Windstory #27 - OptiGen: la startup que quiere revolucionar el drivetrain de los aerogeneradores direct drive (II)
La startup española OptiGen ha presentado un innovador diseño de drivetrain para aerogeneradores direct drive. Hemos hablado con ellos para traerte todos los detalles.
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Esta es la segunda parte del reportaje sobre OptiGen, la startup que quiere revolucionar el drivetrain de los aerogeneradores offshore. Lee la primera parte aquí.
Para la revisión de este artículo he contado con la amable colaboración de Windtechs, una consultora y Market Intelligence especializado en tecnología de aerogeneradores.
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OptiGen: revolucionando el drivetrain de los aerogeneradores direct drive
Principio de funcionamiento
En la siguiente imagen se puede apreciar el principio de funcionamiento de la tecnología. Existe también una versión animada, que ilustra mejor el proceso, disponible en este enlace.
Como se puede comprobar, el rotor se apoya sobre un conjunto de ruedas que, gracias a sus soportes elásticos, absorben las deformaciones y vibraciones generadas durante la operación.
Según OptiGen, este diseño permite mantener la estabilidad del air gap (la distancia entre el rotor, que porta los imanes permanentes, y el estator, donde se alojan las bobinas de cobre).
¿Y por qué es importante mantener el air-gap?
En caso de una deformación excesiva, el air-gap puede colapsar, es decir, que las bobinas y los imanes entren en contacto. Los daños en el generador serían gravísimos en tal caso. Por este motivo en los generadores tradicionales, además de monitorizar muy bien la distancia relativa mediante sensores, el estator y el rotor se diseñan con una elevada rigidez estructural, lo que conlleva un aumento significativo del peso del generador, que aumenta exponencialmente con la potencia de las turbinas.
En el sistema de OptiGgen, el air-gap se mantiene siempre estable gracias a la proximidad del sistema de ruedas y carriles situado junto a él. Esto permite, además, reducir la longitud del air-gap y, en consecuencia, disminuir la cantidad de imanes necesaria.
La principal pregunta que reciben hoy es clara: ¿podrá el sistema rueda-raíl resistir 25 años de operación?
“Los métodos de cálculo usados tradicionalmente para rodamientos indican que, con nuestro diseño, triplicamos la vida útil requerida”, explica Santiago. “Pero esos métodos no pueden aplicarse directamente a nuestro sistema.”
Por eso, dos socios del consorcio europeo, Marine Resources e IWES Fraunhofer, están desarrollando nuevas metodologías de cálculo inspiradas en los sistemas de grúas y mecanismos de orientación usados en grandes plataformas petrolíferas, que dan proyecciones de vida aún mayores. Recientemente se iniciaron las pruebas que servirán para validar la teoría.
“Si se confirman, creemos que la industria acabará adoptando esta solución, no solo por el ahorro en costes iniciales, sino también por su fiabilidad, facilidad de reparación y posibilidad de extender la vida útil de las turbinas. Es lo que han hecho las grandes plataformas giratorias en el sector petrolífero, de quienes tenemos mucho que aprender, ya que llevan mucho tiempo lidiando con este tipo de problemas en el mar.”
En el ámbito marino, los equipos están diseñados para intervalos de mantenimiento superiores a 30 meses, y el OptiGen no será una excepción. Contará con sistemas automáticos de lubricación y monitorización remota, que permitirán detectar anomalías y planificar intervenciones minimizando la afección a la disponibilidad.
Aunque se trata de una tecnología disruptiva, subraya Santiago, gran parte del aerogenerador permanece sin modificaciones. “Estamos trabajando activamente en reducir los riesgos y en confirmar sus beneficios. Lo que estamos haciendo es introducir un cambio sustancial, pero sobre una base tecnológica simple y fiable, dentro de un mercado comercial donde ya ha demostrado su efectividad.”
Cuando se les pregunta por los principales desafíos técnicos de su diseño, Santiago lo tiene claro: “El mayor reto, con diferencia, es el ‘rolling contact fatigue’ (RCF), la fatiga por contacto rodante. Es imprescindible garantizar la fiabilidad, especialmente en los raíles”, explica.
Superado ese punto, todo pasa por aplicar una ingeniería segura y metódica. “Se trata de analizar todos los modos de fallo y dimensionar adecuadamente los componentes. No debería ser un gran problema, porque todo lo que usamos en nuestro sistema mecánico existe ya en la industria ferroviaria.”
Proyecto Lightwind
La propuesta de OptiGen pronto dejará de estar solo sobre el papel. Gracias a los proyectos Horizon Europe y a la colaboración con un consorcio de 8 socios de 6 países europeos, reunidos en el proyecto Lightwind, la empresa ha obtenido una subvención de 3 millones de euros para desarrollar esta tecnología.
Además, de la propia OptiGen, los participantes en el consorcio son:
Euro-Funding (gestión de proyectos y financiación)
TNO (investigación aplicada en transición energética)
CREADIS Sp. z o.o. (ingeniería y fabricación)
IWES Fraunhofer-Institut für Windenergiesysteme (investigación y ensayos eólicos)
X1 Wind (plataformas eólicas flotantes)
Hellenic Centre for Marine Research (sostenibilidad ambiental en offshore)
Marine Resources (tecnologías offshore y gestión de recursos marinos)
CINEA (apoyo al proyecto desde la Comisión Europea)
El proyecto Lightwind tiene como objetivo llevar la tecnología de OptiGen del nivel TRL 2 al TRL 4, con el fin de demostrar su viabilidad y cuantificar sus ventajas frente a los diseños actuales.
Para quien no lo conozca, un TRL 4 corresponde a la validación de los componentes en un entorno de laboratorio. Podéis consultar los diferentes niveles de TRL aquí.
El proyecto contempla la realización de dos ensayos de laboratorio:
Uno para validar la fatiga por contacto rodante (rolling contact fatigue).
Otro para estudiar el sistema mecánico completo a escala 1:10. Fue diseñado por Idom.
Las pruebas, que empezaron a principios de 2026 se prolongarán hasta el verano. Los resultados serán determinantes para confirmar las metodologías de diseño y garantizar la viabilidad de la tecnología a gran escala.
Impacto potencial en el sector offshore
Las primeras estimaciones de la empresa indican que su tecnología podría reducir un 25% el coste en la nacelle, la torre, la subestructura y las cimentaciones, cuyo diseño está muy condicionado por el peso del conjunto rotor-nacelle. Esto tiene un impacto positivo especialmente relevante en la eólica flotante.
Una turbina de 15 MW tiene el buje a unos 140 metros de altura, y a esa escala cada tonelada cuenta. “Cuanto menor sea el peso de la turbina, menor puede ser el tonelaje de la torre en el caso de la eólica fija o de la estructura en el caso de ser flotante”, explica Santiago. “No solo por cuestiones de flotación, sino sobre todo por estabilidad y dinámica.”
“Estimamos que una versión optimizada del sistema OptiGen puede reducir hasta en un 35 % el peso total de la turbina” cuenta Santiago. “No esperamos conseguir esa reducción en el flotador, pero en cualquier caso estaríamos hablando de un enorme volumen de acero u hormigón, ya que aún en los diseños más ligeros el flotador al menos triplica el peso de la turbina. A esta ventaja habría que añadir el ahorro en el sistema de fondeo, así como en los costes asociados al transporte e instalación.”
Pero, según Stefan Keller, cofundador y co-CEO, la mayor ventaja reside en la operación y mantenimiento: “El sistema es muy fácil de inspeccionar gracias a su diseño abierto, que permite también sustituir o reparar in situ todos los componentes mecánicos y eléctricos, sin necesidad de grúas de gran tamaño, barcos grúa tipo “jack-up” ni remolcado a puerto en el caso de eólica flotante.”
“Proyectos como Hywind o Kincardine han tenido que sustituir rodamientos o generadores completos, remolcando las turbinas al puerto y parando la producción durante meses” recuerda Santiago.
Según cálculos preliminares de la empresa, la reducción del CAPEX, junto con los menores costes operativos, permitiría disminuir en un 10% el LCoE.
Pruebas y prototipos
Una de las cuestiones más delicadas en el desarrollo de una nueva tecnología es la escala de los prototipos. Un modelo 1:10 puede servir para validar el concepto, pero no siempre reproduce los mismos comportamientos que una turbina real.
Santiago lo reconoce: “Estamos siguiendo los procedimientos establecidos por las normas de DNV para el desarrollo de nuevas tecnologías. La estrategia, inspirada en los métodos de la NASA, consiste en acercarse progresivamente a la realidad, de forma sólida y optimizando los recursos.”
Lanzarse directamente a un prototipo a escala real sería arriesgado y costoso, explica. Por eso, el equipo trabaja de forma gradual, avanzando paso a paso en la madurez tecnológica (TRL).
“Con LightWind alcanzaremos un TRL 4, y con el futuro prototipo a escala 1:2 llegaremos al TRL 5. Y luego tenemos previsto hacer un ensayo con una turbina para validar el funcionamiento en condiciones de operación reales, adaptando una turbina existente. Aún queda camino hasta el TRL 9, el nivel de fiabilidad comercial, pero cada fase se diseña para aprender y reducir riesgos” nos cuentan.
Por ahora, hablar de un prototipo a escala real sería prematuro. “Es pronto para pensar en el full scale”, admite Blai. “A esos niveles será imprescindible contar con un OEM o con un socio con gran capacidad financiera. De momento dejamos la puerta abierta para discutir ese paso más adelante.”
Próximos pasos
Mirando al futuro, el equipo de OptiGen tiene una hoja de ruta clara: “En menos de cinco años esperamos tener una primera turbina piloto a escala en funcionamiento”, explica Santiago. “A partir de ahí iniciaríamos la comercialización, y en un horizonte de diez años esperamos que la tecnología esté plenamente implantada en el sector, con una demanda creciente.”
No hay una única vía para llegar al mercado. “Estamos abiertos a distintas opciones: desde licenciar la tecnología a fabricantes u OEMs, hasta desarrollar un tren de potencia completo in-house”, añade. “Cada ruta tiene sus propios retos y necesidades de capital, pero el objetivo final es el mismo: que los operadores y los desarrolladores sean los grandes beneficiados por los ahorros en CAPEX y OPEX que ofrece nuestro sistema.”
La hoja de ruta tecnológica de OptiGen contempla un crecimiento progresivo de potencia. El siguiente paso será escalar el diseño a una plataforma de 22 MW, y posteriormente alcanzar los 30 MW.
De hecho, la compañía prevé que, al cierre del proyecto LightWind en 2027, el diseño de 15 MW esté optimizado y se presenten las nuevas versiones de mayor potencia.
Ronda de financiación y futuro
La start-up se prepara para una nueva etapa de crecimiento. En las próximas semanas anunciará una ronda de financiación pre-seed valorada en 600.000 euros, destinada a impulsar el desarrollo tecnológico durante los próximos dos años y medio.
“El capital se destinará a reforzar el equipo, realizar ensayos, validar nuestros modelos teóricos y cubrir actividades de ingeniería que debemos externalizar, además de gastos generales y de estructura”, explica Blai.
En paralelo, OptiGen continuará apostando por la financiación pública. Hasta ahora ha logrado más de 3 millones de euros en ayudas y subvenciones, lo que le ha permitido avanzar sin necesidad de inversión privada significativa. “Gracias a esos fondos hemos podido construir dos primeros bancos de pruebas, fundamentales para alcanzar el TRL 4”, detalla.
Más allá del proyecto Horizon
Lla compañía obtuvo en 2024 una subvención de Acció Startup Capital y, más recientemente, ha sido seleccionada como beneficiaria del Neotec (CDTI). En 2026 está preparando la solicitud de un nuevo proyecto Horizon Europe que le permitiría alcanzar el TRL 5. “El proyecto está ya definido a grandes rasgos y estamos ultimando la lista de socios que podrían participar”, adelanta.
Más información:
Y para los suscriptores de Windletter Community, acceso a el borrador de la entrevista completa.
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