Windletter #138 - Aerogeneradores con almacenamiento acoplado en continua
También: Liftra presenta buenos resultados, Statkraft obtiene permisos para su parque eólico onshore más grande, el curioso blade lifter sin conductor y con orugas.
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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.
Muchas gracias por leer Windletter y muchas gracias a Tetrace, RenerCycle, Nabrawind e Ingeteam, nuestros patrocinadores principales, por hacerla posible. Si te ha gustado:
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