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Antes de empezar, un recordatorio:

Recientemente hemos contado con una edición en colaboración con la Universidad Nebrija, que nos ha presentado la primera edición de su Máster Executive en Energía Eólica: Tecnología, Desarrollo y Gestión de Proyectos, desarrollado junto a la Asociación Empresarial Eólica (AEE) y pensado para formar a los perfiles que el sector lleva años necesitando.

Por cierto, he podido acceder de forma preliminar al listado del claustro de profesores y lo cierto es que el nivel del profesorado es espectacular. Si todo va bien, incluso yo tendré el privilegio de impartir algunas sesiones.

Te animo que le eches un ojo 👇

Los aerogeneradores europeos vuelven a crecer en tamaño

Cada dos años, en septiembre, el sector eólico mundial se pasa por Hamburgo. Del 22 al 25 de septiembre se ha celebrado la edición de 2026 de WindEnergy Hamburg, con en torno a 1.500 expositores de 40 países en diez pabellones, y decenas de miles de visitantes.

¿Por qué es una feria distinta? Desde hace unos años, allí están todos. Vestas, Nordex, Siemens Gamesa, Enercon y GE Vernova comparten pasillos con Goldwind/Vensys, Envision, Ming Yang, Sany y también Suzlon. En otras ferias no vemos esta representación de los OEMs chinos, algo que ya comentábamos en la edición de 2024.

Y este año lo cierto es que había cosas que ver. Después de 4 años de calma en el desarrollo de producto onshore occidental, Hamburgo ha vuelto a ser una feria de lanzamientos. Y eso, en Windletter, siempre nos gusta. Personalmente en encantan las novedades de producto.

Quédate hasta el final porque tenemos sorpresa 🙂

🕰️ Cuatro años de espera

En 2022, las estrellas de Hamburgo fueron la Vestas V172-7.2 MW y la Nordex N175/6.X y la Enercon E-175 EP5. Desde entonces, los OEMs occidentales se han dedicado a otra cosa: industrializar esas plataformas, arreglar problemas de calidad de miles de millones (algunos más que otros) y recuperar márgenes (esto todos). La prioridad dejó de ser el tamaño y pasó a ser la rentabilidad.

En estos años, Siemens Gamesa ha llegado a retirar del mercado su plataforma 5.X y GE Vernova reestructurar su negocio onshore. En cuanto a Enercon, siempre ha sido un OEM con camino propio y del que tenemos menos datos (por no estar listada en bolsa), pero sabemos que también ha vuelto a una senda financiera positiva.

Mientras tanto, los fabricantes chinos seguían presentando modelos nuevos a un ritmo difícil de seguir (y quizá de comprender).

Así que en algún momento los OEMs occidentales tenían que dar el siguiente paso. El desarrollo tecnológico no se puede detener, y en Hamburgo 2026 se ha visto que los europeos (los más saneados) han vuelto a moverse.

🌀 Vestas V182-7.2 MW: EnVentus crece en rotor

El día antes de abrir la feria, Vestas presentó la V182-7.2 MW. Una máquina que la propia Vestas describe como una evolución y no como una revolución.

La V162-7.2 MW, la V172-7.2 MW y ahora la V182-7.2 MW comparten los mismos 7,2 MW, y cada salto añade 10 metros de diámetro. La plataforma suma ya más de 15 GW instalados y más de 2.000 turbinas en más de 25 países.

Según Vestas, el rotor de 182 metros produce entre un 4 y un 6% más que la V172, gana hasta 2 puntos de factor de capacidad y mejora el precio capturado hasta un 3%. Está pensada para emplazamientos de viento bajo y medio en Europa, Australia, Sudáfrica y América.

Apenas un día después del lanzamiento, Vestas ha anunciado también el primer pedido: cuatro unidades para SR Energy en el parque Staverhult (28,8 MW), al sur de Suecia, con un contrato de servicio AOM 5000 a 35 años.

El volumen es pequeño, pero Vestas quiere dejar claro que la V182 está lista para el mercado desde el primer día. Evolution, not reinvention.

🏗️ Nordex N193/7.X: el rotor onshore más grande de Occidente

El 22 de septiembre, ya con la feria abierta, Nordex presentó la N193/7.X, una nueva variante de su plataforma Delta4000. La V182 apenas duró unas horas como el rotor onshore más grande de un fabricante occidental. Nordex subió la apuesta nada menos que 11 metros. El rotor 193 supone un salto de 18 metros desde la N175, algo diría que nunca se ha visto en la industria.

El área de barrido crece un 22% respecto a la N175/6.X, y Nordex habla de hasta un 14% más de producción en emplazamientos de viento bajo. La nacelle, el sistema de control y la arquitectura eléctrica se heredan de la Delta4000. Para soportar el nuevo rotor, Nordex ha reforzado el bastidor principal y el sistema de bloqueo del rotor, y ha rediseñado la multiplicadora.

Hay dos detalles que me parecen especialmente interesantes. El primero es que, al menos al principio, en Alemania se limitará a 6,6 MW, probablemente para adaptarse a los requisitos de tramitación y conexión a red. Con esa potencia la densidad baja a 226 W/m² (desde los 250 W/m² de la N193 a 7,3 MW), una de las más bajas de todo el mercado occidental.

El segundo son las palas de 95 metros de una sola pieza (o al menos eso es lo que se espera), que van a exigir mucho a la logística y a la fabricación, algo que ya comentábamos en Windletter #98.

🔧 Siemens Gamesa, Enercon y GE: tres formas distintas de no mover ficha

Siemens Gamesa no presentó nada. Puede llegar a ser entendible: bastante tiene con relanzar la SG 7.0-170, la heredera de la plataforma 5.X que retiró del mercado en 2023 por problemas de calidad. Antes o después tendrá que mover ficha, pero primero necesita demostrar que la plataforma actual funciona y vender volúmenes significativos.

Y es un caso curioso, porque hablamos del OEM europeo con más experiencia en palas de gran longitud. Su track record offshore es enorme y por ir a los ejemplos más extremos, la SG 14-236 DD monta palas de 115 metros, e incluso las de la plataforma de 21 MW y 276 metros de rotor que enseñaron hace un par de años van mucho más allá de cualquier diseño onshore.

Aunque hay que ser justos: una pala onshore y una offshore no son lo mismo. En offshore, la pala viaja en barco y en onshore el diámetro de raíz está condicionado por la transportabilidad por carretera, y esa restricción condiciona todo el diseño estructural.

Enercon, aunque sin lanzar modelo nuevo, ha hecho algo muy interesante: en lugar de crecer en rotor, ha exprimido el que ya tenía. La E-175 EP5 E2 mantiene sus 175 metros y sus 7 MW (291 W/m²), pero Enercon ha elevado la producción anual declarada un 5,5% respecto a la referencia inicial, sin tocar la potencia nominal. Primero un 2,8%, y ahora otro 2,7% adicional. Me parece una mejora sustancial sin necesidad de aumentar la potencia máxima.

Al parecer, la mejora viene de validación en campo, estrategias de operación optimizadas y mejoras en el control individual de pala (individual pitch control). En el lanzamiento, Enercon usó hipótesis conservadoras y con más máquinas en operación ha podido afinar la curva de potencia.

GE Vernova es el caso más llamativo. Su mayor rotor onshore es el de la 6.0 MW-164 m (284 W/m²). Su plataforma de 6 MW suma más de 1.500 unidades en 20 países, pero está 29 metros de rotor por detrás de la N193. Cuesta creer que GE no tenga nada entre manos después de la reestructuración de su negocio onshore, pero por ahora no ha dicho nada.

🇨🇳 Ming Yang y Envision: productos propios para Europa

Envision y Ming Yang llegaron a Hamburgo presentando producto nuevo y con dos máquinas onshore prácticamente calcadas.

Envision presentó el Model T – EN175/8.0: 8 MW, rotor de 175 metros, que plantea para emplazamientos de viento medio, terreno complejo y montaña. Y anuncia control grid-forming, aunque lo cierto es que todavía no está claro qué se va a pedir en Europa para certificar un aerogenerador como grid forming.

Envision también aprovechó la feria para anunciar que su modelo EN-182/6.25 MW ha obtenido la certificación de cumplimiento del código de red español a nivel de unidad, según la NTS 2.1, emitida por UL Solutions. Ojo: es la EN-182, no la nueva EN175/8.0.

Ming Yang llegó con la MySE 8.0-175, generador síncrono de imanes permanentes con multiplicadora de alta velocidad (1.100 rpm de salida, un diseño poco habitual) y certificación prevista para finales de 2027. Está orientada a Alemania y el norte y oeste de Europa.

Misma potencia, mismo rotor, misma densidad de potencia: 333 W/m². Todo apunta a que ambos han visto el mismo hueco de mercado. Aunque curiosamente, los dos se han ido en dirección contraria de la tendencia occidental. Mientras Vestas baja a 277 W/m² y Nordex a 250, ellos se van hasta los 333. Quizá estén muy orientadas al mercado internacional fuera de China y no solo a Europa.

Ming Yang también aprovechó para hacer algo de política, como suele ser habitual últimamente. Su Head of European Public Affairs, Philipp Pfefferle, respaldó públicamente las nuevas exigencias alemanas de ciberseguridad y resiliencia de cadena de suministro incluidas en el borrador de reforma de la ley offshore. Dijo que la compañía ya trabaja en una agenda de localización alineada con esas exigencias y con el Net Zero Industry Act.

La idea clave es que Ming Yang está construyendo una “empresa genuinamente europea”, con consejo de administración dentro de la UE y capacidad de O&M regional. Y confirmó que negocia con “varios” gobiernos nacionales la construcción de una fábrica.

Respecto al track record, la MySE 8.0-175 no tiene: es un desarrollo nuevo, sin unidades previas. Envision está algo mejor: su prototipo del EN175/8.0 se está fabricando ya y se conectará a red antes de que acabe el año, según declaró a reNEWS su vicepresidente Vincent Riedweg, con producción en serie a principios de 2028.

Pero conviene recordar que ninguno de los dos llega de cero. Envision vende internacionalmente sobre todo la EN-171/6.5 y la EN-182 en sus distintas versiones (6,25 y 7,8 MW). Ming Yang apoya su expansión onshore en la MySE 6.25-172: 49 unidades en Filipinas para Vena Energy y 25 en el parque Black Peak de Serbia. Y el pasado mayo se puso en marcha el parque San Pancrazio Salentino (45 MW), en Italia, con nueve Mingyang de 5 MW (se desconoce el modelo).

🌏 Goldwind, Suzlon y Sany: tres maneras de intentar entrar

Goldwind es el que va más adelantado, y el que menos ruido hace. Su portfolio internacional se apoya en la familia de media velocidad con imanes permanentes: GWH170-7.2 MW (317 W/m²), GWH175-7.8 MW (324 W/m²) y GWH182 en versiones de 6,2 a 8,0 MW (de 238 a 308 W/m²). La GWH175 la presentaron en 2023, y en su momento ya comentábamos aquí lo difícil que era seguir el ritmo de lanzamientos chinos.

La GWH182 ya está instalada en Turquía, Marruecos y Sudáfrica, y tiene pedidos en Sudamérica, Oriente Medio, África y Asia. En Chile, ENGIE compró 22 unidades de la GWH182-7.5 MW para el parque Pemuco (165 MW), la mayor turbina instalada en la región y, según Goldwind, la primera máquina onshore de clase 18X del mundo con certificado de tipo de DNV. En total, ya supera los 2 GW instalados en Sudamérica y tiene fábrica propia de nacelles en Camaçari (Brasil), comprada a GE.

Goldwind ha vendido en Europa, aunque con máquinas de otra generación: proyectos pequeños en Grecia junto a su filial Vensys, y algo más de volumen en Rumanía, donde en 2024 el BERD financió un parque con turbinas suyas con cierta polémica. En cualquier caso, ninguno con máquinas de la familia GWH de 170 a 182 metros, o al menos no he sido capaz de encontrar nada.

Y hay un caso que me llama especialmente la atención. En Filipinas, Goldwind suministra 17 GW165-6.0 MW al parque Kalayaan 2 (100,8 MW), desarrollado por una joint venture entre la singapurense The Blue Circle y Acciona Energía.

Suzlon, aunque un viejo conocido, es otro de los OEMs que hay que seguir de cerca. Presentó en abril, en WindEurope Madrid, su plataforma Blue Sky para el mercado internacional: la S175 (5,0 MW) para vientos bajos (208 W/m²) y la S163 (6,3 MW) para vientos medios y altos (302 W/m²).

En India, la S175 se lanzó en junio y consiguió su primer pedido comercial dos semanas después. En Europa, de momento, ninguna venta anunciada. Lo que sí hay es equipo: además de Paulo Soares como presidente para Europa, Suzlon ha ido contratando perfiles comerciales en varios mercados. Suzlon cuenta con la ventaja de cara a las autoridades de no ser chino, así que creo que tiene una oportunidad ahí.

Y Sany es el caso que me sigue sin quedar claro. En la feria publicó una nota con cifras notables: más de un 300% de crecimiento de ingresos internacionales en el primer semestre de 2026, cerca de 5 GW de pedidos internacionales firmados, 1.462 MW instalados fuera de China y certificación DNV para la SI-17578EU, su modelo específico para Europa (175 m de rotor, 7,8 MW, 324 W/m²).

Sin embargo, también circulan rumores de que Sany ha abandonado su estrategia europea, y hay un dato que sí se puede comprobar: buena parte del equipo que contrató en Europa, sobre todo comercial, ya no está en la compañía. El caso más visible es el del propio Soares, que hoy preside el negocio europeo de Suzlon.

La lógica dice que el crecimiento de Sany viene del mercado internacional, y que Europa ha pasado de ser prioridad a ser una opción abierta.

📊 La foto completa

Lo prometido es deuda, vamos con el gráfico que nos da la foto completa de los productos onshore disponibles en el mercado de los principales OEMs. También he dejado el gráfico interactivo en este enlace. No os lo perdáis.

Lo que se ve al ponerlo todo junto es que las tendencias han cambiado. Durante años el titular se enfocaba más en la potencia nominal, en la clase II, mientras que ahora el titular es el rotor, y lo que de verdad se mueve es la densidad de potencia, con productos que van hacia la clase III/S.

La razón es principalmente económica. Menor densidad significa más horas equivalentes o aprovechar mejor las zonas de menor recurso y, también importante, producir en las horas de más valor. Una máquina que genera más con vientos bajos captura mejores precios. Es el mismo debate sobre diseñar los proyectos eólicos en función del precio de la energía que planteábamos hace dos años, y también una forma de que la eólica siga capturando más valor.

Trataré de hacer un artículo similar para offshore, donde la variedad es mucho menor, pero puede ser interesante. Si no te lo quieres perder, suscríbete.

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¡Nos vemos en la siguiente!

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Todos los planes, turbinas y actividades de Ming Yang en Europa

Llevamos un tiempo hablando de Ming Yang por aquí, casi siempre en el mismo tono: el fabricante chino que más ganas tiene de entrar en Europa, pero que se va encontrando piedras por el camino. Fábrica de Escocia bloqueada, nominación como preferred bidder en un proyecto en Alemania que acaba en manos de Siemens Gamesa, investigaciones de la UE a OEMs chinos de por medio...

Pero mientras el ruido se lleva los titulares, la compañía sigue a lo suyo. Y últimamente con bastante actividad mediática. En vísperas de WindEnergy Hamburg, hacemos un repaso a todo lo que se ha publicado sobre los planes del OEM chino en Europa.

La revista alemana Erneuerbare Energien le ha dedicado recientemente un reportaje en profundidad centrado en la estrategia de producto de Ming Yang para el continente, con detalles técnicos que hasta ahora no habíamos visto tan desglosados. Y tanto la propia compañía como su CEO para Europa, Horatio Evers, lo han compartido en LinkedIn con orgullo, lo cual dice bastante de que siguen apostando fuerte por el mercado europeo.

Toda esta apuesta ocurre con una Ming Yang que tiene un negocio internacional que, según su propio informe anual, todavía representa solo el 2,1% de sus ingresos.

🌬️ Tres plataformas para tres mercados distintos

La estrategia de producto está bastante clara: cubrir el onshore de bajo y alto viento, más el offshore de nueva generación, con un desarrollo específico para Europa en cada caso.

MySE 6.25-172/182, la plataforma DFIG para el sur de Europa

• Potencia: 6,25 MW

• Rotor: 172 o 182 m

• Viento: bajo, 6 a 6,5 m/s

• Mercado objetivo: Sur de Europa (España, Italia, Portugal…)

• Track record: cientos de unidades en China

• Ruido: 111 dB(A) con rotor de 182 m, reducible hasta 102 dB(A) con modos de operación silenciosa

• Certificación: TÜV Nord finales de 2026

Es una adaptación de una plataforma que Ming Yang lleva desde 2020 operando en China, con cientos de unidades de track record detrás, lo que explica que sea la primera en llegar al mercado europeo.

El track record de Ming Yang en Europa es pequeño, pero existe: un contrato de 125 MW en Bulgaria en 2012 (no he sido capaz de encontrar el modelo), y el más reciente, las 25 unidades de su MySE 6.25-172 en el proyecto Black Peak para el desarrollador chino SPIC, en Serbia. Fuera de Europa, sí merece la pena mencionar su entrada en Brasil, su primer contrato en toda Sudamérica, firmado con el desarrollador Copel para suministrar también la MySE 6.25-172.

De esta turbina es especialmente llamativo su peculiar nacelle y el Super Compact Drivetrain, que tiene algunas ventajas pero también algunos inconvenientes, como comentamos en Windletter #69.

MySE 8.0-175, la plataforma PMSG para el norte de Europa

• Potencia: 8,0 MW

• Rotor: 175 m

• Viento: fuerte, >7 m/s

• Mercado objetivo: Alemania y norte/oeste de Europa

• Track récord: sin track record previo

• Tren de potencia: generador de imanes permanentes con integrated gearbox

• Certificación: prevista para finales de 2027.

Aquí conviene pararse un momento en un detalle técnico curioso que señala el propio artículo sobre la MySE 8.0-175: se trata de una turbina con generador síncrono de imanes permanentes, un PMSG, pero con una multiplicadora con una velocidad de salida de 1.100 revoluciones por minuto.

Si esto se confirma, no estamos ante un diseño medium-speed, como cabría esperar de un MS-PMSG que utiliza el resto de la industria (Vestas EnVentus, Goldwind y su gama GWH…), sino ante algo distinto: una multiplicadora que podríamos calificar de alta velocidad. De hecho, las DFIG suelen girar en torno a esas cifras, 1.200-1.500 rpm es habitual. Habrá que esperar a WindEnergy Hamburg, donde Ming Yang presentará esta plataforma, para tener más detalles técnicos.

MySE 18.5-260, la plataforma offshore para el mercado europeo

• Potencia: 18,5 MW

• Rotor: 260 m

• Mercado objetivo: Mar del Norte, Canal de la Mancha, Atlántico

• Track record: basada en la MySE 16-260 (parque Qingzhou IV, China) y en la plataforma de 18 MW y 292 m, con prototipo desde 2024.

• Certificación: TÜV Nord, prevista último trimestre de 2026.

¿Os suena este modelo de algo? Efectivamente, es la misma turbina con la que Ming Yang fue elegido suministrador preferente para el proyecto Waterkant de Luxcara en Alemania, como contamos en su momento.

Su hermana mayor, el prototipo de la MySE 18.X-20MW de 292 metros de rotor, se instaló en agosto de 2024 como el aerogenerador más grande del mundo y cuatro meses después sufrió la rotura de dos palas. Un incidente tan viral que Ming Yang tuvo que salir a dar explicaciones públicas en LinkedIn, alegando “condiciones extremas y anormales durante las pruebas, que provocaron que las palas excedieran el valor límite de carga de diseño”.

La familia offshore de Ming Yang es toda Hybrid Drive (o medium speed permanent magnet generator): generador síncrono de imanes permanentes de media velocidad con multiplicadora de media velocidad.

El propio Evers explica en declaraciones a FDI Intelligence, cuál es la baza comercial de este modelo: no es tanto el coste de fabricación en China (que se diluye en cuanto fabricas en Europa), sino que una turbina de 18,5 MW reduce el CAPEX y el LCOE frente a las de 15 MW que ofrecen actualmente los fabricantes europeos (aunque se oye que Siemens Gamesa está ofreciendo la SG14-236 DD una versión extendida de hasta 15,5 MW).

Evers no esconde la ambición de fondo: su objetivo es transformar turbinas pensadas originalmente para el mercado chino en un producto global. Lo que desarrollen bajo estándares europeos, dice, podrán usarlo en todo el mundo, porque los promotores europeos llevan proyectos en Japón, Corea del Sur y el sudeste asiático. De hecho, Ming Yang lleva desde 2022 moviéndose por esos mercados, con un pedido de 306 MW en Filipinas y un acuerdo con Unison para localizar fabricación en Corea del Sur, como contamos en la edición #40.

Conviene recordar que Ming Yang ya tiene presencia offshore en Europa con el parque eólico Beleolico (Taranto, Italia) con 10 unidades MySE 3.0-135, 30 MW en total, además del MoU con el desarrollador italiano Renexia para suministrar 2,8 GW al proyecto flotante Med Wind.

🤝 Incorporando talento europeo

Mientras se van perfilando los productos, Ming Yang no ha parado de fichar talento europeo para su equipo comercial y técnico. La última incorporación es la de Luis Fernando Beckel, nombrado Commercial Director Europe para onshore wind y BESS. Beckel llega con más de 15 años de experiencia en el sector, los últimos seis como responsable global de ventas en Vensys, con pasos previos por Enercon y GE Vernova.

Lo que más me llama la atención de este nombramiento es que onshore y BESS compartan business unit. A priori la venta de ambos equipos no tiene demasiado en común y muchas veces hay hasta interlocutores distintos. Pero no es una estrategia exclusiva de Ming Yang: Envision sigue el mismo planteamiento, agrupando ambos negocios bajo un mismo paraguas comercial. ¿Creéis que tiene sentido tener un único interlocutor para las dos cosas?

El OEM chino ha incorporado también a Sascha Erbslöh, procedente de Vattenfall, para liderar el I+D de Ming Yang Europe, y a Tobias Stäb, exBASF (al igual que Horatio Evers), como Chief Commercial Officer de la organización europea. Estos dos últimos tienen un perfil más centrado en offshore.

Y no todo es incorporación reciente: Marc Sala (exBP y exGE) lleva ya más de un año como CTO de Ming Yang Europe, lo que demuestra que la construcción de equipo propio en el continente no es un movimiento de última hora.

🏭 La fábrica que sigue en el aire

En la edición #121 comentábamos que Ming Yang había anunciado una inversión histórica de hasta 1.500 millones de libras, unos 1.700 millones de euros, para construir una planta de fabricación de aerogeneradores offshore en Ardersier, Escocia, con hasta 1.500 empleos directos solo en la primera fase. En aquel momento la inversión seguía pendiente de la autorización final del gobierno británico, que había prometido evaluarla conforme a criterios de seguridad nacional.

En la edición #133 ya contamos el desenlace: el Gobierno de Keir Starmer declaró que “no puede apoyar” el uso de turbinas de Ming Yang en proyectos offshore del Reino Unido. Ming Yang respondió públicamente recordando que es una empresa cotizada en Shanghái y Londres, no estatal, y que lleva dos años desarrollando soluciones de ciberseguridad específicas para el mercado británico, además de argumentar que no existe alternativa directa a su plataforma de 18,5 MW en Europa.

Y es precisamente esto lo que conecta con una frase del artículo alemán que llama la atención: cuenta que Ming Yang ahora sondea otros emplazamientos para una posible fábrica europea, mencionando España como una de las opciones sobre la mesa. De hecho, Zhang Chuanwei, fundador y presidente de Ming Yang, se reunió con Pedro Sánchez durante el viaje del presidente español a Pekín en abril de 2026, donde reafirmó los planes de la compañía de localización en Europa.

En paralelo, la compañía sigue integrándose institucionalmente en el sector: el pasado mes de marzo se incorporó a la asociación eólica marina alemana BWO (Bundesverband Windenergie Offshore), un movimiento que refuerza esa idea de apuesta a largo plazo pese al portazo británico.

🧭 Próximos pasos

Según la entrevista a FDI Intelligence, la compañía ha decidido reorientar su ambición offshore hacia la eólica marina flotante. Esto podría tener sentido, ya que alguna vez hemos hablado de que los OEMs occidentales no tienen un gran interés ni un gran incentivo en estos proyectos, más allá de su participación en algunos pilotos. Bastante tienen con ejecutar y hacer rentable su pipeline de eólica de base fija y lo que está por venir.

La próxima cita obligada es WindEnergy Hamburg, esta misma semana, donde Ming Yang presentará por fin la MySE 8.0-175 con todo detalle técnico, la turbina llamada a abrirle las puertas del mercado alemán. Ahí sabremos también si el fabricante da alguna pista sobre esa fábrica alternativa que sondea en España (y si es una fábrica onshore y offshore).

Pero el producto y las ferias son la parte menos difícil. Lo que de verdad marcará si esta ofensiva europea va en serio es lo que no hemos podido documentar en este repaso: pedidos en firme. Hasta ahora todo lo que tiene Ming Yang sobre la mesa en Europa son preacuerdos (Waterkant, ya perdido), MoUs (Renexia), y un puñado de MW dispersos en proyectos muy particulares (Bulgaria, Serbia o Italia con Beleolico).

¿Llegará ese primer pedido grande antes de que acabe el año, de la mano de alguna de las tres plataformas nuevas?

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¡Nos vemos en la siguiente!

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

Vamos esta vez con una edición patrocinada por la Universidad Nebrija. Para Windletter es un placer contar con Nebrija como patrocinador de esta edición, una institución con la que compartimos la pasión por el conocimiento y el interés en la formación de profesionales que necesitará la industria eólica en los próximos años.

Nebrija estrena este curso su Máster Executive en Energía Eólica: Tecnología, Desarrollo y Gestión de Proyectos, un programa desarrollado con la Asociación Empresarial Eólica (AEE), que agrupa a más del 90% de las empresas del sector en España.

Es la primera edición del máster, así que os cuento todos los detalles 👇

🎓 Un máster nacido de un problema muy concreto

¿Cuántas veces hemos hablado en Windletter de la falta de perfiles especializados en eólica? La industria lleva años creciendo más rápido de lo que las universidades son capaces de formar profesionales para ella. Los graduados en ingeniería llegan con buena base teórica, pero necesitan meses de adaptación para entender cómo funciona realmente toda la cadena de valor de un parque eólico.

Nebrija responde a esto con un convenio marco con la AEE, no como colaboración puntual, sino como la base sobre la que se ha diseñado el programa completo. La idea es sencilla de explicar aunque no tanto de ejecutar: que quien termine el máster domine tanto la tecnología del aerogenerador como la gestión integral de un proyecto eólico, desde la viabilidad del emplazamiento hasta el fin de vida de la instalación.

El programa dedica un tercio de su contenido a tecnología y dos tercios a desarrollo y gestión de parques eólicos, con un enfoque marcadamente práctico.

🕐 Modalidad virtual síncrona, pensada para compaginar con el trabajo

El máster se imparte en formato virtual síncrono y en horario de tarde, con el objetivo explícito de que se pueda cursar sin dejar la actividad profesional o académica. El esquema semanal es:

• Lunes: 18:00 a 22:00 (4 horas)

• Miércoles: 18:00 a 22:00 (4 horas)

• Viernes: 18:00 a 22:00 (4 horas)

Doce horas semanales repartidas en tres días, algo que se agradece si lo comparamos con formatos más comprimidos de fin de semana.

📚 Plan de estudios de 60 ECTS

El programa se cursa en un año, dividido en dos semestres de 30 ECTS cada uno:

Primer semestre (octubre a enero)

• Introducción a la Tecnología Eólica Onshore y Offshore — 1 ECTS

• Análisis Funcional — 6 ECTS

• Diseño Mecánico y Estructural — 4 ECTS

• Diseño Eléctrico — 4 ECTS

• Certificación Tipo — 3 ECTS

• Visión General del Mercado Eólico — 6 ECTS

• Desarrollo de Proyectos de Parques Eólicos — 6 ECTS

Segundo semestre (enero a junio)

• Cadena de Valor Eólica — 6 ECTS

• Instalación, Montaje y PEM — 3 ECTS

• Operación y Mantenimiento de un Parque Eólico — 3 ECTS

• Fin de Vida y Circularidad — 3 ECTS

• Digitalización — 3 ECTS

• Eólica Offshore — 6 ECTS

• PFM – Proyecto Fin de Máster — 6 ECTS

Ambos semestres alternan bloque tecnológico (diseño mecánico, eléctrico, certificación) con bloque de gestión (mercado, desarrollo de proyectos, cadena de valor, offshore), hasta cerrar con el Proyecto Fin de Máster.

🤝 Con profesionales del sector en las aulas

Este Máster esta hecho por y para la industria. Juan Carlos Arroyo Portero, director de la Escuela Politécnica Superior, lo resume así: “No hemos creado solo un plan de estudios; hemos diseñado una experiencia de inmersión total en la industria eólica. Lo hemos hecho de la mano de sus principales actores, a través de nuestra alianza fundacional con la Asociación Empresarial Eólica. Este no es un Máster sobre el sector; es un Máster creado con y para el sector.”

Como director académico, Mariano Sanabria, doctor ingeniero de minas, destaca que la formación está especializada en mostrar al alumno y formarle en la concepción del mercado eólico, su diseño, la monitorización, la explotación y la circularidad, y la define como una puerta de entrada al sector eólico que ahora mismo tiene una alta demanda de profesionales.

Como asesor técnico, participa Juan de Dios López, director técnico de la Asociación Empresarial Eólica (AEE).

🎯 A quién va dirigido y salidas profesionales

El máster está pensado para ingenieros industriales, energéticos, mecánicos, civiles o navales, profesionales del ámbito ambiental y técnicos del sector renovable que quieran especializarse en eólica, además de recién graduados que quieran entrar en un sector con alta demanda de profesionales.

Para acceder hace falta un Grado en Ingeniería del Espacio Europeo de Educación Superior (no es necesario que sea una profesión regulada), aunque también se admiten titulaciones STEM afines, que la comisión académica del máster evalúa caso por caso según las materias cursadas. Los titulados fuera de Europa pueden entrar sin homologar su título, siempre que acrediten un nivel equivalente al exigido en España.

Las salidas profesionales cubren prácticamente toda la cadena de valor: promotoras y desarrolladores, fabricantes de aerogeneradores y componentes, utilities, ingenierías y consultoras técnicas, empresas de O&M, entidades financieras con cartera en infraestructuras energéticas, administración pública y centros de I+D+i.

💸 Precio y financiación

El precio total para el curso 26/27 es de 9.500 €, estructurado en tres pagos:

• Pre-reserva de plaza: 800 €

• Reserva de plaza: 1.500 €

• Docencia: 10 cuotas mensuales de 720 €

  ---

✍️ Cómo apuntarse

Si te interesa el programa o tienes alguna duda, puedes solicitar información a través del formulario de la web de Nebrija, donde también encontrarás el proceso de admisión completo.

📝 Ficha técnica

• 🎓 Titulación: Máster de Formación Permanente en Energía Eólica: Tecnología, Desarrollo y Gestión de Proyectos

• 🏛️ Centro: Escuela Politécnica Superior

• 📍 Campus: Politécnica y Ciencias Sociales, Madrid - Princesa

• 📚 Créditos: 60 ECTS (mínimo 12 y máximo 60 por matrícula y periodo lectivo)

• 💻 Modalidad: Online

• 🕐 Horario: Lunes, miércoles y viernes, 18:00 a 22:00

• 🗣️ Idioma: Español

• 👥 Plazas: 30

• 📅 Fechas: 1 de octubre de 2026 / junio de 2027

• 📝 Inscripción y admisión: Web Universidad de Nebrija

Finalmente, aprovecho para dar las gracias a Nebrija por confiar en Windletter para presentar este máster.

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Vamos con la segunda edición de Windletter ES, nuestra sección dedicada a seguir de cerca la actualidad del mercado eólico español.

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🗼 El que fue el aerogenerador más alto de España (hasta hace unos meses)

Trasteando por LinkedIn me encontré por casualidad este post, con unas fotos que me resultaban familiares. Antes de seguir leyendo, fijaos en ellas para ver si notáis algo diferente. Reconozco que esta es para los más cafeteros.

Si no estoy equivocado, se trata del el aerogenerador con la torre más alta de España: el prototipo de la G114-2.5 MW de Gamesa instalada en el Parque Eólico el Boyal III.

Apenas hay referencias sobre este prototipo en Internet, pero según la web de Transbiaga se instaló en 2018, tiene una torre de acero de 156 metros y, como novedad, se montó con una grúa torre en lugar de las grúas habituales en la industria. Una Liebherr 1000 EC-B 125 que, arriostrada a la propia torre (como se en la imagen), permite trabajar con vientos de hasta 18 m/s.

156 metros de torre más 57 de radio de rotor dan unos 213 metros de altura total. Eso convirtió a esta máquina en el aerogenerador más alto de España durante siete años.

Y digo convirtió porque el récord cayó hace unos meses: la repotenciación de Tahivilla que Acciona terminó el pasado febrero, incluye siete Nordex sobre torres de 159 metros y con palas de 80,5, es decir, unos 240 metros a punta de pala. Ya lo anticipábamos en la edición #81.

Y una aclaración sobre Tahivilla, a raíz de la pregunta de Javi en los comentarios: aunque durante el desarrollo se anunciaron modelos N175, finalmente solo se han instalado N163, con torres de 148 y 159 metros. El aerogenerador más alto del parque suma 159 de torre más 80,5 de pala, unos 240 metros a punta de pala.

Volviendo al prototipo de El Boyal, lo he encontrado en Google Maps (enlace) y curiosamente en la foto del año 2018 tiene puestas las helical strakes o scruton coils (no sé cómo se dice en castellano, quizá ¿espirales anti vórtice?) que se utilizan para evitar oscilaciones de la torre durante el montaje, especialmente crítico en torres altas.

Por cierto, la torre es de tipo soft-soft y, según me comentaron, para ello equipa un controlador avanzado.

Como curiosidad, Nabrawind instaló en Eslava una torre de 160 metros, la más alta de España en aquel momento y la segunda del mundo, pero nunca tuvo una nacelle encima. Era un prototipo para probar su tecnología de auto-izado y acabó demolido cinco años después.

Por cierto, al sur del prototipo de El Boyal prototipo hay al menos dos unidades de la Gamesa G10X, una turbina adelantada a su tiempo de la que hablaremos este curso wn Windletter. Si no te lo quieres perder, suscríbete.

📉 ¿Por qué el factor de capacidad de la eólica en España está bajando? El misterio del factor de capacidad menguante

Desde hace unos años, el factor de capacidad medio de la eólica en España no deja de bajar. Es decir, cada MW instalado genera menos energía que antes.

Se puede ver claramente en el siguiente gráfico de Kiko Maza. El parque eólico medio en España pasó de 2.116 horas equivalentes en 2018 (24,16% de FC) a solo 1.734 (19,8%) en 2025. ¿Cómo es eso posible?

Kiko desgrana los motivos con detalle en un artículo que merece una lectura completa, porque los motivos son varios y ninguno lo explica por sí solo.

Como reflexión por mi parte: en sistemas con alta penetración renovable, empieza a importar menos cuánta energía genera un parque y más en qué momento la genera.

¿Es mejor un parque eólico con 3.000 horas equivalentes pero concentradas en horas solares, o uno con 2.000 horas que nunca coincidan con el sol? Hoy en día, lo relevante a la hora de invertir son los ingresos capturados, no las horas equivalentes. Ya hablamos sobre este fenómeno en la edición #96, donde vimos cómo la solar estaba perdiendo valor de mercado mientras la eólica lo mantenía mejor.

💰 Galp compra 361 MW eólicos de Acciona Energía por 432 millones

Acciona Energía sigue con su estrategia de rotación de activos, y esta vez le toca a una cartera de 15 parques eólicos en Navarra, Zaragoza, Ciudad Real, Palencia, Guadalajara y Sevilla. En total, 361 MW con una antigüedad operativa media de 21 años, vendidos a Galp por 432 millones.

Hasta aquí todo normal. Lo que más me ha sorprendido son las cifras: sale a 1,2 millones de euros por MW.

Ese es un precio que no está demasiado lejos de construir los parques de cero. Soy consciente de que la comparativa no es justa, porque un activo en operación siempre vale más que un proyecto en desarrollo, y porque aquí entran multitud de variables: estado y disponibilidad de la flota (Acciona tiene fama de mantenerla muy bien), modelos de turbina, recurso eólico (esto es clave, porque al final es lo que genera ingresos) y potencial de repowering.

Esto último seguro que se ha valorado de forma importante, y el precio de los desarrollos eólicos en España no es precisamente barato, con cifras que pueden rondar los 100-300 k€/MW según el proyecto.

En julio de 2025, Acciona vendió a Opdenergy 440 MW eólicos por 530 millones, con una antigüedad media de 15 años. También sale a 1,2 millones por MW. Para entender estos precios habría que tener detalles, pero es interesante en cualquier caso.

Sea como fuere, Acciona ha declarado que la venta le generará una plusvalía estimada de 255 millones, lo que quiere decir que el valor neto contable de lo transmitido rondaba los 177 millones. Son unos 490.000 euros por MW todavía en libros después de 21 años de operación, y una Galp que paga 1,2 M€/MW por su compra.

No soy experto en M&A ni mucho menos, pero la verdad es que las cifras son sorprendentes.

🚛 Las espectaculares imágenes del parque eólico Labraza, el primer parque de Euskadi 20 años después

No todos los días se ve transporte con blade lifter en España, y lo cierto es que no deja de sorprender.

Las imágenes vienen del parque eólico de Labraza, en el municipio alavés de Oion, en plena Rioja Alavesa. 40 MW promovidos por Aixeindar, la sociedad participada por Iberdrola (75%) y el Ente Vasco de la Energía (25%).

Se trata del primer parque eólico que se construye en Euskadi en veinte años. El último fue Punta Lucero, en 2006, cinco G87 de 2 MW instaladas sobre un dique del puerto de Bilbao. Un parque muy curioso, lo más parecido al offshore que tenemos en España. Con Labraza, Euskadi pasa de 153 a 193 MW eólicos, una de las comunidades autónomas con menos potencia instalada.

Lo interesante desde el punto de vista técnico es que está equipado con 8 unidades de la SG 5.0-145 (2.0), la rediseñada 4.X de Siemens Gamesa. De hecho, este parque fue el primer pedido público de la plataforma tras su vuelta al mercado, como contábamos en la edición #115. Una plataforma a la que, por cierto, le está costando coger de nuevo tracción en el mercado.

Lo cierto es que a través de Whatsapp me llegó un vídeo espectacular del transporte, pero al no haber podido reconocer al autor (no tiene logos), he preferido compartirlo solo con los miembros de Windletter Community. Aunque si he encontrado este de Iberdrola:

🏭 Kronospan instalará un aerogenenerador de 7,2 MW para autoconsumo en su fábrica de Tortosa

Kronospan, el fabricante de tableros de madera de matriz austríaca, ha obtenido la autorización ha sometido a información pública el proyecto para instalar un aerogenerador de 7,2 MW en el polígono industrial Catalunya Sud, junto a su fábrica de Tortosa. Es la primera fase de un parque de tres máquinas con una inversión prevista de 30 millones de euros.

Según cuenta Jaume Morron en el blog Dialec, la fábrica ya opera desde 2023 una planta solar en cubierta de 9,5 MW sobre 53.000 m², que cubre el 19,5% de su demanda eléctrica. Con el aerogenerador subirán al 38,5% de los 75.543 MWh que consumen al año, y con las tres máquinas rondarían el 65%.

Hablamos de un factor de capacidad bruto del 27%, que no está nada mal para una zona industrial, pero es que esta fábrica está muy cerca del delta del Ebro, donde hay buen recurso. Aunque al ser autoconsumo sin excedentes, todo lo que no consuma la fábrica en ese momento se pierde. El expediente estima un aprovechamiento del 84%, así que el factor de capacidad realmente útil se queda en un 22,7%.

Incluso se ha publicado un fotomontaje de cómo quedaría el aerogenerador. Como se puede comprobar, es una zona industrial, sin viviendas a la vista, pero la turbina queda cerca de las edificaciones. Tenéis un plano catastral aquí.

El autoconsumo industrial con eólica es una práctica que sigue siendo poco habitual, pero que se va extendiendo. En la edición #82 vimos el caso más ambicioso de España: la planta de Stellantis en Figueruelas, que aspira a 27,6 MW eólicos y hasta 30,8 MW fotovoltaicos, aunque de momento solo tiene en marcha el primero de los cuatro Nordex de 6,9 MW previstos. Y recientemente contábamos el de Grupo Jorge en Zuera, que finalmente se ejecutó con una Sany SI-172 de 6,25 MW, la primera turbina del fabricante chino instalada en Europa.

Al final, no es sencillo que se den todas las condiciones para poder instalar un aerogenerador cerca de un consumidor industrial, especialmente en cuanto a recurso eólico, pero allí donde se da, es muy interesante por los ahorros que puede suponer.

Fe de erratas

En la versión original de esta edición escribí que Kronospan había obtenido la autorización para instalar el aerogenerador. No es así: el documento publicado en el DOGC somete el proyecto a información pública, un trámite anterior.

Queda corregido en el texto.

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¡Muy buenas a todos! ¿Qué tal ha ido el verano? Espero que muy bien y que hayáis tenido tiempo para descansar, estar con vuestros seres queridos y recargar pilas para un nuevo curso que ya comienza.

En mi caso ha sido un verano diferente. Nuestro primer verano como padres. Hay que ver cómo cambia todo con una peque en casa 🙂. Una experiencia increíble.

Empieza ahora un nuevo curso lleno de retos y novedades que os traeremos como siempre aquí, en Windletter.

Así que, sin más dilación, ¡vamos con las noticias de la semana!

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🖥️ Los data centers en España requerirán un 80% de generación renovable

Los centros de datos están de moda. El crecimiento de la inteligencia artificial dispara la necesidad de capacidad de cómputo, y España lleva tiempo posicionándose como uno de los destinos favoritos en Europa para este tipo de inversión: buen recurso renovable, clima relativamente favorable para la refrigeración (aunque no mejor que en el norte de Europa) y buena conectividad.

El Gobierno ha sometido a audiencia pública, hasta el 4 de septiembre, el proyecto de Real Decreto que regulará los requisitos de los centros de datos en España. Y el punto que más ruido ha generado es que al menos el 80% de la electricidad que consuman estos centros deberá proceder de generación renovable nueva, verificada hora a hora.

📜 Qué exige realmente el Real Decreto

Conviene entender bien los mecanismos, porque, como comentaba mucha gente al principio sin bajar al detalle, no basta con simples certificados de origen renovable (GdOs) a los que estamos acostumbrados. Los requisitos son:

• Correlación horaria: no basta con que el balance renovable cuadre a final de año. En cada una de las 8.760 horas del año, al menos el 80% de la electricidad consumida por el centro de datos debe haberse generado en esa misma hora, no antes ni después. Como os podéis imaginar, esto exige mucha generación y almacenamiento, que comentaremos más adelante.

• Adicionalidad: la generación renovable que respalde ese consumo debe ser nueva, construida con un desfase máximo de 18 meses antes de la conexión del centro de datos. Es decir, no vale contratar un parque ya existente, hay que traer megavatios nuevos a la red. Esto es interesante porque vincula nueva demanda a nueva generación, pero teniendo en cuenta los tiempos y cuellos de botella del permitting en España, tampoco parece demasiado sencillo. Además, quien desarrolla el centro de datos y quien desarrolla la generación renovable van a ser, en muchos casos, entidades diferentes.

El decreto deja la puerta abierta a relajar estos requisitos cuando la red eléctrica española alcance el 90% de generación renovable anual, dos años antes de la conexión del data center. El mix actual ronda el 56% según datos de 2025, así que todavía queda tiempo para ello.

Me llama la atención que no se mencione a la nuclear. No porque piense que van a haber centrales nuevas en España, pero quizá a las existentes les podría interesar algún PPA, y el criterio del 80% lo cubrirían sin grandes problemas excepto en las paradas de recarga. Y al fin y al cabo, es energía sin emisiones.

Sea como fuere, este esquema de correlación horaria es similar al que ya se aplica en la UE al hidrógeno renovable. Sin embargo, también es verdad que ningún otro país de la UE impone hoy correlación horaria a este tipo de instalaciones.

🎯 De dónde viene este requisito

Toda esta exigencia de correlación horaria y adicionalidad no sale de la nada. Todo apunta a que es, sobre todo, una forma de evitar que los centros de datos disparen el precio de la luz para el resto de consumidores, algo que ya está pasando en Estados Unidos y que empieza a generar un problema social y político serio.

Un reportaje de Bloomberg de finales de 2025 lo documentaba con datos muy concretos: en Estados Unidos, donde se están realizando las inversiones más grandes (al menos en occidente), los precios mayoristas de la electricidad han subido hasta un 267% en algunas zonas cercanas a centros de datos en los últimos cinco años, frente a una media nacional mucho más contenida. Reuters también cuenta un caso muy gráfico: la fábrica de ladrillos Belden Brick, en Ohio, ha visto cómo su cargo mensual de potencia pasa de 1.600 a 12.000 dólares en apenas un año.

Tal es la fiebre por el acceso a potencia y energía eléctrica que muchos de estos data centers masivos llegan acompañados por turbinas de gas, hasta tal punto que el supply chain también está teniendo problemas. Tanto es así que SpaceX va a empezar a fabricar álabes de turbinas para poder reducir los plazos de entrega de sus propios suministros. Una locura.

Joan Groizard, Secretario de Estado de Energía, presentaba el proyecto de Real Decreto en LinkedIn y explicaba la filosofía de fondo: no valen garantías de origen ni un mix anual, la nueva generación debe cubrir el perfil real de consumo, hora a hora. El objetivo, según cuenta, es evitar que esta nueva demanda crezca en detrimento de otras, en un momento en que hace falta acelerar la electrificación y reducir la dependencia energética exterior. Y citaba textualmente el reportaje de Bloomberg como el escenario que España quiere evitar.

El caso más parecido, y más cercano, es el de Irlanda, que sirve de contrapunto interesante. Los centros de datos llegaron a consumir más del 20% de la electricidad del país, y el regulador (CRU) impuso de facto una moratoria a nuevas conexiones en el área de Dublín desde 2021.

En diciembre de 2025 sustituyó esa moratoria por un mandato distinto: toda nueva conexión relevante debe aportar generación gestionable o almacenamiento propio, y desde entonces los nuevos centros de datos deben cubrir al menos el 80% de su consumo eléctrico anual con renovables adicionales irlandesas, desplegada a lo largo de seis años desde la puesta en marcha. La diferencia con la propuesta española es importante: Irlanda exige el 80% en balance anual, no hora a hora.

🧮 Los números: en qué se traduce este requisito

Me había planteado hacer unos números de servilleta para tratar de entender qué implica cumplir con el requisito del 80% horario. Pero lo cierto es que ya los han hecho otros con mucho más conocimiento que yo, así que no le he visto mucho sentido.

Joaquín Coronado, una de las voces con más autoridad del panorama eléctrico/energético español, ha hecho el ejercicio de simular las 8.760 horas de un año para un consumo constante de 1 MW y calcular la combinación mínima de generación que cumple el 80% renovable con correlación horaria.

Con hipótesis, que es algo menos estricta que la normativa (cumple el 78% de las horas), de 2.800 MWh/año por MW eólico instalado, 1.900 MWh/año por MWp solar con seguidor, baterías de 4 horas hibridadas con la fotovoltaica, y un 20% de respaldo con ciclo combinado comprado en mercado, el resultado es: 3 MWp fotovoltaicos + 2,4 MW/9,6 MWh de baterías + 1 MW eólico para cubrir un consumo de 1 MW. Por cierto, para entender bien el negocio de los data centers y su situación en España, recomiendo este artículo suyo.

Javier Revuelta, una de las personas que mejor conoce el sistema eléctrico español, por su parte, hace un número aún mas restrictivo: para 1 MW de consumo plano cumpliendo el requisito hacen falta ~6,5 MW de fotovoltaica + 2,5 MW de eólica + 2 MW/16 MWh de baterías, un sobredimensionamiento de potencia de hasta 10 veces el consumo real.

En términos económicos, Revuelta estima un CAPEX de unos 10 millones de euros por MW de data center, y un LCOE de entre 130 y 140 €/MWh. Unos 10.000 millones de euros de inversión en renovables para poder alimentar apenas 1 GW de centros de datos. Los vertidos superarían el 50% del recurso renovable disponible, y el último 5% de cumplimiento del requisito prácticamente duplica todo el sistema necesario, para un aprovechamiento muy marginal.

Con estos números, y teniendo en cuenta que hablamos de potencia renovable adicional instalada, parece que se añade bastante complejidad a la construcción de data centers en España, pero a cambio, se protege mucho el sistema y esos potenciales costes extra a pagar por todos los consumidores. Habrá que ver si esto hace que la inversión vaya a otros países o si España sigue siendo atractiva en el contexto europeo.

Y vosotros, ¿cómo lo veis?

🇬🇹 Tetrace consolida su crecimiento internacional con la apertura de Guatemala y la ampliación de su portfolio solar

🌊 Se pone en marcha el parque eólico flotante EFGL de Ocean Winds

Ocean Winds ha comenzado a producir electricidad en EFGL (Éoliennes Flottantes du Golfe du Lion), su primer parque eólico flotante en Francia, situado a 16 km de la costa de Leucate y Le Barcarès, en el Mediterráneo, cerca de la frontera con Cataluña. Se trata del segundo parque flotante comercial a pequeña escala del Mediterráneo francés tras Provence Grand Large, con tres turbinas Siemens Gamesa SG 8.0-167 DD sobre plataformas TLP.

• Potencia: 30 MW

• Turbinas: 3 x Vestas V164-10 MW (las más potentes instaladas hasta la fecha sobre una plataforma flotante, excluyendo China)

• Plataforma: WindFloat®, semisumergible, diseño de Principle Power, fabricada por Eiffage Métal en su planta de Fos-sur-Mer

• Promotores: Ocean Winds (EDPR + Engie) y Banque des Territoires

En la edición #113 contábamos cómo Ocean Winds celebraba los 5 años de WindFloat Atlantic (su parque piloto en Portugal, con 345 GWh acumulados desde 2019) justo cuando arrancaba el montaje de la primera turbina de EFGL. Se dice rápido, pero Ocean Winds ya tienes experiencia en flotante desde 2019 y eso no lo puede decir cualquiera.

EFGL es el proyecto piloto que allana el camino para Eoliennes Flottantes d'Occitanie (EFLO), el parque comercial de 250 MW que Ocean Winds y Banque des Territoires se adjudicaron a finales de 2024.

🏗️ Vestas instala una V172-7.2MW con torre de 199 metros de altura en colaboración con Max Bögl

Vestas y Max Bögl han instalado en Winnberg (Sengenthal, Alemania) la que se anuncia como la turbina onshore más alta del mundo: una V172-7.2MW EnVentus con 199 metros de altura de buje y 285 metros de altura total.

Por qué importan tanto las torres altas? Cuanta más altura de buje, mejor recurso eólico se captura, más constante (menos turbulencia) y con velocidades medias superiores, algo especialmente valioso en emplazamientos de interior y con orografía compleja o con zonas boscosas que limitan el recurso a baja altura. Esos metros extra de altura de buje pueden marca una diferencia real en la producción anual.

Llevamos tiempo viendo cómo varios OEMs occidentales compiten por ganar altura. Nordex lleva ya tres hitos en este terreno: presentó una torre híbrida de hasta 200 metros para la N175/6.X y a principios de año instaló un prototipo con una torre híbrida de 179 metros en Alemania, convirtiéndose entonces en el aerogenerador más alto del país.

Curiosamente, esa misma altura de buje de 179 metros la ofrece también Vestas en el catálogo de la V172-7.2MW, precisamente a través de este mismo acuerdo con Max Bögl. Siemens Gamesa, por su parte, anuncia hasta 185 metros de torre para su SG7.0-170.

Sobre torres altas ya hemos hablado largo y tendido en Windletter anteriormente. Es el caso de Nabrawind, con su torre Nabralift (celosía + tubular), que actualmente está construyendo la torre más alta de Australia con 188 metros de altura de buje (más información en esta misma edición).

Y también el caso de GICON, que quiere convertirse en la torre onshore más alta del mundo, y de la que hablamos largo y tendido en la edición #123: su HWT (High Wind Tower), en construcción en Schipkau (Alemania), con 300 metros de altura de buje y 365 de altura total mediante un sistema telescópico de doble torre. Habrá que hacer una actualización próximamente para ver cómo avanza la construcción.

🪼Nuevo vídeo de la tecnología Wheel de Esteyco

Esteyco ha publicado un vídeo en su canal de YouTube sobre su tecnología WHEEL para eólica flotante, que complementa muy bien lo que contamos hace algún tiempo en Windletter sobre este concepto de plataforma tipo “spar evolucionado”.

Lo interesante del vídeo es que va más allá del render bonito: explica de forma visual cómo sería la producción en serie de los flotadores, así como su transporte e instalación en alta mar, algo que en un texto siempre cuesta más de transmitir.

Además el vídeo combina imágenes renderizadas con imágenes reales del prototipo que se instalará en Canarias, lo que permite hacerse una idea de en qué punto está realmente el proyecto.

Si quieres saber más sobre la tecnología WHEEL, te recomiendo nuestros extenso reportaje.

🚢 Los aerogeneradores de Envision y torres Nabrawind ya están en Australia para el proyecto Nullagine, de Fortescue

El primer lote de aerogeneradores Envision EN182-7.8 MW para el proyecto Nullagine, en la región de Pilbara (Australia Occidental), ya ha llegado a su destino tras salir de China.

Se trata del primer desarrollo eólico de Fortescue, con 17 turbinas y 133 MW de capacidad instalada, con una altura de buje de 188 metros. El objetivo es sustituir diésel y gas en camiones, perforadoras, plantas de proceso y ferrocarril dentro de sus actividades mineras en Pilbara.

Nabrawind, por su parte, ha confirmado que los componentes de las torres Nabralift y el sistema de autoizado ya han llegado a Port Hedland, mientras que la construcción de las cimentaciones de los 17 aerogeneradores ya está en marcha. El proyecto utiliza cimentaciones pilotadas en lugar de las convencionales de gravedad, lo que reduce significativamente el hormigón y el acero de refuerzo necesarios, y con ello las emisiones de carbono incorporado y los costes.

Lo más curioso de las imágenes de la naviera es lo que se ve junto a las secciones tubulares de acero convencionales: tramos de mucho menor diámetro correspondientes al “trípode” de Nabrawind, la base inferior de su torre autoizable. Una estampa poco habitual de ver.

Ahora avanza el transporte de las palas por tierra: la primera de las 51 unidades de 89 metros ya ha recorrido los cerca de 300 kilómetros entre el puerto de Port Hedland y Nullagine, en lo que se describe como una de las operaciones de transporte especial más grandes de Australia Occidental.

Fortescue no es un socio cualquiera para Nabrawind: entró en su accionariado en 2024 (lo contábamos entonces), así que verla ahora como cliente de un proyecto propio en Australia cierra el círculo de esa relación. Ya contamos en su momento el arranque de la construcción de Nullagine; ahora toca ver cómo se materializa en el terreno.

La instalación de las torres, que ya ha arrancado, marcará un nuevo récord: con 188 metros de altura de buje será la torre eólica más alta de Australia.

Envision, además, acaba de sumar otro contrato en el país: suministrará 23 unidades de la misma EN182-7.8 MW para el parque Narrogin (179 MW) de Neoen Australia. Australia es uno de los mercados más complejos para los OEMs debido a su exigente código de red. Además de los occidentales, Goldwind hace tiempo que está presente en el país, y ahora también Envision.

🌕 Aerogeneradores, un Tesla y el eclipse total

El pasado 12 de agosto tuvimos la fortuna de vivir en España un evento único: un eclipse, el primero visible desde la Península Ibérica desde 1912, total 114 años después.

Lo cierto es que se creó un inmenso hype alrededor del evento aunque, como siempre, había bandos: los que pensaban que era una chorrada, los indiferentes y los que, como es mi caso, lo esperaban con cierta ilusión.

Y la verdad es que no decepcionó. Los cerca de dos minutos de eclipse total de los que pude disfrutar (me acerqué a la zona centro del eclipse, donde más duraba la fase completa), me parecieron una absoluta pasada.

Por momentos, nos hizo sentir que la humanidad no somos más que una casualidad en el infinito del universo. Y aunque pueda parecer una obviedad, no es algo que uno pare a pensar en la vorágine del día a día.

Pero mientras algunos nos quedábamos con la boca abierta y nos sentíamos alguien intentado hacer reflexiones profundas, otros como mi amigo Luis Ovalle aprovecharon para dejarnos fotos para el recuerdo:

No quería dejar de compartirla con vosotros.

P.D.: Para los más animados, el año que viene se podrá disfrutar de otro eclipse total, esta vez en el sur de España, el 2 de agosto de 2027 (el más largo de este siglo visible desde Europa). Y el 26 de enero de 2028 habrá uno más, aunque ojo, este ya no será total sino anular, un "anillo de fuego" que cruzará la península de suroeste a noreste. Para el siguiente eclipse total ya habrá que esperar bastante más: hasta 2053.

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Lo más leído de la última edición ha sido: las fotos de los aerogeneradores destruidos por el fuerte viento en Estados Unidos, la tecnología para proteger cables offshore, los buenos resultados de Nordex.

Además, esta semana hemos publicado un reportaje sobre el fin de la marca Gamesa tras el anuncio de que Siemens Energy pasará a llamarse Omterra.

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

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🔋Aerogeneradores con almacenamiento acoplado en continua

Recientemente leía una noticia de Goldwind acerca de un parque eólico con almacenamiento acoplado en continua. Lo que en inglés se conoce como un DC coupled BESS. Quizá a muchos el concepto “DC coupled” os suena de la tecnología solar, donde es más habitual, pero esta vez hablamos de viento.

De una primera pensada, ya me podía imaginar de qué se trataba, pero no he podido evitar ponerme a investigar sobre esta tecnología. Así que os lo cuento en las siguientes líneas.

El origen: Moorabool WF Pilot Project

Curiosamente, todo empieza con un prototipo en la propia Australia, denominado Moorabool WF Pilot Project. Según cuentan en RenewEconomy, Goldwind adaptó una única turbina de su parque Moorabool (312 MW, en Victoria) con una batería GoldBlock (de la propia Goldwind) de 2 MW/4,8 MWh, conectada en corriente continua directamente al aerogenerador.Si no me equivoco, es esta turbina que se puede ver en Maps.

Fue el primer proyecto de este tipo en Australia, aunque es más que posible que ya hubieran probado anteriormente en China.

Australia tiene uno de los códigos de red más exigentes del mundo, y Goldwind tuvo que pasar por un proceso de validación con el operador del sistema (AEMO) para modificar la conexión a red de esa turbina concreta.

Según cuentan en Energy-Storage.news, el sistema puede operar tanto en modo grid-forming como grid-following, y permite jugar en los mercados de arbitraje y de servicios auxiliares de frecuencia (FCAS), además de facilitar la conexión en zonas de red débil.

Los entresijos de la tecnología

La clave está en dónde se conecta la batería: no es en el punto de conexión a red del parque, al lado de la subestación como estaría en un BESS convencional, sino que este sistema se conecta directamente al bus de continua del propio aerogenerador, justo en medio del convertidor de potencia (en este caso, full converter). Se entiende perfectamente en el esquema de Goldwind a continuación.

Esta configuración tiene algunas ventajas. Permite que baterías y aerogenerador compartan convertidor, transformador y toda la infraestructura de media tensión (celdas, cables), en lugar de duplicarla para la batería, con un ahorro de CAPEX notable. Además, tiene otra ventaja especialmente relevante para Australia: se debe presentar un único modelo de simulación ante el operador del sistema, lo cual puede agilizar los trámites de cumplimiento de código de red.

Pero esta solución no vale para cualquier turbina. Solo es viable en aerogeneradores full converter, donde toda la potencia generada pasa por un convertidor electrónico. En una turbina DFIG, el convertidor solo gestiona un 10-20% de la potencia total, por lo que la potencia del BESS estarían muy limitada (en un aerogenerador de 7 MW, se quedaría entre 0,7 y 1,4 MW. Aunque ni siquiera estoy seguro de que la tecnología DFIG sea compatible con este esquema, si alguien tiene conocimiento, soy todo oídos.

Y no basta con tener full converter: hace falta además que el convertidor esté ubicado en la base de la torre, cerca del suelo, y no en la nacelle, que es donde lo tiene la inmensa mayoría de fabricantes a día de hoy en los modelos más populares. Si el convertidor está en la nacelle, conectar una batería implicaría subir y bajar cableado de continua por toda la torre, una maraña que a estas potencias sería poco menos que inviable.

En el caso de Goldwind, el convertidor va en la base de la torre, mientras que el transformador y la celda de media tensión, si no me equivoco, van normalmente en una caseta fuera de la turbina, al lado de la torre, aunque creo que también existe la opción de tener el transformador dentro de la propia torre. Esa arquitectura es justo lo que hace posible enchufar la batería al lado, sin necesidad de subir cable de continua por la torre hasta la nacelle.

Una alternativa teórica sería la nacelle modular de Vestas, con sus contenedores marítimos a cada lado. En offshore creo que ambos contenedores están ocupados por componentes, pero en onshore, el segundo contenedor no se utiliza en las versiones estándar.

Así que, en teoría, uno de esos contenedores podría alojar el BESS y conectarlo al convertidor. Aunque eso añadiría un peso considerable a la nacelle, con impacto directo en el dimensionamiento de la torre y del chasis. Salvo para almacenamientos muy pequeños, dudo que llegue a ser una solución comercial real, aunque seguro que Vestas ya tiene al menos un diseño conceptual. De hecho, lo dejan caer con "future innovations" en su vídeo promocional de esta nacelle.

Para hacernos una idea del tamaño físico del asunto: el estándar actual para un contenedor de 20 pies ronda los 5 MWh. Dos horas de almacenamiento en una turbina de 7 MW requerirían unos 3 contenedores; cuatro horas, unos 6.

Retos y desventajas

Una de las grandes desventajas que le veo al sistemas es que las baterías quedan repartidas por todo el parque, a menudo a lo largo de varios kilómetros, en lugar de concentradas en un único punto. La operación y el mantenimiento se complican: en vez de una ubicación optimizada, hay que atender decenas de posiciones distintas, cada una con sus propios sistemas independientes (seguridad, sistemas contraincendios, etc). Hay sinergia si el mismo equipo de O&M de las turbinas se encarga también de las baterías, pero no termino de ver que compense del todo.

Además, si he entendido bien el esquema, cada batería solo puede cargarse con la producción de su propia turbina, y solo puede descargarse a través del convertidor y transformador de esa misma turbina. Es un sistema mucho menos flexible ante indisponibilidades y tampoco hay posibilidad de acceso a demanda ni cargar desde red, solo desde el viento de esa turbina en concreto. Por pura lógica, parece que tiene sentido instalar las baterías en las turbinas más productivas.

Desarrollo comercial: Coppabella Wind Farm

En cualquier caso, parece que, al menos en Australia, la tecnología tiene recorrido comercial. Actualmente está en tramitación Coppabella Wind Farm, un parque de 298 MW y 75 turbinas de 4,2 MW en las Southern Tablelands de Nueva Gales del Sur.

Goldwind, que actúa como desarrollador del parque y no solo como tecnólogo, ha solicitado incorporar baterías de 5 MW y 4 horas de duración en 53 de esas 75 posiciones, sumando 223 MW de almacenamiento distribuido.

Según Goldwind, esta configuración va a convertirse en estándar para todos sus nuevos proyectos, disponible para toda su gama de máquinas de 7-8 MW y adaptable también a máquinas más pequeñas ya instaladas.

De hecho, la tecnología sigue creciendo: según cuentan en Energy-Storage.news, Goldwind Capital acaba de presentar también Milpulling, un parque de 600 MW con 250 MW/1.000 MWh en batería, con el mismo esquema DC-coupled. Parece que, al menos para Goldwind, esto ha dejado de ser un experimento.

🏗️ Liftra, la empresa danesa de grúas y útiles, aumenta su facturación un 41% hasta los 157 millones de euros

Liftra cerró 2025 con una facturación de 157 millones de euros (1.176 millones de coronas danesas), un 41% más que el año anterior, y un beneficio neto de 16,6 millones de euros, en línea el rango de 13-20 millones que la compañía se había marcado como objetivo.

El principal motor de estos buenos resultados sigue siendo la LT1200 self-hoisting crane, que da soporte al mercado de sustitución de grandes componentes y que ya suma 60 unidades operando a nivel mundial (lo contábamos hace unas semanas). En paralelo, avanza el desarrollo de la LT1500, cuyas pruebas ya cubrimos en su momento en Windletter. Liftra prevé una demostración a escala real el 21 de septiembre de 2026 en Aalborg.

La compañía opera ya desde ocho ubicaciones en el mundo, con más de 750 profesionales y presencia en más de 30 países, tras ampliar instalaciones en Dinamarca, Polonia, China y Vietnam, y con seis LT1200 ya desplegadas en Brasil.

Tengo que reconocer que, a pesar de tener a Liftra en el radar desde hace tiempo por sus grúas, nunca me había parado a mirar su tamaño real ni su volumen de facturación. Los 157 millones de euros de facturación y sus más de 750 trabajadores nos dan una idea del peso que tiene ya este segmento de servicios dentro del sector.

⚙️ OptiGen recibe un doble reconocimiento por parte de Windpower Monthly

Windpower Monthly ha reconocido la tecnología de la startup española OptiGen. Su revolucionario concepto de drivetrain para aerogeneradores direct drive (que repasamos a fondo en los Windstory #26 y #27) ha ocupado la quinta posición entre las principales innovaciones en trenes de potencia seleccionadas en los premios Turbines of the Year 2025 de Windpower Monthly.

La propuesta combina un buje modular y ligero con un generador síncrono de imanes permanentes direct drive, de rotor externo, y una solución de apoyo tipo bogie. En lugar de emplear los grandes rodamientos principales convencionales, el concepto utiliza una arquitectura modular basada en ruedas y raíles, con el objetivo de reducir la masa en nacelle y mejorar tanto el CAPEX como los costes de mantenimiento.

Ahora mismo, dentro del proyecto Lightwind (Horizon Europe, con un consorcio de 8 socios de 6 países), OptiGen está completando dos ensayos de laboratorio: uno para validar la fatiga por contacto rodante y otro para estudiar el sistema mecánico completo a escala 1:10, con el objetivo de llevar la tecnología de TRL 2 a TRL 4. Las pruebas marcarán el ritmo de la hoja de ruta: tras optimizar la actual plataforma de 15 MW, coincidiendo con el cierre de Lightwind en 2027, el siguiente paso será construir un banco de pruebas a mayor escala para alcanzar TRL5.

El reconocimiento también se extiende a su equipo. Windpower Monthly ha incluido a los co-CEOs de OptiGen, Stefan Keller y Blai Pié, entre las 120 personas más influyentes del sector eólico, destacando la experiencia y el perfil multidisciplinar detrás de la compañía.

Que una startup fundada en 2023 consiga situar su propuesta junto a tecnologías desarrolladas por algunos de los mayores fabricantes de aerogeneradores y componentes del mundo es, sin duda, un hito importante.

Esta noticia es una colaboración con OptiGen

🟢 Statkraft obtiene luz verde para su proyecto onshore más grande

El gobierno sueco ha concedido a Statkraft el permiso para construir el parque eólico Hästliden, en el municipio de Piteå (Norrbotten, norte de Suecia). Con hasta 85 aerogeneradores y una capacidad instalada de 600 MW, generará 2 TWh anuales y se convertirá en el mayor parque eólico de Statkraft en cualquier parte del mundo, por delante de Ventos de Santa Eugenia en Brasil (519 MW) y de Storheia en Noruega (288 MW).

Con los 85 aerogeneradores previstos, la potencia media por unidad rondaría los 7,1 MW. Por poner un ejemplo, para los 600 MW, con una turbina como la Nordex N175-7.3 MW (probablemente una potencia que se puede alcanzar en climas fríos) harían falta 83 unidades.

El permiso llega tras un proceso de más de cinco años. Como parte de la autorización, el límite de altura pasa de 200 a 300 metros de tip height, un cambio clave porque permite instalar rotores de más de 170 metros con torres de cierta altura, algo habitual en este tipo de emplazamientos boscosos (como se puede ver en el mapa, donde además se pueden ver varios parques). Los rotores >170 m son ya el estándar onshore en Europa para proyectos nuevos.

Statkraft todavía no ha tomado la decisión final de inversión.

🌊 China prepara su primer aerogenerador flotante con tecnología TLP

Según cuenta Gang Wang en LinkedIn, CNOOC ha completado la instalación de la turbina de su plataforma Anlan, de 16 MW, en el puerto de Gaolan (Zhuhai), lista ya para su remolque hasta el yacimiento petrolífero de Lufeng, a 136 km de la costa y en aguas de 136 metros de profundidad.

Es el primer aerogenerador flotante chino con tecnología TLP (Tension Leg Platform), una tecnología que que evita el vuelco mediante tirantes en tensión y ahorra estructura.

Frente a Guanlan, el anterior demostrador semisumergible de CNOOC (7,25 MW), Anlan duplica la potencia y reduce un 38% el acero por kW instalado (de ~552 a ~342 kg/kW), gracias a su casco TLP de 9 tirantes. En los comentarios del propio post, Gang Wang añade que el flotador ronda las 5.500 toneladas, que los tirantes son cables de acero con tramos de cadena en los extremos para la conexión, y que tanto el casco como todo el sistema de fondeo los suministran fabricantes chinos.

Tenéis una foto en alta calidad en Windpower Monthly.

🐛 El curioso blade lifter sin conductor y con orugas

Nos llega desde China, a través de Gang Wang en LinkedIn, que siempre trae buenas joyas, un vídeo de un blade lifter sin cabeza tractora y sobre orugas, lo que sería una variante “full equipe” del clásico SPMT (Self-Propelled Modular Transporter).

Prescindir de la cabeza tractora permite reducir la longitud mínima del conjunto, y las orugas evitan tener que asfaltar u hormigonar el vial (siempre en función de la pendiente), minimizando así la obra civil necesaria para mover cualquier pala.

De hecho, en el vídeo se aprecia que el firme deja bastante que desear (al menos en su acabado superficial), algo que no sería aceptable en un parque eólico con estándares occidentales con los transportes habituales.

Tengo que reconocer que el vídeo asusta un poco. Viendo la longitud de la pala, da la sensación de que el centro de gravedad podría hacer que el conjunto volcara hacia atrás en cualquier momento. No sé si es una percepción equivocada por lo poco habitual del transporte, pero desde luego no transmite la misma confianza que un blade lifter convencional.

No es la primera vez que un vídeo chino de transporte de palas nos llama la atención por soluciones poco ortodoxas para los estándares del sector fuera de China; ya vimos otro ejemplo hace tiempo.

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Siemens Energy es ahora Omterra: el fin de la marca Gamesa

Siemens Energy ha anunciado que deja atrás su nombre actual para adoptar una marca propia e independiente: Omterra. Aunque pueda sorprender a muchos, lo cierto es que era cuestión de tiempo.

Una licencia con fecha de caducidad

Cuando Siemens Energy se independizó de Siemens AG en 2020, lo hizo con una licencia de uso de marca temporal, no con el nombre “Siemens” en propiedad. En aquel momento era un movimiento totalmente lógico, ya que no tenía sentido (y además tenía riesgos) desvincularse de golpe de la marca Siemens, muy potente internacionalmente.

Christian Bruch, CEO de la compañía, lo resume en la nota de prensa: “desde la escisión siempre estuvo claro que la marca Siemens Energy tenía fecha de caducidad”.

Además, durante estos años Siemens Energy ha ido siendo “cada vez menos Siemens”, mediante las sucesivas reducciones de capital de Siemens AG en Siemens Energy:

• Septiembre de 2020 (salida a bolsa): 35,1%

• Diciembre 2023: ~17,1% (tras transferir un 8% al fondo de pensiones Siemens Pension Trust)

• Enero 2025: ~15%

• Marzo 2026: 10,14%

No sería de extrañar que redujesen totalmente su exposición en los próximos años.

Pero es que además este paso tiene aún más sentido si hablamos del impacto financiero (y que no se cuenta en la nota de prensa). Según recoge POWER Magazine, el uso del nombre Siemens le costaba a la compañía una tarifa vinculada a ingresos, que rondó los 300 millones de euros el año pasado. No es “moco de pavo”, como se suele decir. Y es un incentivo buenísimo para hacer el cambio cuanto antes, aunque obviamente también hay un coste importante en hacer el rebranding completo (más de 100.000 empleados y presencia en 90 países).

Curiosamente, esto parece que estaba premeditado desde hace tiempo. Los registros de marca muestran que Siemens Energy Global registró “OMTERRA” ante la EUIPO ya en octubre de 2021. Aunque también es posible que hubiera varios nombres reservados y/o registrados y no se haya decidido hasta hace poco.

El adiós de la marca Gamesa

Aquí es donde a mí, personalmente, se me hace un nudo. La llegada de Omterra arrastra consigo el fin de Siemens Gamesa como marca y, con ella, el de Gamesa: el último resquicio del histórico fabricante de aerogeneradores español.

Aunque a estas alturas es cierto que todo el capital de Siemens Gamesa era extranjero (100% Siemens Energy) y el nombre es algo más bien simbólico, al igual que pasa con SEAT (Sociedad Española de Automóviles Turismos) y el Grupo VAG, lo cierto es que tiene un valor emocional incalculable.

Aunque también soy consciente de que la marca Gamesa estaba ya bastante desgastada. Los problemas de fiabilidad de las plataformas 4.X y 5.X (que personalmente nunca he visto como un problema “de Gamesa” frente a “de Siemens”, pero es la narrativa que ha calado en el sector) probablemente hayan hecho que este adiós duela menos, en términos generales, de lo que hubiera dolido hace diez años.

En Windletter ya lo comentamos hace un año, cuando empezaban a verse indicios del fin de la marca Gamesa en redes sociales de empleados usando, de forma semioficial, “Siemens Energy Wind Power”. No hacía falta ser muy avispado para ver hacia dónde iba la cosa: stands conjuntos en ferias, correos corporativos ya bajo @siemens-energy.com desde hace tiempo... el fin de la marca Gamesa llevaba años en marcha, y aunque quizá no se esperaba de forma tan drástica, solo faltaba el anuncio oficial.

Aunque, siendo sinceros, un nombre no es más que eso, un nombre, una marca. Quien de verdad hace a una empresa son las personas y el talento detrás de ella. Y de eso, por suerte en España sigue quedando mucho, y muy bueno. Aunque es cierto que la toma de decisiones en España ha perdido mucho protagonismo desde la fusión.

¿Y las turbinas, cómo se van a llamar?

Aunque este anuncio afecta a todo Siemens Energy (Gas Services, Grid Technologies, Transformation of Industry, Wind) esto es Windletter. Así que la parte que más curiosidad me genera es cómo va a afectar esto al branding de la división eólica.

Las recién rebautizadas SG7.0 y SG5.0 (antes 5.X y 4.X) van a necesitar un nuevo nombre. ¿OT7.0? ¿O7.0? ¿Buscarán un nombre más creativo para las plataformas, como EnVentus (Vestas) o Cypress (GE Vernova)? ¿Y qué pasa con offshore?

Creo que me va a costar acostumbrarme al nuevo nombre, que al menos de momento, no me termina de convencer. Aunque como extrabajador de Gamesa y Siemens Gamesa, mi visión está claramente condicionada 🙂

Lo que sí me parece paradójico es lo raro que va a sonar tener aerogeneradores “Omterra” instalados en el mar, un nombre que, según explicó la propia Siemens Energy, es un portmanteau de “om-” (todo) y “terra” (tierra), construido para transmitir alcance global.

De momento se desconoce cuál es el “timing” para el cambio oficial de marca, pero ya se conocen los colores corporativos (que creo que, acertadamente, no han cambiado salvo añadir el verde) y el logo.

Cronología

• 1976: fundación de Gamesa como conglomerado industrial vasco

• 1994: entrada en el negocio eólico (Gamesa Eólica)

• 2017: fusión de Gamesa con Siemens Wind Power: nace Siemens Gamesa Renewable Energy (SGRE)

• 2020: escisión de Siemens Energy de Siemens AG, con licencia temporal de marca. Siemens Energy hereda un 67,071% de Siemens Gamesa que cotiza en el IBEX 35 español

• 2023: Siemens Energy completa la adquisición del 100% de SGRE, por 4.050 millones de euros, y la excluye de bolsa

• 2026: anuncio de la nueva marca para Siemens Energy y Siemens Gamesa: Omterra

Otros rebrandings en el sector energético

Omterra no es el primer caso de un gigante energético cambiando de nombre, aunque los motivos detrás de cada cambio son bastante distintos entre sí. Un repaso rápido:

• Ørsted (antes DONG Energy). En 2017, tras vender su negocio de petróleo y gas a INEOS, la danesa decidió que “Dansk Olie og Naturgas” (de ahí las siglas DONG) ya no representaba lo que era la compañía. Adoptó el nombre Ørsted, en honor al físico danés Hans Christian Ørsted, quien descubrió el electromagnetismo.

• Senvion (antes REpower Systems). REpower usaba su nombre bajo licencia desde 2001, licencia que pertenecía a una empresa suiza (que no era un fabricante de turbinas). Cuando esta decidió recuperar el uso del nombre para sí misma, REpower no tuvo más remedio que rebautizarse como Senvion en 2014.

• TotalEnergies. El cambio de Total a TotalEnergies en 2021 buscaba reflejar la diversificación del grupo hacia las renovables y la electricidad, alejándose de una identidad centrada solo en petróleo y gas. Como en el caso de Ørsted, es una decisión de posicionamiento.

• GE Vernova. La escisión del negocio de energía de General Electric como compañía independiente, cotizando en bolsa desde abril de 2024. Aquí el cambio de nombre acompaña a una separación corporativa completa, similar en espíritu a lo que vivió Siemens Energy en 2020, aunque en este caso sin el condicionante de una licencia de marca temporal.

Creo que cuando el cambio se haga efectivo definitivamente, será un buen momento para hacer un reportaje sobre la historia de Gamesa. Si no te lo quieres perder, suscríbete.

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Hoy publicamos la primera edición de Windletter ES, una nueva sección dedicada a seguir más de cerca la actualidad del mercado eólico español.

Desde hace algún tiempo, me encuentro cada semana con noticias, proyectos y temas que tienen una gran relevancia para el sector en España, pero que, por su carácter más local, no siempre terminan de encajar en la edición habitual de Windletter.

Esto se ha hecho todavía más evidente desde que Windletter comenzó a publicarse también en inglés, hace ya más de dos años, y sus temas fueron adoptando una perspectiva cada vez más internacional, adatándose parcialmente a la nueva audiencia. Y aunque trato de darles prioridad, eso ha provocado que los temas locales de España hayan quedado, en muchas ocasiones, en segundo plano.

La evolución natural de Windletter sería contar algún día con diferentes secciones especializadas por mercados, tecnologías y temáticas. De momento, todavía no hemos llegado a ese punto, ni parece que ocurrirá pronto. Pero tampoco quiero que esa mirada internacional implique dejar de cubrir de cerca el mercado español, donde nació este proyecto, donde vive la mayoría de la audiencia y donde siguen ocurriendo muchas cosas que merece la pena contar.

Por eso, después de darle bastantes vueltas, nace Windletter ES.

Windletter ES es una sección en la que tendrán cabida aquellas noticias que afectan principalmente al sector eólico nacional: nuevos proyectos, actividad industrial, regulación, subastas, movimientos empresariales, fabricación, empleo, repotenciación, desmantelamiento y todos esos asuntos que quizá no tendrían suficiente contexto internacional para aparecer en la edición global, pero que son importantes para entender la evolución del mercado español.

Por ahora, su periodicidad no está cerrada. Dependerá del volumen de noticias y, como siempre, del tiempo disponible. Aunque, viendo el nivel de actividad de los últimos meses, parece que no faltarán temas.

En principio, Windletter ES se publicará únicamente en español. Más adelante, si existe suficiente interés por parte de la audiencia internacional, podremos valorar también una versión en inglés.

No tienes que hacer nada. Llegará a tu bandeja de entrada como lo hacen el resto de ediciones. Por supuesto, estoy abierto a propuestas y sugerencias. Contadme qué os parece esta nueva idea.

Sin más dilación, comenzamos.

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🌊 PlemCat obtiene la Declaración de Impacto Ambiental (DIA): España suma un nuevo labotario offshore

PlemCat, el área de ensayos marinos del Golfo de Rosas (Girona) impulsada por el IREC, ha obtenido la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) favorable, publicada en el BOE el pasado 8 de julio. Con esto, PlemCat se suma a BIMEP (Bizkaia) y PLOCAN (Canarias) como bancos de ensayos de referencia en Europa.

El dato interesante es que PlemCat está autorizado como infraestructura de hasta 30 MW, lo que abre la puerta incluso a instalación de turbinas a escala comercial. Se trata además de una zona con gran recurso eólico, que permitirá probar las tecnologías en condiciones reales.

Precisamente, la ubicación de PlemCat coincide con una de las áreas identificadas por el ministerio para el desarrollo de la eólica marina en España como se puede ver en el mapa de abajo.

Según lo previsto, el primer inquilino será el prototipo X100 de X1 Wind, de 8,5 MW, con una turbina a sotavento (downwind) de 160 metros de rotor. La plataforma usa un sistema de amarre en tensión (TLP) y un diseño de trípode que, según la empresa, permite un acero primario de solo 1.500 toneladas, entre un 30% y un 50% menos que otros flotadores de acero de proyectos precomerciales europeos de escala similar.

La X100 ya contaba con un Certificado de Conformidad de Diseño Básico de DNV, así que el proyecto tiene ahora tanto el visto bueno técnico como el ambiental para avanzar hacia el despliegue.

🏗️ Typsa y Optimus Crane se unen para optimizar la obra civil, transporte y montaje de parques eólicos

Me ha parecido muy interesante esta iniciativa de la firma de ingeniería internacional Typsa junto a Optimus Crane, la consultora navarra especializada en elevación de grandes cargas, logística y montaje de aerogeneradores.

Conviene repasar primero cómo se diseñan hoy los viales y plataformas de un parque onshore. El fabricante de la turbina entrega unas especificaciones (pendientes máximas, anchura de viales, radios de giro, superficies de acopio, espacio para la grúa...) y el promotor, con apoyo de una ingeniería, diseña el parque para cumplirlas. Si el diseño cumple las especificaciones, el OEM no suele poner problemas para el montaje; si se desvía, ahí empiezan las discusiones. El problema es que esas especificaciones no buscan el diseño más optimizado para cada ubicación, sino simplemente uno que no dé problemas a futuro.

A esto se suma que el conocimiento de transporte y, sobre todo, de grúas es muy especializado y rara vez está presente en ingenierías o desarrolladores, lo que limita su capacidad de negociación frente al OEM. Y aunque el reparto de responsabilidades parece claro sobre el papel (obra civil a cargo del promotor, transporte y montaje a cargo del OEM), el transporte circula por viales del promotor y el montaje se hace sobre plataformas también suyas. Así que colaborar en el diseño óptimo no es sencillo: el desarrollador no quiere construir una autopista innecesaria, pero el OEM quiere trabajar con la mayor seguridad posible.

Ahí es donde entra esta alianza: Typsa suma su ingeniería y capacidades de due diligence técnica a la experiencia de Optimus Crane en constructibilidad, heavy lifting, transporte de aerogeneradores y estrategia de grúas, creando una nueva división que integra selección de tecnología, ingeniería y ejecución bajo el lema "diseñado para ser construido", con foco en siete frentes: due diligence técnica, optimización de proyectos, tendering EPC, negociación de TSA, evaluación de riesgos de instalación, optimización de CAPEX/OPEX y reducción del LCOE.

Personalmente, la iniciativa me parece una muy buena idea, aunque le veo algunos retos. Dado que el OEM suele involucrarse de forma intensa únicamente en las fases finales del desarrollo del proyecto, es fundamental gestionar adecuadamente la negociación y el cierre del contrato TSA. Muchas de las optimizaciones realizadas durante el diseño y que van más allá de las especificaciones estándar del fabricante, deben negociarse expresamente con el OEM y quedar recogidas de forma clara en el contrato. Solo de esta forma es posible transformar las oportunidades de optimización identificadas durante la ingeniería en compromisos contractuales.

Además, dependiendo del país y y/o la comunidad autónoma, los posibles cambios en el diseño siempre tienen algo de riesgo de permitting (se suele tener cierto respecto a cambiar nada en fases avanzadas del proyecto), aunque en general implicarán menos ocupación o movimiento de tierras, lo cual siempre es favorable.

¿Y vosotros, cómo lo veis?

Si os gustan los parques de orografía compleja, recordad que en la edición #77 vimos la obra civil de un parque eólico en Corea del Sur con los viales y plataformas ajustados al milímetro.

🔌Nueva capacidad de acceso a la red para la eólica: el Gobierno prepara concursos para septiembre

Hace unas semanas comentaba en LinkedIn que el Gobierno había ampliado las ayudas REPOTEN 2 hasta los 512 millones de euros. Sin duda una gran noticia para modernizar la flota eólica española, una de las más antiguas de Europa.

Pero también me preguntaba si estábamos apostando demasiado a que la actividad del sector viniera, en los próximos años, casi en exclusiva por la vía del repowering. ¿Qué pasaba con la nueva capacidad greenfield? ¿Y con los eternos concursos de capacidad de acceso a la red?

Y es que ahora mismo hay muchos proyectos eólicos que mueren por el camino administrativo: por DIAs negativas o condicionadas, por permisos que caducan, por falta de rentabilidad, etc. Algo que podríamos pensar es habitual en cualquier país.

Sin embargo, el problema es que apenas hay nuevos proyectos que engorden la cartera, porque REE no concede nueva capacidad de acceso a la red. Y no la concede, en buena parte, porque hay mucha capacidad reservada a la espera de unos concursos que no terminan de llegar.

Pues parece que, por fin, podrían llegar. Según publica Ramón Roca Salamero en El Periódico de la Energía, el secretario de Estado de Energía, Joan Groizard, lo dijo así de claro durante la inauguración del Encuentro Eólico Anual 2026, organizado esta semana por la AEE: "sacaremos nuevos concursos de generación a la vuelta del verano".

Según la información publicada, el Ministerio para la Transición Ecológica quiere sacar en torno a una docena de nudos de acceso ya capturados desde hace años, con foco en eólica terrestre y almacenamiento mediante centrales de bombeo hidroeléctrico (sin descartar algo de solar con almacenamiento). La fecha manejada es septiembre u octubre.

En principio, estos concursos competirían solo por el acceso a la red, que es en prácticamente el primer paso de la tramitación eólica en España.

Veremos si el Gobierno encuentra el equilibrio entre repowering y nueva capacidad greenfield.

🚛 Transporte de la primera para de la Nordex N175/6.X fabricada en España

Lo cierto es que no he podido confirmar con certeza el lugar de fabricación de la pala, pero dado que el vídeo menciona Lumbier, y Nordex tiene allí una fábrica de palas, entiendo que se ha fabricado en esa planta. Ya en 2022 se publicó en prensa que Nordex iba a fabricar allí esta pala, aunque no tengo claro si las primeras unidades de la N175 han salido realmente de Lumbier o de otra planta del grupo.

Sea como sea, la planta de Nordex Blades Spain ya fabricaba las palas de 81,5 metros de la N163/6.X y ha tenido que adaptar sus instalaciones para esta nueva pala de 85,7 metros, la más larga jamás fabricada y transportada en España. Por cierto, esa planta alcanzó las 1.000 palas fabricadas el año pasado.

Como se ve en el vídeo, ha sido transportada por los especialistas portugueses de LASO Transportes S.A., algo que queda más que claro con el acento del transportista 😁. Vídeo vía EITB.

El N175/6.X es la apuesta de Nordex Group 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, está diseñado específicamente para emplazamientos de viento bajo y medio.

Curiosamente, Nordex anunció un nuevo modo de potencia de 7,3 MW para esta turbina (nació con 6,22 MW), que mejora la producción anual de energía hasta un 1,7% sin tocar el nivel de ruido, aunque habrá que ver a qué temperatura de operación se consigue ese dato (algunos fabricantes exprimen sus máquinas solo bajo condiciones muy concretas).

Lo que es una obviedad es el respaldo comercial: Nordex ya acumula más de 3 GW en pedidos en firme para la N175/6.X. Creo que no me equivoco si digo que es actualmente la turbina onshore “best seller” de los fabricantes occidentales en el segmento >170 m y >6.X. Si quieres saber más sobre la Nordex N175/6.X.

Si quieres saber más sobre la Nordex N175/6.X, hemos ido siguiendo su evolución en Windletter: el prototipo instalado en Alemania (edición #88), la torre híbrida de 200 metros (edición #91) y el segundo prototipo con torre de 179 metros (edición #102).

🤝 La Energía más Positiva: la campaña de sensibilización de Enercluster sobre renovables en Navarra

Me ha encantado la campaña “La Energía más Positiva” de los amigos de Enercluster, el clúster de energías renovables de Navarra.

El objetivo es demostrar que el beneficio que aportan las renovables es superior al impacto que producen, y para ello la campaña recoge testimonios reales de gente vinculada al territorio: desde la alcaldesa de Barasoain, hasta un técnico de mantenimiento eólico, un ingeniero ambiental, un ganadero y un agricultor, cada uno contando cómo las renovables han impactado en su día a día.

En la web podéis consultar todo el contenido audiovisual, y lo que para mí es la joya de la corona: un mapa interactivo para consultar las instalaciones renovables en Navarra municipio a municipio, con datos y estadísticas incluidos.

Un par de cifras que me han llamado la atención: según las estimaciones de la campaña, las instalaciones renovables en Navarra han pagado 210,7 millones de euros en concepto de ICIO y generan casi 25 millones de euros anuales de ingresos para los ayuntamientos navarros. Cifras que van muy en línea con lo que ya vimos en el Windstory sobre renovables y entorno rural, donde repasamos en detalle cómo arrendamientos e impuestos locales convierten a las renovables en una fuente de ingresos relevante para muchos municipios.

En tiempos de mucho ruido, creo que los datos y la transparencia son siempre una buena herramienta. Y es que, como comentábamos en la edición #47 sobre la licencia social para proyectos renovables, buena parte de la oposición nace de la falta de información. Iniciativas como esta ayudan a llenar ese vacío con hechos, no con discursos.

Podéis consultar la web de la campaña aquí.

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Lo más leído de la última edición ha sido: el artículo de Kiko Maza sobre la convocatoria de repowering en España, el transporte de las Vestas V172 en el parque eólico Tâmega de la mano de Laso, la colaboración entre GE Vernova y DNV para mejorar la calidad en la fabricación de palas.

La semana pasada también publicamos nuestras sección “Aerogenerador del mes”, esta vez cubriendo a la SG7.0-170, sucesora de la SG5.X de Siemens Gamesa. Por cierto, he actualizado el post con un par de “insights” muy jugosos respecto a fabricación y prototipos.

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

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🏗️El fabricante chino SANY instala en España su primer aerogenerador en Europa

Tras años gestándose, Renewable Energy por fin ha puesto la pica en Flandes, la instalación de su primer aerogenerador en suelo europeo. Se trata del modelo SI-172, con 6,25 MW de potencia y un rotor de 170,8 metros, instalado en Zuera, Zaragoza, para Grupo Jorge.

La máquina forma parte de un proyecto híbrido de autoconsumo industrial que integrará generación eólica, fotovoltaica y almacenamiento en baterías para optimizar el suministro energético de las instalaciones.

Algunos datos relevantes:

• Primer aerogenerador de Sany Renewable Energy instalado en Europa.

• Fabricado, montado y puesto en marcha en menos de 11 meses, según reporta la compañía.

• Operación y mantenimiento a cargo de SANY durante 10 años.

• Torre de acero fabricada en España, aunque se desconoce si el suministro es a través de Sany o la ha comprado directamente Grupo Jorge, como ocurre en algunos proyectos con OEMs chinos.

• Transporte, instalación, puesta en marcha y O&M con participación de empresas locales.

Hablamos de un fabricante chino de gran escala entrando en uno de los principales mercados eólicos de Europa con una máquina 6.X, rotor >170m, ya instalada y operativa.

Según comenta Gang Wang, experto en todo lo que llega de China, la unidad instalada en Zuera funciona también prototipo europeo para SANY: la máquina generará datos de operación reales que servirán de base para la certificación local por parte de un tercero, algo que todavía no tiene.

Todo apunta a que se trata del pedido del que hablamos en Windletter en septiembre del año pasado. SANY recibió también un pedido de dos unidades de su modelo SI-16050, con 160 metros de rotor y 5 MW de potencia, para Alemania, aunque por ahora se desconoce el estado de ese proyecto.

En España, tras las experiencias de Sinovel Wind Group en 2012 y VENSYS Energy AG (cuyo propietario al 70% es Goldwind), se trataría del tercer modelo de turbina operativo de un OEM chino.

Una llegada lenta y trabajada

SANY no ha improvisado su entrada en Europa. La matriz del grupo, SANY Heavy Industry, ya tenía presencia industrial en el continente desde 2012, cuando adquirió el fabricante alemán de bombas de hormigón Putzmeister. Esa infraestructura corporativa previa ha sido una de las bazas que le han facilitado el despliegue posterior en el sector eólico.

En Wind Energy Hamburg 2024, SANY hizo bastante ruido presentando dos modelos específicos para el mercado europeo (7,8 MW/175 m y 8 MW/185 m), con el objetivo declarado de instalar turbinas serie en Alemania en 2026. Fue en esa misma feria donde Paulo Soares, entonces Managing Director de SANY Europe, se erigió como la voz pública más visible de los OEMs chinos en el continente, cuestionando abiertamente el discurso europeo sobre la "amenaza china" y la dependencia de componentes fabricados en China por los propios OEMs occidentales.

En la edición #125, justo cuando SANY anunciaba los contratos de Alemania y España, contábamos que Paulo Soares dejaba su puesto como Managing Director de SANY Europe tras casi dos años en el cargo. Según su propio mensaje de despedida, se trataba de una decisión personal, pero algunas voces de la industria apuntaban entonces a un posible cambio de estrategia de SANY en el continente, dada la complejidad demostrada por el mercado europeo. De hecho, en LinkedIn se está viendo cómo algunos comerciales que había contratado el OEM chino para diversos países están dejando la compañía.

Fuera de China pero dejando a un lado Europa, la expansión de SANY también avanza rápido. En India ganó su primer contrato en mayo de 2024 (52 MW) y medio año después firmó pedidos por 1,6 GW con JSW Group y Sembcorp Industries.

En Kazajistán, su proyecto Arkalyk (48 MW, conectado a red en diciembre de 2023) marcó su entrada en Asia Central, región donde en noviembre de 2025 puso la primera piedra de una fábrica de aerogeneradores y de donde llegó, un mes antes, su selección junto a Envision para el proyecto Mirny (1 GW). Y en junio de este año embarcó el equipo para su primer proyecto en Latinoamérica, el parque chileno Purranque (18 MW).

En 2025, SANY se situó entre los cinco mayores fabricantes de aerogeneradores del mundo, con 15,1 GW de nueva potencia instalada.

📈 Nordex recibe 3,1 GW de pedidos en el segundo trimestre y marca un semestre récord

Nordex ha cerrado el segundo trimestre de 2026 con 3.054 MW en pedidos, un 32,2% más que en el mismo periodo de 2025 (2.310 MW). En el acumulado del primer semestre la cifra llega a 4.923 MW, un 9,6% más que en el H1 de 2025 (4.492 MW).

El precio medio de venta se mantiene estable en 0,97 M€/MW, y los pedidos llegan de 10 países, con Alemania, Estados Unidos y Turquía como mercados más fuertes. En Estados Unidos concretamente han entrado perdidos en torno a 800 MW en el trimestre, una gran noticia para el OEM alemán tras doblar la apuesta por el mercado USA, incluyendo la reapertura de la planta de Iowa.

¿Es esto un récord de pedidos? No exactamente. El máximo histórico de Nordex, fue el Q4 de 2025 con 3.552 MW. Pero sí es el mejor segundo trimestre de la historia de la compañía, y el mejor H1 (4,9 GW) registrado hasta ahora.

Entre los pedidos destacados del trimestre está el acuerdo con la promotora alemana UKA por 700 MW (100 unidades N175/6.X y N163/6.X), enmarcado en las rondas de subasta renovable de agosto de 2025 y febrero de 2026.

También destaca, aunque no por tamaño, sino por su peculiaridad, el contrato para el parque Twistenberg (20 MW, 3 unidades N175/6.X), que suministrará electricidad directamente a la planta de neumáticos de Continental en Korbach. Un modelo de autoconsumo industrial que recuerda al proyecto híbrido de Stellantis y Prosolia Energy en Figueruelas, también con turbina Nordex.

Con estos números, la N175/6.X se consolida como la best seller por encima de los 170 metros entre los OEMs occidentales.

🇰🇷 Corea del Sur adjudica 1.786 MW offshore en su última subasta, incluyendo flotante

El Ministerio de Clima, Energía y Medio Ambiente de Corea del Sur ha adjudicado 1.786 MW en la subasta de la primera mitad de 2026, tras recibir ofertas por 3.656 MW (nueve proyectos). Es la primera vez desde que se introdujo el esquema de subastas en 2022 que las ofertas duplican la capacidad adjudicada.

De los 1.786 MW adjudicados, 1.254 MW son de base fija y 532 MW de flotante:

• En base fija: Geumodo (160 MW, DL E&C y Korea Midland Power, tramo público), Haesong 3 (504 MW, Copenhagen Infrastructure Partners), Hanbit (340 MW, B.Grimm) y Guupdo (250 MW, Hanwha Group y SK Group).

• En flotante, de tres proyectos presentados solo salió adjudicado Haewoori 2 (532 MW, también de CIP, junto a SK Group).

El recorrido de las subastas en Corea del Sur ha sido algo turbulento. La primera se celebró en 2024 y atrajo a players como Ørsted y Vestas. Ya en enero de 2025, comentábamos en Windletter que se habían adjudicado 1.886 MW, de los cuales 750 MW correspondían a Firefly, de Equinor: el proyecto flotante más grande del mundo con tarifa adjudicada.

Sin embargo, según Recharge, Equinor incumplió el último plazo para formalizar el contrato. Si finalmente se retira la ayuda, Equinor y Firefly podrían quedar excluidos de los esquemas de apoyo estatal coreanos durante hasta cinco años. El proyecto ya tenía proveedores clave seleccionados: Doosan Enerbility y Siemens Gamesa para las turbinas de 15 MW, Samsung Heavy Industries para las cimentaciones semisumergibles.

Hay que recordar que Corea del Sur apenas tiene 250 MW offshore instalados a día de hoy, muy lejos de su objetivo de 14,3 GW para 2030, que ya suena imposible de cumplir.

🔌¿Cómo se protegen los cables submarinos offshore?

Me ha parecido súper interesante este post de BPP-Tech sobre los sistemas de protección de cables (CPS) offshore. El vídeo muestra cómo se protegen los cables y qué problemas pueden surgir si la protección no funciona correctamente

Lo cierto es que siempre me ha resultado muy curioso cómo se protegen los cables offshore, y para mí siempre ha sido un campo totalmente desconocido. Según se ve en el vídeo, el cable iría soterrado hasta que, en el último tramo antes de entrar al monopilote, sale a la "superficie". Una vez fuera, se protege con sacos de rocas y colchonetas de protección, que reducen el movimiento del cable y limitan las cargas cíclicas provocadas por las olas.

El problema, según cuenta BPP-Tech, es que condiciones de oleaje extremo pueden desplazar estos elementos y dejar el cable cada vez más expuesto. Esto a su vez, provoca una mayor exposición del cable, más carga cíclica, más fatiga acumulada, y menos vida útil, con riesgo de fallo prematuro. Además, los temporales pueden cambia el perfil del fondo marino y, con él, la geometría completa del sistema de protección.

Curiosamente, en la zona de comentarios surge una paradoja interesante: cuanto más profundo instalamos los parques, menor es la fuerza del oleaje a nivel del lecho marino, así que este problema debería ser más notorio en parques de poca produndidad.

🌪️ Una tormenta destruye más de 20 aerogeneradores en Dakota del Sur, Estados Unidos

La madrugada del 29 de junio, una tormenta severa (Severe thunderstorm, según el National Weather Service de USA) golpeó el centro de Dakota del Sur con ráfagas de hasta 131 mph (211 km/h), registradas cerca de Highmore.

A pesar de lo que puede parecer por las imágenes, no fue un tornado: fue una tormenta que generó vientos rectos, es decir, ráfagas que soplan en línea recta en una única dirección, en lugar del viento girando sobre sí mismo característico de un tornado.

Los parques afectados son Triple H (250 MW) y North Bend (200 MW), operados por Engie y equipados con turbinas de GE Vernova. Según se ha publicado, más de 20 de las 92 turbinas de Triple H han resultado destruidas o gravemente dañadas, con torres colapsadas y palas partidas. GE Vernova ha confirmado que no se han reportado heridos en los parques y que está trabajando junto a Engie para evaluar la situación.

Las imágenes son desoladoras. Teneis más en este hilo de Reddit.

No es la primera vez que vemos un caso similar en Windletter. Ya lo comentamos en la edición #81, cuando también en Estados Unidos, esta vez sí un tornado, arrasó varios aerogeneradores Vestas en el parque Orient (Iowa), propiedad de MidAmerican Energy, dejando vídeos igual de impactantes.

⚓Culzean Floating Wind progresa adecuadamente y ya ha botado la plataforma

Culzean Floating Wind es un proyecto de TotalEnergies para instalar un único aerogenerador flotante que suministrará electricidad a su plataforma de gas Culzean, ubicada 222 km al este de Aberdeen, Reino Unido.

La turbina elegida es una Vestas V112-3MW, pequeña para los estándares actuales, pero que le sirve a la petrolera para ganar experiencia en tecnología flotante antes de dar el salto a proyectos de mayor escala. El cable de evacuación hasta la plataforma flotante tiene 2 kilómetros de longitud, y la estructura flotante es un concepto de plataforma semisumergible desarrollado por Ocergy.

El planteamiento os sonará familiar: es exactamente el mismo concepto que sigue Equinor en Hywind Tampen, aunque a mucha mayor escala (11 aerogeneradores de 8 MW alimentando varias plataformas petrolíferas, el mayor parque eólico flotante del mundo).

Ahora el proyecto ha alcanzado un nuevo hito con la carga y salida (loadout) de la cimentación flotante, según ha compartido Charles Howorth, project manager del proyecto, en su perfil de LinkedIn. Curiosamente, no se ha hecho con una barcaza sumergible, sino que la operación, llevada a cabo por Archer Wind, se ha realizado con una grúa de gran capacidad, la Strong Steve de Sarens, una de las más grandes que operan en el sector offshore, que ha “posado” la cimentación directamente en el agua.

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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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Siemens Gamesa SG 7.0-170

La SG 7.0-170 es la apuesta de Siemens Gamesa en el segmento onshore de gran rotor y, al mismo tiempo, el regreso al mercado de la plataforma más vendida y más problemática de la historia reciente del OEM.

Este modelo es, en lo esencial, el heredero de la conocida plataforma SG5.X, que en su lanzamiento allá por la edición de WindEurope de 2019 se presentó con dos variantes: SG 5.8-170 y SG 5.8-155. Después, con el tiempo, ambas máquinas evolucionaron hasta los 6,6 MW, antes de ser retiradas del mercado por problemas de calidad.

Con un rotor de 170 metros y una potencia de hasta 7,0 MW, está diseñada para emplazamientos de viento medio y alto. La envolvente aerodinámica es la misma que la SG 6.6-170 original, pero con un rediseño profundo en dos de los componentes que fallaron de forma masiva en la flota anterior según se ha podido saber en prensa: palas y rodamientos principales.

Además, el housing del transformador (la característica “panza” bajo nacelle) es ahora más grande, y aparece un radiador sobre nacelle que la máquina original no llevaba, lo que apunta a una revisión del sistema de refrigeración.

La potencia de 7 MW no es realmente nueva. Se presentó como aumento de potencia de la 6.6-170 en septiembre de 2022, antes de que aflorasen los problemas de fiabilidad.

Tras la retirada del mercado en junio de 2023 y dos años de trabajo de rediseño, Siemens Gamesa ha aprovechado para hacer un rebranding de la nomenclatura SG5.X y rebautizar la máquina como SG7.0-170. La versión con rotor de 155 metros ha desaparecido del portfolio.

Lo cierto es que el rotor 170 fue el rotor onshore más grande del mercado occidental cuando se presentó, pero ahora se ha quedado por detrás de Nordex (175), Enercon (175) y Vestas (172) y solo por delante de GE (164).

Hemos comentado el contexto del relanzamiento de la SG7.0-170 en Windletter #119 y los primeros pedidos en Windletter #125.

Especificaciones principales

• Potencia nominal: 7 MW (con modos flexibles).

• Rotor / Área de barrido: 170 m / 22.697 m²

• Densidad de potencia: 308 W/m² (a 7 MW)

• Alturas de buje:

  • Acero tubular: 110,5 y 115 m

  • Híbrida homigón-acero: 135, 155, 165 y 185 m

  • Site-specific bajo demanda

• Drivetrain: High speed con multiplicadora y generador doblemente alimentado (DFIG)

• Clase IEC 61400-1: Clase IIA / S

• Cut-in / Cut-out: 3,0 - 25 m/s

• Ruido: 106,5 dB

• Vida útil de diseño: 25 años

• Variantes climáticas: se desconoce, aunque todo apunta a que habrá variantes cold climate para el norte de Europa

• Certificación: fuentes de la industria apuntan a un Provisional Type Certificate de la plataforma rediseñada previsto para 2027

Arquitectura y diseño

Drivetrain:

• Eje principal de fundición, soportado en dos rodamientos principales de rodillos cónicos (TRB) precargados engrasados, en la conocida configuración de 4-point suspensión (1 punto de apoyo por rodamiento y los brazos de par de la multiplicadora).

• Multiplicadora: de alta velocidad, de tres etapas planetarias (dos planetarias y una de engranajes paralelos).

Sistema eléctrico:

• Generador DFIG (doblemente alimentado) de rotor bobinado, refrigerado por aire.

• Convertidor parcial back-to-back en nacelle, con dos VSC compartiendo DC-link.

• Transformador en compartimento bajo nacelle, una solución solo adoptada por SGRE y que da a la máquina una silueta muy reconocible en campo.

• Celda de media tensión en ground.

Pitch: hidráulico, un cilindro por pala.

Yaw: 7-8 motorreductores eléctricos planetarios. Corona externa dentada con cojinete de fricción, montada sobre bedframe de fundición que conecta el drivetrain con la torre.

Pala:

• 83,3 m de longitud

• Fabricada en fibra de vidrio con viga principal (sparcap) de carbono pultruido. Almas en sándwich epoxi-fibra de vidrio con núcleo de balsa y espuma. Perfiles aerodinámicos propios de SGRE.

• Rodamiento de pitch de bolas de doble hilera con 4 puntos de contacto en raíz de pala.

Nacelle:

• Estructura portante (bedframe) de fundición que transmite las cargas del rotor a la torre.

• Estructura trasera (Backend) de vigas atornilladas y soldadas para soportar armarios eléctricos, sistema de refrigeración y generador.

• Carenado en paneles laminados de fibra de vidrio reforzada.

Prototipos instalados

Los prototipos originales de la plataforma 5.X fueron una SG 6.6-155 en Alaiz (Navarra, España) y dos SG 6.6-170 en Høvsøre (Dinamarca), ambos en operación desde mediados de 2021.

Tras el rediseño, lo lógico es pensar que SGRE haya instalado (o vaya a instalar) un prototipo actualizado de la SG 7.0-170 antes del cierre de los primeros pedidos comerciales, aunque no he sido capaz de encontrar comunicación oficial al respecto.

Actualización 10/07/2026: según fuentes de la industria, después de verano debería instalarse un prototipo en Høvsøre (Dinamarca) del nuevo modelo.

Fabricación inhouse

• Palas: Vagos (Portugal).

• Nacelles: Ágreda (España) y China. Actualización 10/07/2026: según la prensa local de Soria y confirmado con fuentes del sector, actualmente se estarían fabricando 3 nacelles prototipo en la planta de Ágreda.

• Multiplicadora: GET (Gamesa Energy Transmission / Gamesa Gearbox) (España).

• Generador: SGRE mantiene la fabricación in-house bajo la marca Gamesa Induction, división que históricamente formó parte de Gamesa Electric y que ha quedado integrada en SGRE tras la venta del negocio de electrónica de potencia de Gamesa Electric a ABB.

Siemens Energy anunció en el Capital Markets Day de noviembre de 2025 una consolidación del footprint industrial onshore de SGRE, que pasará de las 10 plantas que tenía en 2023 a solo 4 en 2026. Buena parte de esa reducción muy probablemente viene de la venta de parte del negocio de Gamesa Electric.

Track record y pipeline comercial

La plataforma 5.X acumuló cerca de 5 GW en ventas desde su lanzamiento en 2019 hasta su retirada en junio de 2023. Los países nórdicos concentraron buena parte de la demanda, con unos 3,5 GW, liderados por Suecia y Finlandia. Brasil sumó al menos 777 MW, y el resto se repartió en contratos más pequeños en Canadá, Escocia, Alemania o España (entre estos últimos, el cluster El Cerrato de Repsol y el parque Iglesias de Iberdrola).

Ya bajo el nombre SG 7.0-170, los dos primeros pedidos confirmados se han producido en Alemania:

• Sendenhorst (Renania del Norte-Westfalia): 6 turbinas, 42 MW. Cliente: Stadtwerke Münster. Anunciado el 9 de febrero de 2026.

• Niederndodeleben: 3 turbinas, 21 MW. Cliente: GETEC green energy GmbH. Anunciado el 23 de febrero de 2026.

Vinod Philip, CEO de Siemens Gamesa, mencionó en el Capital Markets Day de Siemens Energy que “varios más” podrían materializarse en los próximos meses, aunque a fecha de cierre de este artículo no hay más pedidos públicos.

Todo apunta que Alemania será un mercado foco para la plataforma.

Competidores

• Vestas V172-7.2 MW

• Nordex N175/6.X

• Envision EN-171182/8.X

• Goldwind GWH175-7.8 MW / GWH170-7.2 MW

• Enercon E175 EP5 E2 (7.0 MW)

Fuentes y enlaces

• Página de producto SG 7.0-170 en la web de Siemens Gamesa

• Leaflet técnico oficial (SGRE, febrero 2025)

• Nota de prensa lanzamiento de la variante 7.0 MW (octubre 2022). Curiosamente, no hay ninguna nota de prensa que anuncie la nueva SG7.0-170 como tal.

• Imágenes en wind-turbine-models.com, correspondientes al modelo SG5.X.

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

Imágenes de la SG5.X con los rotores 155 y 170 (no hay disponibles imágenes reales de la SG7.0-170.

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Lo más leído de la última edición ha sido: el vídeo del transporte de las Vestas V172 en Tâmega, el aerogenerador flotante de hormigón WHEEL, Nabrawind presenta Skylift.

Me vais a perdonar que haya tardado tanto desde la última edición de noticias, pero han sido semanas un poco complicadas a nivel laboral, con algunos viajes de trabajo que me han descuadrado bastante la rutina, a lo que se suman los trabajos de padre (todavía) en prácticas.

Dicho esto, vamos con las noticias de la semana.

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Empujón al repowering en España

El MITECO, a través del IDAE, ha publicado la propuesta de resolución provisional de la segunda convocatoria de su programa de repotenciación, REPOTEN 2. En total, 80 proyectos de repotenciación eólica que se llevarán 462 millones, tras una ampliación presupuestaria de 220 millones para atender la fuerte demanda.

Galicia se lleva la palma (31,5% de la potencia adjudicada), seguida de Andalucía (20,2%) y Castilla y León (15,4%). Los proyectos deben estar ejecutados antes del 30 de junio de 2030 y se han elegido en concurrencia competitiva, teniendo en cuenta criterios como: reducción de la ayuda pedida, viabilidad administrativa, laaportación al sistema eléctrico (grid forming o almacenamiento), iniciativas de Transición Justa y refuerzo de la cadena de valor nacional y europea.

Para quien quiera desgranar los datos técnicos de las adjudicaciones, le recomiendo el excelente análisis de Kiko Maza, que ha desmenuzado la convocatoria como nadie. Los principales datos son:

• 2.387 MW de potencia tras repotenciación.

• 1.879 MWh de almacenamiento asociado.

• 3.545 M€ de inversión subvencionable.

• Una ayuda media de 194 k€/MW.

• Un mix de tecnologías a desmantelar, con protagonismo de las Gamesa G4X y G5X, bastantes Ecotecnica, y algunos otros modelos algo más “inesperados”.

Para un mercado como España es un volumen de potencia muy relevante. Para poner el dato en perspectiva, se instalaron 1.411,4 MW eólicos en 2025 y 1.186 MW en 2024. Así que esta ayuda moviliza muchos megavatios para los próximos años.

Por otro lado, buena parte de los proyectos incorporan almacenamiento. Sin embargo, conviene leer la letra pequeña porque la capacidad real de almacenamiento es limitada. La inmensa mayoría de proyectos, 57 de los 80, hibridan con almacenamiento de muy poca capacidad, en torno a 0,5 horas equivalentes (1.760 MW y 927 MWh).

Como apunta muy bien Jorge Nevado, este almacenamiento en la mayoría de casos es un complemento para gestionar desvíos, reducir algo de curtailment (presente y futuro), participar en servicios de ajuste y, como mucho, optimizar el valor de mercado de una parte pequeña de la generación. Y por supuesto, puntuar mejor en el concurso 🙂

¿Todo al repowering?

Viendo los resultados, está claro que Repoten 2 es una iniciativa muy buena para dinamizar el sector. Moderniza una de las flotas más antiguas de Europa y adjudica las ayudas en base a criterios no solo económicos, como se viene pidiendo desde diferentes ámbitos desde hace mucho tiempo. Además, es una herramienta que va a movilizar importantes inversiones en los próximos años.

Pero merece una reflexión. ¿No estaremos apostando demasiado a que la actividad del sector venga principalmente por esta vía en los próximos años?

Repotenciar es necesario y una gran oportunidad para modernizar parques antiguos y aprovechar mejor los emplazamientos existentes, pero debería ser compatible con el desarrollo de nueva capacidad greenfield. Una actividad que actualmente se encuentra bastante parada,

¿Qué pasa con la nueva capacidad de acceso a red? No quedan nudos con potencia disponible para la conexión de nuevos parques.

¿Qué pasa con los eternos concursos de capacidad? Hay muchos nudos que el Ministerio tiene reservados para concursos de capacidad, donde los promotores competirán por acceso a la red. Sin embargo, excepto algunos concursos de transición justa donde se han cerrado centrales de carbón, no se ha movilizado nada más.

¿O es que solo aspiramos a sustituir lo existente?

Si quieres leer sobre repowering, te recomiendo algunos temas que hemos tocado en Windletter anteriormente:

• El potencial del repowering, en datos: las cifras del potencial que tiene la repotenciación en Europa.

• Los números de las repotenciaciones de Iberdrola: un caso concreto, con cifras, de un gran promotor.

• Reforzando una cimentación para un repowering parcial: el reto técnico de reaprovechar la cimentación existente.

• Soft repowering: sustituir la nacelle por una de otro fabricante: una vía de modernización menos conocida.

• Cuando repotenciar no sale a cuenta: el caso del parque más antiguo de Australia, que no podrá repotenciarse.

Además, recientemente hicimos, de la mano de nuestro patrocinador RenerCycle, una visita a los trabajos de desmantelamiento de un proyecto real.

🌊 Los precios de los aerogeneradores offshore habrían subido un 40-45%

Según un análisis de Rystad Energy, los precios de venta de los aerogeneradores offshore habrían aumentado entre un 40% y un 45% desde 2020, muy por encima del incremento de los costes de fabricación, que se quedaría en el 20-25% en el mismo periodo.

La explicación que apunta Rystad no es solo la inflación, que es cierto que ha tenido un importante impacto en el sector, sino la concentración del mercado. Con GE Vernova fuera del negocio de nuevos pedidos offshore y sin previsión para volver, Siemens Gamesa y Vestas se reparten la totalidad de los pedidos de los desarrolladores europeos. Esa falta de alternativas da a los OEMs poder de fijación de precios y capacidad para elegir qué proyectos suministran.

El cuello de botella no es igual en todos los componentes de la turbina. Se concentra en las nacelles y palas, precisamente donde más complicado es subcontratar la fabricación. Aun así, ya hemos visto cómo Vestas se apoya en Aeolon para el suministro de parte de sus palas.

Otro cambio relevante en el mercado que señala Rystad Energy es quién asume el riesgo. Entre 2021 y 2023 los OEMs estaban atrapados en contratos a precio fijo y se comieron la subida de costes vía márgenes. En los nuevos contratos a partir de 2023, los precios aumentaron y la parte del riesgo se trasladó a los promotores.

Hace unas semanas también comentábamos que en onshore los precios occidentales también han subido cerca de un 45% desde 2020, en una decisión clara de los OEMs de recuperar márgenes antes que crecer en volumen.

¿Es sostenible esta situación a medio y largo plazo? ¿Siguen saliendo los project economics? ¿Harán estos precios que los desarrolladores miren a China con otros ojos?

🏭 Sany negocia construir la primera fábrica de aerogeneradores de Egipto

El grupo chino Sany estaría en conversaciones avanzadas para levantar la que sería la primera fábrica de aerogeneradores de Egipto.

Sany presentó sus planes recientemente en una reunión en El Cairo con el ministro de Electricidad y Energías Renovables. Según el comunicado del ministerio, se habló de transferir y localizar la tecnología de la compañía y de ejecutar 2.000 MW de proyectos. No se ha desvelado ni el coste ni la ubicación.

Egipto tiene actualmente unos 3 GW eólicos instalados y aspira a que las renovables sean el 42% de su mix en 2030. Históricamente ha sido un mercado de OEMs occidentales, liderado fuertemente por SGRE, pero en los últimos años chinos se han posicionado.

Goldwind tiene 650 MW operativos en el Golfo de Suez (una de las zonas con el mejor recurso eólico onshore del mundo) y Envision ha anunciado un contrato de 1,1 GW. Siemens Gamesa, con más de 1,5 GW en el país, negocia también el proyecto NIAT de 500 MW.

Llama la atención la apertura de los OEMs chinos a anunciar fábricas fuera de China. No se trata solo de vender turbinas, sino de fabricarlas localmente a cambio de hacerse con un volumen garantizado de 2.000 MW.

La duda es si esas fábricas son sostenibles a largo plazo, o son simplemente estrategias para ganar cuota de mercado.

🔋 TotalEnergies inaugura un parque eólico hibridado y off-grid en Tierra del Fuego (Argentina)

TotalEnergies ha puesto en marcha en el norte de Tierra del Fuego (Argentina) un pequeño parque eólico de dos aerogeneradores junto a un sistema de baterías. Se trata de una instalación totalmente aislada de la red (off-grid).

El parque abastece las plantas de tratamiento de gas de Río Cullen y Cañadón Alfa, que dada su ubicación remota, operan desconectadas de la red, muy probablemente quemando parte del gas que extraen.

Las turbinas son Goldwind GW136-4.2MW, de tecnología Direct Drive de imanes permanentes, están preparadas para el régimen de viento extremo y las temperaturas bajo cero de la Patagonia. Goldwind, que tiene mucha presencia en Argentina, ha firmado además un contrato de O&M a largo plazo.

Un detalle interesante es que las baterías, de 9,2 MWh de capacidad, son de SAFT, la filial de almacenamiento de la propia TotalEnergies. Integración vertical.

Aunque se ha presentado como el parque eólico más austral del mundo, lo cierto es que sabemos que en la Antártida también hay al menos un parque eólico, así que no sería del todo cierto. Por cierto, hablamos sobre ese parque en la edición #131 ya que va a ser repotenciado.

Este proyecto recuerda inevitablemente a Tropicana, uno de los sistemas renovables aislados (off-grid) más grandes del mundo, ubicado en la mina australiana de AngloGold Ashanti y que combina generación solar, con baterías y turbinas Goldwind.

Y salvando las distancias, recuerda también a Hywind Tampen, donde los aerogeneradores flotantes alimentan los consumos de una plataforma petrolífera.

🔍 DNV y GE Vernova colaboran para mejorar la fiabilidad de las palas onshore

La fiabilidad de las palas es uno de los grandes retos del sector en los últimos años. Se trata de un tema realmente delicado, ya que los costes de cualquier problema en palas se disparan, especialmente cuando hablamos de eventos catastróficos, pero también de sustituciones o reparaciones “on site”.

Con el objetivo de mejorar su producto, GE Vernova ha dado acceso a la certificadora DNV a sus fábricas de palas para que audite de forma independiente su calidad. El fabricante no es precisamente pequeño en este terreno: cuenta con 13 fábricas de palas en cuatro continentes y solo en 2023 produjo 23.400 palas, hasta sumar unas 267.000 en sus 47 años de historia.

Según el documento técnico publicado por ambas empresas, DNV ha revisado cerca de 200 palas de 9 modelos distintos en 7 fábricas propias de GE Vernova (la primera, en India). Los trabajos han consistido principalmente en inspecciones visuales del interior y el exterior de palas ya terminadas, es decir, control de calidad en fábrica.

Los defectos que más pesan (fallos de adhesivo, grietas en el laminado y reparaciones mal hechas) son una de las principales causas de paradas no planificadas, y afectan directamente a la producción, la disponibilidad, la exposición de las aseguradoras y la rentabilidad del promotor durante toda la vida del parque. Por eso interesa identificarlos en fábrica y no en campo.

¿Qué hace buena a una pala? Según los inspectores, tres cosas: integridad estructural (sin defectos críticos que comprometan la resistencia), consistencia de fabricación (uniformidad a lo largo de toda la pala, sin grandes variaciones) y calidad superficial (un buen acabado que evite problemas de erosión o fatiga).

Al empezar el proyecto, una de las diez líneas de producción auditadas fabricaba palas "por debajo de la calidad esperada por la industria". Según se reporta, es la que más ha mejorado.

GE Vernova llega a este ejercicio tras una racha de problemas en palas muy mediáticos, como las de Vineyard Wind o Dogger Bank, aunque fueran en offshore.

Podéis leer el informe completo aquí.

⚓ Dajin quiere ofrecer a Europa monopilotes llave en mano: fabricación, transporte e instalación

El fabricante chino de cimentaciones Dajin Heavy Industry quiere dar un paso más en Europa y ofrecer una solución integral "one-stop shop" que combine fabricación, transporte, marshalling (el acopio y preensamblaje en puerto) e instalación en un único paquete.

Lo cierto es que ya tienen experiencia transportando. Su carguero King One ya transportó de China a Reino Unido los monopilotes del Hornsea 3 de Ørsted (2,9 GW).

En Europa actualmente la cadena de suministro está troceada: unos fabrican las cimentaciones (Sif, EEW, Steelwind, Navantia-Windar, Haizea), otros distintos son dueños de los buques de instalación (Cadeler, Van Oord, DEME, Jan De Nul), y el promotor contrata cada pieza por separado, a lo que se suma los puertos de marshalling.

Ahí es donde Dajin ve una oportunidad. La ventaja de su modelo es clara: un único interlocutor, acero chino más barato y, sobre todo, buques propios que esquivan la escasez que asfixia a los promotores. Y los inconvenientes, ya los conocéis: importar cimentación china, transportada en buques chinos e instalada por medios chinos choca de frente con la política industrial europea y con el debate sobre la dependencia de China en infraestructura crítica.

Por otro lado, para el sector flotante, ya han encargado a la holandesa Jumbo Marine dos buques de heavy-lift (dos grúas de 1.200 t, con capacidad de 2.400 t funcionando en tándem) pensados para hundir y posicionar cimentaciones flotantes en Europa, posicionándose para el pipeline de proyectos que viene.

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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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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.

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🏗️ 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:

1. 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.

2. 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.

3. Colocación de un contrapeso en el espacio reservado a la tercera pala, encargado de estabilizar el rotor dinámicamente durante el izado.

4. 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.

5. 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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🌊 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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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.

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🇩🇪 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.

¿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.

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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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

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.

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

• 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

• Página de producto E-175 EP5 en la web de ENERCON

• Nota de prensa lanzamiento

• Imágenes en wind-turbine-models.com

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

Vídeo de la Enercon E175 EP5 E1:

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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.

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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.

🌊 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 🙂

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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”.

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¡Nos vemos en la siguiente!

Vamos hoy con una edición patrocinada por RenerCycle.

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

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

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

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

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

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

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

🏗️ Los números del repowering

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

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

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

Los números hablan por sí solos:

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

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

🌬️ Las protagonistas: Ecotècnia ECO48/750

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

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

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

🔧 Desmantelamiento just in time

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

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

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

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

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

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

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

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

🏭 Campa de Falces: donde empieza la segunda vida

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

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

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

⚙️ Nordex Barasoain: el desmontaje y clasificación

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

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

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

♻️ Creando el benchmark en el desmantelamiento de parques eólicos

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

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

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

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

🌱 La planta de reciclado de palas: el siguiente paso

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

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

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

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

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

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

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

🔭 Expansión y lo que viene

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

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

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

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

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

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

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

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🚫 No habrá fábrica de MingYang en UK y otros movimientos

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

El veto a MingYang

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

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

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

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

Vestas anuncia una fábrica en Escocia, con condiciones

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

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

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

Siemens Gamesa cierra producción en Brande

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

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

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

Una reflexión sobre hacia dónde va todo esto

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

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

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

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

📊 El pipeline de parques eólicos flotantes maduros

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

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

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

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

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

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

🇩🇪 Cuota de mercado por OEM en Alemania en 2025

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

🌊 Goldwind instala el aerogenerador más grande del mundo offshore

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¡Nos vemos en la siguiente!

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