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Abengoa ha sido seleccionada por la compañía argentina Ingener Arg S.A., dedicada a la ingeniería y construcción, para la construcción de una línea de transmisión de 132 kV de un parque eólico que se está construyendo en la provincia de Neuquén, al oeste del país.

En concreto, Abengoa será la responsable de la provisión de recursos, materiales y equipos necesarios para la construcción de la línea de alta tensión 132 kV de interconexión en simple terna, el seccionamiento de una línea de alta tensión de 132 kV existente y un tendido de fibra óptica mediante un cable ADSS.

La adjudicación de este nuevo proyecto consolida la confianza del mercado y la posición de liderazgo de la compañía en el desarrollo de instalaciones eléctricas en el mercado local y a nivel mundial. Abengoa está presente en Argentina desde hace 50 años, durante los cuales ha desarrollado proyectos de gran envergadura en todos los sectores en los que opera, fundamentalmente en el área de transmisión y distribución de energía.

El sistema eléctrico español recibirá 38 M€ como resultado de las subastas de capacidad de interconexión entre nuestro país y Francia y Portugal, respectivamente, para el año 2019. Este importe se destina a la reducción de los costes regulados del sistema. Las subastas de capacidad de interconexión con nuestros vecinos son una herramienta por la cual los agentes del mercado (generadores y comercializadores) pujan por adquirir los derechos de transmisión de energía de un país a otro para garantizar un precio estable de dicho intercambio de energía. Como resultado de este proceso se fija el precio marginal de cada interconexión y en cada sentido.

En el sentido España-Francia, se ofrecieron y asignaron 600 MW para cada hora del año, estableciéndose un precio resultante de 4,36 €/MW y hora. Por su parte, en el sentido opuesto (Francia-España) se ofrecieron y se asignaron 800 MW, con un precio resultante de 7,51 €/MW y hora. En ambos sentidos, han obtenido capacidad 12 de los 30 agentes participantes.

Con respecto al sentido España-Portugal, se ofrecieron y asignaron 250 MW para cada hora del año, estableciéndose un precio resultante de 0,12 €/MW y hora, sentido en el cual han obtenido capacidad 8 de los 16 agentes participantes. Por su parte, en el sentido Portugal-España, se ofrecieron y se asignaron 350 MW, con un precio resultante de 0,08 €/MW y hora, habiendo obtenido capacidad 9 de los 16 agentes participantes.

De esta manera, Red Eléctrica de España (REE) y Réseau de Transport d’Électricité (RTE), operadoras de los sistemas español y francés, respectivamente, han asignado derechos físicos de transmisión (capacidad de intercambio) de manera que los participantes adjudicatarios, que han abonado el precio de la subasta, tienen la opción de establecer en el largo plazo intercambios físicos de energía a través de la interconexión, o bien, recibir la diferencia positiva de precios de los Mercados Diarios entre las zonas de España y Francia en el sentido de la capacidad asignada.

Por otra parte, en la interconexión con Portugal, Red Eléctrica de España y su homólogo portugués, Redes Energéticas Nacionais (REN), han asignado derechos financieros de transmisión (producto basado en la capacidad de intercambio que protege de la fluctuación del valor futuro de dicha capacidad) de forma que los participantes adjudicatarios de esta capacidad, que han abonado el precio de la subasta, tienen derecho a recibir la diferencia positiva de precios en el Mercado Diario entre las áreas de España y Portugal en el sentido de la capacidad asignada.

Como resultados de las asignaciones de capacidad anual de intercambio entre España y Francia se han generado unas rentas de congestión por valor de 75,5 millones de euros, la mitad de los cuales corresponden al sistema español. Asimismo, las rentas de congestión generadas por la interconexión eléctrica entre España y Portugal alcanzan un valor de 500.000 euros, la mitad de los cuales corresponden al sistema español.

En el 2018, la capacidad horaria de intercambio eléctrico entre España y Francia ha alcanzado valores de hasta 3.600 MW y 3.500 MW, en la dirección de Francia a España y de España a Francia, respectivamente, en condiciones favorables de operación. Por su parte, la capacidad horaria de intercambio eléctrico en el 2018 entre España y Portugal ha alcanzado valores de hasta 4.000 MW y 3.800 MW, en la dirección de Portugal a España y de España a Portugal, respectivamente, en condiciones favorables de operación.

Estas subastas anuales se han celebrado los días 10 y 11 de diciembre a través de la empresa JAO, reconocida como plataforma única de asignación europea (SAP, por sus siglas en inglés), incluyéndose por primera vez los productos de largo plazo para la interconexión Portugal-España. Además de estas subastas anuales, JAO también celebrará para 2019 subastas mensuales para la interconexión con Francia y subastas trimestrales y mensuales para la interconexión con Portugal.

Se necesitan opciones de energía flexibles, como el almacenamiento de energía, los vehículos eléctricos de recarga inteligente, la respuesta a la demanda y las interconexiones, para garantizar que la transición energética se desarrolle de forma óptima. De lo contrario, nuestro costoso sistema de energía dependería de la reserva de combustible fósil y de la instalación de energía solar y eólica en exceso.

Los cuatro tipos de flexibilidad mencionados anteriormente pueden acelerar la transición hacia un sistema energético más limpio y, en última instancia, permitir la integración eficiente del 80% o más de energía renovable para 2040, según dos nuevos informes publicados por BloombergNEF (BNEF) en asociación con Eaton y Statkraft.

Los informes Flexibility Solutions for High-Renewable Energy Systems modelan una serie de escenarios alternativos para futuros sistemas energéticos en Reino Unido y Alemania, respectivamente, dependiendo de cómo se desarrolle cada tecnología de flexibilidad en los próximos años.

El almacenamiento de energía y la recarga inteligente de vehículos eléctricos proporcionan flexibilidad al mover grandes volúmenes de energía renovable a períodos de alta demanda, o mover la demanda a períodos de alta generación renovable. La respuesta despachable a la demanda reduce la necesidad de plantas de respaldo de combustibles fósiles en el sistema energético, lo que reduce las emisiones. La interconexión con la hidroeléctrica nórdica puede abordar períodos de exceso de oferta y exceso de demanda, lo que proporciona diferentes beneficios a lo largo de décadas a medida que evolucionan las necesidades del sistema.

Los dos estudios, enfocados en Reino Unido y Alemania, resaltan que las políticas y regulaciones que aceleran la adopción de estas tecnologías son clave para hacer posible un sistema energético más limpio, más barato y más eficiente.

Los hallazgos específicos para el Reino Unido incluyen:

•Ninguno de los escenarios detiene la transición a un sistema energético con bajas emisiones de carbono. En todos los escenarios, la parte renovable de la generación supera el 70% para 2030 a medida que las energías eólica y solar se vuelven dominantes, gracias a sus dramáticas y continuas mejoras de costes. Sin embargo, sin nuevas fuentes de flexibilidad limpia, el sistema será sobredimensionado y derrochador, por lo que será un 13% más caro para 2040 y con un 36% más de emisiones.
•Una mayor electrificación del transporte produce importantes ahorros de emisiones con poco riesgo para el sistema de generación de energía. Las emisiones de combustible evitadas superan con creces las emisiones del sector eléctrico. El sistema de generación de energía integrará cómodamente todos estos vehículos eléctricos, y los beneficios del sistema son aún mayores si la mayoría de los vehículos eléctricos se cargan de manera flexible. Sin embargo, es probable que las redes de distribución local enfrenten desafíos.
•El desarrollo acelerado del almacenamiento de energía puede acelerar la transición a un sistema de energía renovable, con importantes beneficios para 2030, incluida una reducción del 13% en las emisiones y un 12% menos de capacidad de respaldo fósil.

Los hallazgos específicos para Alemania incluyen:

•En Alemania, agregar flexibilidad apoya el carbón hasta 2030, incluso cuando las energías renovables crecen para dominar el mercado. Este hallazgo contrario a lo que cabría esperarse, no se debe a un problema con las baterías, los vehículos eléctricos, la respuesta a la demanda o las interconexiones: el carbón barato es el culpable. Las tecnologías flexibles son importantes porque pueden integrar la generación inflexible, y en el caso de Alemania, sus plantas de lignito de bajo coste también se benefician. Para descarbonizarse, Alemania necesita abordar la generación de carbón existente mientras invierte en energías renovables, flexibilidad e interconexión.
•Aun así, para 2040, la adición de más baterías, vehículos eléctricos flexibles e interconexiones con los países nórdicos permite una mayor penetración de las energías renovables y un ahorro de emisiones. La demanda más flexible, por otro lado, reduce la necesidad de inversión en baterías.
•Incluso con la potencia proporcionada por carbón, agregar vehículos eléctricos reduce las emisiones del transporte.

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Red Eléctrica de España y la compañía francesa Nexans han firmado el contrato de fabricación e instalación del cable que conectará las islas de Mallorca y Menorca por un importe en torno a 50 millones de euros. Tan solo 20 días después de que el Consejo de Ministros otorgara la autorización administrativa de construcción y declarara el proyecto de utilidad pública, Red Eléctrica ha finalizado el proceso de licitación para que se cumplan los plazos y el cable esté operativo en 2020.

Según la directora general de Transporte, Eva Pagán, “hemos agilizado al máximo todos los trámites necesarios para acortar en lo posible los plazos y disponer de un nuevo cable en el menor tiempo, teniendo en cuenta la complejidad del concurso. En este sentido y previa a la aprobación por parte del Consejo de Ministros, desde Red Eléctrica llevábamos meses trabajando para avanzar en todos los pasos previos e imprescindibles para realizar la licitación”.

Como experto global en soluciones avanzadas de cableado y conectividad, Nexans ha planteado un proyecto llave en mano que abarca ingeniería, diseño, suministro, instalación y prueba de la interconexión.

“Estamos muy contentos por poder aportar a Red Eléctrica nuestra experiencia, aprovechando nuestro largo historial de éxitos en proyectos de interconexión eléctrica, incluido el reciente proyecto NordLink entre Noruega y Alemania o el proyecto MonIta entre Montenegro e Italia”, ha comentado Ragnhild Katteland, vicepresidente de Sistemas Submarinos y Terrestres de Nexans. “Con la fabricación e instalación del cable entre Mallorca y Menorca, Nexans ofrecerá seguridad de suministro, mejorando la integración de renovables y la eficiencia para ambas islas”.

El nuevo cable subterráneo y submarino, que hará posible la conexión eléctrica a 132 kV entre Mallorca y Menorca, contará con 68 kilómetros de longitud y alcanzará una profundidad máxima de 81 metros. El proyecto global de interconexión entre Mallorca y Menorca, que supone una inversión de 84 millones de euros, reforzará la seguridad y calidad de suministro de ambas islas y permitirá mayor integración de energías renovables en condiciones de seguridad para el sistema y una mayor eficiencia de los sistemas interconectados.

La filial de Nexans en Noruega fabricará el cable submarino en sus instalaciones de Halden y el subterráneo será producido por su filial en Benelux en su planta de Charleroi, en Bélgica. Además, el elemento de fibra óptica lo desarrollará la unidad especializada de Nexan en Rognan, Noruega. La instalación del interconector se llevará a cabo utilizando el recipiente de tendido de cables especiales, C / S Nexans Skagerrak.

Refuerzo del Plan Especial de Mantenimiento

Por otra parte, Red Eléctrica de España, de manera coordinada con el Ministerio para la Transición Ecológica, el Govern Balear y la administración insular de Menorca, ha reforzado el Plan Especial de Mantenimiento de Menorca con la incorporación de recursos técnicos y humanos adicionales, trasladando a la isla una grúa única en la zona por sus características y disponible 24×7 exclusivamente para trabajos en la red de alta tensión. Con esta medida se pretende dar un soporte adicional y evitar el traslado desde Mallorca de los medios allí disponibles en caso de un nuevo hecho extraordinario e impredecible como el ocurrido el pasado 28 de octubre, cuando un cap de fibló entró en la isla en sentido norte-sur.

Aunque no es viable técnicamente la conexión de grupos electrógenos directamente a la Red de Transporte de Menorca de 132 kV la compañía continúa colaborando con las administraciones y el distribuidor implementando todas las medidas posibles para asegurar el suministro en la isla. En este sentido, ya se han repuesto las cinco torres de alta tensión (apoyos de celosía) disponibles en la isla, así como todos los materiales utilizados en las últimas semanas y definidos en el plan especial de mantenimiento para la isla de Menorca.

El Plan Especial de Mantenimiento fue activado en 2018 y cuenta con medios técnicos y humanos de emergencia para reforzar la seguridad y fiabilidad de la red de transporte de Menorca y para reponer las instalaciones en caso de necesidad.

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En el dictamen del CESE, elaborado por Andrés Barceló Delgado y aprobado en el pleno de abril, el Comité acoge favorablemente la Comunicación de la Comisión «Reforzar las redes energéticas de Europa» y hace hincapié en el hecho de que la ayuda financiera prestada por el Mecanismo «Conectar Europa» (MCE) ha permitido llevar a cabo un número creciente de proyectos en toda la UE.

«Queda aún mucho por hacer», señaló el Sr. Barceló Delgado. «Muchos Estados miembros no alcanzarán el objetivo de interconexión del 10 % para 2020. Las causas de este fracaso (procedimientos administrativos complejos, implicaciones políticas, financiación, falta de apoyo público), aún no se han abordado adecuadamente y corren el riesgo de poner en peligro la consecución de los objetivos de 2030», añadió.

Con el fin de abordar algunas de las cuestiones pendientes, el CESE formula una serie de recomendaciones destinadas a llevar a cabo un mejor análisis, lograr la plena participación de las partes interesadas desde una fase anterior y aumentar el presupuesto.

Indicadores de porcentaje de interconexión nacionales y regionales

El Comité recomienda que se introduzca un indicador de seguimiento de ratios por zonas geográficas (como la Península Ibérica) que se añada al indicador de porcentaje de interconexión para cada país.

Sugiere, además, que se tengan en cuenta indicadores de seguimiento de diferencias de precio entre mercados mayoristas, con el fin de dar prioridad a la ejecución de proyectos de interés común (PIC) en aquellas zonas con mayores diferencias.

Seguimiento de los progresos en redes de energía y energías renovables

El CESE considera que las inversiones en la infraestructura de redes deben desarrollarse con la misma intensidad que el resto de las inversiones energéticas y de manera coordinada con la expansión de las renovables.

En particular, el Comité exhorta a la Comisión y a los Estados miembros a hacer un seguimiento periódico de los progresos, mediante la elaboración de informes bienales sobre el cumplimiento tanto de los objetivos de desarrollo renovable como de los de redes nacionales y transnacionales.

Inclusión de la sociedad civil

Según el Comité, una participación activa de la sociedad civil organizada en las fases de diseño de los proyectos de interconexión puede contribuir a mitigar el rechazo social a algunos proyectos.

Aumento del presupuesto

El CESE considera que los recursos de apoyo financiero disponibles para los proyectos de interconexión deben ser objeto de revisión, ya que las actuales dotaciones para la infraestructura energética europea podrían resultar insuficientes para alcanzar el cumplimiento de los objetivos fijados.

Estación conversora de Santa Llogaia. Interconexión eléctrica España-Francia por los Pirineos orientales

La Unión Europea invertirá 578 M€ en la nueva interconexión eléctrica entre España y Francia que transcurrirá por el Golfo de Vizcaya. Esta nueva infraestructura elevará la capacidad de interconexión entre ambos países hasta los 5.000 MW. Esta interconexión eléctrica permitirá una mayor integración de la Península Ibérica en el mercado interior de la electricidad y será esencial para que las fuentes de energía renovables se desarrollen y se pueda cumplir el Acuerdo de París sobre el cambio climático.

El proyecto es responsabilidad de INELFE, una sociedad mixta constituida el 1 de octubre del 2008 a partes iguales por las empresas gestoras de la red de transporte eléctrico de España y de Francia, REE y RTE, respectivamente.

La nueva infraestructura eléctrica supone un importante paso adelante para acabar con el aislamiento de la Península Ibérica respecto del resto del mercado europeo de la energía. La plena interconexión del mercado es indispensable para aumentar la seguridad del suministro en Europa, reducir la dependencia de los proveedores únicos y ofrecer a los consumidores más posibilidades de elección.

En estos momentos hay una interconexión eléctrica entre Francia y España del 2,8%, incluyendo la última inaugurada entre Santa Llogaia (Gerona) y Baixas (Perpiñán). Con el proyecto por el Golfo de Vizcaya el porcentaje de interconexión alcanzará el 5% y con otros dos proyectos por los Pirineos, uno por Aragón y otro por Navarra, se llegará al 8%.

Se trata de una interconexión entre el País Vasco y Aquitania de 370 km de longitud (110 km en España y 260 km en Francia) de los cuales 90 km son terrestres y 280 km submarinos. El cable entrará en funcionamiento en el año 2025.

El coste del proyecto es de 1.750 M€. Los reguladores nacionales habían acordado un reparto del 50% de los costes entre ambos países. Con esta aportación financiera de la Unión Europea, España financiará únicamente el 37% del proyecto, aproximadamente.

La UE destaca que la subvención de 578 M€ en la interconexión entre España y Francia es la más elevada concedida hasta ahora por el Mecanismo Conectar Europa. El Gobierno valora, por ello, muy positivamente el respaldo de los fondos europeos obtenidos, que acredita la solidez técnica y económica del proyecto. El apoyo de la Unión Europea demuestra la importancia del mercado interior de la electricidad y sus infraestructuras para la construcción del proyecto europeo, avalando las posiciones que España ha mantenido históricamente.

La interconexión eléctrica submarina por el Golfo de Bizkaia

El nuevo enlace eléctrico por el Golfo de Bizkaia, de 370 km de longitud, permitirá reforzar la interconexión entre España y Francia mejorando la seguridad y garantía de suministro, aumentando la eficiencia de ambos sistemas eléctricos y permitiendo una mayor integración de energías renovables. Esta interconexión, declarada Proyecto de Interés Común (PIC) en el 2013, representa un desafío importante para España, Francia y Europa en la consecución de sus objetivos hacia la transición energética europea.

La nueva interconexión entre la subestación de Gatika (cerca de Bilbao) y la subestación de Cubnezais (en la región francesa de Aquitania) se compone de cuatro cables, dos por cada enlace. Este doble enlace submarino y subterráneo será en corriente continua, con una capacidad de transporte de 2×1.000 MW.

España cuenta actualmente con un nivel de interconexión con Europa muy alejado del mínimo establecido por la Unión Europea (UE) para 2020: un mínimo de un 10% de capacidad de producción instalada. La UE estableció en el 2002 este mínimo con el fin de eliminar sistemas aislados, facilitar el apoyo mutuo y promover el Mercado Único de la electricidad. Esta nueva línea es fundamental ya que ampliará la capacidad comercial de intercambio de los 2.800 MW actuales hasta los 5.000 MW. Sin embargo, España seguirá necesitando desarrollar nuevas interconexiones. Aun así, con el resto de interconexiones previstas hasta 2020, España será el único país de la Europa continental por debajo del mínimo establecido por la Unión Europea.

ABB ha recibido un pedido por valor aproximado de 140 millones de dólares de los operadores de Energinet.dk en Dinamarca y 50Hertz Transmission en Alemania para diseñar, suministrar e instalar una estación convertidora HVDC (corriente continua en alta tensión) en Bentwisch, en el norte de Alemania. La estación convertidora HVDC Light será la primera instalación en Europa capaz de conectar las redes asíncronas de CA del este de Dinamarca y Alemania.

Con el suministro de este sistema HVDC, ABB aportará una tecnología clave para el proyecto “solución combinada de red Kriegers Flak”, que creará la primera interconexión eléctrica marina del mundo, utilizando las conexiones de redes nacionales al futuro parque eólico marino danés Kriegers Flak y a los parques eólicos, ya en servicio, Baltic 1 y Baltic 2 en Alemania. ABB se adjudicó también con anterioridad un pedido para el tendido de un cable submarino de CA por valor de 100 millones de dólares, para conectar el parque eólico danés Kriegers Flak en 2015.

La interconexión tendrá una capacidad de 400 MW, equivalentes a las necesidades energéticas de más de 400.000 viviendas. Esta infraestructura crítica es cofinanciada por la Unión Europea, y supondrá un paso importante hacia la consecución de los objetivos europeos de desarrollo de las energías renovables. Además de permitir la integración de más energía renovable en la red eléctrica, el proyecto de interconexión aumentará la seguridad del suministro y ofrecerá nuevas oportunidades de comercialización de la electricidad.

Claudio Facchin, presidente de la división Power Grids de ABB ha declarado: “ABB tiene un historial sin igual de interconexiones HVDC, y juega un papel fundamental en el desarrollo de la red eléctrica europea. Tanto la integración de energías renovables, como el desarrollo de las interconexiones, son elementos clave de la estrategia Next Level de ABB, al abordar la creciente demanda de electricidad minimizando el impacto ambiental”.

ABB suministrará la estación HVDC completa, incluyendo transformadores, válvulas convertidoras, sistemas de refrigeración, control y protección, y otros equipos relacionados de la estación convertidora. HVDC Light aporta características sofisticadas a la red, tales como la capacidad de recuperación tras una caída general del suministro y una capacidad excepcional de control para regular el sistema compensando los cambios en la velocidad del viento.

ABB se ha adjudicado más de 110 proyectos HVDC desde que fue pionera de esta tecnología hace más de 60 años. Estos proyectos suman una capacidad de más de 120.000 megavatios, y representan cerca de la mitad de la base instalada global. ABB avanzó en el desarrollo de la tecnología HVDC en la década de 1990 con la solución del convertidor estático de tensión (voltage source converter – VSC) denominada HVDC Light, y lidera también esta tecnología con sus más de 18 de un total de 24 proyectos VSC HVDC realizados en todo el mundo.

La nueva interconexión eléctrica entre España y Francia inició su operación comercial el pasado 5 octubre, con lo que, en condiciones favorables de operación, se podrá duplicar la capacidad de intercambio de electricidad entre los dos países. Para la primera semana, se incrementa la capacidad de interconexión hasta los 2.000 MW.

La línea, con una longitud de 64,5 km, enlaza los municipios de Santa Llogaia, cerca de Figueras (Gerona), con la localidad de Baixas, próxima a Perpiñán. El trazado es totalmente soterrado mediante una zanja de hormigón, excepto el tramo que cruza los Pirineos, que se realiza a través de un túnel de 8,5 km que transcurre paralelo a la línea ferroviaria de alta velocidad.

El proyecto, que se inició en el año 2008, ha sido para Red Eléctrica de España (REE) y para Réseau de Transport d’Électricité (RTE) un reto tecnológico y simboliza los tres ejes de la política energética europea, dado que contribuye al aumento de la seguridad del suministro de electricidad en Europa, a la lucha contra el cambio climático y al desarrollo del mercado único europeo de la electricidad.

En el ámbito local, garantiza el suministro a las comarcas de Gerona y del Rosellón y permite dotar de la energía necesaria al tren de alta velocidad en el tramo Barcelona-Perpiñán. Asimismo, su puesta en servicio supondrá un ahorro de un millón de toneladas de CO2 al año.

Los trabajos de construcción de la línea finalizaron en febrero del 2015, coincidiendo con la inauguración oficial de la misma. Desde esa fecha, la línea ha estado funcionando en modo de pruebas técnicas.

Esta nueva interconexión eléctrica entre Francia y España representa la consecución de diferentes hitos tecnológicos en el ámbito mundial, ya que es la primera vez que se realiza una interconexión subterránea de esta longitud a un nivel de potencia de 2.000 MW con la última tecnología disponible para el transporte en corriente continua.

El desarrollo tecnológico también ha alcanzado a las estaciones conversoras que se han construido en cada extremo de la línea y que son únicas en el mundo, tanto por su tecnología como por la capacidad de invertir el sentido de los intercambios de energía entre España y Francia en tan solo 50 ms.

La inversión en el proyecto ha ascendido a 700 M€, de los cuales 225 M€ corresponden a una subvención de la Unión Europea en el marco del programa EEPR (European Energy Programme for Recovery). Además, cuenta con la financiación del Banco Europeo de Inversiones a través de un préstamo de 350 M€ concedido a REE y a RTE.

Alstom ha logrado la adjudicación de un contrato, valorado en más de 300 M€, con la compañía eléctrica italiana Terna Rete Italia y su homóloga francesa Réseau de Transport d’Électricité para construir dos transformadores de corriente continua de alta tensión (HVDC) para la interconexión eléctrica entre Francia e Italia.

La interconexión eléctrica entre los dos países transcurrirá bajo los Alpes, a través de un cable de 190 km de longitud, que será el cable subterráneo de interconexión de HVDC más largo del mundo. Una vez completado el proyecto, la capacidad de transferencia de energía entre ambos países se incrementará en 1.200 MW, elevando el total a 4.400 MW y aportando mayor estabilidad a la red.

Este enlace aumentará notablemente la capacidad energética y hará que Italia tenga mayor acceso a la capacidad instalada francesa de hidrogeneración y Francia a la producción italiana de energía solar.

Alstom diseñará, suministrará, instalará y pondrá en servicio dos transformadores (2×600 MW, ±320 kV) que incorporarán la tecnología de conversión de fuente de tensión VSC MaxSineTM de Alstom. Esta tecnología permite la conversión de corriente alterna en corriente continua, y viceversa. Los equipos esenciales se fabricarán en las instalaciones que posee Alstom en el Reino Unido, Alemania, Francia e Italia y el contrato incluye además el mantenimiento del transformador en Francia.

Interior de la estación conversora de Santa Ponsa (Mallorca)

REE y Siemens han finalizado con éxito su intervención planificada de mantenimiento preventivo en la interconexión eléctrica que une la Península y Mallorca. Esta autopista eléctrica del Mediterráneo propiedad de REE une dos subestaciones ubicadas en Sagunto y Santa Ponsa, situada ésta cerca de la capital de Palma de Mallorca. Gracias a su tecnología HDVC, el enlace permite la transmisión en alta tensión y corriente continua de energía eléctrica a través de un cable submarino de 244 km.

Durante tres semanas del pasado mes de mayo, se realizaron de manera satisfactoria los trabajos de mantenimiento en los elementos clave de ambas estaciones conversoras. Se revisaron, entre otros aspectos, la sala de válvulas y electrónica asociada, el sistema de refrigeración de válvulas, los sistemas de control y protección y los filtros de corriente alterna, transformadores de potencia convertidores, etc. Siemens ha empleado a un equipo de 14 personas, 7 por cada estación conversora y REE, por su parte, ha destinado de 4 a 7 personas por estación conversora, para llevar a cabo esta minuciosa parada de mantenimiento, la primera que se realiza desde que las subestaciones se entregaron a REE en 2012.

La interconexión lleva más de tres años transportando electricidad entre la Península y las Islas Baleares de manera satisfactoria y se ha convertido en una infraestructura de carácter estratégico porque, según Siemens, proporciona el equivalente al 25 por ciento de la demanda de las islas de una manera segura, fiable y con gran calidad de suministro.

Las paradas han durado siete días en uno de los polos, cinco días en el otro y tres días más en ambos polos. La próxima intervención global se llevará a cabo en 2017 y, al igual que la recientemente finalizada, involucrará al personal técnico propio del cliente REE y Siemens.

La estrecha relación entre REE y Siemens en este terreno dará un nuevo salto de calidad, este año, cuando se ponga en marcha la interconexión eléctrica a través de los Pirineos, en la que se emplea por primera vez el sistema de transmisión más potente del mundo, el HDVC Plus (tecnología VSC). Ambas interconexiones forman parte del mercado único de energía europeo por el que apuesta la Comisión Europea. Para ello no sólo se necesitan redes estables con alto grado de fiabilidad en el suministro, sino conexiones transnacionales, resultado de una perfecta coordinación entre los países que eviten los cuellos de botella en la transmisión de la energía eléctrica.

COMEVAL