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Abre CFE convocatoria de contratación para desarrollar seis centrales de ciclo combinado

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La Comisión Federal de Electricidad (CFE) presentó las principales características de los proyectos prioritarios de generación que serán sometidos a concurso en las próximas semanas a través de su Micrositio de Concursos. Se trata de seis centrales de ciclo combinado que se ubicarán en regiones estratégicas del país con el propósito de fortalecer a la CFE y garantizar la seguridad energética de México.

Al evento fueron convocados los principales fabricantes de tecnología de generación a nivel nacional e internacional, quienes mostraron interés y enviaron su documentación de prerregistro para participar en los concursos y desarrollar los proyectos conforme a los nuevos mecanismos de contratación implementados mediante el Fideicomiso Maestro de Inversión de la CFE.

En la reunión participaron directivos de la CFE quienes expusieron las principales características y condiciones bajo las cuales se llevarán a cabo los distintos procesos de contratación para ampliar el parque de generación y agregar una capacidad de 4,322 MW. Además, los directivos reiteraron su compromiso con la instrucción presidencial de fortalecer a la CFE y garantizar la seguridad energética de México.

En el evento se describieron las diferencias que tendrá el esquema de contratación respecto a procesos que se han llevado en el pasado y se enunciaron los beneficios que el nuevo esquema de financiamiento traerá tanto a la CFE como a las empresas que resulten ganadoras de los concursos. Asimismo, se planteó la responsabilidad a la que estarán sujetas las partes en caso de formalizar alguno de los contratos objeto de estos proyectos.

El sistema de contratación busca incrementar la eficiencia en el uso de recursos, tanto tecnológicos como económicos, y que la CFE obtenga las mejores condiciones de contratación, en beneficio de la ciudadanía. Los proyectos serán adjudicados a través de un esquema de concursos por paquetes, cada uno de estos incluirá dos proyectos de generación, en un proceso competitivo dirigido a los fabricantes de la tecnología de ciclo combinado.

En el evento también se presentaron los estrictos cronogramas de cada uno de los proyectos, los cuales reflejan las necesidades de generación de la CFE para cumplir con el objetivo principal de garantizar la seguridad y confiabilidad energética del país en los próximos años.

En la sesión de preguntas y respuestas, las principales preocupaciones expuestas por los tecnólogos estuvieron relacionadas con los tiempos establecidos en los cronogramas de cada proyecto, así como con la definición de los paquetes propuestos por la CFE, las cuales serán consideradas en la elaboración de las bases finales de los concursos.

Con el objetivo de brindar las mismas condiciones de participación a todos los fabricantes, se acordó buscar la creación de un canal de comunicación transparente por medio del cual los posibles participantes hagan llegar a la CFE las dudas que pudieran surgir en los siguientes días.

La sesión finalizó con el agradecimiento a los participantes y el compromiso de establecer las condiciones pertinentes que lleven a las partes a obtener los mejores resultados en los proyectos, en estricta observancia de los lineamientos que rigen a la CFE.

Incentiva Gobierno de Quintana Roo la eficiencia energética en las industrias locales

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La Secretaría de Desarrollo Económico (Sede) de Quintana Roo suscribió un convenio con la Asociación Mexicana de Empresas de Gestión Energética (Amexgen) con el que se busca hacer más eficiente el uso, consumo y ahorro de la energía en la industria local y al mismo tiempo abrir la posibilidad de generar nuevas ventanas a la inversión en energías limpias.

El convenio con Amexgen le permitirá a las empresas emplear sistemas de gestión de la energía y la adopción de energías renovables, por lo que se aliviarán las complicaciones financieras que enfrenten mes a mes con el pago de sus facturas energéticas.

Además del ahorro económico para las empresas, el menor consumo de energías fósiles es también una acción en protección de ecosistemas y bellezas naturales de la entidad, pues un kilowatt que se deje de consumir de la red representa reducir gases de efecto invernadero.

“Establecer alianzas con instituciones como la Amexgen que ayuden a los empresarios a ser eficientes en el consumo energético, representa una de las mejores estrategias para ser competitivos ya que como sabemos no hay energía más barata que la que no se consume”, dijo Rosa Elena Lozano Vázquez, titular de la Sede.

Lozano Vázquez indicó que al amparo de este convenio se desarrollará conjuntamente la cadena de valor de la generación y la gestión de energía con capacidades locales, profesionales y técnicas, así como la vinculación a proveedores, suministradores y prestadores de servicios.

En la firma de convenio virtual participaron Rosa Elena Lozano Vázquez, titular de la Sede; Ana María Contreras Vigil, vicepresidenta de Amexgen; Alejandro Contreras Cerdán, responsable de la Iniciativa de Gestión Sostenible de Energía; Odón de Buen Rodríguez, director general de la Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía (Conuee), y Claudia Octaviano Villasana, coordinadora general de Mitigación del Cambio Climático del Instituto Nacional de Ecología y Cambio Climático (INECC).

El mercado de la potencia en México

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*Por Mario Alberto Benítez, Analista de Inteligencia de Mercado en Eon Energy

En la actualidad los generadores o centrales eléctricas obtienen sus ingresos a través de 3 diferentes medios: (l) vendiendo energía, (ll) brindando soporte a la red mediante de servicios conexos, y (lll) proporcionando potencia.

A mayor abundamiento, a partir de la Ley de la Industria Eléctrica (LIE), surge el Mercado de Balance de Potencia (MBP), el cual tiene como objetivo realizar un pago anual y ex post a los generadores por cada unidad de potencia (MW) que aporten y para asegurarse que los consumidores tengamos suficiente capacidad de demanda del sistema eléctrico en todo momento. A pesar de que la forma en que se reconoce la potencia que brindan estos generadores es limitada a las 100 horas críticas, horas donde el sistema tiene el menor margen de reserva, o en otras palabras donde, la demanda y la generación tienden a ser la misma, es claro que lo que se busca son señales para construir centrales eléctricas únicamente cuando el Estado detente esa necesidad.

En este tenor, para que dichas centrales eléctricas se construyan, debemos asegurarnos que las mismas tengan la oportunidad de obtener una tasa de rendimiento razonable por toda su vida útil. El precio de la potencia debe cubrir los costos fijos de una central eléctrica, tales como los costos nivelados de la inversión, costos fijos de mantenimiento, y, en caso de tratarse de una tecnología térmica, el costo de transporte y reserva de combustible. Los costos variables serán recuperados a través de la venta de energía.

Hoy en día, se les reconoce potencia a las centrales eléctricas térmicas y renovables que participan en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) aún y cuando muchas veces se ha cuestionado acerca de este reconocimiento a las tecnologías intermitentes, tales como la solar y eólica, dado que estas centrales de generación de manera incierta pueden contribuir al margen de reserva cuando el sistema requiere de potencia.

Con base en lo anterior, es vital preguntarnos: ¿cuál ha sido el precio de la potencia para el Sistema Interconectado Nacional (SIN) en los últimos años? Como buen mercado, el precio del producto, en este caso la potencia, es el resultado de la oferta y demanda, junto con la tecnología de generación de referencia, identificada por CENACE, lo que da como resultado el preció máximo de potencia y posteriormente el precio neto o final. Así la oferta, demanda y tecnología de generación de referencia son cada año los actores principales, aunado a las 100 horas crítica que juegan un papel muy importante en las centrales eléctricas asignadas en el despacho económico. Lo anterior, debido al reconocimiento de potencia.

En esta línea de pensamiento, el precio del año 2018 fue de MXN $117,486, mientras que en el año 2019 ascendió a MXN $216,525, y finalmente en el año pasado, en el 2020 fue equivalente a MXN $628,378 por cada MW en promedio aportado al sistema en las horas críticas. Históricamente este precio se ha visto principalmente afectado por 2 razones: el Precio Marginal Local (PML) mediante el cual los generadores no solo recuperan sus costos variables, sino que también éstos pueden recuperar sus costos fijos en caso de ser eficientes; y las condiciones de oferta y demanda.

En el SIN, el promedio del PML en el año 2018 fue de MXN $1,618; en 2019 de MXN $1,353, y en 2020 de MXN $617 por cada MWh, lo cual a nos indica que a precios menores de PML , el costo de la potencia debería ser mayor. Esta idea es correcta ya que el PML participa en recuperar los costos variables y fijos de las tecnologías asignadas en el despacho económico, por lo que entre mayor sea el precio, lo costos fijos serán recuperados de manera más pronta y expedita.  Ahora bien, es necesario conocer que sucede con la oferta, demanda y horas críticas. De 2018 a 2020 se ha suscitado un efecto predecible, ya que al aumentar la capacidad instalada solar en el MEM, las horas críticas han comenzado a recorrerse a horarios no solares, o bien, nocturnos; y no solo eso, la cuestión se debe a que principalmente el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) ha comenzado a conocer la oferta y demanda con más detalle, lo cual a su vez ha generado que sus predicciones se efectúen de forma más ágil y sencilla, y la reserva en horarios nocturnos sea acertada. Esto ha ocasionado sin duda que las centrales eléctricas solares tengan menor participación en aportar potencia en las 100 horas críticas, y, por lo tanto, que sus ingresos por potencia disminuyan de forma notoria.

Por último, es de vital importancia comentar lo que aconteció en el MBP del año 2020, donde no obstante lo dispuesto por el Capítulo 3 del Manual de Mercado de Balance de Potencia, la autoridad responsable basó sus determinaciones correspondientes a las 100 horas críticas en previsiones diferentes al marco legal aplicable, causando consecuentemente que los distintos generadores se vieran imposibilitados de realizar sus cálculos de una manera cierta y eficaz en sus proyecciones de ingresos, y, en algunos casos, que sus planes de mantenimiento se interpusieran en esta nueva ventana causando afectaciones económicas a los mencionados.

Durante nuestra próxima entrega les hablaremos con mas detalle de las afectaciones al MEM por la diferenciación en las ventanas de temporalidad basadas en la Ley vs las decisiones unilaterales plasmadas en el año 2020.

Indemnizaciones por reforma eléctrica costarán a México 70 mmdd, asegura la Concamín

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El presidente de la Comisión de Energía de la Confederación de Cámaras Industriales (Concamin), Régulo Salinas, y el presidente de la Comisión de Estudios Económicos de la misma Cámara, José Luis de la Cruz, dieron a conocer que el costo para el Gobierno federal por indemnizar a los generadores privados que saldrán afectados por la reforma a la Ley de la Industria Eléctrica ascenderá a 70 mil millones de dólares, lo que representa entre seis y siete puntos del Producto Interno Bruto (PIB).

En videoconferencia, los especialistas explicaron que los inversionistas que cuentan con recursos en México, tiene protección bajo Acuerdos de Promoción y Protección Recíproca de Inversiones (APPRIS) firmados por el país, donde a través de procesos de arbitraje pueden pedir ser indemnizado por las afectaciones que tendrá por la nueva ley, por lo que aseguraron que una gran cantidad de empresas ya tienen listos los amparos que podrán presentarse de manera inmediata, ya que cuentan 30 días naturales desde la publicación de las reformas a le Ley de la Industria Eléctrica en el Diario Oficial de la Federación (DOF), para la presentación de litigios.

“La experiencia de estos arbitrajes es que el gobierno debe de pagar al inversionista lo que deja de recibir y en este sentido, normalmente las sentencias de esos casos de arbitraje son de alrededor de 80 por ciento más de lo que se invirtió. Es decir, si la inversión fue de 40 mil millones de dólares, la sentencias serían por el orden de los 70 mil millones de dólares”, argumentó, Salinas.

Además, agregó que esta nueva ley va en sentido contrario a las necesidades del país, ya que, si se reduce el número de generadores, y por alguna eventualidad fallan, se reducirá la seguridad eléctrica.

Adquiere Repsol a la comercializadora de electricidad y gas Gana Energía

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Repsol adquirió la mayoría de la empresa comercializadora de electricidad y gas Gana Energía. Tras la operación, los socios fundadores permanecen en el capital de la empresa de una forma minoritaria, mientras que Angels, la sociedad de inversión de Juan Roig, ha vendido la totalidad de sus participaciones a la compañía multienergética española.

Gana Energía, fundada en 2015, opera de forma online y ofrece energía 100% renovable. La empresa valenciana entró en 2018 en el programa Lanzadera, cuando tenía 12,000 clientes, 22 empleados y una facturación bruta de 10.5 millones de euros. En la actualidad, la empresa cuenta con 37,000 clientes, 55 trabajadores y una facturación de 25 millones de euros.

La startup ha recibido desde hace más de dos años el apoyo de Marina de Empresas, iniciativa impulsada por Juan Roig, siendo acelerada por Lanzadera y posteriormente recibiendo la inversión de Angels, en una ronda por 500,000 euros que lideró.

El ejercicio de 2020 fue el mejor año de la compañía, pese a las dificultades existentes en la economía española gracias a su apuesta por la digitalización, por sus precios bajos y por situar al cliente en el centro. Además, Gana Energía entró el pasado mes de septiembre en el mercado del gas natural.

De acuerdo con Antonio Picazo, CEO de la empresa: “Esta operación es para Gana Energía un paso enorme para consolidarla dentro del mercado energético español. El formar parte de un gran grupo multinacional de la energía como Repsol es una gran noticia para nosotros. Estoy muy agradecido por todo el apoyo recibido desde Marina de Empresas”.

Luis Santonja, Director de Desarrollo de Negocio Comercial y Estrategia Cliente de Repsol: “Con esta adquisición, Repsol refuerza su apuesta por un enfoque multienérgetico centrado en el cliente. La adquisición de Gana Energía complementa la oferta de valor actual de la compañía y es una pieza más del compromiso de Repsol por seguir creando una oferta energética para todos los hogares”.

“Con un foco claro en el servicio y en la atención al cliente, Gana Energía ha conseguido crecer en el competitivo mercado de la comercialización eléctrica. Con esta operación se cumple la misión de Angels, ayudando al crecimiento de una empresa con un gran recorrido en Marina de Empresas, ya que fue en su momento acelerada por Lanzadera”, explica Pepe Peris, director general de Angels.

La petrolera egipcia Cheiron planea aumentar sus inversiones en México

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Cheiron Petroleum Corporation, la mayor empresa de exploración y producción de Egipto, tiene planes de aumentar sus inversiones en México.

Shady Kabel, CEO de Cheiron para Estados Unidos y América Latina, aseguró que en un futuro próximo lograrán mayores montos de inversión como el anunciado este martes en Egipto, en el que la compañía adquirió un 50% de la cartera de Shell.

«Como nuestra inversión es más fuerte en Egipto, nuestra empresa tiene la misma visión en Estados Unidos, América Latina y especialmente en México. Entre otros contratos, en México estamos trabajando en un farmout con PEMEX como operador en el área contractual Cárdenas Mora; confiamos en la CNH y el gobierno mexicano que nos ha estado apoyando”, indicó.

Este martes, Cheiron anunció la compra del 50% de las participaciones de petróleo y gas de  Shell en  el  desierto occidental. El 50% restante de los intereses serán comprados por el socio estratégico de Cheiron, Cairn Energy plc, un nuevo  participante  en el sector upstream egipcio.

Cheiron operará las concesiones de producción y desarrollo en la cartera de activos utilizando la  experiencia adquirida en la mejora de la seguridad, producción,  reservas y rendimiento de gestión de  costos en su campo. Estos se encuentran en tierra en el desierto occidental y el delta del Nilo, y en alta mar en el Golfo de Suez y el Mar Mediterráneo.

Cairn,  una empresa cotizada en el Reino Unido con una importante experiencia internacional,  operará tres de las licencias de exploración. Las actividades continuarán  siendo gestionadas por Bapetco.

La contraprestación a pagar por los  intereses es de 323 millones de dólares con pagos  contingentes adicionales de hasta 140 millones de dólares. La consideración estará sujeta a ajustes habituales de capital de trabajo para el período comprendido entre la fecha de entrada en vigor de la transacción y la fecha de finalización.

La adquisición añadirá reservas probables de 113 mmboe y producción de aproximadamente 40 kboepd (a 31 de diciembre de 2020) al negocio de Cheiron sobre una base de interés de trabajo.

Adquiere Shell participación en contrato de aguas profundas frente a la costa de Tamaulipas

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En el marco de la 3ª Sesión Ordinaria del 2021, el Órgano de Gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción presentado por Pemex Exploración y Producción (PEP) para la Asignación A-0130-M-Campo Etkal.

El Campo Etkal es una Asignación de Extracción de hidrocarburos que se localiza en aguas someras del Golfo de México, a 56 km al noreste de Ciudad del Carmen, Campeche; tiene una superficie de 27.37 Km2 y cuenta con los yacimientos Brecha Área Etkal-1 y Brecha Área Etkal-101.

Colinda con las Asignaciones: A-0184-M-Campo Kuil, al Oeste, y con A-0082-Campo Ché, al Sur. En términos de producción, la Asignación ocupa el lugar 16ª a nivel nacional, en producción de gas.

Las causas que justifican la modificación al Plan de Desarrollo vigente son: la variación en el número de pozos a perforar, debido a que no se tuvo disponibilidad de equipos, y la cancelación del pozo Etkal-26; la variación de más del 15% en la inversión a ejecutar, ya que no se erogó la inversión aprobada originalmente; y la variación del 30% en el volumen de hidrocarburos a producir, como consecuencia de la actualización del modelo estático y dinámico.

De las tres alternativas de modificación presentadas por PEP, seleccionó la “Alternativa 1”, como la de mayor viabilidad. El Alcance del Plan de Desarrollo modificado en la alternativa seleccionada contempla, del 2021 al 2040, las siguientes actividades: dos Perforaciones, siete Reparaciones Menores y cuatro Taponamientos, con el objetivo de recuperar un volumen de 9.98 MMb y 128.49 MMMpc. Todo ello con un costo total de 339.08 MMUSD, de los cuales se destinarán 149.63 MMUSD para gasto de inversión, 58.38 MMUSD para gasto de operación, y 131.07 MMUSD para Otros egresos.

De igual forma, se dio la aprobación de la solicitud de cesión de interés de participación de China Offshore Oil Corporation E&P Mexico, S.A.P.I. de C.V., a favor de Shell Exploración y Extracción de México, S.A. de C.V., y la suscripción del segundo convenio modificatorio del Contrato CNH-R01-L04- A4.CPP/2016.

El Órgano de Gobierno autorizó la solicitud de China Offshore Oil Corporation E&P Mexico, S.A.P.I. de C.V., (CHINA) para ceder el 30 % de su Interés de Participación a favor de Shell Exploración y Extracción de Mexico, S.A. de C.V. (SHELL) y la modificación del Contrato.

Para la aprobación de la citada cesión del Interés de Participación, la CNH consideró que (i) no es un cambio del Control de las Operaciones; (ii) ni del Control Corporativo y de Gestión del Contratista; y (iii) SHELL acreditó los requisitos y no hay afectación a las capacidades para continuar con la realización de Actividades Petroleras.

Mediante la resolución, el Órgano de Gobierno instruye la suscripción del segundo convenio modificatorio del Contrato. Una vez concluida la formalización de la cesión, el Interés de Participación, en este Contrato quedará de la siguiente forma: Es un Contrato en aguas profundas, en la modalidad de Licencia, ubicado en frente a la costa de Tamaulipas, con una superficie de 1,876.71 km².

Publican en el DOF reformas a la Ley de la Industria Eléctrica

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La tarde de este martes fue publicado en el Diario Oficial de la Federación (DOF), el decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley de la Industria Eléctrica.

Con este decreto, se reforman los artículos 3, fracciones V, XII y XIV; 4, fracciones I y VI; 12, fracción I; 26; 35, párrafo primero; 53; 101; 108, fracciones V y VI, y 126, fracción II; y se adiciona una fracción XII Bis al artículo 3 de la Ley de la Industria Eléctrica.

En el Artículo 3, en cuanto a los contratos de cobertura eléctrica, se expone que exclusivamente los Suministradores de Servicios Básicos podrán celebrar Contratos de Cobertura Eléctrica con Compromiso de Entrega Física.

«Contrato de Cobertura Eléctrica con Compromiso de Entrega Física: Acuerdo entre un Suministrador de Servicios Básicos y un Generador mediante el cual se obligan a la compraventa de energía eléctrica o Productos Asociados en una hora o fecha futura y determinada, con el compromiso de realizar la entrega física de la energía, Servicios Conexos o Potencia establecidos, y para lo cual el Generador presentará al CENACE los programas de generación de las Centrales Eléctricas que formen parte del Contrato mediante ofertas de programa fijo en el Mercado Eléctrico Mayorista, conforme a las Reglas del Mercado», indica.

Respecto al Contrato Legado para el Suministro Básico, se menciona que es un contrato de Cobertura Eléctrica que los Suministradores de Servicios Básicos tendrán la opción de celebrar, con precios basados en los costos y contratos respectivos, que abarcan la energía eléctrica y Productos Asociados de las Centrales Eléctricas Legadas y las Centrales Externas Legadas, con compromiso de entrega física.

En cuanto al Artículo 4, se indica otorgar acceso abierto a la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución en términos no indebidamente discriminatorios, cuando sea técnicamente factible.

A su vez, ofrecer energía eléctrica, potencia y Servicios Conexos al Mercado Eléctrico Mayorista basado en los costos de producción unitarios conforme a las Reglas del Mercado, garantizando, en primera instancia, los Contratos de Cobertura Eléctrica con Compromiso de Entrega Física y, en segundo término, el suministro de energías limpias, entregando dichos productos al Sistema Eléctrico Nacional cuando sea técnicamente factible, sujeto a las instrucciones del CENACE.

En el Artículo 12 se específica otorgar los permisos a que se refiere esta Ley, considerando los criterios de planeación del Sistema Eléctrico Nacional establecidos por la Secretaría, y resolver sobre su modificación, revocación, cesión, prórroga o terminación.

Para el Artículo 26, se menciona que los Transportistas y los Distribuidores son responsables de la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución y operarán sus redes conforme a las instrucciones del CENACE, quien considerará la prioridad en el uso de estas redes para el despacho de las Centrales Eléctricas Legadas y las Centrales Externas Legadas con compromiso de entrega física. Para el mantenimiento de la Red Nacional de Transmisión y de los elementos de las Redes Generales de Distribución que correspondan al Mercado Eléctrico Mayorista, los Transportistas y los Distribuidores se sujetarán a la coordinación y a las instrucciones del CENACE.

En el Artículo 35 se dice que cuando las obras, ampliaciones o modificaciones necesarias para la interconexión o conexión no se incluyan en los programas de ampliación y modernización de la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución, los Generadores, Generadores Exentos, Usuarios Finales y/o los solicitantes para la interconexión de las Centrales Eléctricas y la conexión de los Centros de Carga podrán optar por agruparse para realizarlas a su costa o hacer aportaciones a los Transportistas o a los Distribuidores para su realización y beneficiarse de las mismas, bajo los términos, condiciones y metodologías de cálculo que se establezcan en los Reglamentos, o bien, que fije la CRE mediante disposiciones administrativas de carácter general.

En el Artículo 53 se indica que los Suministradores de Servicios Básicos podrán celebrar Contratos de Cobertura Eléctrica a través de subastas que llevará a cabo el CENACE. Los términos para llevar a cabo dichas subastas y asignar los Contratos de Cobertura Eléctrica respectivos se dispondrán en las Reglas del Mercado.

De igual forma, en el Artículo 101 se menciona que con base en criterios de Seguridad de Despacho y eficiencia económica, el CENACE determinará la asignación y despacho de las Centrales Eléctricas, de la Demanda Controlable y de los programas de importación y exportación. Dicha asignación y despacho se ejecutará independientemente de la propiedad o representación de las Centrales Eléctricas, la Demanda Controlable u ofertas de importación y exportación. Lo anterior, considerando los Contratos de Cobertura Eléctrica con Compromiso de Entrega Física.

Asimismo, en el Artículo 126 se aclara que la Secretaría establecerá los criterios para su otorgamiento en favor de los Generadores y Generadores Exentos que produzcan energía eléctrica a partir de Energías Limpias. El otorgamiento de los Certificados de Energías Limpias a Centrales Eléctricas, no dependerá ni de la propiedad, ni de la fecha de inicio de operación comercial de las mismas.

Consulta el decreto publicado en el DOF en la siguiente liga: https://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5613245&fecha=09/03/2021

Hitachi ABB Power Grids gana contrato para el parque eólico marino más grande del mundo

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Hitachi ABB Power Grids anunció que ha ganado otra importante licitación del parque eólico Dogger Bank para conectar el tercer enlace de transmisión desde el parque eólico marino más grande del mundo a más de 130 km del Reino Unido.

El parque eólico Dogger Bank en el Mar del Norte tendrá una capacidad de generación instalada combinada de 3.6 GW, suficiente para alimentar a seis millones de hogares en el Reino Unido. Este nuevo logro amplía la entrega en curso de Dogger Bank A y B para incluir a C. El contrato está sujeto al cierre financiero de la tercera fase del parque eólico Dogger Bank, que actualmente se prevé para fines de 2021.

El parque eólico Dogger Bank se ha desarrollado como una empresa conjunta entre SSE Renewables y Equinor (50:50). Eni tomará una participación del 20% en las dos primeras fases, sujeto a las aprobaciones regulatorias y de los prestamistas del acuerdo de Eni para ingresar a la empresa conjunta que vencen a principios de 2021.

Al aportar su tecnología compacta de corriente continua de alto voltaje líder en el mercado, HVDC Light®, Hitachi ABB Power Grids continúa dando forma al panorama de la energía marina, permitiendo la transmisión eficiente y la integración dinámica de la energía eólica marina distante a la red terrestre. El parque eólico de Dogger Bank contribuirá significativamente a los objetivos del gobierno del Reino Unido de obtener hasta 40 GW de capacidad eólica marina y reducir las emisiones en un 68% para 2030.

La tecnología HVDC Light® es un habilitador clave para los parques eólicos remotos frente a las costas del Reino Unido. Ahora, el último sistema HVDC Light ofrece el diseño más compacto y las pérdidas de energía más bajas en la industria energética. Según una evaluación independiente del ciclo de vida, la implementación de esta tecnología pionera reducirá el impacto del CO2 durante la vida útil en casi dos tercios, en comparación con las instalaciones previamente puestas en servicio, lo que respalda la transición de energía verde y el fuerte enfoque global en sistemas de energía neutros en carbono.

«Juntos, con clientes y socios, estamos desempeñando un papel clave en la aceleración de la transición energética», dijo Niklas Persson, Director General del Negocio de Integración de Redes de Hitachi ABB Power Grids. “La tecnología HVDC contribuye significativamente a un futuro energético neutro en carbono al permitir la integración de la generación de energía renovable a gran escala y remota”, agregó. “Ser seleccionado una vez más subraya la confianza de nuestros clientes en nuestra experiencia y capacidad de entrega líderes en el mundo”.

“La confirmación de nuestra colaboración con Hitachi ABB Power Grids en las tres fases del parque eólico Dogger Bank es otro hito importante nuestro proyecto líder mundial, agregó Steve Wilson, Director de Proyectos en el parque eólico Dogger Bank. “Trabajar juntos de manera integrada nos permitirá lograr una óptima eficiencia durante el trabajo de diseño, adquisición y construcción, mientras que el uso de tecnología HVDC líder en el mercado asegurará una transmisión eficiente y confiable de energía renovable para seis millones de hogares del Reino Unido una vez que todos de las fases del parque eólico entren en funcionamiento”.

«Este es un hito importante para el parque eólico de Dogger Bank», dijo Halfdan Brustad, Vicepresidente de Dogger Bank en Equinor. “El uso de la tecnología HVDC es una solución competitiva para la energía eólica marina a gran distancia de la costa, y esta será la primera solución HVDC marina en el Reino Unido, abriendo nuevos mercados y oportunidades. El nombramiento de Hitachi ABB Power Grids demuestra la colaboración entre industrias, aportando la mejor experiencia en una entrega exitosa de Dogger Bank».