Windletter #135 - Nabrawind valida Skylift: un sistema de montaje crane-less en condiciones de viento extremo
También: WindFloat de Principle Power celebra 105 MW flotantes operativos, avanzan los trabajos de la torre más alta del mundo, Tâmega se pone en marcha con 38 Vestas V172-7.2 MW, y más.
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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:
Montaje del primer tramo de torre tubular y de la nacelle mediante el sistema Total SES, que utiliza la propia estructura de la torre como guía y prescinde de la grúa de gran tonelaje habitual.
Instalación de dos de las tres palas a 30° respecto al suelo, utilizando el sistema de manipulación propio de Nabrawind. Es la primera vez que se utiliza esta solución con las dos palas en posición de 30º, lo que supone un grado de dificultad máximo para el proyecto. En una instalación convencional, las palas se montarían directamente a la altura final de buje (90-120 metros), con todo lo que eso implica en grúas, ventanas de viento y plazos.
Colocación de un contrapeso en el espacio reservado a la tercera pala, encargado de estabilizar el rotor dinámicamente durante el izado.
Izado del conjunto torre-nacelle-rotor-dos palas-contrapeso hasta la altura final de buje, mediante el sistema autoizable y la incorporación de los siguientes tramos de torre.
Sustitución del contrapeso por la tercera pala en altura, mediante el sistema BladeRunner que iza y conecta la pala directamente desde el suelo.
El ritmo objetivo: 1 turbina por semana
De momento, esta es la primera turbina que se ha montado en Diaz. Quedan otras seis. Y es precisamente en esas seis donde Nabrawind tiene que demostrar que es posible operar Skylift en condiciones serie. El objetivo declarado por la empresa es alcanzar un ciclo neto de instalación de una semana en la séptima turbina.
Para poner ese ritmo en contexto: una instalación convencional con grúa de oruga, en condiciones favorables, puede rondar entre 5 y 10 días por turbina onshore. Pero en emplazamientos con vientos medios elevados como Diaz, es habitual tener paradas frecuentes por viento. Skylift permite con mucha mayor probabilidad, respetar la planificación del proyecto.
Si el sistema confirma ese ritmo en las próximas seis unidades, Nabrawind tendrá un caso de uso comercial muy potente para vender Skylift en emplazamientos similares: parques onshore en zonas remotas con viento medio alto y dificultades logísticas. Y, por qué no, también en emplazamientos donde la grúa principal es un cuello de botella.
Por cierto, recordemos que Nabrawind fue adquirida en 2025 por el grupo australiano Fortescue, reforzando su posicionamiento en proyectos de descarbonización industrial bajo el paraguas del objetivo "Real Zero".
Disclaimer: Nabrawind es uno de los patrocinadores actuales de Windletter, pero esta noticia no es contenido patrocinado. La decisión de cubrirla y el ángulo editorial son enteramente míos.
🌊 Francia combina las subastas A09 y A10 y adjudicará 10 GW offshore
El Gobierno francés ha anunciado que combina las subastas AO9 y AO10 en un único proceso de adjudicación que sacará al mercado alrededor de 10 GW de eólica marina. Los contratos se esperan adjudicar a finales de 2026 o principios de 2027.
Como adelantamos en la edición #107, la AO10 estaba prevista para adjudicar entre 8,4 y 9,2 GW, y la AO9 (cuyos 12 participantes precalificados conocíamos desde noviembre de 2024) repartía alrededor de 1,5 GW entre fija y flotante. La combinación de ambas en un único proceso es una decisión que da mayor visibilidad y escala al pipeline francés.
El nuevo formato saca al mercado alrededor de 10 GW de capacidad repartidos al 50% entre base fija y flotante, distribuidos en 10 lotes con tamaños individuales entre 550 MW y 1,35 GW. El Gobierno francés se ha marcado un precio objetivo por debajo de 100 €/MWh de media.
Una novedad relevante: por primera vez en una subasta francesa, los criterios de adjudicación incluirán resiliencia industrial, desempeño medioambiental y ciberseguridad, aplicados junto con el precio. El Gobierno cita explícitamente la voluntad de limitar el uso de ciertos componentes no europeos, con atención especial a turbinas e imanes permanentes. Es decir, una aplicación práctica del Net Zero Industry Act europeo en la subasta más grande del año en Europa.
⚓ El diseño de WindFloat de Principle Power celebra 105 MW flotantes operativos
El parque eólico flotante piloto EFGL (Les Éoliennes Flottantes du Golfe du Lion), ubicado a a 16 km de la costa de Leucate y Le Barcarès, en el Mediterráneo francés, ha producido sus primeros megavatios-hora.
Y con este hito, Principle Power celebra un nuevo récord para su tecnología WindFloat: 105 MW operativos en el mundo
Lo interesante del track record es que Principle Power es uno de los dos únicos tecnólogos de flotadores que ha cruzado los 100 MW operativos en el mundo. El otro es Equinor, con sus tres proyectos Hywind (Demo, Scotland y Tampen) basados en tecnología spar, sumando alrededor de 118 MW (depende de si se suma la potencia instalada o.
El resto del mercado va muy por detrás:
BW Ideol acumula apenas 5 MW operativos con su Damping Pool, a los que se sumarán próximamente, si no lo han hecho ya, los 30 MW de Eolmed.
Stiesdal tiene un único demostrador TetraSpar de 3,6 MW.
SBM Offshore ha conectado recientemente sus 25 MW del Provence Grand Large con plataforma TLP.
Las tres V164-10 MW de EFGL son, a día de hoy, las turbinas más grandes jamás instaladas sobre una cimentación flotante (excluyendo China). EFGL es además el segundo parque flotante del Mediterráneo francés tras Provence Grand Large, y servirá como referencia para el proyecto comercial de 250 MW (EFLO) que Ocean Winds y Banque des Territoires se adjudicaron en la subasta francesa, como comentábamos en la edición #113.
¿Es suficiente este track récord para dar el salto a los parques comerciales a gran escala? Viendo los datos, pareciera que los ecosistemas Principle Power-Vestas y Equinor-Siemens Gamesa son la apuesta más sólida ahora mismo, al menos en lo que a experiencia se refiere.
⚡Sobrepotenciación de parques eólicos offshore en Alemania: ¿cuál es el óptimo?
En los parques eólicos offshore, la conexión a red tiene un coste enorme: cables submarinos de cientos de kilómetros, convertidores HVDC, subestaciones… y no siempre tiene sentido dimensionarla para la potencia máxima del parque.
Pongamos un ejemplo numérico: para una potencia de evacuación dada (por ejemplo, 1 GW), ¿cuál es el optimo de potencia de aerogeneradores instalada?¿1 GW? ¿1,1 GW? ¿1,2 GW?
Esta pregunta es clave en el caso de Alemania, ya que toda la infraestructura de evacuación offshore, subestación offshore, cable submarino de alta tensión y tramo onshore hasta el punto de conexión a red corre a cargo del operador de red, no del promotor del parque.
La idea de la sobrepotenciación (overplanting u Überbauung en alemán) consiste en instalar más capacidad eólica de la que puede evacuar el cable de conexión. En horas de mucho viento, parte de la generación se pierde. Pero a cambio, la infraestructura se usa de forma mucho más eficiente el resto del tiempo. Digamos que tiene un mayor factor de uso o factor de capacidad (si es que ese término se puede usar para infraestructura).
El regulador marítimo alemán BSH propuso en su Plan de Desarrollo de Áreas 2025 una sobrepotenciación obligatoria del 20% para las nuevas zonas offshore del Mar del Norte. Es decir, los parques tendrían que instalar un 20% más de capacidad de la que puede evacuar su conexión a red. Pero eso no ha gustado del todo a los promotores.
Ahora un nuevo estudio de Frontier Economics, encargado por la asociación alemana de eólica offshore BWO y la patronal energética BDEW, concluye que el óptimo económico está entre el 5 y el 10%, no en el 20%.
Según el estudio, el óptimo económico para el promotor y para el sistema eléctrico no coinciden: sería del 2,5-5% para los primeros, mientras que rondaría el 5-10% para los segundos.
La conclusión más interesante del estudio no es el número en sí, sino el diseño del sistema: cuando el coste de la infraestructura de evacuación no recae sobre el promotor, los incentivos se desalinean. Fijar un porcentaje obligatorio tampoco parece la mejor solución.
🗼 Avanzan los trabajos de GICON, la torre eólica más alta del mundo
GICON ha completado la instalación del segundo segmento estructural de su torre eólica de gran altura en Schipkau (Alemania). La obra sigue avanzando según el calendario previsto y el proyecto se acerca un paso más a convertirse en la torre eólica más alta del mundo.
Recordemos que en la edición #123 hablamos en detalle de este proyecto. Los datos clave:
Altura de buje: 300 m
Altura total (tip height): 365 m
Estructura: celosía de cuatro pilares (no tubular)
Turbina: Vensys 126-3.8 MW
Peso de acero: >2.000 toneladas
Piezas individuales: ~22.000
Será la segunda estructura más alta de Alemania, solo por detrás de la torre de TV de Berlín por apenas tres metros.
Volviendo al hito actual: con la instalación del módulo UTS-02, la torre ha alcanzado ya los 85,7 metros de altura. La pieza pesa 350 toneladas, mide 40x40x40 metros, y fue izada con una grúa de orugas Liebherr LR 11350 (capacidad máxima de 1.350 t y altura de gancho de hasta 220 m).
Según la empresa operadora de la grúa, Schmidbauer: “es probablemente uno de los mayores izados individuales jamás realizados con un LR 11350 en términos de dimensiones”, aunque el peso era moderado comparado con izados típicos del sector petroquímico u offshore.
El profesor Jochen Großmann, CEO y fundador de GICON, ha apuntado que los segmentos de acero restantes podrían estar todos ensamblados en los próximos dos meses, aunque insiste en que “la seguridad está por encima de la velocidad”. Si el ritmo de obra se mantiene, este verano la silueta de la torre debería estar completa, a falta del ensamblaje telescópico de la nacelle Vensys y su izado final a los 300 metros.
Para más información, lee la edición #123.
🇵🇹 El parque eólico Tâmega, con 38 Vestas V172-7.2 MW, se pone en marcha
Iberdrola y Vestas han conectado a red el parque eólico de Tâmega Norte, el que es el mayor parque eólico de Portugal y, probablemente, del conjunto de la Península Ibérica. La primera fase, de 195 MW, empezó a generar el 30 de abril.
Potencia total: 274 MW (Tâmega Norte + Tâmega Sur)
Turbinas: 38 x Vestas V172-7.2 MW
Producción estimada: ~600 GWh/año
Inversión: ~350 M€
Ubicación: norte de Portugal, sobre el río Tâmega (afluente del Duero)
Lo singular de Tâmega es que no es solo un parque eólico. Es un complemento a lo que la propia Iberdrola ha llamado la Gigabatería del Tâmega, uan central de 1.158 MW de bombeo hidroeléctrico, que permite almacenar 40 GWh.
Por el lado del fabricante, Tâmega es el mayor parque eólico que equipa la V172-7.2 MW hasta la fecha. Como ya sabéis, este modelo es el más grande del portfolio onshore de Vestas, basado en la plataforma EnVentus y con su característico diseño modular de nacelle. La primera unidad comercial se instaló en Salzkotten (Alemania) en septiembre de 2025, como contamos en la edición #112. Tâmega es la primera vez que se despliega a esta escala.
Vestas reporta haber operado en obra con hasta cinco grúas simultáneas y un ritmo de instalación de 2,5 turbinas por semana, con palas llegando desde Polonia y nacelles desde Dinamarca.
El parque está ubicado en una zona de orografía relativamente compleja, así que el transporte de componentes ha sido un reto. Si hablamos de uno de los modelos más grandes del mercado y el uso de sistema blade lifter, solo queda disfrutar.
Las imágenes son de Laso, empresa de transporte especializado, y muestran el traslado de palas por las carreteras de Portugal.
El blade lifter es el sistema que permite transportar palas de gran tamaño por carreteras convencionales, inclinándolas verticalmente para superar curvas y obstáculos que serían imposibles con transporte convencional.
Si os gustan este tipo de vídeos sobre transporte, os recomiendo que os paséis por el Windstory #18.
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