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Unidad de Planeación Minero Energética
Plan de Expansión de Referencia
Generación - Transmisión 2013 - 2027Unidad de Planeación Minero Energética
TALLER SECTOR MINERO ENERGÉTICO
Grupo de Comunicaciones y Prensa – MME
Bogotá, 27 de marzo de 2014
Unidad de Planeación Minero Energética
Agenda
Introducción
Metodología general de planificación
Supuestos
Revisión de la demanda de energía y potencia
Escenarios y resultados del Plan de Generación
Plan de Transmisión
Convocatorias públicas
Análisis de alertas tempranas
Unidad de Planeación Minero Energética
Cadena de prestación del servicio
Fuente imágenes: WEB. Origen desconocido
Cadena de prestación del servicio
Generación TransmisiónUsuarios
finales
Fu
en
te:
WE
B i
nte
rac
tiva
EP
M
Distribución y
comercialización
Transmisión: Red troncal. Funciona comouna autopista. (≥ 220 kV)
Distribución: Red regional o local. Funcionacomo una avenida y/o vía urbana. (≤ 220 kV)
Unidad de Planeación Minero Energética
Responsabilidad por la prestación del servicio
La función del Estado, de las entidades territoriales y la prestación del servicio
• Abastecer la demanda de electricidad bajo criterios económicos y de viabilidad financiera
• Asegurar una operación eficiente, segura y confiable en las actividades del sector
¿Qué hace la Unidad de Planeación Minero Energética – UPME?
• Realiza la planeación integral del sector minero energético mediante evaluaciones, diagnósticos de la oferta -demanda de los recursos y elaboración de planes indicativos, como apoyo al MME y los decisores de inversión.
Entre otros planes, se encarga de las proyecciones de demanda de energía eléctrica y del Plan de Expansión de Generación y Transmisión. Se publica en la WEB
• Gestiona y administra de forma integral la información del sectores minero energético para apoyar la toma de
decisiones de los agentes públicos y privados. Es el Coordinador Sectorial de Información para el sector.
• Adelanta actividades de apoyo al MME por delegación, tales como, la realización de las convocatorias del STN,
la evaluación técnica de proyectos que aplican por recursos de los diferentes fondos de cobertura, el cálculo de
precios base para liquidación de regalías de minerales y de cupos de combustible para embarcaciones (por
delegación del Ministerio de Minas y Energía); y a otros ministerios (por delegación del MME) como la emisión de
conceptos para otorgar incentivos tributarios y recursos de regalías.
Unidad de Planeación Minero Energética
Responsabilidad por la prestación del servicio
¿Qué es el Plan de Expansión de Generación y Transmisión?
• Establece de manera indicativa los requerimientos de generación para atender la demanda estimada y evalúa elcumplimiento de los estándares de confiabilidad con los proyectos asignados por el CxC.
• Identifica deficiencias de la red y determina la expansión de redes de transmisión para garantizar la atención de la demandade energía eléctrica con la oferta de generación disponible.
• Las plantas de generación se construyen por interés e iniciativa de los agentes.
• Los proyectos de transmisión los ejecuta un inversionista seleccionado mediante convocatoria.
Unidad de Planeación Minero Energética
PROYECCIONES DE DEMANDA: ENERGÍA Y POTENCIA
Metodología de planeación de la expansión eléctrica
Análisis de Mediano y Corto
Plazo
Señales a los STR(OR)
Obras STNConvocatorias
• Energía no suministrada• Agotamiento de la red• Reducción pérdidas STN• Reducción costo operativo y
restricciones• Confiabilidad y seguridad• Costos de racionamiento
Análisis de recursos (precios y
disponibilidades)
Proyectos en construcción y
expansión definida
Escenarios
Requerimientos(adicionales al
CxC)
GENERACIÓN(indicativo)
TRANSMISIÓN(de ejecución)
Visión Largo Plazo
Expansión Cargo por
Confiabilidad(Subastas)
Diagnóstico de la red actual
Unidad de Planeación Minero Energética
• En el ejercicio de la Planificación de la Generación se tienen en cuenta los proyectos que tienen Cargo por
Confiabilidad, y aquellas expectativas que se encuentran registradas en la UPME.
• El desarrollo de los proyectos de generación está enmarcado en un mecanismo de mercado, sin embargo,
desde el punto de vista del ordenamiento del recurso, para algunos proyectos hídricos las autoridades
ambientales pueden exigir el cálculo de Potencial Hidroenergético que realiza la UPME (Decreto 2820 de
2010).
• El Plan de Expansión de Generación es indicativo; no hay ningún 'orden' o indicación previa para los
inversionistas interesados en desarrollar proyectos, diferentes a las zonas prohibidas de intervención y los
atlas futuros de potencial.
• Las autoridades competentes en materia de recursos naturales renovables deben ordenar el uso de las
cuencas, del recurso hídrico y del viento. Para el primero los POMCAS pueden ser la alternativa.
• Respecto al planeamiento de la transmisión, las obras que se definen en el Plan son de obligatoria
ejecución. En este sentido se necesita una coordinación de todos los sectores para que dichos proyectos
sean considerados en los planes de ordenamiento territorial – Planes Estratégicos de macro-cuencas,
POMCAS, POT, etc.
Metodología de planeación de la expansión eléctrica
Unidad de Planeación Minero EnergéticaSupuestos del plan de generación
• Proyecciones de demanda de energía y potencia, escenarios bajo, medio y alta de la revisión de noviembre de
2012.
• Sistema de generación colombiano.
• Índices de indisponibilidad considerados en el cálculo del Cargo por Confiabilidad de cada agente.
• Proyectos inscritos en el registro de la UPME.
• Características de plantas hidráulicas y térmicas a diciembre 2012.
• Proyecciones de precios de gas natural, combustibles líquidos y carbón mineral en dólares constantes de
diciembre de 2012.
• Mínimos operativos vigentes a diciembre de 2012.
• No se consideran limitaciones en el suministro de gas natural.
• Costos indicativos de generación, así como costos fijos y variables determinados por la UPME.
• Se utilizan 100 series sintéticas de caudales generadas con el modelo ARP, lo anterior a partir de datos
históricos del periodo 1937 - 2012. Esta hidrología contiene los períodos secos de los horizontes 1991-
1992,1997-1998 y 2009 - 2010.
Unidad de Planeación Minero Energética
Se presenta la proyección de demanda de energía, la demanda objetivo CREG, la Energía en Firme de
las plantas existentes y las obligaciones de las centrales nuevas resultado de las subastas del cargo por
confiabilidad (no se considera la segunda etapa del proyecto Ituango).
Teniendo en cuenta lo anterior, se debería programar una nueva subasta para el año 2015 - 2016,
teniendo en cuenta que 5 años es el periodo requerido para poner en ervicio las obras de
conexión y que las mismas pueden implicar activos de uso.
Demanda de energía – Revisión del Plan
30,000
35,000
40,000
45,000
50,000
55,000
60,000
65,000
70,000
75,000
80,000
85,000
90,000
95,000
100,000
105,000
110,000
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
GW
h
ENFICC ANUAL (GWh) Esc Alto Esc. Medio Esc Bajo Demanda objetivo CREG
La Demanda en el escenario alto es superior a la Energía en Firme
Unidad de Planeación Minero Energética
8,5009,500
10,50011,50012,50013,50014,50015,50016,50017,50018,50019,50020,50021,500
dic
.-1
2ju
n.-
13
dic
.-1
3ju
n.-
14
dic
.-1
4ju
n.-
15
dic
.-15
jun.-
16
dic
.-1
6ju
n.-
17
dic
.-1
7ju
n.-
18
dic
.-1
8ju
n.-
19
dic
.-19
jun.-
20
dic
.-2
0ju
n.-
21
dic
.-2
1ju
n.-
22
dic
.-2
2ju
n.-
23
dic
.-2
3ju
n.-
24
dic
.-2
4ju
n.-
25
dic
.-2
5ju
n.-
26
dic
.-2
6
MW
CAPACIDAD INSTALADA CAPACIDAD DISPONIBLEDEMANDA ALTA DEMANDA MEDIADEMANDA BAJA
Se tienen en cuenta los proyectos que están en construcción asociados al Cargo por Confiabilidad,
la segunda etapa de Ituango y los índices de indisponibilidad de las plantas existentes.
Demanda de potencia – Revisión del Plan
Unidad de Planeación Minero Energética
Escenarios de corto plazo
Escenarios de Demanda Alta, Media y Baja
Precios combustible referencia
Recursos Convencionales (Agua, Gas, Carbón)
Proyectos existentes y en construcción
Sin Interconexiones Internacionales
Escenario de Demanda Alta, Media y Baja
Precios combustible referencia
Recursos Convencionales (Agua , Gas, Carbón)
Atrasos de proyectos
Sin Interconexiones Internacionales
Escenario de Demanda Alta
Precios combustible referencia
Recursos Convencionales (Agua, Gas, Carbón)
No entrada de proyectos y retraso de otros
Sin Interconexiones Internacionales
Escenario Base
Retraso proyectos CXC
Retrasos y no entrada
proyectos CXC
Unidad de Planeación Minero Energética
Escenarios de largo plazo
Escenarios de Demanda Alta, Media y Baja
Precios combustible referencia
Sin restricciones en el suministro de combustibles
Recursos Convencionales (Agua, Gas, Carbón, Líquidos y Cogeneración)
y no Convencionales (Eólico, Geotermia, Cogeneración)
Sin Interconexiones internacionales
Escenario de Demanda Alta
Precios combustible referencia
Interconexiones con Ecuador y Centroamérica
Recursos Convencionales (Agua, Gas, Carbón, Líquidos y Cogeneración)
Sensibilidad recursos no convencionales
Escenarios de Demanda Alta
Precios combustible referencia
Recursos No Convencionales (Eólica vs. Agua, Gas, Carbón)
Sin Interconexiones internacionales
Escenario de demanda Alta
Metas actualizadas del PROURE a 2017 y 2020
Precios combustible referencia
Sin interconexiones
Recursos convencionales
Escenarios BaseLargo Plazo
Interconexiones
Internacionales
FNCE
(Eólico)
URE
Unidad de Planeación Minero Energética
Expansión en Generación
ALTERNATIVA 4 - Escenario Base de Largo Plazo
Expansión por tipo de combustible
Fuente: UPMEFuente: UPME
Bajo estos supuestos, el sistema requiere la instalación progresiva de 3,100 MW adicionales a los
establecidos por el Cargo, con el objetivo de cumplir con los indicadores de confiabilidad.
El primer refuerzo se requeriría a partir del año 2021.
Hidroelectricidad Carbón Cogeneración
Combustibles
líquidos
(sustituto)
[MW] [MW] [MW] [MW]
2013 157.9 164 201.6
2014 1,239.90 14
2015 165.1 410
2016
2017 88.3
2018 951.8
2019 600
2020
2021 600
2022 600 300
2023
2024
2025 1,100
2026
2027
Subtotal
[MW]5,414.70 874 14 289.9
Total [MW]
250
500
7,092.60
250
Año
Tecnología
Gas
[MW]
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
20
13
20
14
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
20
27
MW
Combustibles líquidos (sustituto) CogeneraciónCarbón GasHidroelectricidad
Unidad de Planeación Minero Energética
ALTERNATIVA 4B - Escenario Alternativo de Largo Plazo
Expansión en GeneraciónExpansión por tipo de combustible
Fuente: UPME Fuente: UPME
Bajo estos supuestos, el sistema requiere la instalación progresiva de 3,340 MW adicionales a los establecidos
por el Cargo, con el objetivo de cumplir con los indicadores de confiabilidad.
El primer refuerzo se requeriría a partir del año 2021.
2013 157.9 164 201.6
2014 1,239.90 14
2015 165.1 410 140
2016
2017 88.3
2018 951.8
2019 600
2020 100
2021 600 100 50
2022 600 250 50
2023 100
2024
2025 1,100 250
2026
2027
Subtotal
[MW]5,414.70 500 574 154 300 100 289.9
Total [MW] 7,332.60
CarbónCombustibles
LíquidosEólica Geotérmica
Año
Capacidad por Tecnología (MW)
Hidroeléctrica Gas Cogeneración
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
20
13
20
14
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
20
27
MW
Hidroeléctrica Gas Carbón
Cogeneración Eólica Geotérmica
Combustibles Líquidos
Unidad de Planeación Minero Energética
COMPARACIÓN ALTERNATIVA 4 y 4B
20.00
30.00
40.00
50.00
60.00
70.00
80.00
90.00
01/2
01
3
07/2
01
3
01/2
01
4
07/2
01
4
01/2
01
5
07/2
01
5
01/2
01
6
07/2
01
6
01/2
01
7
07/2
01
7
01/2
01
8
07/2
01
8
01/2
01
9
07/2
01
9
01/2
02
0
07/2
02
0
01/2
02
1
07/2
02
1
01/2
02
2
07/2
02
2
01/2
02
3
07/2
02
3
01/2
02
4
07/2
02
4
01/2
02
5
07/2
02
5
01/2
02
6
07/2
02
6
01/2
02
7
07/2
02
7
US
$/M
Wh
Alt. 4B - Dem. Alta Alt. 4B - Dem. Media Alt. 4B - Dem. Baja
Alt. 4 - Dem. Alta Alt. 4 - Dem. Media Alt. 4 - Dem. Baja
Entre las alternativas 4B y 4 existe una diferencia de capacidad instalada de 240 MW, sin embargo, para los tres escenarios de
demanda estudiados se observa un menor costo marginal con la opción 4B. Los ahorros promedios son de 3.37, 6.87 y 6.88
US$/MWh, en demanda alta, media y baja, respectivamente.
Unidad de Planeación Minero Energética
COMPLEMENTARIEDAD – Recurso Eólico e Hidroelectricidad
0.0
0.3
0.6
0.9
1.2
1.5
1.8
2.1
2.4
2.7
3.0
3.3
0 5 10 15 20 25 30 35
Po
ten
cia
[M
W]
Velocidad viento [m/s]
Aerogenerador de 1.3 MW [MW] Aerogenerador de 3 MW [MW]
120 metros de altura al eje del rotor
60 metros de altura al eje del rotor
Inicio
Datos de entrada
Información 2001 -2009
Medición de vientos de la
región Guajira (a 10 mts)
Caudales turbinados de las
plantas Guatapé, Guavio y
Chivor
Cálculo de velocidad de
vientos a diferentes alturas,
según tecnología de
aerogenerador
Cálculo de la energía
generada por parque eólico
virtual, según tecnología de
aerogenerador y capacidad
instalada
Cálculo de caudal medio
equivalente de las plantas
Guatapé, Guavio y Chivor,
para generar la energía
eólica del parque virtual
Normalización de caudales
medios equivalentes
Normalización de caudales
turbinados por Guatapé,
Guavio y Chivor
Cálculo del índice de
complementariedad
Selección del análogo
equivalente del recurso eólico
de la Guajira
0
100
200
300
400
500
600
700
800
ene
.-2
2
abr.
-22
jul.-2
2
oct.-2
2
ene
.-2
3
abr.
-23
jul.-2
3
oct.-2
3
ene
.-2
4
abr.
-24
jul.-2
4
oct.-2
4
ene
.-2
5
(GW
h)
Guavio Total Eolicas
Unidad de Planeación Minero Energética
IMPLEMENTACIÓN DE LAS METAS DE AHORRO DEL PROURE
Proyección de Demanda con implementación de las metas de ahorro del PROURE
60,000
62,500
65,000
67,500
70,000
72,500
75,000
77,500
80,000
82,500
201
3
201
4
201
5
201
6
201
7
201
8
201
9
202
0
202
1
Dem
anda (
GW
h-a
ño)
URE a 2017 URE a 2020 Demanda Media Demanda Baja
Unidad de Planeación Minero Energética
Interconexiones Internacionales:
Flujo Anual de Energía
-200
200
600
1,000
1,400
1,800
2,200
2,600
3,000
3,400
3,800
4,200
4,600
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
(GW
h)
Col. - Ecu. Col. - Cen. Ame. Neto
• Exportación agregada de electricidad
durante todos los periodos.
• El máximo valor de exportaciones netas
se ubica alrededor de 4350 GWh
durante el año 2026. Este valor
representa cerca del 4,5% de la
demanda proyectada para ese mismo
año.
• Se observa una caída del flujo neto de
energía entre los años 2016 y 2018 la
cual se puede asociar con la entrada en
operación de los proyectos
hidroeléctricos en Ecuador
Unidad de Planeación Minero Energética
Agenda
Introducción
Metodología general de planificación
Supuestos
Revisión de la demanda de energía y potencia
Escenarios y resultados del Plan de Generación
Plan de Transmisión
Convocatorias públicas
Análisis de alertas tempranas
Unidad de Planeación Minero EnergéticaAgenda
PROYECTO CONVOCATORIA TRANSMISOROFERTA
Millones
US$
NUEVA ESPERANZA
500/230 kV UPME 01-2008 EPM $ 20.23
SOGAMOSO 500/230 kVUPME 04-2009 ISA $ 38.60
ARMENIA 230 kVUPME 02-2009 EEB $ 10.43
QUIMBO 230 kVUPME 05-2009 EEB $ 89.23
CHIVOR II, NORTE,
BACATÁ 230 kVUPME 03-2010 EEB $ 44.84
Inversión en ejecución $ 209.79
Fechas previstas:
Nueva Esperanza: dic/2015
Sogamoso: may/2014
Armenia: abr/2014
Quimbo: ago/2014-may/2015
Chivor-Norte-Bacatá: oct/2015
Proyectos en ejecución
Planes 2008 – 2022, 2009 – 2023 y
2010 – 2024
Unidad de Planeación Minero Energética
Bello-Guayabal-Ancon
Evacuación generación, nuevo
punto de inyección en Antioquia
Fecha Entrada: Nov/2016
Chinú-Monteria-Uraba
Asegura suministro y elimina
restricciones
Fecha Entrada: 30/nov/2016
Circuito Cartagena -Bolivar
Eliminación restricciones de
generación
Fecha Entrada: 30/nov/2016
• Bello-Guayabal-Ancón
• Bolívar - Cartagena
• Caracolí
• Chinú-Montería- Urabá
Caracolí
Reducción restricciones Atlantico y
aseguramiento de suministro
Fecha Entrada: 30/Nov/2016
Proyectos en convocatoria
Plan 2012 – 2025
Unidad de Planeación Minero Energética
S/E LA LOMA 500 kV
Conexión nueva demanda y nuevo
punto de inyección en Cesar
Fecha Entrada: Ago/2016
S/E TULUNI 230 kV - AMBEIMA
Evacuación generación, nuevo
punto de inyección en Tolima -
Huila
Fecha Entrada: Ago/2016
PROYECTO ITUANGO
Conexión Ituango
Fecha Entrada: 30/Jun/2018
REFUERZO COSTA CARIBE
Reducción restricciones Costa
Caribe
Fecha Entrada: 30/Sep/2018
REFUERZO SUROCCIDENTAL
Reducción de restricciones
Fecha Entrada: 30/Sep/2018
REFUERZO PORCE III 500 kV
Eliminación restricciones de
generación
Fecha Entrada: 30/Jun/2018
COMP. DINAMICA ORIENTAL
Mejora condiciones de
seguridad área Oriental
Fecha Entrada: 2014 SVC y
2015 STATCOM
1° REFUERZO ORIENTAL
Mejora condiciones de
confiabilidad área Oriental
Fecha Entrada: 30/Sep/2017
2° REFUERZO ORIENTAL
Mejora condiciones de
confiabilidad área Oriental
Fecha Entrada: 30/Sep/2020
Ampliación:
• SVC Tunal
• STATCOM Bacatá
Convocatoria:
• Transformador Copey
• S/E la Loma
• Refuerzo Costa Caribe
• Refuerzo Porce III
• Conexión Ituango
• Refuerzo Suroccidental
• Tuluní
• Primer Refuerzo Oriental
• Segundo Refuerzo Oriental
• Rio Córdoba
• Mejora Conectividad
Reforma
2do TRF COPEY
Reducción restricciones GCM
Fecha Entrada: 30/Nov/2015
Plan de Expansión de Transmisión 2013 - 2027
Unidad de Planeación Minero Energética
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
01
/12
/20
14
01
/03
/20
15
01
/06
/20
15
01
/09
/20
15
01
/12
/20
15
01
/03
/20
16
01
/06
/20
16
01
/09
/20
16
01
/12
/20
16
01
/03
/20
17
01
/06
/20
17
01
/09
/20
17
01
/12
/20
17
01
/03
/20
18
01
/06
/20
18
01
/09
/20
18
01
/12
/20
18
01
/03
/20
19
01
/06
/20
19
01
/09
/20
19
01
/12
/20
19
01
/03
/20
20
01
/06
/20
20
01
/09
/20
20
01
/12
/20
20
01
/03
/20
21
01
/06
/20
21
01
/09
/20
21
01
/12
/20
21
01
/03
/20
22
01
/06
/20
22
01
/09
/20
22
01
/12
/20
22
01
/03
/20
23
01
/06
/20
23
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Incremento tarifario de la componente de Transmisión Vs Costo de no ejecución de la Expansión. Escenario bajo del crecimiento de la demanda
Compensación estática en el área Oriental (Bogotá y Meta) Compensación dinámica (SVC y STATCOM)Primer refuerzo de red área Oriental (Sogamoso - Norte - Nueva Espeanza 500 kV) Segundo refuerzo de red área Orienta (Virginia - Nueva Esperanza 500 kV)Conexión ituango Refuerzo de red área CaribeRefuezo de red área Suroccidental Reconfiguración de la línea Ocaña - Copey 500 kV en el corredor Ocaña - La Loma - Copey.Reconfiguración Ituango - Sogamoso 500 kV en el corredor Ituango - Porce III - Sogamoso. Conexión del proyecto Ambeima 40 MW Beneficios Totalizados Beneficios expansión área OrientalBeneficios expansión área Caribe Beneficios expansión conexión de ItuangoBeneficios expansión área Suroccidental Beneficios por atención de nueva demanda (Conexión Drummond)Beneficios por reducción de restricciones asociadas a la limitación de Porce III (EDAC) Beneficios energéticos del cargo por confiabilidad de los proyectos Ambiema y Amoyá
Plan de Expansión de Transmisión 2013 - 2027
Unidad de Planeación Minero Energética
CronogramaConvocatorias Públicas
PROYECTOS e f m a m j j a s o n d e a s o n d e a s o n d e a s o n d e a s o n d e a s o n d e a s o n d
1Segundo transformador 500/230
kV en Copey 23
2 Bolívar - Cartagena 230 kV 34
3 Tuluní 230 kV en Tolima 28
4 Suria 230 kV 31
5Flores - Caracolí - Sabanalarga
230 kV 31
6 Chinú - Montería - Urabá 230 kV 31
7Bello - Guayabal - Ancón Sur 230
kV 31
8 La Loma 500 kV en Cesar 30
9
1° Refuerzo 500 kV Oriental:
Sogamoso - Norte - Nueva
Esperanza 43
10
Conexión Hidro Ituango: dos
líneas a Cerro, una línea a
Sogamoso entrando a Porce III y
una línea a Medellín
11Refuerzo 500 kV a Costa
Atlántica: Cerro – Chinú – Copey 51
12
Refuerzo a 500 kV Suroccidente:
línea Medellín – La Virginia –
Alférez – San Marcos 51
13 Río Córdoba 230 kV 30
142° Refuerzo 500 kV Oriental: La
Virginia - Nueva Esperanza 63
15Interconectividad Reforma 230
kV 18
16 Porvenir
2019 20202014 2015 2016 2017 2018
Plan Expansión
Elaboración DSI
Convocatoria
Ejecución
Unidad de Planeación Minero Energética
i. Segunda línea Bolívar – Cartagena 220 kV (en proceso de adjudicación)
ii. Segundo transformador Copey 500/220 kV (adjudicada)
iii. Suria 230 kV (publicados los pre-términos)
iv. Flores – Caracolí – Sabanalarga 220 kV (publicados los pre-términos)
v. Chinú – Montería – Urabá 220 kV (publicados los pre-términos)
vi. Bello – Guayabal – Ancón 230 kV (en proceso de adjudicación)
vii. Tuluní 230 kV (publicados los pre-términos)
viii. La Loma 500 kV
ix. Sogamoso – Norte – Nueva Esperanza a 500 kV (en proceso de selección)
x. Ituango 500 kV: Dos líneas a Cerro; línea a Porce III y Sogamoso; y línea a Medellín
xi. Cerro – Chinú – Copey 500 kV
xii. Medellín – La Virginia – Alférez – San Marcos 500 kV
xiii. Río Córdoba 220 kV
Proyectos
Unidad de Planeación Minero Energética
i. Segunda línea Bolívar – Cartagena 220 kV
ii. Segundo transformador Copey 500/220 kV
iii. Suria 230 kV
iv. Flores – Caracolí – Sabanalarga 220 kV
v. Chinú – Montería – Urabá 220 kV
vi. Bello – Guayabal – Ancón 230 kV
vii. Tuluní 230 kV
viii. La Loma 500 kV
ix. Sogamoso – Norte – Nueva Esperanza a 500 kV
x. Ituango 500 kV: Dos líneas a Cerro; línea a Porce III y Sogamoso; y línea a Medellín
xi. Cerro – Chinú – Copey 500 kV
xii. Medellín – La Virginia – Alférez – San Marcos 500 kV
xiii. Río Córdoba 220 kV
Proyectos
Unidad de Planeación Minero Energética
Ubicación general (línea azul)
Segunda línea Bolívar - Cartagena 220 kV
Alcance de la convocatoria:
i. Línea de transmisión 220 kV de 25 km apx. entre las subestacionesBolívar (municipio de Santa Rosa) y Cartagena (sector Mamonal)
ii. Una bahía de línea doble barra en Bolívar
iii. Una bahía de línea interruptor y medio en Cartagena
Fecha de entrada en operación (FEO): 30/nov/2016
Especificaciones:
• Permite tecnologías convencional, GIS o híbrida
• La ruta de la línea la define el inversionista
• La línea podrá ser aérea o parcialmente aérea y subterránea
• Capacidad de la línea ≥1000 amperios
• Capacidad de corto circuito no inferior a 40 kA
Para mayores detalles ver:
Anexo 1 de los DSI
Análisis área de influencia y alertas tempranas
Unidad de Planeación Minero EnergéticaSegunda línea Bolívar - Cartagena 220 kV
Municipios en el área de influencia: • Cartagena, Santa Rosa y Turbaco en el Departamento de Bolívar
• No se registran áreas protegidas en el área de influencia
• Comunidades: Palenqueros
Investigación primaria (identificación)
Unidad de Planeación Minero Energética
Polígono de Análisis
Segunda línea Bolívar - Cartagena 220 kV
Corporaciones Regionales Autónomas – CRA
Corporación Regional Autónoma: autoridad ambiental regional.
En este caso EPA y CARDIQUE.
Cartagena, Santa Rosa y Turbaco en el Departamento de Bolívar
Unidad de Planeación Minero EnergéticaSegunda línea Bolívar - Cartagena 220 kV
Expansión Urbana de Cartagena de Indias Coberturas
En gris: zonas urbanas existentes
En azul (medio): zonas de expansión urbana
Se pueden apreciar: zonas urbanizadas, pastos, áreas
agrícolas heterogéneas, bosques naturales, plantación
forestal, vegetación secundaria o en transición y lagunas
costeras.
Unidad de Planeación Minero Energética
Zonificación Ambiental del Medio Físico
Segunda línea Bolívar - Cartagena 220 kV
Zonificación Ambiental del Medio Biótico
Alto, mediano y bajo grado de sensibilidad Muy alto, alto, mediano y bajo grado de sensibilidad
Unidad de Planeación Minero Energética
Zonificación del Medio Socioeconómico
Segunda línea Bolívar - Cartagena 220 kV
Muy alto y bajo grado de sensibilidad
Cuerpos de Agua
Unidad de Planeación Minero EnergéticaSegunda línea Bolívar - Cartagena 220 kV
Bosques Secos Tropicales Mapa de Sensibilidad Ambiental Consolidado
Se debe valorar la compensación por pérdida de biodiversidad. Se clasifican las áreas según la sensibilidad consolidada.
Se proponen tres (3) opciones rutas.
Se observa un tramo común en zona urbana con implicaciones
sobre el uso del suelo.
Unidad de Planeación Minero Energética
Posibles Rutas
Segunda línea Bolívar - Cartagena 220 kV
Esquema Inicial
En rojo, azul y amarillo se traza la línea a la subestación El
Bosque 220 kV, puesta en operación en may/2013, de la cual se
pueden tomar algunas experiencias.
Resultado final.
Unidad de Planeación Minero Energética
¡GRACIAS!
www.upme.gov.co
Alberto Rodríguez, Marco Antonio Caro, Antonio Jiménez, Javier Martínez
y todo el equipo de la Subdirección de Energía Eléctrica
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