños equivalentes para semisumergibles.

En cuanto al mooring system, consta de tres líneas de amarre separadas 120° entre sí, con una longitud total de unos 1.050 metros. El cable de evacuación a 20 kV tiene 3 km: los primeros 500 metros son cable dinámico diseñado para absorber los movimientos de la plataforma, y el resto es cable estático sobre el lecho marino. Como curiosidad, este prototipo se conectará primero al también prototipo Elican, formando un circuito para después conectarse a la subestación de Jinámar.

🌀 La turbina bipala: una elección diferente

La turbina que se instalará sobre la plataforma será una 2B6 de 2-B Energy: 6 MW, rotor bipala de 140,60 metros de diámetro, y con funcionamiento a sotavento.

La elección de una turbina bipala y downwind no fue, según Esteyco, una decisión técnica. “La tecnología WHEEL no está limitada a turbinas bipala ni downwind, sino que es compatible con cualquier turbina”, señalan desde la empresa. El motivo fue más práctico: para un prototipo de 6 MW, ”pequeño” entre comillas, como matiza el propio equipo, no es fácil encontrar a uno de los grandes OEMs dispuesto a colaborar.

2-B Energy, fabricante más modesto pero con más disposición para proyectos de este tipo, tenía disponible una bipala downwind. "Para nosotros no suponía un problema", señalan desde Esteyco, que han comprobado además que la turbina downwind "no está teniendo virtualmente ningún efecto en el diseño, ni en las fases temporales, ni en operación."

Dicho esto, las ventajas de la configuración downwind en una plataforma flotante son reales, y algunos diseños existentes que las aprovechan. Una turbina a sotavento tiene la capacidad de autoorientarse al viento, reduciendo la complejidad del sistema de yaw.

Hay que matizar, sin embargo, que esta ventaja solo se aprovecha plenamente cuando la plataforma incorpora un sistema de amarre de punto único (single point mooring), que permite que todo el conjunto (flotador y turbina) gire libremente siguiendo la dirección del viento. Es el caso, por ejemplo, de X1 Wind con su PivotBuoy. WHEEL utiliza un sistema de amarre convencional de tres puntos, por lo que mantiene el sistema de yaw, aunque quizá simplificado respecto a un sistema de turbina upwind convencional.

Y respecto a la configuración bipala, la ventaja es que se reduce el peso del conjunto nacelle-rotor significativamente, factor crítico para el coste y tamaño de toda la plataforma.

Por otro lado, en los últimos tiempos se está viendo cómo el interés por los rotores bipala no es marginal en el sector. En Windletter #118 informábamos de que Envision había probado con éxito un prototipo bipala durante más de 500 días. A pesar de que no termina de tener éxito comercial, es un diseño que tampoco termina de morir.

📋 Estado actual del proyecto: la botadura, después del verano

En julio de 2025, el BOE publicó el visto bueno ambiental: el prototipo no necesita evaluación de impacto ambiental ordinaria. El camino administrativo más complejo estaba despejado.

Una lección aprendida de Elican, según reconoce el propio equipo de Esteyco: “es fácil infravalorar el tiempo que de verdad llevan todos los trámites administrativos. El primer prototipo nos ha aportado las lecciones aprendidas para poder estimar bien en nuestro calendario este aspecto.”

En el puerto de Las Palmas, en agosto de 2025 se terminó de ensamblar el AIRBARGE, la plataforma de ensamblaje (valga la redundancia) que permite fabricar estructuras pesadas sin infraestructura portuaria especializada, y completó sus pruebas de funcionamiento.

Actualmente, Rover Grupo está fabricando sobre ella la sección inferior de la losa de hormigón del tanque superior. La botadura de los tanques del WHEEL está prevista para después del verano. Tras ello irán a una zona segura del puerto donde se completará el flotador y se integrará la torre y la turbina. La instalación en PLOCAN y la energización están previstas para el invierno de 2026-2027.

El propio equipo de Esteyco reconoce que fabricar una única unidad en lugar de una serie, genera tensiones para mantener el presupuesto del proyecto. “El diseño está avanzando hacia la madurez a la vez que progresa en la fabricación”, señalan. “Intentamos agilizar la adaptación en diseño de mejoras que se identifican durante el proceso de forma que la plataforma que se pruebe sea la más representativa de la tecnología WHEEL para el futuro” añaden.

🔭 Más allá del prototipo

Si el prototipo demuestra lo que debe demostrar, WHEEL habrá resuelto simultáneamente los tres problemas que han lastrado históricamente a la familia SPAR: viabilidad constructiva en puertos convencionales, coste competitivo gracias al hormigón, y comportamiento dinámico favorable para turbinas de gran tamaño.

El siguiente paso sería afianzar el diseño para turbinas de 15+ MW y desarrollar un plan de ejecución a escala precomercial. “Idealmente, desarrollar un prototipo para turbina de 15+ MW permitiría reafirmar el diseño a escala comercial y aportaría gran información para el futuro desarrollo de un parque eólico marino a escala mayor”, señalan desde Esteyco.

"Concebir un flotador que funcione adecuadamente una vez instalado es solamente una parte del problema. Concebir un flotador que sea fácilmente industrializable en cualquier parte del mundo añade muchas variables a una ecuación ya de por sí compleja."

El interés ya existe. “Desde hace ya algún tiempo estamos percibiendo un aumento del interés de posibles desarrolladores en nuestro diseño para conocer mejor la tecnología y la compatibilidad con las áreas que tienen en desarrollo.” Los principales mercados objetivo que van desde España y Europa (Reino Unido, Noruega, Francia, Mediterráneo) hasta Asia, donde han recibido "gran acogida" tanto por WHEEL como por el AIRBARGE.

Por nuestra parte, en Windletter seguiremos informando de los avances de este prototipo. Si no te lo quieres perder, suscríbete gratis.

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¡Nos vemos en la siguiente!

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Windletter #134 - Las subastas onshore en Alemania alcanzan su precio mínimo desde 2018

Sergio Fdez Munguía — Tue, 12 May 2026 05:03:21 GMT

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La noticia de la semana ha sido, sin duda, el debate en torno al llamado “Airbus eólico”.

Todo empezó con un globo sonda lanzado por José Manuel Entrecanales, presidente de Acciona (accionista del 47% de Nordex), durante la celebración del décimo aniversario de la fusión entre Nordex y Acciona Windpower. Unas declaraciones que el debate público ha recogido con especial interés.

Por mi parte, prometí hacer un análisis y dar mi opinión sobre este tema, pero será en una próxima edición.

Lo más leído de la última edición ha sido: el vídeo del aerogenerador más grande del mundo instalado en el mar, el análisis de la cuota de mercado por OEM en Alemania, el pipeline de parques eólicos flotantes maduros.

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

🇩🇪 Las subastas onshore en Alemania alcanzan su precio mínimo desde 2018

En Windletter #128 explicábamos en detalle cómo funcionan las subastas eólicas onshore en Alemania: cuatro rondas al año, permiso previo obligatorio bajo la BImSchG, aval de 30 k€/MW y un “one-sided CfD” garantizado durante 20 años (es decir, si el precio de mercado está por debajo del adjudicado, el promotor cobra el adjudicado).

Se trata de un sistema y una serie de condiciones que lleva años funcionando bien y que sigue dando señales de mercado muy claras en Alemania. La señal más reciente llegó con los resultados del pasado 31 de marzo. Y los números son llamativos. Para bien.

La locomotora eólica europea sigue a velocidad de crucero. Y yo sigo tratando de entender por qué, entender las particularidades de su mercado. ¿Qué hace Alemania para tener este éxito en su sector onshore?

Los datos de la subasta: precio mínimo desde 2018

Se subastaron 3.445 MW y se presentaron un total de 924 ofertas con un volumen total de 7.858 MW. Este nivel de participación no es raro en Alemania: en la subasta de noviembre de 2025 también había 8.155 MW pujando por 3.456 MW de volumen subastado. Es la séptima ronda consecutiva con sobreoferta.

De las 924 ofertas, 439 resultaron adjudicadas, completando todo el volumen subastado. Si os fijáis, eso da solo 7,84 MW por oferta adjudicada. Así que me he puesto a pensar, ¿cómo es posible?

Resulta que en Alemania, cada oferta está vinculada a una autorización previa bajo la BImSchG. Y en el proceso de desarrollo, el promotor solicita permiso para cada aerogenerador (o grupo muy pequeño) en una ubicación concreta, y con ese permiso presenta su oferta a subasta. Es decir, los 439 adjudicados son en su mayoría corresponden a una sola máquina o a grupos muy pequeños de máquinas.. Aunque en la práctica, el mismo promotor puede tener varios permisos de una sola máquina en ubicaciones cercanas.

El 96% de la generación eólica onshore alemana conecta a la red de distribución, principalmente en media tensión, típicamente 10-30 kV, o en alta tensión de distribución, normalmente 110 kV.

Esto no significa necesariamente que cada turbina tenga una conexión totalmente independiente: en la práctica, varias máquinas de un mismo parque pueden agruparse en un punto de conexión común, y según el tamaño del proyecto puede ser necesaria una subestación.

En cualquier caso, al conectar mayoritariamente en redes de distribución, no siempre hay subestaciones de alta tensión ni líneas aéreas como es habitual en otros países y en proyectos de mayor escala. Eso puede reducir el alcance de la infraestructura de evacuación en algunos casos.

Lo más destacado, sin embargo, es el precio. El precio medio ponderado bajó hasta los 55,4 €/MWh, desde los 60,6 €/MWh de la ronda anterior. Las ofertas ganadoras se situaron entre 51,9 €/MWh y 56,4 €/MWh. Es el nivel más bajo desde febrero de 2018 y queda muy por debajo del precio máximo de 72,5 €/MWh que la propia agencia había fijado para este año. Se trata de un precio realmente competitivo.

Evolución del precio de adjudicación en subastas. Fuente | Windbranche.de

¿Por qué han bajado tanto los precios?

El motivo más obvio parece la competencia. Cuando hay 7,9 GW compitiendo por 3,4 GW, los promotores que quieren asegurarse la adjudicación tienen que afilar el lápiz. Nadie va a pedir 70 €/MWh si sabe que el proyecto de al lado está dispuesto a trabajar por 53 €/MWh. Aunque eso suponga renunciar a rentabilidad.

Aunque en Alemania lo cierto es que el precio de adjudicación se corrige después en función de la calidad real del recurso eólico del emplazamiento. Un parque con mucho viento puede ganar la subasta con una oferta baja, pero luego su valor regulado se ajusta a la baja. Y un parque con peor recurso, si gana con esa misma oferta, se ajusta al alza. Bastante complejo todo, pero lo que busca es que una zona con menos viento no quede automáticamente fuera de la subasta.

Además, la tarifa a 20 años con precio suelo asegurado prácticamente convierte en un activo regulado a los parques eólicos, de tal forma que las rentabilidades exigidas por los inversores pueden ser menores que en proyectos “merchant”.

Pero la competencia en sí misma es consecuencia de que el permitting ha funcionado. Como contamos en el #128, Alemania aprobó un récord de 20,8 GW de permisos onshore en 2025. Eso significa que hay una bolsa enorme de proyectos con autorización válida en proceso de entrar a subastar.

Por supuesto, a mayor cantidad de proyectos con permisos, es lógico pensar que también habrá una parte de proyectos con mejores condiciones técnicas, mayor madurez, menores costes o mejor recurso, que pueden aceptar una tarifa menor (y que los números sigan saliendo).

Otro punto que no hemos comentado y merece atención es el precio de las turbinas. Después de un periodo inflacionario, y el subidón de precios post crisis de OEM y guerra de Ucrania, ¿están empezando a estabilizarse (o incluso reducirse) los precios ahora que algunos fabricantes vuelven a presentar márgenes verdes? Realmente lo desconocemos y habría que esperar a los resultados de los OEMs para ver la evolución del ASP (Average Selling Price) de los contratos firmados, pero sería otro driver importante. Aunque el ASP, al agrupar diferentes mercados, modelos y alcances, tampoco es fácil de interpretar.

Nota: si alguien nos lee desde Alemania y quiere señalar algún error o puntualizar algo, estaré muy agradecido.

🏗️ Proyecto Everest: Goldwind instalará en Brasil una torre híbrida de 166 metros

Casa dos Ventos, Goldwind y Cortez Engenharia han anunciado el Proyecto Everest: un prototipo de torre híbrida de hormigón prefabricado con 166 metros de altura de buje, la más alta jamás instalada en Brasil, para una GWH182-7.5 MW ensamblada en la fábrica de Goldwind en Camaçari. Contando desde el suelo hasta la punta de pala, el conjunto alcanza los 257 metros.

El elemento central del proyecto es el sistema auto-elevable que permite instalar la torre sin necesidad de grúas de más de 135 metros, equipos actualmente no disponibles en Brasil, especialmente al interior del país, donde llegar a alturas de buje competitivas con grúas convencionales resulta caro o directamente inviable. No he podido conseguir detalles sobre cuál es el proceso de montaje de la torre.

La torre se construye a partir de segmentos de hormigón prefabricado que se unen en obra mediante tensado y grout (cemento de alta resistencia), aunque se desconocen los detalles exactos.

La inversión total es de unos 16 millones de euros (94,9 millones de reales brasileños), con apoyo de Finep, el organismo público vinculado al Ministerio de Ciencia y Tecnología de Brasil que financia proyectos de innovación tecnológica.

El Proyecto Everest es una demostración de que Goldwind no está solo de paso en Brasil, sino que está apostando por desarrollar tecnología adaptada a las condiciones del mercado. Y por supuesto, las torres de hormigón de gran altura son una tendencia clara.

🇵🇭 Filipinas lanza su primera gran subasta offshore: 3,3 GW de fixed-bottom

El Departamento de Energía de Filipinas ha abierto el registro para la GEA-5, la quinta edición de su Green Energy Auction, dedicada íntegramente a eólica offshore fixed-bottom. En total, se subastarán 3,3 GW con fechas de puesta en marcha entre 2028 y 2030.

La evaluación de candidatos comenzó el pasado 17 de marzo, la lista de cualificados se espera para el 3 de julio, y los ganadores se anunciarán el 22 de septiembre.

La subasta se había retrasado anteriormente por cuellos de botella en puertos y en la capacidad de la red. En ese sentido, la Autoridad Portuaria filipina ya ha adjudicado un contrato para reconvertir el puerto de Mercedes (Camarines Norte) en hub de instalación offshore. Aunque su calendario encaja mal con los CODs de 2028-2030, que son realmente optimistas.

Fuente | Aegir Insights

Un análisis de Aegir Insights apunta que el precio techo fijado por la ERC, de unos 160 €/MWh puede resultar insuficiente para algunos proyectos salvo que bajen costes de suministro o los desarrolladores acepten rentabilidades más bajas. Y hay otro problema: para un mercado emergente, la falta de visibilidad a largo plazo complica las cosas. ¿Alguien va a construir un solo parque sin tener nada más de recorrido a medio plazo?

Filipinas tiene un recurso eólico offshore extraordinario en algunas zonas. Que esta subasta sea la primera real es ya un hito, pero los plazos (proyectos operativos en 2028-2030 con registro abierto ahora en marzo de 2026) son demasiado optimistas.

🌊 Sobre las cimentaciones de gravedad de hormigón en offshore

Dos reflexiones recientes sobre una tecnología que sigue siendo más marginal de lo que quizá se merece.

La primera es de Paul O’Brien, que recuerda el caso del parque Blyth Offshore Wind Demonstrator (Reino Unido, 2018): EDF y BAM Nuttall instalaron cinco turbinas Vestas de 8,4 MW sobre cimentaciones de gravedad de hormigón (denominadas como Hybrid Gravity Based Foundations).

Las estructuras se remolcaron hasta el emplazamiento, se lastraron y se hundieron en su ubicación final. Sin perforación del lecho marino, sin ruido, sin buque de instalación especializado.

Y la pregunta que lanza es razonable: ¿por qué el hormigón sigue sin ser una opción popular para los desarrolladores? Más información sobre las cimentaciones en la web del Institution of Civil Engineers.

La segunda es de Javier Abánades, que va un paso más allá: sus estudios internos exploran si una cimentación de gravedad puede ser viable a más de 60 metros de profundidad, manteniendo estabilidad durante el transporte e instalación, y usando un buque de grúa convencional.

En caso de funcionar, se abre la puerta a una cimentación competitiva en condiciones que hasta ahora se consideraban fuera del alcance del hormigón.

Como ya sabéis, el hormigón tiene ventajas claras: cadena de suministro local, menor exposición a la volatilidad del acero, huella de carbono mejorada respecto al acero y sin embargo sigue siendo la opción rara en offshore.

Ya lo analizábamos en la #65, donde recogíamos el argumento de que el hormigón debería ser el camino para la eólica offshore europea. Años después, la pregunta sigue sin respuesta clara.

📜 La Ming Yang MySE 18.5-260 obtiene su Provisional Type Certificate de TÜV Nord

TÜV Nord ha emitido el Provisional Type Certificate para la MySE 18.5-260 de Ming Yang Smart Energy, el aerogenerador offshore de 18,5 MW y 260 metros de diámetro de rotor que la compañía china ha diseñado específicamente para el mercado internacional.

¿Y qué quiere decir esto? Un Provisional Type Certificate confirma que el diseño cumple con los requisitos estructurales evaluados hasta ese momento, pero el certificado completo incluye módulos adicionales: cargas, sistemas eléctricos, protecciones, manual de operación... Es decir, la turbina sí tiene validada una parte sustancial del diseño ante una entidad independiente europea, pero aún no tiene un certificado completo.

Este certificado llega poco después del rechazo de la fábrica en Escocia (que contamos como tema principal en la edición #133). Pero Ming Yang no ha cambiado sus planes de entrar en Europa.

Recientemente el CEO de Ming Yang en Europa, Horatio Evers, comentaba en Windpowermonthly que tras el rechazo de la fábrica en Escocia han recibido solicitudes de otros países europeos interesados en atraer la inversión. "No estamos aquí para acabar con otros OEMs, sino para competir", decía Evers, añadiendo que en flotante "no hay solución en el mercado todavía" y que los promotores europeos les piden presencia.

🇰🇿 TotalEnergies construirá un parque eólido de 1 GW + 600 MWh de BESS en Kazajistán

TotalEnergies ha tomado la decisión final de inversión del proyecto Mirny, un parque eólico onshore de 1 GW con 150 turbinas en el sureste de Kazajistán, combinado con un sistema de almacenamiento de 600 MWh.

La inversión total asciende a 1.200 millones de dólares, con cerca del 75% financiado externamente por un consorcio que incluye al EBRD, Proparco, DEG, Société Générale, China Construction Bank y Standard Chartered, entre otros.

La sociedad vehículo se llama Aktas Energy y el capital está repartido entre TotalEnergies (60%), KazMunayGas, compañía nacional de petróleo y gas de Kazajistán (20%) y Samruk Energy, filial de energía eléctrica del fondo soberano Samruk-Kazyna (20%). El proyecto se integra además en la joint venture al 50% que TotalEnergies acaba de constituir con Masdar para desplegar renovables en nueve países asiáticos.

El proyecto opera bajo un PPA de 25 años con el Gobierno de Kazajistán firmado en 2023, con el que se estima generar unos 4 TWh/año.

En cuanto a las turbinas, las 150 unidades serán chinas: Envision y Sany Renewable Energy, que se repartirán el suministro. Sany aportará modelos de 7,7 MW, parte de los cuales saldrán de la primera fábrica de aerogeneradores de Kazajistán.

No es casualidad: en Windletter #99 ya contábamos que ambos fabricantes habían anunciado capacidad de producción local en el país. Asia Central se está convirtiendo en territorio casi exclusivo de los OEMs chinos: coste competitivo, disposición a localizar fabricación y acceso a financiación pública china (el propio China Construction Bank está entre los financiadores del proyecto)

☁️ Estelas en parques eólicos offshore, a vista de satélite

Samuel Davoust y Florian Rebeyrat, de la startup Tipspeed, han compartido en LinkedIn algunas imágenes satelitales tomadas sobre parques eólicos offshore.

En ella se aprecian con una sorprendente claridad las estelas de los aerogeneradores sobre un parque eólicos. Y yo me preguntaba, ¿está los aerogeneradores “modificando” la forma de las nubes, o están “creando” las nubes?

Pues al parecer, el fenómeno no es que las estelas "moldeen" nubes existentes, sino que provocan la formación de nubes al provocar pequeños cambios de temperatura en la atmósfera. De ahí que en la imagen no haya nubes aguas arriba de los aerogeneradores y sí las haya aguas abajo.

Según nos cuentan desde la startup, capturar este imagen desde un satélite es, pura suerte. Por cierto, Tipspeed se apoya en este tipo de imágenes para detectar desalineaciones del yaw (yaw misalignment) en los aerogeneradores. Una aplicación de lo más interesante.

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Aerogenerador del mes - Enercon E175 EP5 E2 (7.0 MW)

Sergio Fdez Munguía — Tue, 05 May 2026 06:01:44 GMT

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Nueva edición de la sección “Aerogenerador del mes”, escrita en cooperación con Pablo Carazo, colaborador de Windtechs. 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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Enercon E175 EP5 E2 (7.0 MW)

El E175 EP5 E2 es la variante insignia de ENERCON dentro de la clase de 7 MW: un aerogenerador onshore basado en el característico concepto direct-drive sin multiplicadora de la compañía y orientado a emplazamientos de viento bajo y medio.

La variante E-175 EP5 E1 fue la primera configuración del programa EP5 con rotor de 175 m y se presentó como el escalón inicial de la plataforma, con una potencia nominal de 6,0 MW.

La evolución a E2, se define por dos cambios principales: el salto de potencia nominal hasta los 7,0 MW y, sobre todo, la introducción de un nuevo concepto de generador de imanes permanentes con diseño de rotor externo (mientras que el E1 tenía un generador con rotor interno), que es la configuración típica usada tanto por SGRE como GE en offshore.

El generador E2 es de tipo de imanes permanentes y tiene un peso similar al del E1 (124 toneladas frente a 125 toneladas), pero cuenta con un diámetro significativamente mayor (10 m de diámetro exterior en comparación con 5,9 m). El entrehierro (airgap) se ha mejorado para obtener el par y la eficiencia necesarios para este diseño.

El E2 utiliza la mitad de imanes en comparación con el E1, a pesar de tener una potencia de salida superior, lo que supone una ventaja teniendo en cuenta el problema de suministro de tierras raras para la fabricación de los mismos

Generador E2 (izquierda) vs E1 (derecha)

Este generador está diseñado específicamente para poder transportarse dividiéndose en dos mitades y ensamblarse en obra durante la instalación. Se trata de una respuesta a las crecientes restricciones logísticas asociadas a rotores onshore de diámetros cada vez mayores.

En las siguientes imágenes se puede apreciar las notables diferencias externas entre la E1 y la E2.

E-175 EP5 E1

E-175 EP5 E2

Especificaciones principales

Potencia nominal: 7 MW (con modos flexibles hasta 6.0 MW)
Rotor / Área de barrido: 175 m / 24.053 m²
Densidad de potencia: 291 W/m (a 7 MW)
Alturas de buje:
- Acero tubular: no se ha podido encontrar ninguna referencia a ninguna torre de 100% acero tubular.
- Híbrida homigón-acero: 112, 132, 162, 175 m
- Híbrida acero segmentado-acero tubular (Hybrid Steel Tower - HST): 162 m, 175 m. En este concepto, los tramos inferiores, los de mayor diámetro, se fabrican en acero segmentado (paneles o secciones ensamblables), en lugar de un segmento tubular completo. Así se evitan las principales limitaciones logísticas de transporte asociadas a grandes diámetros, mientras que los tramos superiores se resuelven con acero tubular convencional.
- Enercon ya ha instalado una unidad de 120 metros de la solución híbrida de acero segmentado + acero tubular (desarrollada ad hoc para un proyecto).
- Enercon menciona el desarrollo flexible de torres como parte de su estrategia comercial

(Hybrid Steel Tower - HST)

Drivetrain: Direct-drive sin multiplicadora con generador síncrono de imanes permanentes
Clase IEC 61400-1: Clase S o Clase IIA (con hub heigh de 112 m)
Cut-in / Cut-out: 2,0 - 25 m/s
Ruido:
Vida útil de diseño: 25 años
Variantes climáticas:
- Estándar: –20 °C a +40 °C (puede haber derating)
Certificación:
- Enercon menciona un certificado de homologación alemana de tipo (DIBt) para la torre HST-162 entregado por TÜV SÜD
- En septiembre de 2025, Enercon mencionaba que la conformidad de diseño bajo el esquema IECRE sería recibida “pronto”.

Arquitectura y diseño

Drivetrain:

Eje principal: Arquitectura direct-drive sin multiplicadora, soportado sobre 2 rodamientos principales precargados de rodillos cónicos (TRB).
El generador está diseñado con rotor externo y es separable para transporte; ENERCON describe su entrega “en dos mitades”, que se ensamblan in situ durante la instalación.

Sistema eléctrico:

Generador síncrono de imanes permanentes (PMG) refrigerado por aire.
Convertidor de potencia total (full converter) en nacelle.
Transformador en la parte trasera de la Nacelle
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: 8 motorreductores dependiendo de las condiciones climáticas del emplazamiento. Lleva un rodamiento de rodillos de 3 hileras (3RB – 3 row roller bearing) y frenos integrados en los propios motores del accionamiento.

Pala:

86 m de longitud.
Fabricada en fibra de vidrio y carbono en la viga principal (sparcap). Destacar que para este rotor de 175 es la primera vez que introducen el carbono.
Rodamiento de bolas de rodillos de 3 hileras.
Testeada en su banco de pruebas en el Enercon’s Wobben Research & Development (WRD).

Nacelle:

Desde su presentación en WindEurope Bilbao 2022, ENERCON ha ido adoptando el cambio a la denominada E-nacelle. Ese cambio de diseño consiste en reubicar los componentes eléctricos que en el anterior característico diseño compacto se ubicaban en la torre (transformador, convertidor…), para ubicarse ahora en la propia nacelle, alineándose así con el enfoque de integración “up-tower” que ya utilizan la mayoría de fabricantes.

Otro cambio importante está en el sistema de cableado eléctrico: en lugar de bajar por la torre con decenas de conductores de baja tensión (se mencionan 48 cables), la E-nacelle permite una configuración simplificada con un único cable de media tensión hasta la base.

El resultado es una unidad mucho más industrializada y orientada al concepto plug-and-play, que llega a obra lista para su instalación y que reduce drásticamente trabajos eléctricos in situ, tiempos de commissioning y riesgo de errores de cableado.

Como dato relevante, ENERCON aplica actualmente el concepto E-nacelle en los modelos E-138 EP3 E3, E-160 EP5 E3 y en los E-175 EP5 E1 y E2, avanzando hacia una mayor estandarización industrial. La compañía ha definido esta estrategia como “one box for all”, una solución que unifica dimensiones y arquitectura de nacelle para optimizar fabricación, logística e integración entre plataformas.

Prototipos instalados

Primer prototipo E-175 EP5 E1 (versión base de 6,0 MW) instalado en Borchen-Etteln (Alemania). 28 de agosto de 2024.
Primer prototipo E-175 EP5 E2 (7,0 MW) instalado en Wachendorf (Alemania) sobre torre híbrida con 162 m de altura de buje. 02 de abril de 2025.
Segundo prototipo E-175 EP5 E2 puesto en servicio en el parque eólico de Janneby (rotor de 175 m, altura de buje de 132 m, potencia nominal de 7,0 MW). 17 de diciembre de 2025.
ENERCON indica que una segunda turbina se instalará en el verano de 2026 en el emplazamiento de Janneby-Süderzollhaus.

Fabricación inhouse

Hub: Aurich (Alemania)
Palas: Viana do Castelo (Portugal) e Izmir (Turquía)
Nacelles: Aurich (Alemania)
Generador: Magdeburg (Alemania) y Lanheses (Portugal)

Track record y pipeline comercial

ENERCON anunció un contrato de suministro con Alterric para 13 unidades del E-175 EP5 E2, a instalar en el parque eólico de Kutenholz (Alemania), con inicio de montaje previsto para la primavera de 2026 y puesta en servicio en el Q4 de 2026.

ENERCON también anunció el debut de la E‑175 EP5 E2 en Turquía, con un contrato de 10 unidades (70 MW) para el parque eólico Demirli del desarrollador REGES Elektrik. En Turquía también se ha anunciado dos contratos de 20 y 23 unidades recientemente.

Recientemente también anunciaron la primera unidad en Países Bajos y un acuerdo marco para 440 MW en Canadá.

Competidores

Vestas V172-7.2 MW
Nordex N175/6.X
Siemens Gamesa 7.0-170
Goldwind GWH175-7.8 MW / GWH170-7.2 MW
Envision EN-171/8.X

Fuentes y enlaces

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

Vídeo de la Enercon E175 EP5 E1:

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.

WindEurope 2026: tomando el pulso a la industria en Madrid

Sergio Fdez Munguía — Wed, 29 Apr 2026 05:02:08 GMT

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.

🔹 Ingeteam Wind Energy. Partner global de tecnología y servicios para la industria eólica, trabajando con OEMs, utilities y asset owners. Más información aquí.

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Vamos hoy con una edición un poco diferente, con una crónica tras mi paso por WindEurope 2026.

Para mí ha sido una de las ediciones más enriquecedoras hasta la fecha. Se nota que, poco a poco, voy conociendo a más gente dentro de la industria. Todavía recuerdo aquella edición de 2019, cuando caminaba casi sin rumbo entre los stands y aprovechaba la agenda vacía para asistir a conferencias.

Ahora la situación ha cambiado. Windletter tiene un alcance cada vez más global y una red creciente de suscriptores, colaboradores, patrocinadores y, por qué no decirlo, amigos. Tanto es así que el apenas día y medio que pude estar allí se me hizo incluso corto.

WindEurope 2026: tomando el pulso a la industria en Madrid

Más de 15.000 participantes, más de 600 expositores. La eólica europea está más viva que nunca. Y no solo en los pabellones de los grandes OEM, supply chain y los grandes developers. Lo que más llama la atención es la cantidad y calidad de empresas pequeñas y medianas, startups y scale-ups, que pueblan los pasillos.

El sector ha madurado, pero sigue siendo un ecosistema dinámico, y eso se nota.

⚡ Electrificación y seguridad energética: el doble eje de 2026

Cada WindEurope tiene un tono, un mensaje dominante que impregna las ponencias y los comunicados. En 2024, en Bilbao, la sensación era de protección a la industria local: our wind, our value. En Madrid 2026, el tono ha sido diferente: from crisis to confidence. Más urgente. Más político. La eólica como oportunidad de para paliar la crisis energética con homegrown electricity.

El contexto lo explica: la guerra en Irán ha vuelto a recordarle a Europa que depender mucho de combustibles fósiles importados no es una buena idea. La electrificación con renovables propias ya no es solo política climática. De hecho, en los discursos, el cambio climático ha pasado a un segundo planos. Ahora es seguridad energética, es autonomía estratégica, es resiliencia.

WindEurope ha aprovechado el contexto para presentar el Madrid Call to Action, un decálogo de medidas concretas que pide a los líderes europeos que traten la electrificación como una prioridad estratégica.

Las diez acciones se agrupan en tres bloques: aumentar la oferta (permisos exprés, maximizar las subastas, repotenciar parques), conectar esa oferta con la demanda (conexiones a red, financiación de infraestructura), y facilitar el cambio en el lado del consumidor (IVA cero en bombas de calor y vehículos eléctricos, reducción permanente de impuestos sobre la electricidad).

Un dato que merece la pena mencionar: la eólica ya genera el 20% de la electricidad europea. El sector invirtió 45.000 millones de euros en nueva potencia en 2025. Y aun así, la electricidad sigue siendo menos del 25% de toda la energía que consumimos en Europa.

🏗️ Producto: poco, pero interesante

Tengo que reconocer que echo de menos aquellas WindEurope en las que la presentación de producto era protagonista. La industria tiene ahora otro ritmo: el desarrollo de producto ha decelerado y no tenemos nuevos modelos de turbinas todos los años. Dicho esto, este año ha habido movimiento.

Nordex ha estirado la N175/6.X hasta los 7,3 MW con un nuevo modo de potencia que incrementa la producción anual de energía hasta un 1,7% sin modificar el nivel de ruido. La N175 se ha convertido en la best seller de su segmento, con más de 3 GW de pedidos firmes de este modelo.

Además, Nordex ha presentado una nueva configuración de torre híbrida de hormigón-acero de 162,5 metros para el mercado alemán, que permite respetar los 250 metros de tip height que se solicitan en muchas ubicaciones. Y en el propio evento recibió de TÜV SÜD la certificación de tipo para la torre híbrida de 179 metros de Max Bögl. Esto me ha resultado curioso, ya que si he entendido bien, Nordex tiene dos torres híbridas de 179 metros en su portfolio: una propia y otra de Max Bögl. Supongo que hay clientes que, por el motivo que sea, prefieren la de Max Bögl.

Enercon, por su parte, ha anunciado una mejora de hasta un 2,8% en el AEP de la E-175 EP5 E2, dependiendo de las condiciones del emplazamiento. Así que se entiende que han conseguido mejorar la curva de potencia por debajo de la nominal. Según cuenta Enercon, esta máquina de 7,0 MW ya encabeza la lista de tipos de turbina más incluidos en permisos en Alemania.

Y luego está Suzlon. La empresa india, que prácticamente desapareció de Europa hace más de una década, anunció a principios de año su intención de volver y ahora ha hecho su primera presentación pública en el mercado europeo: la plataforma Blue Sky.

La nueva plataforma cuenta con dos modelos: la S175 de 5 MW para emplazamientos de viento bajo (con baja densidad de potencia), y la S163 de 6,3 MW para sitios de viento moderado-alto. Construida sobre la experiencia de 21,5 GW instalados globalmente, la plataforma apunta a Europa como mercado prioritario. La vuelta de Suzlon merece un análisis en profundidad, y lo tendrá en una próxima edición de Windletter.

🇨🇳 Los chinos: sin stand, pero presentes

Una de las observaciones más interesantes de WindEurope 2026 no tiene que ver con lo que se vio en los pabellones, sino con lo que no se vio. Los fabricantes chinos no tienen stand, pero están en la feria. Envision, de hecho, disponía de una sala de reuniones propia dentro del propio reciento.

A quien no pude ver por la feria es a Sany. Tras meses de anuncios ambiciosos sobre su expansión en Europa, dos pequeños pedidos cerrados y mucho ruido mediático, parece que han vuelto a tener un perfil público bajo. La salida de Paulo Soares como director general de Sany Europe ya era una señal clara de que algo había cambiado. De hecho, incluso me han llegado rumores de que Sany habría suspendido sus operaciones en Europa, aunque no hay confirmación oficial. Cuando la haya, lo contaremos.

Por otro lado, El CEO de Vestas ha criticado públicamente que el presidente del Gobierno español, Pedro Sánchez, que inauguró el evento el 21 de abril, se dejara querer por Mingyang durante su reciente viaje a China.

No es la primera vez que la industria europea expresa su incomodidad ante la competencia de los fabricantes chinos, pero que salga de la boca Henrik Andersen en el marco de WindEurope, me parece más que relevante. Incluso se ha rumoreado que España podría ser un plan B para Ming Yang tras el fiasco en Escocia.

Ojalá conseguir una maqueta del OceanX

🌊 Eólica flotante: del hype a la realidad

Quien asistiera a WindEurope 2022 en Bilbao recordará que la eólica flotante era la gran protagonista. Proyectos, plataformas, promesas. Un entusiasmo que tenía mucho de expectativas y poco de realidad tangible. En Madrid 2026, el tono ha cambiado: menos hype y más foco en los proyectos que realmente pueden salir adelante.

¿Es eso malo? En principio no lo parece. La industria flotante necesitaba pasar por este filtro. El sector se acerca a su momento de la verdad: entre 2 y 5 GW tienen previsto alcanzar su FID antes de 2030.

Los retos son enormes, y el éxito de esos primeros proyectos será clave. Solo sobrevivirán los proyectos con un business case sólido, tecnología fiable y probaba e ingresos estables a largo plazo.

Tuve ocasión de saludar en persona a Bruno Geschier, una de las voces más interesantes del sector flotante, que recientemente publicó una reflexión muy recomendable sobre la diferencia entre vendedores y facilitadores en el offshore flotante, e intercambiar impresiones. Su español, por cierto, más que aprobado 🙂

🦅 Sistemas de detección de avifauna: un tema que gana protagonismo

Algo que no esperaba encontrar con tanta presencia en WindEurope 2026 es el ecosistema de sistemas de detección de avifauna. Sin ir más lejos, IdentiFlight organizó un evento paralelo con un despliegue importante, y junto a Zefiro Partners presentó la primera evaluación de capacidades de un Sistema Automático de Detección de Aves y Parada de Aerogeneradores en España. Desde Windletter estamos intentando obtener más información sobre ese estudio para contarlo en detalle.

Estos sistemas están pasando de ser una opción a una exigencia. Cada vez más Declaraciones de Impacto Ambiental en España los contemplan como condición o recomendación. La presión social y regulatoria sobre el impacto de la eólica en la avifauna es cada vez mayor.

Pero la adopción masiva de estos sistemas tiene muchos retos. Hablamos de equipos muy sofisticados, así que el CAPEX es importante. Pero no es su mayor barrera. El principal problema es la que la incertidumbre que incorporan a la inversión es difícil de modelizar. Y lo más complicado: cuantificar su efectividad real minimizando muertes pero maximizando generación, que es el objetivo final sigue siendo un problema técnico y estadístico sin resolver del todo.

Algun día hablaremos en profundidad de estos sistemas. Si tenéis experiencia, me encantaría escucharos.

📢 Desinformación: un problema creciente

El último tema que quiero destacar es, para mí, especialmente relevante. WindEurope y CASM Technology han presentado en Madrid un informe sobre la desinformación en torno a la energía eólica en Europa.

Los datos son reveladores: a lo largo de un año y medio de análisis, una red de actores organizados grupos antieólicos, activistas, medios de comunicación y políticos generó más de 40.000 publicaciones en redes sociales, con 6,3 millones de interacciones activas y decenas de millones de visualizaciones.

Esto ya lo hemos comentado alguna vez en Windletter. Yo no estoy en contra de la oposición a la eólica, faltaría más. El problema es que, en general rara vez veo datos y argumentos razonados más allá de discursos pegadizos y simples.

Me gustaría, en algún momento, abrir una sección llamada Wind Energy Myths donde abordar los principales mitos con evidencia científica. El tiempo es limitado, pero todo se andará…

📍Sobre la celebración del evento en Madrid

Tras tres ediciones en Bilbao (2019, 2022 y 2024), WindEurope aterrizaba por primera vez en la capital española. Como ya comentamos hace un par de años, todo apunta a que el cambio de sede tiene mucho que ver con las capacidades de la ciudad de Bilbao en sí: a pesar de que el BEC da la talla sobradamente, alojamiento, taxis e infraestructuras se acercaron a sus límites de capacidad.

Dicho lo cual, desde mi humilde punto de vista, Madrid también ha tenido algunos puntos a mejorar que me gustaría comentar (disclaimer: soy de Bilbao, tenlo en cuenta antes de leer mi opinión 🙂).

La parada de metro más cercana te deja a un buen paseo de la entrada norte de IFEMA, donde estaban los pabellones. Quien fue en coche y optó por aparcar fuera del reciento tuvo que avanzar entre obras (creo que para el circuito urbano de Fórmula 1), por un recorrido poco señalizado, lleno de polvo y compartido con coches. No es la llegada que merece el mayor evento de la industria eólica europea. Por no hablar del siempre entretenido tráfico de Madrid, claro.

Por otro lado, la inmensidad de la capital española provoca que los side events queden, en muchos casos, a mucha distancia del reciento o de los alojamientos, dificultando la asistencia y alargando traslados. En Bilbao mi sensación es que todo queda “más recogido”.

Y ya por último, y aunque lo entiendo perfectamente por esa capacidad de atracción que tienen las grandes cuidades (y recordemos que Madrid una de las mayores metrópolis de Europa), para mí es una pena tener esa sensación creciente de que “todo ocurre en Madrid”. Lo bien repartido, bien sabe…

Pero ojo, no me malinterpretéis, ¿eh? Quiero seguir teniendo WindEurope cada dos años en España, la cual es una gran noticia para la industria española. Pero me apetecía dejar por aquí mis impresiones. Volveremos a Madrid, faltaría más 🙂

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

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Windletter by SiG Coop - Los retos crecientes de integrar la energía eólica en red

Sergio Fdez Munguía — Mon, 20 Apr 2026 05:02:20 GMT

Vamos hoy con una edición patrocinada por SiG Coop (Simulation Integration Grid Compliance), una consultora independiente de ingeniería eléctrica especializada en simulación e integración en red de plantas de generación renovable. Una empresa a la vanguardia del conocimiento que, como veréis enseguida, tiene una historia bastante particular.

Para Windletter es todo un placer contar con SiG como patrocinador de esta edición. Los lectores de Windletter sabéis que cuando hablamos de integración en red en estas páginas, el asunto suele acabar siendo más complejo de lo que parece. SiG vive exactamente en esa complejidad.

Para contarnos de primera mano cómo ven desde la consultora los retos actuales de la integración en red, y cómo SiG puede ayudar a desarrolladores y OEMs, hemos hablado con Xabier Barón, responsable de operaciones de la consultora.

⚡ La integración en red: el cuello de botella que no sale en los titulares

Llevamos años hablando del coste de la eólica, de récords de potencia instalada, de nuevos modelos de aerogenerador… Pero hay un tema que aparece cada vez con más frecuencia en las conversaciones del sector y que raramente ocupa portadas (salvo cuando hay un apagón): la integración en red.

¿Qué ocurre cuando un sistema eléctrico que estaba diseñado para funcionar con grandes generadores síncronos (centrales térmicas, hidráulicas, nucleares) empieza a llenarse de generación renovable basada en electrónica de potencia? Que la gestión de la red empieza a complicarse.

La inercia y flexibilidad que antes daban los grandes generadores rodantes se reduce. La estabilidad de la frecuencia y la tensión pasa a depender de los inversores y de cómo están programados para responder. Y los operadores de red empiezan a exigir cosas que hace diez años nadie pedía.

En Europa, la conexión a red de nuevas instalaciones de generación está regulada por el RfG (Reglamento (UE) 2016/631). Cada país lo ha traspuesto con sus propias peculiaridades: los requisitos mínimos son comunes, pero los detalles de implementación varían de un operador de red a otro. Lo que se espera en el horizonte próximo es el RfG 2.0, aunque por el momento la Comisión Europea no ha comunicado un calendario de adopción.

Mientras tanto, otros mercados llevan ventaja (obligados por la necesidad, claro): Australia con AEMO y Texas con ERCOT operan desde hace años con códigos de red significativamente más exigentes. Lo que hoy es estándar en Melbourne o en Austin es, con bastante frecuencia y salvando las particularidades de cada red, lo que llegará a Europa dentro de unos años.

🔬 Simular antes de conectar: en qué consiste el trabajo de SiG

SiG Coop es una consultora independiente con sede en Navarra (y representación en Melbourne) especializada en simulación e integración en red de todo tipo de plantas renovables y de almacenamiento. Su equipo está formado por ingenieros sénior con más de 20 años de experiencia, en su mayoría procedentes de fabricantes de aerogeneradores y electrónica de potencia, lo que les da una perspectiva que pocas consultoras tienen: conocen la tecnología desde dentro.

¿Qué significa, en la práctica, simular la integración en red de un parque? Significa construir un modelo matemático del parque (turbinas, inversores, transformadores, líneas) y reproducir su comportamiento eléctrico bajo distintas condiciones de red antes de que el parque exista. O, en el caso de parques ya en operación, simular qué ocurre cuando cambia algo: el código de red, la topología del sistema, la llegada de nuevos parques vecinos.

El equipo de SiG trabaja con las principales plataformas del sector: PSCAD, DigSilent, PSSE, EMTP-RV, Matlab, etc. Los modelos se dividen en dos tipos principales: RMS (modelos de detalle estándar) y EMT (modelos de alta precisión, capaces de capturar fenómenos que los RMS no ven).

Sus clientes cubren toda la cadena de valor: desarrolladores, EPCs, propietarios de parques y fabricantes. Entre ellos figuran nombres como Iberdrola, Nordex o Ingeteam.

El segmento de modelos para fabricantes es quizá el más diferencial y el menos visible. Cuando un OEM quiere entrar en un mercado nuevo, necesita un modelo de su tecnología validado frente al operador de red de ese mercado. Es una condición de entrada, no opcional. Xabier distingue dos tipos de necesidades:

La primera son las auxiliares: estudios que el fabricante debe presentar a su cliente como parte del contrato, validaciones independientes del dimensionado, o actualizaciones de modelos legacy para productos que ya no están en catálogo pero siguen funcionando en parques en operación.

La segunda es el core técnico: demostrar que el modelo de una turbina o un inversor cumple con lo que exige AEMO, REE, FINGRID o ERCOT para conectarse a su red.

“Hemos visto cómo otras consultoras tardan meses para pasar estos procesos técnicos cuando nosotros, en 3 o 4 semanas, hemos realizado las pruebas con éxito”, explica Xabier. Una ventaja que atribuye directamente al origen del equipo en los fabricantes y a la experiencia acumulada en los mercados más exigentes.

🇦🇺 Australia, el desierto que forja consultores

En 2018, SiG entró en el mercado australiano de la mano de un fabricante de inversores fotovoltaicos español. Lo que encontraron al llegar fue un código de red de una exigencia que no habían visto antes.

Australia opera con uno de los estándares más estrictos del mundo: si conectas tu tecnología a la red australiana, tienes que demostrar con una precisión muy alta cómo se va a comportar bajo condiciones adversas. Eso implica el análisis comparativo entre modelos RMS y EMT que en otros mercados aún no es estándar, y baterías de casos de simulación que en Europa serían inusuales o incluso desproporcionados.

“El número de casos a analizar en Australia supuso la necesidad de automatizar gran parte de los análisis desde muy pronto”, explica Xabier. “Es un entorno tan retador que forja las competencias necesarias para dar un servicio ágil y altamente profesionalizado. El desierto de la integración en red forja a los consultores más duros, como en Arrakis.“

La experiencia australiana ha sido una escuela acelerada que SiG ha podido aplicar después en otros mercados. Porque lo que exige AEMO hoy tiende a aparecer en otros códigos de red con un retraso de varios años. Texas (ERCOT) es un ejemplo. Europa, según todos los indicios, será el siguiente.

🌐 Grid forming: el cambio de paradigma que ya está aquí (aunque la normativa vaya más lenta)

Hay un concepto que lleva un par de años circulando por el sector con una frecuencia creciente y una claridad decreciente: el grid forming. Hemos querido aprovechar para preguntar a Xabier por él.

La forma más sencilla de entenderlo es esta: los generadores síncronos tradicionales “crean” la red, fijan la frecuencia y la tensión de referencia. Los parques eólicos y solares convencionales, conectados mediante inversores, simplemente “siguen” esa referencia (son grid following). A medida que los generadores síncronos desaparecen del sistema, alguien tiene que crear la red. El grid forming es la capacidad de un inversor para hacer exactamente eso: comportarse, en términos eléctricos, como si fuera un generador síncrono.

La tecnología para hacerlo existe. Lo que no existe todavía, al menos en Europa, es una normativa clara que lo exija, lo defina y lo certifique de forma homogénea. SiG participó en 2022 en una prueba piloto en Australia relacionada con grid forming, en un proyecto de bombeo reversible.

Desde entonces, el grid forming ha entrado de forma creciente en su trabajo: análisis de modelos para clientes que quieren anticiparse al tablero regulatorio, y participación en 2025 en lo que describen como el primer estudio oficial de Black Start para los primeros proyectos del PERTE de almacenamiento en España.

“Me atrevo a pensar que el reto de la adaptación no es tanto tecnológico como normativo. La tecnología de calidad no necesita adaptaciones muy retadoras; el reto auténtico está a nivel regulatorio. Establecer estándares claros y una armonización de los requisitos del código de red es algo en lo que en Europa es necesario avanzar, y que beneficia a todo el mundo“, nos cuenta Xabier.

🤝 Una consultora fuera del patrón habitual

Hay algo en SIG que no encaja del todo en el patrón habitual de una consultora técnica internacional: son una cooperativa. Los propietarios son los trabajadores y las decisiones estratégicas se toman de forma democrática: una persona, un voto.

La consecuencia práctica es que el trabajador no necesita ni ansía cambiar de empresa cada dos años, como ocurre habitualmente en el sector. En una industria donde la rotación de especialistas sénior es elevada, eso es una ventaja competitiva concreta: el conocimiento acumulado no se va.

“Estamos orgullosos de ser economía social y estamos orgullosos de ser una cooperativa. Un componente no pequeño de nuestro éxito ha estado precisamente en aplicar estos valores”, reconoce Xabier. Y añade, con honestidad: “No todo es color de rosa. También es más intenso el trabajo del cuidado a las personas, más compleja la toma de las grandes decisiones. Pero desde nuestra experiencia, los beneficios ganan de calle.”

Ser una empresa diferente también les permite embarcarse en proyectos que una consultora convencional difícilmente plantearía. El más llamativo hasta la fecha: la creación de un Escape Room ambientado en un aerogenerador.

La primera versión está diseñada para operadores de telemando de centros de control, como herramienta de formación y toma de decisiones en un entorno de alta presión. Y próximamente llegará una versión para todos los públicos, de la que tendremos más detalles más adelante. Xabier afirma “no nos queda mucho tiempo al año para nuestras pequeñas locuras, pero intentamos ser diferentes y hacer cosas diferentes con las que aportar valor… y pasárnoslo bien”.

📬 ¿Quieres saber más sobre SiG?

Si te interesa saber más sobre SiG y sus servicios de simulación e integración en red, puedes contactar con ellos a través de:

¡Estáis a tiempo de quedar con ellos en WindEurope! Puedes decirles que vienes de parte de Windletter 🙂.

Si no estás interesado, pero conoces a alguien que le pueda interesar, reenvíale este correo. Te lo agradeceremos infinitamente.

Muchas gracias por leer Windletter. Si te ha gustado, te invito a que te suscribas, le des al ❤️, la reenvíes por mail, la compartas por redes sociales o la recomiendes a otras personas.

¡Nos vemos en la siguiente!

Windletter by RenerCycle - He pasado un día en un proyecto de repowering

Sergio Fdez Munguía — Tue, 14 Apr 2026 05:01:49 GMT

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.

Al principio, Ecotècnia ECO44/600. Al fondo, Ecotècnia ECO74/1670.

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.

Ecotècnia ECO48/750

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).

Trabajos de desmantelamiento de palas

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.

Nacelles acopiadas en las instalaciones de Falces

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.

Trabajos de descarga de una nacelle en Falces

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.

Multiplicadoras ECO44

♻️ 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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¡Nos vemos en la siguiente!

Windletter #133 - No habrá fábrica de MingYang en UK y otros movimientos

Sergio Fdez Munguía — Thu, 09 Apr 2026 05:36:06 GMT

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🔹 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.

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🔹 Ingeteam Wind Energy. Partner global de tecnología y servicios para la industria eólica, trabajando con OEMs, utilities y asset owners. Más información aquí.

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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.

🚫 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

Aerogenerador del mes - Vestas V172-7.2 MW™ EnVentus

Sergio Fdez Munguía — Mon, 30 Mar 2026 05:02:15 GMT

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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.

Si no quieres perderte ninguno, suscríbete aquí.

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:

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

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

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:

¡Nos vemos en la siguiente!

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

Windletter by Ingeteam - Full converter para aerogeneradores >10 MW

Sergio Fdez Munguía — Thu, 26 Mar 2026 06:01:07 GMT

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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Windletter #132 - Sobre el apagón en España

Sergio Fdez Munguía — Mon, 23 Mar 2026 06:01:51 GMT

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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.

🔌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:

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:

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.
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.

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:

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.
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:

Conexión automática de reactancias shunt. De haberse conectado de forma automática, se habría mejorado la capacidad de respuesta ante una sobretensión que evolucionó rápido.
Disponer de mayores márgenes de potencia reactiva habría permitido al sistema operar a niveles de tensión más bajos y mantener la estabilidad general.
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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Windletter #131 - Analizando los números de la eólica en Europa en 2025

Sergio Fdez Munguía — Wed, 18 Mar 2026 06:01:10 GMT

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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 🙂

📊 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:

🇩🇪 Alemania: 5.232 MW onshore / 503 MW offshore
🇹🇷 Turquía: 2.142 MW onshore / 0 MW offshore
🇸🇪 Suecia: 1.767 MW onshore / 0 MW offshore
🇪🇸 España: 1.563 MW onshore / 0 MW offshore
🇫🇷 Francia: 1.006 MW onshore / 408 MW offshore
🇬🇧 Reino Unido: 201 MW onshore / 1.049 MW offshore
🇫🇮 Finlandia: 1.023 MW onshore / 0 MW offshore
🇵🇱 Polonia: 800 MW onshore / 0 MW offshore
🇱🇹 Lituania: 759 MW onshore / 0 MW offshore
🇮🇹 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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Windstory #28 - El prototipo flotante de Saitec Offshore Technologies, dos años después

Sergio Fdez Munguía — Tue, 10 Mar 2026 06:01:27 GMT

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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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Windstory #27 - OptiGen: la startup que quiere revolucionar el drivetrain de los aerogeneradores direct drive (II)

Sergio Fdez Munguía — Thu, 05 Mar 2026 06:01:24 GMT

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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.

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:

Uno para validar la fatiga por contacto rodante (rolling contact fatigue).
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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Windstory #26 - OptiGen: la startup que quiere revolucionar el drivetrain de los aerogeneradores direct drive (I)

Sergio Fdez Munguía — Tue, 03 Mar 2026 06:00:29 GMT

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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.

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.

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.

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

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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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Windstory #25- 25 años de eólica marina en Reino Unido

Sergio Fdez Munguía — Tue, 24 Feb 2026 06:00:37 GMT

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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.

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).

Vindeby Offshore Wind Farm

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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Aerogenerador del mes - Nordex N175/6.X Delta4000

Sergio Fdez Munguía — Tue, 17 Feb 2026 06:00:45 GMT

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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.

Foto | Ulrich Mertens / Nordex

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

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

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

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Windstory #24 - El día que un pequeño pueblo de Albacete tuvo el aerogenerador offshore más potente del mundo

Sergio Fdez Munguía — Tue, 10 Feb 2026 06:00:48 GMT

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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.

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.

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.

Foto | Wind Turbine Models

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.

Fuente

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.

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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.

Esta infografía corresponde a la GE 3.6sl, una evolución con rotor de 111 metros que nunca llegó a instalarse. Fuente.

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.

Fuente

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.

Las nacelles de Arklow Bank

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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Windletter #130 - Sobre la fabricación de palas: el caso Vestas

Sergio Fdez Munguía — Thu, 29 Jan 2026 06:30:28 GMT

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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.

🏭 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.

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

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