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El consorcio entre Siemens y Mortenson ha completado con éxito las estaciones de conversión de potencia de corriente continua de alta tensión (HVDC) de 500 kV Bipole III para el cliente Manitoba Hydro. Las estaciones de conversión de HVDC son una parte integral del proyecto de transmisión Manitoba Hydro Bipole III. Toda la línea de transmisión actuará como una “autopista de electricidad”, reforzando la fiabilidad del suministro de electricidad de Manitoba al reducir la dependencia de las líneas de transmisión HVDC existentes, al tiempo que garantiza un transporte de baja pérdida de energía renovable desde las estaciones generadoras del norte para satisfacer los crecientes requerimientos de energía. Las estaciones de conversión de HVDC son subestaciones especializadas que admiten la conversión de energía eléctrica de corriente alterna de alta tensión (HVAC) a corriente continua de alta tensión (HVDC) o viceversa, un componente crítico para interconectar sistemas de energía independientes.

Las estaciones de conversión Bipole III incluyen la estación de conversión Keewatinohk en el norte de Manitoba, cerca de la bahía de Hudson, y la estación de conversión de Riel, cerca de Winnipeg, en la región sur de la provincia. Las estaciones de conversión tienen una capacidad de transmisión de 2.000 MW, suficiente para satisfacer más del 40% de la demanda de electricidad máxima de la provincia. La transmisión HVDC es la tecnología ideal para implementar cuando la electricidad debe transportarse a grandes distancias, desde áreas remotas donde se produce a centros urbanos e industriales donde es necesaria, ya que la transmisión HVDC sufre pérdidas de electricidad mucho más bajas que la transmisión AC estándar.

El consorcio entre Siemens y Mortenson fue responsable del suministro del equipo convertidor HVDC y las instalaciones asociadas, Siemens proporcionó el diseño del sistema, la fabricación, el suministro y la puesta en marcha de la tecnología central HVDC, mientras que Mortenson brindó ayuda en el diseño y en los servicios de construcción para la infraestructura de soporte, incluida la construcción de la estación de conversión, filtros de aire acondicionado y subestaciones transformadoras de corriente continua. La ubicación remota de la estación de conversión Keewatinohk y las condiciones extremas del clima invernal, presentes en ambos sitios, supusieron interesantes desafíos de logística y construcción para el equipo.

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Con el MVDC Plus (Medium Voltage Direct Curent Power Link Universal System), Siemens introduce en el mercado un nuevo sistema de transmisión de corriente continua que permitirá rutas de transmisión eficientes en redes eléctricas de corriente alterna de media tensión de 30 a 150 kV. Siemens ha desarrollado el sistema de transmisión para operadores de redes eléctricas que necesiten ampliar su infraestructura para gestionar volúmenes crecientes de potencia aportada al sistema de distribución procedente de fuentes distribuidas y energías renovables y también para mantener la estabilidad de sus redes. El MVDC PLUS permite unir distancias de hasta 200 km. Siemens ofrece el sistema de transmisión de corriente continua de media tensión como sistema compacto en tres variantes con capacidades de transmisión de aproximadamente 50, 100 y 150 MW, con tensiones de transmisión de corriente continua de 20 a 50 kV.

De esta manera, el MVDC Plus es adecuado para conectar a la red eléctrica pequeñas comunidades en regiones poco pobladas, y para conectar y estabilizar redes de distribución de baja potencia independientemente de sus tensiones y frecuencias. Este sistema permite un intercambio de potencia regulado entre redes de media tensión regionales y micro-redes. También cuenta con una mayor independencia de la red de alta tensión. Para las líneas de transmisión es posible usar tanto cables como líneas aéreas. También es posible usar rutas existentes cuando sea necesario aumentar la capacidad de potencia sin necesidad de pasar a alta tensión.

 

El sistema de transmisión también permite a los operadores establecer una conexión de potencia entre islas o plataformas offshore y el continente para evitar acciones de mantenimiento y costes de un grupo generador diésel de respaldo. Por ejemplo, el sistema puede usarse como una solución de respaldo para media tensión en la industria manufacturera, aumentando la disponibilidad de las máquinas y los equipos y reduciendo las pérdidas de producción. Como sistema de alimentación de respaldo para centros de datos, el MVDC Plus garantiza, por ejemplo, la clasificación en un nivel de calidad (“tier”). El sistema de transmisión de corriente continua de media tensión también es atractivo por su rentabilidad y su rápida implementación en combinaciones a nivel local con diferentes modelos de financiación, cuya importancia está aumentando en países que tienen una proporción creciente de fuentes de energía renovable y distribuida.

La tecnología MVDC se basa en la tecnología HVDC Plus utilizada en el sistema de transmisión HVDC de Siemens, pero reducida a sus funciones básicas. Como el HVDC Plus, el sistema de transmisión de media tensión opera con convertidores de fuente de tensión (VSC) en un diseño modular de convertidor multinivel (MMC) que convierte la corriente alterna en corriente continua y viceversa. La corriente de la ruta de transmisión puede fluir en ambas direcciones. Gracias al uso de transistores bipolares de puerta aislada (IGBT), los procesos de conmutación en el convertidor se realizan con independencia de la tensión de la red. Ambas estaciones conversoras pueden operarse como un compensador síncrono estático (statcom). La alta velocidad de intervención del sistema de control y protecciones de los convertidores garantizan la estabilidad del sistema de transmisión, lo que reduce los fallos en la red y un funcionamiento anómalo en la red eléctrica trifásica. Esto mejora notablemente la seguridad del suministro tanto para suministradores de energía como para clientes.

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Abengoa, compañía internacional que aplica soluciones tecnológicas innovadoras para el desarrollo sostenible en los sectores de energía y medioambiente, ha sido seleccionada por Oman Electricity Transmission Company (OETC), para construir dos nuevas subestaciones eléctricas y las líneas de transmisión asociadas en la región noreste de Omán.

Abengoa será la responsable de la construcción, suministro, montaje y puesta en marcha de dos nuevas subestaciones 132/33kV, una en Samad y otra en Sinaw y más 75 km de líneas aéreas de transmisión de 132 kV asociadas a las mismas. Está previsto que el proyecto tenga una duración de 2 años y la subcontratación de empresas locales para determinados trabajos con lo que se generará empleo en la zona durante todo el proyecto.

Abengoa está establecida en Omán desde el 2012 donde está desarrollando actualmente la subestación de Al Dreez también para OETC.

Con este nuevo proyecto, Abengoa consolida su posición en el mercado de Oriente Medio y mantiene su posición como referente dentro del sector de la transmisión eléctrica con más de 26.000 km y casi 300 subestaciones en todo el mundo en los últimos 11 años.

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Siemens se ha adjudicado una orden del operador de la red de transmisión Amprion para el suministro eléctrico, instalación y puesta en servicio de un sistema de compensación de potencia reactiva para la estabilización del suministro de la red eléctrica en el área metropolitana de Frankfurt. En lo que a cambio energético se refiere, así es como Amprion  aborda los desafíos a los que se enfrenta la red eléctrica,  dado un número cada vez mayor de fuentes de energía renovable fluctuantes alimentando la red. La compañía operadora utilizará el sistema de compensación de potencia reactiva para la estabilización dinámica de la tensión de la red de transporte.

La orden incluye un sistema de compensación estático VAR de última generación, SVC Plus,que ha experimentado un mayor desarrollo en Siemens, entre otras cosas, para minimizar el impacto medioambiental del sistema, tales como las emisiones de ruido y la reducción del tamaño del sistema a un mínimo. Siemens construirá el sistema en Kriftel, una comunidad en la región del Rin-Meno situado entre Frankfurt y Wiesbaden,  y lo integrará allí en un sistema de conmutación existente.  El volumen del pedido es de alrededor de 25 millones de euros; el sistema está previsto para finalizarse a finales de 2017.

La esencia de SVC Plus, un avanzado Statcom (compensador síncrono estático), es su tecnología del convertidor multinivel. A diferencia de otras topologías de convertidor de conmutación forzada, la onda de tensión producida por SVC Plus es prácticamente sinusoidal en virtud de la tecnología multinivel. Esto hace que los filtros de armónicos de baja frecuencia, a menudo utilizados en las soluciones anteriores, reduzcan sustancialmente los requisitos de espacio para la unidad.

El convertidor de potencia se basa en una topología modular. Cada rama del convertidor se compone de módulos de potencia IGBT (Transitor Bipolar de Puerta Aislada) conectados en serie. El sistema SVC Plus de Amprion está diseñado para una capacidad nominal de +/- 300 MVAr y están dispuestos en varios convertidores de potencia conectados en paralelo. Los módulos de potencia redundantes se incluyen en las fases de cada rama del convertidor. En el raro caso de un fallo, éstas continuarían para garantizar un funcionamiento a potencia nominal completa sin un apagado forzoso. La sustitución de componentes defectuosos podría entonces ser pospuesta hasta el siguiente mantenimiento programado. La disponibilidad media para un sistema SVC Plus, por tanto, supera con creces el 99 %. Siemens ha recibido pedidos en todo el mundo para más de 50 sistemas SVC Plus en los últimos cuatro años.

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Elecnor, a través de su filial Celeo Redes, ha finalizado con éxito el primer circuito de la nueva línea de transmisión eléctrica Ancoa-Alto Jahuel de 2×500 kV, por valor de 220 millones de euros (250 millones de dólares) y una capacidad de transmisión de 1.500 MVA.

Esta primera fase del proyecto fue inaugurado ayer en Chile con presencia de las máximas autoridades del país, entre las que destaca la Presidenta, Michelle Bachelet, y el Ministro de Energía, Máximo Pacheco, lo que subraya la relevancia del proyecto dentro de la política energética nacional.

La línea de transmisión Ancoa-Alto Jahuel, construida por Elecnor, está siendo desarrollada a través de Celeo Redes, sociedad en la que también participa la holandesa APG. El proyecto fue adjudicado en el año 2009 mediante licitación pública internacional, y en aquel entonces suponía la mayor línea de transmisión troncal licitada hasta la fecha.

La línea tiene una longitud de 255 km y conecta la subestación de Ancoa (en el municipio de Colbún) y la subestación de Alto Jahuel (en el municipio de Buin), atravesando tres regiones y 18 municipios. Durante la fase de construcción se han creado 1.000 empleos directos y, en la actualidad, en la fase de operación, se han creado otros 50 empleos directos de carácter indefinido y de perfil altamente cualificado.

En 2016 está prevista la entrada en operación del segundo circuito de la línea. Una vez finalizado todo el proyecto, la nueva línea de transmisión reforzará la eficiencia, seguridad y flexibilidad energética del país y dotará al Sistema Interconectado Central de una capacidad adicional de 3.000 MVA, equivalente al 40% de su demanda máxima.

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El Secretario de Energía y Presidente del Consejo de Administración de la CFE, Pedro Joaquín Coldwell, y el Director General de la CFE, Enrique Ochoa Reza, han anunciado el inicio de los procesos de licitación de 24 proyectos de infraestructura eléctrica y de gas natural, por una inversión estimada de 9,836 M$. Se trata de ocho proyectos de transporte de gas natural; cuatro centrales eléctricas; tres proyectos de líneas de transmisión y subestaciones eléctricas; y nueve proyectos de distribución eléctrica. Con estos proyectos se añadirán 2.385 km a la red de gasoductos, 1.442 MW) a la capacidad instalada del Sistema Eléctrico Nacional, 122 km a la red de transmisión y 2.962 km a la red de distribución.

Transparencia Mexicana acompañará los procesos licitatorios de los ocho gasoductos, de la central geotérmica y de la quinta fase del proyecto de reducción de pérdidas. Los demás proyectos contarán con un testigo social designado por la Secretaría de la Función Pública. Esto a pesar de que por su coste, la CFE no estaría obligada a incluir la participación de esta figura.

En el acto de presentación de estas licitaciones, el Director General de la CFE indicó que con la Reforma Energética, la CFE ha iniciado una nueva etapa como Empresa Productiva del Estado con el objetivo principal de ofrecer un servicio de energía eléctrica de mayor calidad, menor coste y más amigable al medio ambiente. Agregó que para lograr esta meta, es fundamental contar con infraestructura moderna de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, así como con los gasoductos suficientes para el transporte de gas natural.

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El Doctor Ochoa Reza, explicó que con estos gasoductos y los 11 que ya están en construcción y en licitación, la CFE, en armonía con PEMEX y coordinada por la Secretaría de Energía, cumplirá la meta establecida en el Programa Nacional de Infraestructura de incrementar en 75% el Sistema Nacional de Gasoductos, durante el gobierno del Presidente Enrique Peña Nieto.

Por su parte, el Secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell agregó que los nuevos gasoductos permitirán atender los requerimientos de energía en las regiones centro, oriente y occidente del país.

Destacó que esta auténtica red de gasoductos permitirá llevar la molécula a las principales zonas industriales y comerciales de la República lo que les permitirá reducir costos. Esto, dijo el Secretario, hará más competitivas a las empresas y al país en su conjunto que será más atractivo para el emplazamiento de nuevas factorías.

En el evento, realizado en el auditorio de la Comisión Federal de Electricidad, también estuvieron presentes Emilio Lozoya Austin, Director General de Pemex, César Emiliano Hernández Ochoa, Subsecretario de Electricidad y David Madero Suárez, Director General del Centro Nacional de Control de Gas Natural.

Los detalles de los proyectos a licitar son:

Gasoductos

Gasoducto Tula – Villa de Reyes. 280 km de longitud. Capacidad 550 MMPCD. Inversión 420 M$. Publicación prebases junio 2015, operación comercial diciembre 2017.
Gasoducto Villa de Reyes – Aguascalientes – Guadalajara. 355 km de longitud. Capacidad 1.000 MMPCD. Inversión 555 M$. Publicación prebases julio 2015, operación comercial diciembre 2017.
Gasoducto Sur de Texas – Tuxpan (Marino). Transportará gas natural por una ruta submarina en el Golfo de México, desde el Sur del estado de Texas, EUA, hasta Tuxpan, Veracruz. 800 km de longitud. Capacidad 2.600 MMPCD. Inversión 3.100 M$. Publicación prebases julio 2015, operación comercial junio 2018.
Gasoducto Nueces – Brownsville. Transportará gas natural proveniente del Sur de Estados Unidos y proveerá gas natural al gasoducto Marino. 250 km de longitud. Capacidad 2,600 MMPCD. Inversión 1.550 M$. Publicación de la Solicitud de Propuesta julio 2015, operación comercial junio 2018.
Gasoducto La Laguna – Aguascalientes. 600 km de longitud. Capacidad 1.150 MMPCD. Inversión estimada 1.000 M$. Publicación prebases julio 2015, operación comercial diciembre 2017.
Ramal Empalme. 20 km de longitud. Capacidad 236 MMPCD. Inversión 35 M$. Publicación prebases agosto 2015, operación comercial abril 2017.
Ramal Hermosillo. Transportará de gas natural proveniente del gasoducto Sásabe – Guaymas, a la CCC Hermosillo (Sonora).48 km de longitud. Capacidad 100 MMPCD. Inversión 68 M$. Publicación prebases agosto 2015, operación comercial junio 2017.
Ramal Topolobampo. Transportará 248 MMPCD de gas natural proveniente del gasoducto El Encino – Topolobampo, a las CCC Noroeste (Topolobampo II) y Topolobampo III, en Sinaloa. 32 km de longitud. Inversión 55 M$. Publicación prebases octubre 2015, operación comercial para marzo 2018.

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Centrales de generación

Central Geotérmica Los Azufres III, Fase II. Hidalgo y Zinapécuaro, Michoacán. Se trata de la construcción de una central geotérmica de 25 MW. Publicación prebases 19 de mayo, bases julio 2015 y operación comercial junio 2018. Inversión 63 M$.
Central de Combustión Interna (Dual) Baja California Sur VI. La Paz, Baja California Sur. Se trata de la construcción de una central de combustión interna con motor dual de combustóleo y gas natural. Tendrá una capacidad de 42 MW. Inversión 105 M$. Publicación prebases julio 2015, operación comercial mayo 2018.
Central de Ciclo Combinado San Luis Potosí. Villa de Reyes, San Luis Potosí. Se trata de la construcción de una CCC de 790 MW.Inversión 864 M$. Publicación prebases julio 2015, entrada en operación comercial abril 2019.
Central Eólica Sureste II y III. El proyecto se localiza en el municipio de Ixtepec, Oaxaca. Estará integrada por dos módulos con una capacidad total de 585 MW. Inversión 1.079 M$. Publicación prebases julio 2015, entrada en operación comercial diciembre 2017.

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Líneas de transmisión y subestaciones eléctricas

Subestaciones y Compensación del Noroeste 1902 (3ª fase). Sinaloa. Comprende cinco líneas de transmisión de 400 y 115 kV, y 74 km de longitud. Incluirá dos subestaciones de 500 MVA y ocho alimentadores en 400 y 115 kV. El proyecto se llevará a cabo bajo la modalidad Obra Pública Financiada. Inversión 35 M$. Prebases y bases publicadas en abril y mayo 2015, operación comercial marzo 2017.
Transformación del Noreste 1302. Coahuila. Comprende cinco líneas de transmisión de 115 kV, y 25 km de longitud. Incluirá una subestación de 500 MVA y ocho alimentadores en 400 y 115 kV. Inversión 37 M$. Prebases y bases publicadas en abril y mayo 2015, operación comercial marzo 2017.
Transmisión y Transformación de Baja California (5ª fase). Baja California. Comprende dos líneas de transmisión de 230 y 161 kV, y una longitud total de 23 km. Incluirá tres subestaciones con dos alimentadores en 230 kV y dos en 161 kV. Inversión 19 M$. Publicación prebases junio 2015, operación comercial enero 2017.

Distribución de energía eléctrica

Subestaciones y Líneas de Distribución 1920 (6ª fase). Hermosillo, Sonora. Consta de una subestación eléctrica con capacidad de 30 MVA y 2 alimentadores en 115 kV y seis en 13,8 kV. Inversión 6 M$. Prebases y bases publicadas en mayo y junio, operación comercial octubre 2016.
Proyecto 2021: Reducción pérdidas de energía en distribución (8 fases). 44 obras, divididas en ocho fases. Su objetivo es reducir las pérdidas de energía en Campeche, Chiapas, Distrito Federal, Estado de México, Morelos, Quintana Roo, Sinaloa, Tabasco y Veracruz. Incluye 1.217.399 medidores; 36.612 transformadores de distribución y 2.962 km de línea.
Reducción de pérdidas de energía en distribución 2021 (1ª fase). Morelos. Suministro e instalación de 16.048 medidores, 957 transformadores de distribución y 37 km de línea. Inversión 14 M$. Prebases y bases publicadas en mayo y junio, operación comercial octubre 2016.
Reducción de pérdidas de energía en distribución 2021 (2ª fase). Sinaloa. Suministro e instalación de 5.727 medidores. Inversión 5 M$. Bases junio 2015, operación comercial octubre 2016.
Reducción de pérdidas de energía en distribución 2021 (3ª fase). Veracruz. Suministro e instalación de 20.456 medidores. Inversión 8 M$. Prebases y bases publicadas en abril y junio, operación comercial septiembre 2016.
Reducción de pérdidas de energía en distribución 2021 (4ª fase). Campeche y Quintana Roo. Suministro e instalación de 93.241 medidores. Inversión 48 M$. Prebases y bases publicadas en mayo y junio, operación comercial abril 2017.
Reducción de pérdidas de energía en distribución 2021 (5ª fase). Estado de México. Suministro e instalación de 378.054 medidores, 12.687 transformadores de distribución y 1,214 km. Inversión 276 M$. Publicación prebases junio 2015, operación comercial junio 2017.
Reducción de pérdidas de energía en distribución 2021 (6ª fase). Chiapas y Tabasco. Suministro e instalación de 187.817 medidores, 1.951 transformadores de distribución y 158 km. Inversión 95 M$. Publicación bases julio de 2015, operación comercial junio de 2017.
Reducción de pérdidas de energía en distribución 2021 (7ª fase). Estado de México. Suministro e instalación de 336.935 medidores, 19.338 transformadores de distribución y 1.269 km. Inversión 283 M$. Publicación bases julio 2015, operación comercial junio de 2017.
Reducción de pérdidas de energía en distribución 2021 (8ª fase). Estado de México y Distrito Federal. Suministro e instalación de 179.121 medidores, 1.679 transformadores de distribución y 284 km. Inversión 116 M$. Publicación prebases julio 2015, operación comercial junio de 2017.

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El operador de la red TenneT y Siemens han iniciado el periodo de pruebas de la conexión a red en corriente continua BorWin2. Después de varias semanas de operación en pruebas, la conexión a red será capaz de entrar en operación controlada en los primeros meses de 2015. Con una capacidad de transmisión de 800 MW, la conexión a red BorWin2 puede abastecer a unos 800.000 hogares con electricidad limpia.

Siemens instaló la plataforma de conversión BorWin2, ubicada a unos 100 km al noroeste de la isla de Borkum en el Mar del Norte, durante el verano. Prysmian, socio del consorcio y experto en cables, fue responsable de la instalación de dos cables submarinos de 200 km de longitud. Después de conectar con éxito el parque eólico Global Tech 1, el enlace BorWin2 inyectó electricidad a la red por primera vez en las pruebas iniciales llevadas a cabo a principios de septiembre. El 50% de la capacidad de esta conexión está prevista para otro parque eólico. Como la construcción de los aerogeneradores aún no ha comenzado, TenneT espera que durante los próximos dos años solo se utilizará el 50% de la capacidad de esta conexión de 800 MW.

Siemens utiliza la tecnología de transmisión en alta tensión y corriente continua, instalada tanto en la plataforma marina, como en la estación conversora en tierra en Diele, Frisia oriental, para llevar de manera eficiente la electricidad generada por el viento hasta tierra. La energía eólica generada en primer lugar se transporta en corriente alterna hasta la plataforma conversora BorWin2, allí se convierte en corriente continua, y se lleva a tierra a través de cables submarinos. La estación conversora en tierra convierte la corriente continua en corriente alterna de nuevo y la inyecta a la red de alta tensión.

En total, Siemens está ejecutando cinco proyectos de conexión a red en el Mar del Norte para TenneT. Los proyectos hasta la fecha son: HelWin1 (576 MW) y HelWin2 (690 MW) fuera de Helgoland, BorWin2 (800 MW) fuera de Borkum y SylWin1 (864 MW) fuera de Sylt. Siemens recibió el contrato para la conexión BorWin3 en la primavera de 2014; los otros cuatro proyectos de conexión a red están en etapas avanzadas de terminación y se irán poniendo sucesivamente en funcionamiento entre 2014 y 2015.

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La Comisión Europea aprueba la ayuda francesa al programa de investigación SuperGrid para el desarrollo de redes de transmisión eléctrica innovadoras

La Comisión Europea concluyó que la subvención aportada por Francia al Instituto Supergrid para la transición energética para un proyecto de investigación que busca el desarrollo de una nueva generación de redes de transmisión energética a larga distancia cumple con las normas europeas para las ayudas estatales. Promoverá importantes objetivos europeos, como asegurar el suministro energético y proteger el medio ambiente sin distorsionar la competencia indebidamente.

Joaquín Almunia, Vicepresidente de la Comisión responsable de competencia, afirmó: “Asegurar la independencia energética y reducir las emisiones de CO2 en Europa son puntos prioritarios para la Comisión. El proyecto SuperGrid persigue estos objetivos. El proyecto tendrá un innegable impacto científico, mientras que distorsiones en la competencia serán limitadas.”

Las redes SuperGrid utilizarán corriente contínua y alterna de alto voltaje (hasta un millón de voltios) diseñada para la transmisión de energía a gran escala de fuentes renovables, muchas de ellas off-shore, situadas lejos de los centros de consumo. Estas redes, junto con instalaciones de almacenamiento flexibles, harán posible gestionar la naturaleza de las renovables y asegurarán la estabilidad de la red y su seguridad.

En 2013 Francia dio a conocer sus planes de subvencionar con 86,6 millones de euros la “start-up” SAS SuperGrid, fundada para administrar la colaboración público-privada creada para este propósito. La Comisión revisó la compatibilidad de la ayuda con sus directrices para las ayudas a la I+D+i, adoptadas en mayo de 2014.

El trabajo en I+D será necesario en la transmisión de enegía a larga distancia (incluyendo una nueva generación de cables), nuevos transformadores y tecnologías de almacenamiento y estabilización. La experiencia de varios participantes (seis públicos y seis privados) será aprovechada para desarrollar las tecnologías de la Supergrid. Si los proyectos de I+D demuestran su éxito, se venderán las patentes a las empresas interesadas bajo condiciones de mercado.

La Comisión conluyó que el proyecto SuperGrid sufrió los fallos del mercado, justificando el uso de ayudas públicas y que estas ayudas supondrán el incentivo necesario y suficiente para las empresas para cambiar su comportamiento y llevar a cabo un proyecto que de otro modo no habrían acometido. Dada la apertura de los mercados tecnológicos y la posibilidad de explotación de los derechos de propiedad intelectual que se deriven del proyecto, no habría riesgo de distorsionar la competencia.

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Una de las consecuencias de la Cumbre Presidencial que tuvo lugar entre los gobiernos de Colombia y Panamá, fue la reactivación del Proyecto de Interconexión Eléctrica entre ambos países. Este proyecto incluye una línea de transmisión desde la subestación de Cerromatoso, en el Departamento de Córdoba hasta la subestación de Panamá II. La transmisión energética será mediante corriente continua, y tendrá una extensión de 600 kilómetros, con una capacidad de transporte de hasta 400 megavatios.

Se estima que la Interconexión será operativa para el año 2018. La ejecución del proyecto será responsabilidad del consorcio Interconexión Colombia-Panamá S.A. (ICP), formado por la colombiana Interconexión Eléctrica S.A. (ISA) y por la Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. (ETESA), de Panamá. La inversión necesaria asciende hasta los 450 millones de dólares y se ha calculado un potencial de exportación energética de Colombia a Panamá de cerca de 250 millones de dólares.

Por otra parte, la Cumbre ha supuesto la oportunidad para comunicar al Gobierno de Panamá que Ecopetrol sigue interesado en realizar tareas de exploración en la región caribeña de Panamá, formando sociedad con Anadarko para este propósito. El Gobierno de Panamá debería dar su aprobación para solicitar un Contrato de Evaluación Técnica a la Oficina de la Secretaría Energética de Panamá.

Finalmente, la posibilidad de exportar gas natural de Colombia a Panamá sigue abierta. Se continuará hablando sobre ello en una reunión bilateral que será programada en breves, con la participación de las partes interesadas en este negocio. Para ello, la Resolución 1372 del 22 de julio publicada recientemente, establece las “guías para la creación de nuevos mercados de gas natural, estimulando su producción y consecuente exportación, mientras se da atención prioritaria a la demanda interna de recursos energéticos”.

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De acuerdo con las estadísticas del primer trimestre de 2014 publicadas por EWEA, a 1 de julio había instalados, y totalmente conectados a red, en aguas europeas un total de 2.304 aerogeneradores marinos, con una capacidad total instalada de 7.343 MW, en 73 parques eólicos marinos. Además la potencia eólica marina en construcción suma la impresionante cifra de 4.900 MW. Transportar a tierra la electricidad generada por estos parques es un reto, especialmente a medida que los parques se alejan más de la costa, reto que se ha logrado superar gracias a la tecnología de transmisión en alta tensión y corriente continua.

En las aguas alemanas del Mar del Norte, TenneT, operador de la red alemana de transmisión de electricidad, construye una gigantesca infraestructura para evacuar la electricidad de un total de 18 parques eólicos marinos mediante un total de diez plataformas de conversión y los correspondientes cables submarinos.

El trasporte de esta electricidad se realiza precisamente mediante la tecnología de transmisión en alta tensión y corriente continua, la más apropiada para este tipo de proyectos de transmisión de electricidad.

Artículo publicado en: FuturENERGY Septiembre 2014

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