Windletter #114 - ¿Innovación o Estandarización?
También: Nabrawind avanza en su primer parque multiturbina, un cable eléctrico que incorpora transporte de hidrógeno, Vestas cumple 30 años en offshore, y más.
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Lo primero de todo, quería daros las gracias a todos. Hemos conseguido meternos como finalistas de los Premios de El Periódico de la Energía 2025. Y digo hemos, porque sin vuestro apoyo no hubiera sido posible. Este reconocimiento también es vuestro.
El resto de finalistas son Alfredo García (Operador Nuclear), Joaquín Coronado y Lars Hoffmann (Todos Eléctricos). Son gente muy buena en lo suyo y que mueven números gigantes en redes.
Esto también me demuestra que, en el mundo del internet de las grandes cifras, más vale calidad a cantidad. Más vale comunidad a audiencia.
Entrar en la final es mucho más de lo que esperaba, así que muchas gracias a todos 🙂
Lo más leído de la última edición ha sido: el informe de Lazard sobre el LCOE, el vídeo de la instalación de anclas para sistemas flotantes, el análisis del ciclo de vida de la SG 5.0-145 (2.0) .
Vamos, ahora sí, con las noticias de la semana.
🧠 Innovación o Estandarización: ¿qué necesita el sector eólico?
La innovación ha sido el motor que ha llevado a la eólica offshore a su nivel de madurez actual. Un innovación que, sumada a la competencia, han sido clave para que la eólica en general, y la offshore en particular, sean la industria que son a día de hoy.
Este desarrollo ha ocurrido en apenas 30 años en los que las turbinas no han parado de crecer en tamaño y potencia. Particularmente en los últimos 10-15 años, la velocidad ha sido vertiginosa y probablemente, excesiva.
Pero el sector europeo se enfrenta ahora una disyuntiva estratégica: ¿es mejor seguir escalando el tamaño de las turbinas hasta los 20+ MW o es mejor consolidar y estandarizar la tecnología existente?
Este es precisamente el debate que, de nuevo, RWE ha querido poner sobre la mesa a través de la cuenta de LinkedIn de su CEO Offshore, Sven Utermöhlen. Creo que lo he dicho por aquí varias veces, pero chapó por la política de comunicación de RWE, siempre divulgando conocimiento sobre el sector y poniendo debates encima de la mesa.
El mero hecho de que sea RWE quien pone este impulsando esta conversación (aunque hay que reconocer que Vestas lo ha tocado muchas veces) ya dice mucho. Porque RWE es un desarrollador de proyectos, no de turbinas. Pero también es uno de los principales clientes Vestas y SGRE, por lo que seguramente su influencia es clave para decidir hacia dónde se mueven los futuros desarrollos e innovaciones.
Además, es muy relevante decir que, durante la construcción en offshore, la involucración y colaboración de los desarrolladores de parques con los OEMs es mucho más estrecha que en onshore, donde el OEM se limita a fabricar, transportar, montar y poner en marcha.
En este caso, creo que es la primera vez que un desarrollador dice públicamente que “apostar por turbinas cada vez más grandes no es necesariamente la mejor respuesta en este momento”.
“¿Es realmente acertado construir turbinas cada vez más grandes —quizás modelos de más de 20 MW— en este momento? ¿O deberíamos estandarizar lo que ya tenemos? Mi opinión es clara: no debemos dejar de innovar, pero las turbinas más grandes no son la solución por ahora, y aún no están listas para un uso generalizado. Solo se justifica su adopción si el aumento en tamaño y coste se compensa suficientemente con ganancias sustanciales en ingresos. Especialmente en tiempos difíciles para planificar y desarrollar parques eólicos marinos, el objetivo debe ser ofrecer a los desarrolladores los casos de negocio más atractivos para la inversión, ya que solo los proyectos más valiosos llegarán a realizarse.”
Utermöhlen también menciona que no se trata solo del aerogenerador:
“Además, la cadena de suministro debe estar preparada: herramientas de instalación, embarcaciones, capacidades portuarias e infraestructuras para estas turbinas más pesadas deben desarrollarse en paralelo. Es necesario realizar inversiones, y para obtener un retorno de las mismas, debe instalarse un cierto número de turbinas. En este momento, ni siquiera hemos entrado plenamente en la fase de industrialización de las turbinas más grandes disponibles actualmente, la clase de 15 MW. Cuando se utiliza un nuevo tipo de turbina en cada proyecto, todo se convierte en un prototipo —con sus beneficios, pero también con todos sus riesgos."
Me pregunto si esto también es algún tipo de mensaje a los OEMs, especialmente a SGRE y Vestas (porque de momento GE, con sus problemas con la Haliade X, ni está ni se le espera).
Por un lado, tenemos a SGRE, que ha desarrollado la SG21.5-276 DD (conocida como MkVII), pero que todavía no ha liberado para ventas. Es muy probable que esta turbina ya hubiera sido ofrecida o al menos “enseñada” a los desarrolladores para que pudieran ir haciendo sus números y encajándola en sus proyectos. Pero es muy probable que desde la primera vez que la presentaran, hasta hoy, los planes de SGRE hayan cambiado mucho.
SGRE ha sufrido problemas financieros, cambios en la dirección y menor aversión al riesgo, el CAPEX de los proyectos y precio de las turbinas ha aumentado de forma significativa (como bien comenta Ørsted en su white paper)… todo ello, ha llevado al fabricante a dejar, de momento, esta turbina “en la nevera”. Y muy probablemente a RWE con algunos casos de negocio inviables.
Por otro lado tenemos a Vestas, quien ha abogado varias veces públicamente por decelerar el desarrollo de turbinas más grandes. Su apuesta por industrializar la V236-15.0 MW parece clara.
¿Ha llegado el punto en el que crecer en tamaño y potencia no es lo mejor para el caso de negocio? ¿Se pueden reducir los costes de las turbinas de 15 MW innovando en industrialización y optimizando los diseños actuales?
Parece que esa es la apuesta y lo que vamos a ver principalmente en la próxima década.
Mientras tanto, en China siguen a lo suyo: desarrollando turbinas cada vez más grandes y acumulando experiencia operativa mientras miran de reojo a Europa con Mingyang como avanzadilla.
Y vosotros, ¿cómo lo veis?
🏗️ Nabrawind avanza en su primer parque multiturbina en Namibia
Nuestro patrocinador Nabrawind avanza con paso firme en los trabajos de la primera fase del parque eólico InnoVentDíaz. Ubicado en Namibia al sur de de ciudad de Lüderitz y desarrollado por el InnoVent, se trata del segundo parque eólico del país africano.
InnoVent es un desarrollador francés que, haciendo honor a su nombre, utiliza soluciones innovadoras en muchos de sus proyectos. Tanto es así que Nabrawind es ya un proveedor habitual para ellos.
En el caso del parque eólico InnoVentDíaz, el alcance de la empresa navarra consiste en:
Diseño de cuatro cimentaciones Nabrabase.
Diseño, fabricación y montaje completo de cuatro torres (incluyendo tanto la pieza de transición como la parte tubular).
InnoVent ha publicado en su cuenta de LinkedIn una imagen de los trabajos de montaje de la pieza de transición estilo trípode que hace de interfaz entre la cimentación y la torre tubular.
Este proyecto marca varios hitos para Nabrawind:
Primer parque con alcance multiturbina. Hasta ahora, los contratos se habían limitado a proyectos de una sola unidad.
Cuarta tipología de cimentación Nabrabase distinta tras: Gravitacional (Eslava), Monopilotada (Oualidia), Multipilotada (Le Portel) y Anclada en roca (InnoVentDíaz I). Tenéis más información sobre las diferentes tipologías de cimentaciones Nabrabase aquí.
Se confirma su capacidad industrial multipaís, con fabricación activa en España y China.
Como podéis ver en las imágenes a continuación, las primeras unidades del parque ya están montadas. Tenéis más fotos aquí.
Nabrawind nos cuenta también que ya están trabajando en todos los continentes, aunque de momento no pueden anunciar países y proyectos concretos.
Seguiremos atentos a sus movimientos.
🧱 Las innovadoras cimentaciones airBASE de HWS Towers
HWS Towers, una empresa con sede en San Sebastián especializada en soluciones estructurales para aerogeneradores, ha anunciado que su innovador diseño de cimentación AirBASE ha obtenido una nueva certificación por parte de TÜV SÜD.
Esta certificación respalda el diseño conceptual y estructural de la cimentación para un parque eólico específico con aerogeneradores de 8 MW, consolidando su validez técnica de cara a su ejecución real.
Una de las claves de esta versión de AirBASE es la prefabricación total de los componentes, que facilita la industrialización del proceso y reduce significativamente los plazos y riesgos en obra.
Desde HSW mencionan que esta configuración permite ahorros de hasta 45 % en volumen de hormigón y 40 % en acero, además de una reducción del 50 % en horas de trabajo en obra. A cambio, claro está, se requiere de un mayor esfuerzo logístico (desde la fábrica de prefabricados de hormigón hasta parque) y una correcta supervisión del montaje de los componentes.
En el siguiente póster (pdf) tenéis más información de la solución:
Según cuentan desde HWS, se espera que en los próximos meses comience la construcción del un proyecto piloto que tendrá al menos 3 aerogeneradores. De momento, se desconoce el país o cliente, pero que los aerogeneradores vayan a ser de 8 MW ya nos da una pista de que será en algún mercado con presencia de OEMs chinos.
Para el que quiera aprender sobre cimentaciones para aerogeneradores onshore, puede leer el siguiente artículo.
⚡Un cable eléctrico de 66 kV que incorpora tubos para transporte de hidrógeno
¿Un cable submarino de 66 kV que también transporta hidrógeno? Me ha llamado mucho la atención la siguiente foto que he encontrado por LinkedIn, donde se puede ver un cable tripolar submarino de 66 kV que incorpora dos tubos de cobre para el transporte de H₂ integrados junto a los conductores eléctricos.
Desarrollado por el fabricante griego Hellenic Cables, ha diseñado, fabricado y ensayado este cable híbrido para el proyecto Offshore Energy Hubs. En el post le llaman “umbilical cable”.
El cable, tipo 3x800 RM 38/66 kV, representa un nuevo paradigma en la infraestructura offshore: con un solo tendido y una sola conexión, se podría transportar tanto electricidad como hidrógeno. Esto se podría aplicar en futuros parques offshore capaces tanto de exportar electricidad a la red como de generar hidrógeno in situ.
Como siempre este tipo de soluciones híbridas permiten abaratar los costes de instalar infraestructuras separadas a cambio de aumentar la complejidad del cable y sufrir peores consecuencias en caso de fallo.
🌬️ Vídeo de la SG21.5-276 de Siemens Gamesa generando a 9 m/s
El fotógrafo Klaus Rockenbauer ha compartido en su cuenta de Instagram un bonito vídeo donde se puede ver al prototipo de la SG21.5-276 girando en Østerild con una velocidad de viento de 9m/s, probablemente muy cerca de la velocidad nominal.
Recientemente comentamos en Windletter algunas de las novedades de este modelo que sigue sin estar disponible comercialmente, y según las declaraciones públicas de SGRE, se desconoce cuando lo estará.
Si os gustan las fotos y vídeos sobre energía eólica (a mí personalmente me encantan), os recomiendo mucho que sigáis a Klaus Rockenbauer tanto en Instagram como es su página web www.global-windphotos.com donde publica imágenes realmente espectaculares.
Puedes leer las últimas novedades que hemos comentado sobre la SG21.5-276 aquí.
🌊 Vestas cumple 30 años en offshore: recordando el parque eólico Tunø Knob
El gigante eólico danés cumple 30 años en offshore. Han pasado ya tres décadas desde que en 1995, Vestas completara la instalación de Tunø Knob, el primer parque eólico marino de su historia (enlace a Maps).
El parque, que sigue operativo a día de hoy, está compuesto por 10 aerogeneradores V39 de 500 kW instalados en la costa danesa, al lado de la isla de Tunø, en el estrecho de Kattegat. Fue un hito técnico y simbólico, que marcó el inicio de una industria que hoy es global.
Como no podía ser de otra manera para que la historia encaje perfectamente, el parque es propiedad de Ørsted (por aquel entonces conocida como DONG Energy), la principal empresa danesa de energía y líder mundial en energía eólica marina.
Como dato curioso, y como se puede ver en la foto de abajo, las turbinas se instalaron sobre cimentaciones de hormigón en aguas de tan solo 3 a 6 metros de profundidad, lo que facilitó una solución estructural sencilla y económica para la época.
Según cuenta Vestas en LinkedIn, el director del montaje por aquel entonces, Bjarne Iversen, así como dos personas de su equipo (Peer Jessen y Mogens E) todavía continúan en la compañía 30 años después: "Era la primera vez que instalábamos turbinas en el mar, y todo era nuevo", recuerda Bjarne. "Pero lo hicimos bien a la primera, antes de plazo y por debajo del presupuesto".
Ese pequeño parque abrió el camino una Vestas que a día de hoy cuenta con 1.500 turbinas offshore instaladas en todo el mundo y con un pipeline de más de 14 GW para su V236-15.0 MW.
Recientemente celebrábamos también que Siemens Gamesa había instalado la turbina offshore número 5.000.
Muchas gracias por leer Windletter y muchas gracias a Tetrace, RenerCycle y Nabrawind, nuestros patrocinadores principales, por hacerla posible. Si te ha gustado:
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