Windletter #132 - Sobre el apagón en España
También: el aerogenerador onshore de Ming Yang para vientos bajos, Eolmed aguanta rachas de 144 km/h, construcción de la torre híbrida de 179 metros Nordex, y más.
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Lo más leído de la última edición ha sido: el vídeo del buque para grandes correctivos offshore, el estudio de Vatenfall sobre la avifauna, el repowering en la Antártida.
Vamos, ahora sí, con las noticias de la semana.
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🔌Sobre el apagón en España
Casi un año después del mayor apagón eléctrico en Europa en las últimas dos décadas, el Panel de Expertos designado por ENTSO-E ha publicado su informe final. Hablamos de nada menos que 470 páginas, muy densas y con mucho contenido técnico.
A pesar de que han llovido (y seguirán haciéndolo) ríos de tinta estos días, creo que merecía la pena intentar extraer lo más relevante del informe para vosotros, los lectores de Windletter.
Una de las primeras conclusiones que se extrae del informe es que el apagón no tuvo una causa única. Fue la combinación de múltiples factores que ocurrieron de forma simultánea y se retroalimentaron entre sí. Dicho esto, se puede tirar de diferentes hilos que conectan casi todos esos factores.
84 segundos que lo cambiaron todo. El 28 de abril de 2025, a las 12:32:00, el sistema eléctrico de la Península Ibérica empezó a experimentar una subida de tensión rápida e incontrolable.
Según publica el informe, en los 84 segundos siguientes se acumularon más de 2,5 GW entre pérdidas de generación, reducciones rápidas de potencia y aumento neto de carga en distribución. A las 12:33:19, comenzaba la pérdida de sincronismo de España y Portugal con el resto del sistema europeo. Segundos después, el apagón total.
El problema de fondo: el control de tensión. El propio informe lo dice con claridad:
“The key phenomenon in the incident was the non-effectiveness of voltage control.”
Para entenderlo tenemos que hablar de potencia reactiva, que es la encargada de regular la tensión en la red. Cuando la tensión sube demasiado, se necesitan recursos capaces de absorberla: modificar el factor de potencia de las plantas de generación o conectar reactancias, principalmente.
Si no se actúa a tiempo, la tensión sigue subiendo hasta que los sistemas de protección de las plantas de generación empiezan a desconectarse por sobretensión. Esto reduce aún más la capacidad de absorción de reactiva... y así hasta el colapso.
Según publica el informe, el día del apagón, el mecanismo de control de tensión tenía tres problemas graves y simultáneos:
Primero: las plantas renovables operaban con factor de potencia fijo. Según los requisitos aplicables el día del incidente, los generadores renovables seguían un factor de potencia fijo para la provisión de reactiva. Esto significa que no respondían dinámicamente a las variaciones de tensión y por lo tanto no contribuían eficazmente al control de tensión. Cuando la tensión subía, simplemente no hacían nada al respecto porque la normativa española vigente no se lo pedía. No es un fallo de los inversores, sino de cómo los estábamos usando.
Segundo: los generadores convencionales no cumplían sus requisitos de reactiva todo el tiempo. El informe observa que varias plantas de generación convencionales alcanzaron su referencia de potencia reactiva en menos del 75% de las muestras horarias. Es decir, en muchos casos, no estaban cumpliendo con las expectativas del operador del sistema. Y lo más relevante: la normativa aplicable no incluía criterios sobre comportamiento dinámico, ni consecuencias económicas por incumplir.
Tercero: las reactancias shunt se operaban manualmente. Las reactancias son elementos que absorben potencia reactiva de forma directa, en forma de escalón, cuando se conectan. Según el informe, el día del apagón, en el sur de España, solo el 32,5% de la capacidad de reactancias disponible estaba conectada. El resto esperaba que los operadores tomaran la decisión de activarlo (de forma manual). Cuando la tensión empezó a dispararse, la velocidad del fenómeno superó la capacidad de respuesta humana.
Adicionalmente, se mencionan otros dos puntos clave:
Oscilaciones que precedieron al apagón. En los 30 minutos anteriores al apagón se produjeron dos episodios de oscilaciones. El primero, entre las 12:03 y las 12:08, fue una oscilación forzada a 0,63 Hz de carácter local. El informe concluye que fue una inestabilidad asociada a convertidores (converter-driven forced oscillation). El segundo episodio, entre las 12:19 y las 12:22, fue una oscilación inter-área a 0,2 Hz del modo Este-Centro-Oeste del sistema síncrono europeo. Las medidas tomadas para mitigarla fueron efectivas, pero tuvieron el efecto secundario de aumentar la tensión en el sistema ibérico.
Protecciones que dispararon antes de lo necesario. El informe menciona explícitamente que en una parte significativa de la plantas de generación los umbrales de desconexión por sobretensión estaban por debajo de los límites establecidos en la normativa, o no estaban alineados con las necesidades del sistema. Cuando la tensión empezó a subir, muchos generadores se desconectaron antes de lo que deberían.
Ante esta situación, los planes de defensa del sistema se activaron automáticamente. Según el informe, el deslastre de carga funcionó como estaba diseñado. Pero no fue suficiente: las sucesivas desconexiones fueron tan rápidas que el sistema llegó al punto de no retorno.
¿Y qué se podría haber hecho? Según las simulaciones del panel de expertos:
Conexión automática de reactancias shunt. De haberse conectado de forma automática, se habría mejorado la capacidad de respuesta ante una sobretensión que evolucionó rápido.
Disponer de mayores márgenes de potencia reactiva habría permitido al sistema operar a niveles de tensión más bajos y mantener la estabilidad general.
Nuevos condensadores síncronos: las simulaciones con ocho nuevos condensadores, previstos en la planificación 2021-2026 de Red Eléctrica, muestran que su presencia habría reforzado la capacidad del sistema para evitar los disparos en cascada.
Conclusiones y futuro
El apagón del 28 de abril tiene un mensaje claro para el sector eólico y renovable en general: el modo de operación de las instalaciones renovables importa para la estabilidad del sistema.
Hasta ahora, en España, los parques eólicos y plantas solares operaban con factor de potencia fijo, sin contribuir al control de tensión de forma dinámica. Y no es que lo hicieran por incapacidad técnica, sino por ausencia de un marco regulatorio que lo exigiera. Pero cuando la penetración de estas tecnologías supera ciertos umbrales, esa contribución debe dejar de ser opcional.
Para tener capacidad de control de tensión, desde el apagón, Red Eléctrica lleva operando en lo que se denomina "modo reforzado": la inclusión por restricciones técnicas de centrales convencionales (principalmente ciclos combinados) que no casan en el mercado eléctrico por precio, desplazando principalmente generación renovable más barata. Esto nos está costando a los consumidores cientos de millones de euros y ha provocado un aumento significativo en los curtailments de renovables.
Sin embargo, la respuesta a futuro pasa por otra vía: habilitar a las propias centrales renovables para el control dinámico de tensión. Desde el apagón se ha acelerado ese proceso de homologación, y según datos de la propia Red Eléctrica, a 16 de febrero de 2026, 365 instalaciones (ojo, de todas las tecnologías) han solicitado su habilitación, se han realizado pruebas a 155, y 74 de ellas las han superado, con una potencia total de 6,7 GW.
Todavía pocas respecto a lo que el sistema necesita, pero el ritmo se ha acelerado, impulsado por las ventajas asociadas a esta modalidad: nuevas líneas de ingresos (aunque esto debería mejorar), relajación de rampas y prioridad de despacho. A medida que el número de instalaciones homologadas crezca, el coste de las restricciones técnicas y los curtailments deberían reducirse.
El informe completo está disponible en la web de ENTSO-E.
🤯 Ming Yang planea una turbina onshore de 5 MW con 223 metros de rotor y una offshore de 30 MW
Un artículo exclusivo de Windpower Monthly firmado por Eize De Vries desvela los próximos movimientos tecnológicos de Ming Yang basados en su nuevo concepto de drivetrain MCD 2.0. Dos anuncios destacan sobre el resto.
El primero, en onshore: la MCD5.0-223, de 5 MW y 223 metros de rotor, prevista para prototipo en julio. La densidad de potencia es de 128 W/m², diseñada para sitios con velocidades medias de viento de entre 4 y 5,5 m/s y turbulencia alta (clase IEC A). Como referencia, los modelos actuales con menor densidad de potencia en el mercado rondan los 200 W/m². Este es un tema que me parece súper interesante, probablemente lo analizaremos en detalle en una futura Windstory.
El segundo, en offshore: la MySE30-330, de 30 MW y 330 metros de rotor, con palas de unos 162 metros. El prototipo está previsto para el primer trimestre de 2027 y apuntará inicialmente a los mercados de Guangdong y Fujian.
Respecto al MCD 2.0, Ming Yang afirma que el nuevo drivetrain reduce un 60% los componentes de transmisión respecto a su generación anterior y ahorra un 50% en costes de mano de obra.
Ming Yang lleva años siendo el fabricante que marca el ritmo de los anuncios récord e innovaciones disruptoras. En la #56 cubríamos su gigante de 22 MW y 310 metros de rotor, y en la #63 la primera unidad fabricada de su plataforma de 18-20 MW. Por no hablar de su prototipo flotante de doble rotor.
🌊 El parque eólico flotante Eolmed aguanta la tormenta Nils con rachas de 144 km/h
El parque flotante Eolmed, frente a Port-la-Nouvelle en el Mediterráneo francés, fue azotado por la tor
menta Nils, con rachas de hasta 144 km/h, sin incidencias. Las turbinas siguieron operando y generando durante el temporal, lo que para el equipo de Eolmed es una demostración más de la solidez del proyecto en condiciones extremas.
El parque, compuesto por tres Vestas V174-10.0 MW sobre plataformas flotantes de BW Ideol, es uno de los demostradores de eólica flotante más avanzados de Europa.
Eolmed lleva años siendo una de las referencias más seguidas en Windletter dentro del mundo flotante: desde la llegada de las turbinas hasta la botadura de las plataformas en la #120.
No es el único demostrador flotante que ha pasado por condiciones extremas: en la Windstory #10 sobre el DemoSATH ya recogimos que la plataforma de Saitec había aguantado olas de hasta 10,78 metros y rachas de hasta 100 km/h en el BIMEP. Los demostradores están acumulando un historial que el sector necesita.
🌬️ Envision firma 128 MW nearshore en Vietnam con turbinas offshore de 8.X MW
Envision Energy ha firmado un contrato con REE Group para suministrar 16 turbinas EN-226/8.X MW en la provincia de Vinh Long, con una capacidad total de 128 MW. El proyecto se presenta como el primer uso de turbinas offshore de gran rotor en el país. La conexión a red está prevista para octubre de 2026.
Antes de seguir: ¿qué es exactamente un proyecto nearshore? El término describe instalaciones en aguas poco profundas, muy cerca de la costa, que técnicamente son offshore pero que en la práctica comparten características con los proyectos onshore en cuanto a logística y acceso.
Vietnam lleva años siendo uno de los principales mercados nearshore del mundo. Durante mucho tiempo, los OEMs occidentales vendían allí versiones “adaptadas” de sus turbinas onshore, diseñadas para aguantar la salinidad y la humedad del entorno costero, pero sin ser modelos offshore como tal. Eso está cambiando.
La turbina elegida para este proyecto tiene un rotor de 226 metros y una potencia de 8.X MW), es decir, adaptada para vientos bajos.
La evolución del mercado nearshore vietnamita en pocos años es llamativa. Los fabricantes chinos habían empezado a llegar, con Goldwind instalando modelos onshore en parques nearshore. Ahora Envision va un paso más allá.
🌊 La Declaración de Hamburgo: 300 GW offshore en el Mar del Norte para 2050
El pasado 26 de enero, nueve países europeos (Bélgica, Dinamarca, Francia, Alemania, Irlanda, Luxemburgo, Países Bajos, Noruega y Reino Unido) firmaron en Hamburgo la tercera declaración del North Sea Summit. El documento reafirma el objetivo de 300 GW de eólica offshore en el Mar del Norte para 2050, con hasta 100 GW desarrollados a través de proyectos de cooperación transfronteriza entre países.
Los compromisos concretos incluyen: pipeline estable de subastas, CfDs y PPAs transfronterizos, un marco de financiación offshore con apoyo del BEI, reducción del 30% del LCOE…
La declaración también dedica un capítulo específico a la seguridad de infraestructuras: coordinación militar y civil, ciberdefensa, ejercicios conjuntos y actuación contra buques de bandera dudosa. El contexto geopolítico, con la guerra en Ucrania de fondo, está muy presente en el texto. En la #94 ya veíamos cómo la geopolítica puede cancelar decenas de GW offshore.
Las declaraciones del North Sea Summit tienen el problema habitual de los grandes acuerdos políticos: son ambiciosas en objetivos pero poco concretas en mecanismos de ejecución. Incluso el análisis que acompaña a la declaración reconoce que unos 100 GW de los 300 GW objetivo no son económicamente viables a día de hoy.
La pregunta relevante no es si los gobiernos se han puesto de acuerdo en querer 300 GW, sino si los instrumentos concretos (CfDs, OFF, reducción de LCOE) serán suficientes para desbloquear esa inversión.
🏗️ Imágenes de la construcción de la torre híbrida hormigón-acero de 179 metros de la Nordex N175/6.X
El parque eólico de Mahlsdorf (Brandeburgo) acaba de completar la instalación de 10 unidades N175-6.8 MW con torre híbrida de acero y hormigón de 179 metros de altura de buje, convirtiéndose en el primero de Nordex con esta configuración.
Según cuenta el desarrollador UKA – Der Energieparkentwickler en el post de LinkedIn, el montaje ha requerido grúas con alturas de gancho extremas, ventanas meteorológicas muy ajustadas y coordinación precisa entre equipos trabajando en altura.
Lo relevante de la torre no es solo su altura: es que Nordex la ha desarrollado completamente in-house. En el Norte de Europa, habitual que los OEMs dependan de especialistas externos (Max Bögl es el nombre más conocido) para este tipo de soluciones, lo que implica compartir márgenes y ceder parte del control técnico.
Nordex lleva más de 15 años acumulando experiencia en torres de hormigón en mercados como Brasil, Sudáfrica o México, con más de 2.500 unidades instaladas, y ha canalizado todo ese conocimiento en esta torre híbrida. Lo contábamos cuando instalaron el primer prototipo en la #63 y cuando montaron el prototipo de la N175 con esta configuración en la #102.
🪁 China conecta a la red un generador eólico aerostático de 2 MW
El pasado enero, Beijing Lanyi Yunchuan completó el primer vuelo conectado a red de su sistema S2000: un aeróstato de helio que eleva varios rotores eólicos hasta 2.000 metros de altitud, donde el viento es más fuerte y estable. La electricidad baja por el propio cable de amarre, que hace también de conductor. Durante la prueba generó unos 385 kWh.
Tengo que reconocer que la primera vez que lo vi no me lo creía. En tiempos de IA, hay que afinar el ojo crítico. Pero resulta que en China todo es posible.
El concepto se diferencia de los sistemas AWE (Airborne Wind Energy) basados en cometas dinámicas. En este caso, en lugar de aprovechar la sustentación aerodinámica, se aprovecha la flotabilidad estática.
Eso simplifica el control en vuelo, pero plantea otros problemas: durabilidad del globo frente a UV y ciclos de temperatura, retención de helio a largo plazo y fatiga del cable. La potencia de diseño nominal es de hasta 3 MW en condiciones óptimas, aunque no hay datos de operación sostenida ni factores de capacidad verificados.
Hay otro obstáculo no menor: estar estacionado de forma permanente a 2.000 metros de altura interfiere con la normativa de aviación. Cualquier despliegue a escala requerirá coordinación, nada sencilla, con autoridades aeronáuticas.
Me encantaría saber si alguien ha calculado un LCOE razonable para esto 😅
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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