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centrales eléctricas de Noruega se construyeron desde prin-
cipios de la década de 1950 hasta finales de los 80. Varios de
estos planes de energía hidroeléctrica se construyeron para
abastecer a las industrias de fundición que se estaban desa-
rrollando cerca de las centrales eléctricas. Después de este
periodo, durante más de una década, existió muy poca capa-
cidad de generación nueva. Sin embargo, a partir de la década
de 2000, aparecieron en el mercado nuevas soluciones de ge--
neración de energía renovable, incluidas la hidroeléctrica y la
eólica en pequeña escala, la mayoría sin reservas.
En la tabla 1, se indica la capacidad de generación insta-
lada en el sistema eléctrico noruego a principios del año 2019.
La carga máxima del sistema eléctrico noruego es de 24,485
MW. En la tabla 2, se muestra el balance energético del país
para los años 2017 a 2019. Se puede observar claramente la
variación en la producción, las importaciones y las exporta-
ciones de energía hidroeléctrica de un año a otro. El consumo
de almacenamiento por bombeo en el país fue de 1,650; 1,031
y 1,262 GWh, respectivamente, en 2017, 2018 y 2019.
La mayoría de las centrales hidroeléctricas noruegas
son del tipo de embalse, con algunas instalaciones de filo
de agua. Hay embalses plurianuales que pueden almacenar
afluencias normales durante más de un año. El embalse más
grande es el lago Blåsjø, con una capacidad de 7,800 GWh.
Hay un número limitado de centrales eléctricas de bom-
beo en Noruega. La capacidad de bombeo es de aproxi-
madamente 1.5 GW. Las estaciones de bombeo existentes
fueron construidas para un funcionamiento estacional (es
decir, como almacenamiento cuando la nieve se derrite,
así como durante las inundaciones de primavera y los
periodos de fuertes lluvias, y con producción durante las
situaciones de carga máxima y el invierno). Quedó claro
que sería beneficioso conectar el sistema hidroeléctrico
noruego a las redes vecinas para compensar la gran varia-
ción en la afluencia a los embalses entre los años húmedos
y los secos (60,000 GWh).
La cooperación en el suministro de energía entre los paí-
ses nórdicos de Dinamarca, Finlandia, Noruega y Suecia
ha sido una larga tradición. La cooperación se aceleró tras
la instalación de nuevas interconexiones a principios de los
años 60. De esta manera, los cuatro países se unieron a una
zona sincrónica común. Dinamarca occidental era la única
región con una interconexión síncrona con el sistema euro-
peo continental. La zona síncrona nórdica solía contar con
energía hidroeléctrica en Noruega, el norte de Suecia y el
norte de Finlandia, y energía térmica en el sur de Finlandia,
Suecia y el este de Dinamarca. Estos países desarrollaron
sistemas de transmisión y, al mismo tiempo, construyeron
nuevos interconectores para emplear la flexibilidad del sis-
tema hidroeléctrico.
En 1976 y 1977, Noruega y Dinamarca occidental (Jutlan-
dia) se interconectaron con dos cables submarinos de HVdc,
denominado Interconector Skagerrak. La capacidad total era
de 500 MW. Dado que Jutlandia estaba sincronizada con el
sistema europeo continental, Noruega tenía ahora un enlace
septiembre/octubre 2020	

con el centro de Europa occidental por primera vez. Poste-
riormente, en 1993, se añadió el Skagerrak 3, con una capa-
cidad adicional de 500 MW. En 2014, se puso en marcha el
Skagerrak 4, con una capacidad de 700 MW, totalizando una
capacidad de interconexión de 1,700 MW. En los cuatro paí-
ses, el sector eléctrico solía estar dominado por una o unas
pocas empresas de servicios públicos integradas, cuyas res-
ponsabilidades eran la producción, la transmisión, el mante-
nimiento del monopolio de las exportaciones/importaciones
y, en distintos grados, las operaciones de distribución y venta
al por mayor. Con la liberalización durante los años 90, estas
empresas de servicios públicos dominantes se desvincularon
y los sectores de transmisión y producción se establecieron
como empresas independientes.
En todos los países nórdicos, se eligió el modelo de gestor
de redes de transmisión (GRT), en el que el operador del sis-
tema también es el propietario de los activos de transmisión.
Esto contrastaba con el modelo de operador de sistema inde-
pendiente, comúnmente utilizado en Norteamérica. Allí, los
activos de transmisión están en manos de propietarios de
transmisión distintos. Una parte importante del desarrollo
del mercado común nórdico de electricidad es la bolsa de
potencia, Nord Pool. La base de la Nord Pool se organizó a
finales de 1992 cuando se creó la bolsa de energía noruega,
Statnett Marked. Cuando Suecia abrió su mercado eléctrico
en 1996, Statnett Marked se cambió a Nord Pool y se esta-
bleció como la primera bolsa internacional de energía en el
mundo. Finlandia se unió a Nord Pool y al mercado eléctrico
común nórdico en 1998. En 1999, se incluyó la zona occi-
dental de Dinamarca, y en 2000, se añadió su zona oriental.
En un sistema con aproximadamente un 50 % de ener-
gía hidroeléctrica, la capacidad de producción de energía
es tan importante como el margen de capacidad. Incluso si
hay suficiente capacidad para cubrir los periodos de carga
máxima, puede producirse un déficit energético durante los
años secos. En años normales, la capacidad de generación
térmica en Dinamarca, Finlandia y Suecia puede cubrir las
variaciones de la producción de energía en Suecia y Noruega.
Sin embargo, durante los años secos, la necesidad de impor-
tar potencia puede ser tan grande que esta capacidad no será
suficiente. Durante los años 90, Noruega inició los planes
para la construcción de nuevas interconexiones de HVdc
con Alemania, los Países Bajos y Gran Bretaña para miti-
gar el impacto de la oferta. Esto ha dado como resultado un
nuevo interconector, NorNed, desde Noruega hasta los Paí-
ses Bajos, que se puso en marcha en 2008. Además, se están
construyendo otros dos interconectores desde Noruega, uno
a Alemania y el otro a Inglaterra.

Conexión de la energía hidroeléctrica
a Europa continental
El sistema eléctrico nórdico se conecta al de Europa con-
tinental en beneficio de ambas redes, ya que sus caracte-
rísticas básicas se complementan entre sí. La conexión de
los sistemas refuerza la seguridad del suministro en ambos
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Table of Contents for the Digital Edition of IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - September/October 2020

Contents
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