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que fluía a través de NorNed se decidía en función de toda la
información de los mercados de ambos extremos. A partir de
entonces, los intercambios de energía en ambos lados recal-
cularían sus precios en su propia región, fijando el volumen
de NorNed.
Las posibilidades de transacción en todo el NorNed se
ampliaron cuando se introdujo el comercio intradiario en
marzo de 2012. En febrero de 2014, los mercados del día en
adelanto en el noroeste de Europa se acoplaron con éxito,
permitiendo que la energía eléctrica se comercializara de
Francia a Finlandia según un cálculo del precio de la ener-
gía eléctrica con un día de antelación basado en una subasta
implícita. Desde entonces, las áreas verdes de las figuras 2
y 3 han sido un mercado común. Esto sentó las bases para
el acoplamiento multirregional y, en mayo de 2014, la región
de Europa noroccidental se acopló a la de Europa sudocci-
dental, vinculando los mercados y los GRT hasta Portugal.
Desde noviembre de 2015, la compensación del mercado
del día en adelanto ha estado manejando las pérdidas implíci-
tas, aumentando la capacidad dada al mercado. Las pérdidas
físicas causadas por la transmisión de energía a través del
cable se incluyen al determinar el flujo de potencia, evitando
ciertas horas en las que las pérdidas exceden el valor creado
por los intercambios. En junio de 2018, se puso en marcha
la solución de mercado intradiario transfronterizo europeo
(XBID, por sus siglas en inglés). NorNed fue incluido, y la
solución intradiaria anterior fue intercambiada por el XBID.

La disponibilidad del cable NorNed desde su puesta en
marcha hasta finales de 2015 fue del 89 %, y el resultado lo
podemos ver en la figura 5. El tiempo para recuperar el costo
de inversión de NorNed, unos 600 millones de euros, fue un
poco menos de ocho años. Se puede ver en la curva de dispo-
nibilidad que existió una serie de interrupciones más largas
en NorNed. Esto se vincula a un número limitado de grandes
perturbaciones. En 2009 se produjeron dos perturbaciones:
una falla en el cable terrestre en Eemshaven en febrero y
un incendio en el patio de maniobras de CA en Eemshaven
en abril. La interrupción más larga se debió a una falla en
el cable durante el invierno de 2010. Otra falla en el cable
ocurrió durante la primavera de 2011. En octubre de 2013,
una tormenta dañó el techo del edificio del convertidor en
Eemshaven y provocó daños por agua.
La figura 6 muestra la cantidad media de energía (giga-
vatios hora) que fluye a través de NorNed (curva naranja) y
la diferencia de precio promedio entre el precio de mercado
del día en adelanto en Feda menos el precio de mercado del
día en adelanto en Eemshaven (curva azul). Los valores posi-
tivos de energía de la figura indican el flujo de los Países
Bajos a Noruega, y los valores negativos representan el flujo
de Noruega a los Países Bajos. Con diferencias de precios
positivas, el precio en Noruega (Feda) es más alto que el de
los Países Bajos (Eemshaven). Los precios negativos indican
un precio más alto en los Países Bajos que en Noruega. Se
puede ver en la figura que, más del 80 % del tiempo, el flujo

30

0.8
Flujo promedio (GWh)
Diferencia de precio promedio

20

Flujo promedio/semana (GWh)

0.4
10
0.2
0
1 4 710 1 4 7 10 1 4 710 1 4 7 10 1 4 710 1 4 7 10 1 4 710 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 710 1 4 7 101
2008 2009
2010 2011
2012 2013
2014 2015
2016
2017 2018 2019
-0.2
Año/Mes
-10
0

-0.4
-20
-0.6
-0.8
-1

Diferencia de precio promedio NO-PB

0.6

-30

-40

figura 6. Flujo promedio por semana (gigavatios hora) en NorNed y diferencia de precio promedio entre Noruega y los
Países Bajos (en euros). Los valores negativos indican un precio más alto en los Países Bajos que en Noruega.
septiembre/octubre 2020	

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Contents
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