Frente a las costas de Inglaterra, el mayor parque eólico marino del mundo ha dado un paso decisivo: su primer cable submarino de exportación ya ha alcanzado tierra firme.
Hornsea 3, el gigante que alimentará a millones de hogares
Hornsea 3 se levanta aproximadamente a 120 kilómetros de la costa de Yorkshire, en pleno Mar del Norte. Con una capacidad proyectada de 2,9 gigavatios, este parque está diseñado para suministrar energía verde a más de 3,3 millones de hogares británicos. Se espera que entre en funcionamiento hacia finales de 2027.
A finales de marzo, la compañía energética Ørsted completó el tendido del primer cable de exportación desde el fondo marino hasta la costa. Ese momento marcó la primera conexión física real entre las turbinas en alta mar y la red eléctrica de alta tensión del Reino Unido. A partir de ahí, el objetivo es escalar y repetir la operación.
Con 2,9 gigavatios de capacidad, Hornsea 3 generará más electricidad que Hornsea 1 y Hornsea 2 juntos.
La inversión total del proyecto se estima en torno a 8.500 millones de libras esterlinas. A finales de 2025, Ørsted vendió la mitad del parque a fondos gestionados por el inversor Apollo, por aproximadamente 5.200 millones de euros. Esto convierte a Hornsea 3 en uno de los proyectos energéticos en curso más grandes de Europa.
Qué hace exactamente ese enorme cable de exportación
El cable que ha llegado a tierra no es un simple conductor de cobre. Se trata de un conjunto que agrupa dos cables de corriente continua de alta tensión (HVDC) junto con una fibra óptica. Esta última transmite datos de forma continua entre las turbinas en el mar y el centro de control en tierra.
Al tender los cables de forma conjunta, los buques necesitan realizar menos operaciones independientes y el conjunto queda mejor protegido frente a posibles daños. Esto supone un ahorro considerable en tiempo, costes y riesgos técnicos en alta mar.
El recorrido que seguirá la electricidad es el siguiente:
- decenas de turbinas en alta mar generan electricidad;
- esa energía viaja a través de cables internos del parque hasta las subestaciones conversoras marinas;
- desde allí, la corriente continua de alta tensión llega a la costa mediante los cables de exportación;
- en tierra, un cable subterráneo recorre más de 50 kilómetros hasta Swardeston, en el condado de Norfolk;
- allí, una gran instalación conversora transforma la corriente continua en corriente alterna para incorporarla a la red nacional.
Prácticamente todo el trayecto discurre bajo el agua o bajo tierra, lo que minimiza el impacto visual y ambiental sobre el paisaje y las comunidades locales.
680 kilómetros de cable y una planificación muy ajustada
Este primer cable es solo el principio. El contratista marítimo belga Jan De Nul debe transportar y colocar en el lecho marino un total de aproximadamente 680 kilómetros de cable de exportación. Esos trabajos se prolongarán hasta finales de 2026.
Los cables los fabrica NKT, empresa que comenzó su producción hace tres años. Los últimos tramos saldrán de fábrica este verano, justo a tiempo para los buques de Jan De Nul. La coordinación entre producción e instalación es milimétrica: cualquier retraso en una de las partes pone en riesgo toda la planificación.
En un proyecto offshore de esta envergadura, un retraso en una sola entrega puede afectar la agenda de decenas de buques y cientos de técnicos.
Subestaciones conversoras que viajaron por medio mundo
Para transportar la energía generada hasta tierra de forma eficiente, el proyecto requiere dos grandes subestaciones conversoras en alta mar. Estas plataformas transforman la corriente alterna producida por las turbinas en corriente continua de alta tensión, que se pierde mucho menos en trayectos largos.
La estructura de acero inferior, conocida como chaqueta, de la primera subestación partió desde el puerto de Vlissingen, en los Países Bajos. Esta construcción mide unos 54 metros de altura, pesa aproximadamente 3.500 toneladas y está diseñada para resistir las duras condiciones del Mar del Norte: olas intensas, vientos fuertes y agua salada.
La superestructura de esa misma subestación tuvo un viaje aún más extraordinario. Se fabricó en Tailandia, navegó más de 13.000 millas náuticas hasta Noruega para su acabado final y luego continuó hasta su emplazamiento en el Mar del Norte. Un recorrido que ilustra perfectamente hasta qué punto la cadena de suministro de la energía marina es ya de escala global.
El imponente buque grúa Sleipnir, de la empresa Heerema, instaló la primera chaqueta en su posición. Hitachi Energy y la noruega Aibel se encargaron de los equipos de alta tensión y la ingeniería offshore. A finales de marzo, la primera subestación completa ya estaba en su lugar definitivo.
Turbinas colosales procedentes de una cadena mundial
Hornsea 3 utilizará turbinas de Siemens Gamesa con una potencia de 14 megavatios cada una, actualmente entre las más potentes disponibles comercialmente en el mercado offshore. Con cada vuelta del rotor generan suficiente electricidad para abastecer a un hogar medio durante varios días.
Las cimentaciones, llamadas monopilotes, proceden entre otros países de España y China. Estos enormes tubos de acero se clavan en el fondo marino para anclar firmemente las turbinas. Con el primer cable y la primera subestación ya instalados, el proyecto pone ahora el foco en la colocación de esas cimentaciones y, posteriormente, en el despliegue masivo de las turbinas.
| Característica | Hornsea 1 | Hornsea 2 | Hornsea 3 |
|---|---|---|---|
| Potencia | 1,2 GW | 1,3 GW | 2,9 GW |
| Hogares (estimado) | 1 millón | 1,3 millones | 3,3 millones+ |
| Distancia a la costa | aprox. 120 km | aprox. 89 km | aprox. 120 km |
Su papel en los objetivos climáticos y la seguridad energética del Reino Unido
El Gobierno británico tiene como meta alcanzar 50 gigavatios de potencia eólica marina instalada en 2030. En la actualidad, el país se sitúa en torno a los 15 gigavatios. Hornsea 3, por sí solo, aportará casi una quinta parte de la capacidad adicional necesaria para cerrar esa brecha.
Según Duncan Clark, director ejecutivo de Ørsted, Hornsea 3 será un pilar fundamental de los objetivos climáticos y energéticos del Reino Unido. El parque no solo deberá reducir significativamente las emisiones de CO₂, sino también disminuir la dependencia del gas y el petróleo importados, algo especialmente sensible desde la crisis energética.
Los grandes parques eólicos marinos deben conformar juntos la columna vertebral de un sistema eléctrico futuro mayoritariamente libre de combustibles fósiles en el Reino Unido.
Ørsted gestiona en la actualidad más de 18 gigavatios de capacidad renovable distribuidos por Europa, América del Norte y Asia-Pacífico. La zona Hornsea en el Mar del Norte funciona como su área buque insignia para el mercado británico.
Empleo, puertos y una nueva economía costera
Durante la construcción de Hornsea 3 se prevé un pico de hasta 5.000 puestos de trabajo. Una vez operativo, se estima que quedarán alrededor de 1.200 empleos estables vinculados a la gestión, el mantenimiento y la logística.
Las operaciones diarias tendrán su base en Grimsby, ciudad portuaria en el estuario del Humber. Esta región lleva una década transformándose: de ser un tradicional puerto pesquero e industrial, se está convirtiendo en un nodo central de la energía eólica marina. Nuevos almacenes, buques de mantenimiento, centros de formación y proveedores especializados se están instalando en la zona.
Para las comunidades locales, eso supone una mezcla de oportunidades y tensiones. Llegan empleos técnicos de alta cualificación, pero también aumenta la presión sobre la vivienda, las infraestructuras y el entorno natural. El trazado subterráneo del cable a través de Norfolk, por ejemplo, se diseñó cuidadosamente para evitar en la medida de lo posible tierras agrícolas y zonas naturales sensibles, aunque cualquier nueva infraestructura genera siempre debate.
Por qué importan la corriente continua, los kilómetros de cable y la escala
Para quienes no están familiarizados con la infraestructura energética, este tipo de proyectos plantea preguntas lógicas. ¿Por qué usar corriente continua de alta tensión en lugar de la corriente alterna convencional? La respuesta es que, en distancias largas sobre el mar, la corriente continua pierde menos energía durante el transporte y permite cables más eficientes. Las costosas subestaciones conversoras, tanto en alta mar como en tierra, se amortizan a largo plazo gracias a esa ventaja.
La enorme escala de Hornsea 3 tiene además otro efecto: el coste por kilovatio-hora generado disminuye, porque los componentes más caros —desde los buques de instalación hasta los ingenieros especializados— se reparten entre muchas más turbinas y megavatios. Al mismo tiempo, los riesgos crecen proporcionalmente; un error de diseño o planificación afecta de golpe a una inversión de miles de millones.
Parques similares en el Mar del Norte, frente a las costas de países como los Países Bajos, Alemania y Dinamarca, siguen la misma tendencia: turbinas más grandes, cables más largos, logística más compleja y cadenas de suministro marcadamente internacionales. Esto genera cierta interdependencia entre países, pero también crea un mercado compartido donde la innovación se propaga con rapidez.
Para hogares y empresas, al final todo se reduce a dos factores: asequibilidad y fiabilidad. Los grandes parques eólicos marinos proporcionan una producción eléctrica base estable, especialmente en emplazamientos tan ventosos como el Mar del Norte. Combinada con centrales de gas flexibles, baterías y gestión de la demanda, esa producción puede reemplazar una proporción cada vez mayor de las centrales de combustibles fósiles, sin que el suministro se interrumpa cuando el viento amaina.
