IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - September/October 2020 - 34

lados y es socioeconómicamente beneficiosa para los paí-
ses interconectados. La figura 1 muestra los enlaces de
HVdc que conectan los países nórdicos con otras áreas. El
primer interconector entre las zonas síncronas nórdicas y
centroeuropeas occidentales fue el Kontiskan 1, que unió
Suecia y Dinamarca occidental en 1965 con una capacidad
de 250 MW. Esta capacidad se incrementó en 1988 con el
Kontiskan 2, a 300 MW. En 2006, el Kontiskan 1 fue sus-
tituido por un nuevo interconector de 350 MW. En 1994, el
cable báltico, que corre bajo el Mar Báltico, interconectó los
sistemas eléctricos de Suecia y Alemania. La capacidad del
cable báltico es de 600 MW. En 1995 se puso en marcha el
interconector Kontek, que conecta los sistemas eléctricos del
este de Dinamarca y Alemania y cuenta con una capacidad
de 600 MW. En el 2000, se inauguró el enlace SwePol entre
Suecia y Polonia, que tiene una capacidad de 600 MW.
Skagerrak 1 y 2 unieron a Noruega con Dinamarca occi-
dental en 1976 y 1977, como se mencionó anteriormente. La
experiencia positiva y los resultados económicos del uso del
Skagerrak 1 y 2 motivaron la construcción del Skagerrak 3,
licitado en 1993. Este hecho, junto con la liberalización de la
industria de suministro de electricidad en Noruega a princi-
pios de los años 90, dio lugar a la puesta en marcha de varios
proyectos nuevos de interconexión para unir Alemania y
los Países Bajos. Los principales socios de estos proyectos
fueron grandes empresas de producción de electricidad en
ambos extremos del interconector. A medida que la industria
de suministro eléctrico en Europa se liberalizó durante los
años 90, los grandes productores, que en su mayoría eran
empresas integradas verticalmente, se desvincularon. Estos
cambios en el marco de condiciones llevaron a un enfoque
diferente para las empresas de producción. El resultado fue
que ninguno de los proyectos de interconexión previstos se
concretó como se esperaba.
A principios de 2000, el marco de la industria comenzó a
adaptarse al nuevo entorno liberalizado y se renovó el interés
por los proyectos de interconexión en Noruega y los países
europeos vecinos. Este interés llevó a que se reiniciara el
proyecto NorNed, con solo los GRT holandeses y noruegos
como socios del proyecto. Utilizaremos como ejemplo y des-
cribiremos con mayor detalle NorNed más adelante en este
artículo.
La construcción de interconectores desde Noruega hasta
Europa continental no fue perfecta, y se tuvo que resolver
una serie de problemas. Normalmente, se prefiere la distan-
cia más corta entre los países conectados para minimizar
los costos de construcción. No obstante, suelen construirse
sistemas eléctricos para suministrar energía desde los sitios
de generación hasta las zonas de consumo. Esto normal-
mente no encajaría con una gran cantidad de energía impor-
tada y exportada en el área más cercana a un país vecino.
En Noruega, la distancia más corta tanto a los Países Bajos
como a Alemania es desde la zona suroeste del país, donde
ya se encuentran las estaciones convertidoras Skagerrak. Fue
necesario reforzar la red existente para facilitar una nueva
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capacidad de interconexión en el sistema de transmisión. Por
lo tanto, se inició un gran proyecto de mejora del sistema
de transmisión. Esto significó tanto la ampliación de la red
principal de 300 a 420 kV como la construcción de una serie
de nuevas líneas de 420 kV a las principales zonas de pro-
ducción. Se está llevando a cabo una importante renovación
de la red alemana que facilita el transporte de norte a sur a
través del proyecto SüdLink de Wilster a Baviera.
Cambiar la dirección del flujo de energía en un interco-
nector tiene un impacto en el control de los sistemas inter-
conectados. La calidad de la frecuencia en los sistemas se ve
afectada por la tasa de los cambios de flujo. Este efecto es
proporcionalmente mayor en un sistema síncrono pequeño,
como el nórdico, en comparación con el sistema síncrono
más grande de Europa continental. Además, la experiencia
de los primeros interconectores muestra que, la mayoría de
las veces, la parte nórdica se ve desafiada cuando el cambio
en el flujo de los cables coincide con el aumento del consumo
por la mañana y la disminución por la tarde. Esto también
provoca cambios más grandes en la producción y el trans-
porte. En Europa continental, este efecto es el opuesto. La
situación se debe a que los precios son más altos durante
el día y más bajos durante la noche, en comparación con el
mercado nórdico.
Se han impuesto restricciones a los interconectores para
mitigar este problema. Para ilustrar esta situación, se puede
utilizar Noruega como ejemplo. La carga máxima es de
24,485 MW, pero varía a lo largo de gran parte del año, entre
15,000 y 20,000 MW. Cuando NordLink y North Sea Link
(NSL) estén en funcionamiento, la capacidad total de interco-
nexión de HVdc en el país será de 5,200 MW. Si el cambio de
flujo en todos los interconectores se produce a la misma hora,
significa un cambio de 10,400 MW. Una situación típica es
que Europa continental tiene un precio más alto que Noruega
durante el día y uno más bajo durante la noche. Según los
resultados del mercado, el flujo en los interconectores irá
entonces de norte a sur durante el día y de sur a norte durante
la noche. Es por ello que, cuando el consumo en Noruega
comienza a aumentar por la mañana, es necesario gestionar
el cambio en los interconectores de importación a exporta-
ción. Esto significa que los generadores tienen que recoger
tanto el aumento del consumo como, en el caso extremo, el
cambio de 10,400 MW en los interconectores. En Europa
continental sucederá lo contrario: pasar de la exportación a
la importación reducirá la necesidad de aumentar la produc-
ción del generador durante el incremento por la mañana. Por
la noche, esto también será más difícil en Noruega, ya que
la disminución del consumo va de la mano del cambio de
la exportación a la importación, y una vez más, la regula-
ción negativa de la generación tiene que manejar ambas. En
Europa continental, esto también es a la inversa.
Como se mencionó anteriormente, en los años 90 se desa-
rrolló un mercado eléctrico común nórdica. Y también hubo
novedades en el mercado europeo continental. El mercado
eléctrico nórdico que abarca la zona síncrona nórdica y los
septiembre/octubre 2020
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