Proyectos de Generación de Energía Portafolio (Andaquí) · PDF filerepublica de colombia ministerio de minas y energia unidad de planeacion minero-energetica carrera 50 no. 26 -

REPUBLICA DE COLOMBIA MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA

UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA

Carrera 50 No. 26 - 20, Bogotá D.C. Colombia

PBX : (+571) 2-220601 FAX: (+571) 2-219537 http://www.upme.gov.co

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PORTAFOLIO DE PROYECTOS DE GENERACIÓN DE

ENERGÍA

BOGOTÁ D.C., MAYO DE 2007





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TABLA DE CONTENIDO TU1UT TURESUMEN DE PROYECTOSUT ..................................................................... 7

TU1.1UT TUPROYECTOS TÉRMICOSUT................................................................... 7 TU1.2UT TUPROYECTO HIDRÁULICOS FILO DE AGUAUT ..................................... 7 TU1.3UT TUPROYECTOS HIDRÁULICOS CON EMBALSE UT .................................. 8 TU1.4UT TUSITUACIÓN ACTUALUT ........................................................................ 10

TU1.4.1UT TUCapacidad Instalada UT ................................................................... 10 TU1.4.2UT TUGeneración de Energía UT ............................................................... 10 TU1.4.3UT TUDemanda de Energía y Potencia UT ................................................ 10 TU1.4.4UT TUMercado de Energía UT ................................................................... 11 TU1.4.5UT TUSistema de Transmisión NacionalUT............................................... 12 TU1.4.6UT TUInterconexiones Internacionales UT ................................................. 12

TU1.5UT TUPROSPECTIVAUT ................................................................................. 13 TU1.5.1UT TUProyección de Demanda de Energía y Potencia UT......................... 13 TU1.5.2UT TUExpansión en Generación UT........................................................... 14 TU1.5.3UT TURequerimientos de GeneraciónUT .................................................. 15

TU2UT TUESQUEMA REGULATORIOUT ..................................................................... 16 TU2.1UT TUEstructura InstitucionalUT....................................................................... 16 TU2.2UT TUMercado de Energía Mayorista – MEM UT.............................................. 16 TU2.3UT TUConfiabilidad en el Suministro de EnergíaUT ......................................... 17

TU2.3.1UT TUCargo por Confiabilidad UT .............................................................. 17 TU2.3.2UT TUObligación de Energía en Firme - OEF UT ....................................... 17

TU2.4UT TUSubasta para la asignación de OEFUT................................................... 18 TU2.5UT TUEnergía Firme para el Cargo por Confiabilidad ENFICC UT.................... 19 TU2.6UT TUMecanismos Complementarios: Anillos de Seguridad UT ....................... 19 TU2.7UT TUGarantíasUT ........................................................................................... 19

TU3UT TUESTUDIOS DE PROYECTOS DE GENERACIÓN PROPIEDAD DE LA UPMEUT

20 TU3.1UT TUPROYECTO CARBOELÉCTRICO TERMOCESARUT........................... 20

TU3.1.1UT TUAntecedentes UT .............................................................................. 20 TU3.1.2UT TUDescripción del ProyectoUT ............................................................ 20

TU3.1.2.1UT TULocalización UT ......................................................................... 20 TU3.1.2.2UT TUInformación básica UT............................................................... 20 TU3.1.2.3UT TURecurso carboníferoUT ............................................................ 21 TU3.1.2.4UT TURecurso hídrico UT.................................................................... 22

TU3.1.3UT TUAspectos Ambientales UT ................................................................ 22 TU3.1.4UT TUEstado Actual del ProyectoUT ......................................................... 23 TU3.1.5UT TUFicha Técnica del ProyectoUT......................................................... 23 TU3.1.6UT TUCosto del ProyectoUT...................................................................... 23 TU3.1.7UT TUPropiedad del ProyectoUT............................................................... 23

TU3.2UT TUPROYECTO HIDROELÉCTRICO ANDAQUÍUT..................................... 24 TU3.2.1UT TUAntecedentes UT .............................................................................. 24 TU3.2.2UT TUDescripción del ProyectoUT ............................................................ 24

TU3.2.2.1UT TULocalización UT ......................................................................... 24 TU3.2.2.2UT TUInformación básica UT............................................................... 24

TU3.2.3UT TUCaracterísticas Técnicas UT............................................................. 26





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TU3.2.4UT TUAspectos Ambientales UT ................................................................ 27 TU3.2.5UT TUEstado Actual de los EstudiosUT..................................................... 27 TU3.2.6UT TUFicha Técnica del ProyectoUT......................................................... 27 TU3.2.7UT TUPrograma de Construcción UT ......................................................... 29 TU3.2.8UT TUPresupuesto de ConstrucciónUT ..................................................... 29 TU3.2.9UT TUPropiedad de los Estudios UT .......................................................... 29

TU3.3UT TUPROYECTOS HIDROELÉCTRICOS ENCIMADAS y cañaveralUT........ 30 TU3.3.1UT TUAntecedentes UT .............................................................................. 30 TU3.3.2UT TUDescripción del ProyectoUT ............................................................ 30


TU3.3.3UT TUCaracterísticas Técnicas de los ProyectosUT ................................. 32 TU3.3.4UT TUProyecto EncimadasUT ................................................................... 32

TU3.3.4.1UT TUCaracterísticas de las obrasUT ................................................ 32 TU3.3.4.2UT TUCaracterísticas de generaciónUT ............................................. 33

TU3.3.5UT TUProyecto CañaveralUT .................................................................... 33 TU3.3.5.1UT TUCaracterísticas de las obrasUT ................................................ 33 TU3.3.5.2UT TUCaracterísticas de generaciónUT ............................................. 33

TU3.3.6UT TUAspectos Ambientales UT ................................................................ 34 TU3.3.7UT TUEstado Actual de los ProyectosUT .................................................. 34 TU3.3.8UT TUFichas Técnicas de los ProyectosUT............................................... 35

TU3.3.8.1UT TUProyecto de EncimadasUT ....................................................... 35 TU3.3.8.2UT TUProyecto CañaveralUT ............................................................. 36

TU3.3.9UT TUValoración de los Estudios UT.......................................................... 39 TU3.3.10 UT TUPropiedad de los Estudios UT .......................................................... 39

TU3.4UT TUPROYECTO HIDROELÉCTRICO EL NEMEUT ..................................... 40 TU3.4.1UT TUAntecedentes UT .............................................................................. 40 TU3.4.2UT TUDescripción del ProyectoUT ............................................................ 40


TU3.4.3UT TUCaracterísticas Técnicas del ProyectoUT ........................................ 41 TU3.4.4UT TUEstado Actual del ProyectoUT ......................................................... 42 TU3.4.5UT TUFicha Técnica del ProyectoUT......................................................... 42 TU3.4.6UT TUPrograma de Construcción UT ......................................................... 43 TU3.4.7UT TUValoración de los Estudios UT.......................................................... 43 TU3.4.8UT TUPropiedad de los Estudios UT .......................................................... 44

TU3.5UT TUPROYECTOS HIDROELÉCTRICOS FONCE Y CABRERAUT .............. 46 TU3.5.1UT TUAntecedentes UT .............................................................................. 46 TU3.5.2UT TUDescripción del ProyectoUT ............................................................ 46


TU3.5.3UT TUCaracterísticas Técnicas del Proyecto FonceUT ............................. 47 TU3.5.4UT TUCaracterísticas Técnicas del Proyecto CabreraUT .......................... 48 TU3.5.5UT TUAspectos Ambientales de los Proyectos Fonce y CabreraUT ......... 49 TU3.5.6UT TUEstado Actual de los EstudiosUT..................................................... 49 TU3.5.7UT TUFicha Técnica del Proyecto FonceUT.............................................. 49 TU3.5.8UT TUFicha Técnica del Proyecto CabreraUT ........................................... 51 TU3.5.9UT TUProgramas de ConstrucciónUT ....................................................... 52





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TU3.5.10 UT TUPresupuesto de ConstrucciónUT ..................................................... 53 TU3.5.11 UT TUValoración de los Estudios UT.......................................................... 53 TU3.5.12 UT TUPropiedad de los Estudios UT .......................................................... 53

TU3.6UT TUPROYECTO HIDROELÉCTRICO SOGAMOSOUT................................ 55 TU3.6.1UT TUAntecedentes UT .............................................................................. 55 TU3.6.2UT TUDescripción del ProyectoUT ............................................................ 55


TU3.6.3UT TUCaracterísticas Generales UT .......................................................... 56 TU3.6.4UT TUAspectos Ambientales UT ................................................................ 57 TU3.6.5UT TUEstado Actual del ProyectoUT ......................................................... 57 TU3.6.6UT TUFicha Técnica del ProyectoUT......................................................... 57 TU3.6.7UT TUPrograma de Construcción UT ......................................................... 60 TU3.6.8UT TUPresupuesto de ConstrucciónUT ..................................................... 60 TU3.6.9UT TUEvaluación Financiera del ProyectoUT ............................................ 60 TU3.6.10 UT TUValoración de los Estudios UT.......................................................... 60 TU3.6.11 UT TUPropiedad de los Estudios UT .......................................................... 61 TU3.6.12 UT TUPromoción del ProyectoUT .............................................................. 61

TU3.7UT TUPROYECTOS TERMOELÉCTRICOSUT................................................ 63 TU3.7.1UT TUAntecedentes UT .............................................................................. 63 TU3.7.2UT TUProyecto Termoeléctrico a Gas Termo Upar UT .............................. 63

TU3.7.2.1UT TUDescripción del proyectoUT ..................................................... 63 TU3.7.2.2UT TUEstudios de ingenieríaUT ......................................................... 64 TU3.7.2.3UT TUTransporte de los equipos UT ................................................... 64 TU3.7.2.4UT TUCaracterísticas Técnicas UT...................................................... 65 TU3.7.2.5UT TUAspectos Ambientales UT ......................................................... 65 TU3.7.2.6UT TUEstado Actual del ProyectoUT.................................................. 65 TU3.7.2.7UT TUFicha Técnica del ProyectoUT.................................................. 66

TU3.7.3UT TUProyecto Termoeléctrico a Gas Termo YariguíesUT ....................... 67 TU3.7.3.1UT TULocalización UT ......................................................................... 67 TU3.7.3.2UT TUInformación básica UT............................................................... 67 TU3.7.3.3UT TUCaracterísticas técnicas UT....................................................... 69 TU3.7.3.4UT TUAspectos ambientales UT.......................................................... 69 TU3.7.3.5UT TUEstado actual del proyectoUT................................................... 70 TU3.7.3.6UT TUPropiedad de los estudios UT.................................................... 72

TU3.7.4UT TUProyecto Termoeléctrico a Gas Termo Lumbí UT ............................ 74 TU3.7.4.1UT TUDescripción del proyectoUT ..................................................... 74 TU3.7.4.2UT TUCaracterísticas técnicas UT....................................................... 75 TU3.7.4.3UT TUAspectos ambientales UT.......................................................... 75 TU3.7.4.4UT TUEstado actual del proyectoUT................................................... 76 TU3.7.4.5UT TUPropiedad de los estudios UT.................................................... 77

TU3.8UT TUINVENTARIO DE PROYECTOS ENTRE 10 - 100 MWUT ..................... 78 TU3.8.1UT TUAntecedentes UT .............................................................................. 78 TU3.8.2UT TUMetodología UT ................................................................................ 78

TU3.8.2.1UT TUDepartamento de Antioquia UT ................................................. 78 TU3.8.2.2UT TUDepartamento de Caldas UT ..................................................... 80 TU3.8.2.3UT TUDepartamento de Risaralda UT ................................................. 80 TU3.8.2.4UT TUDepartamento del QuindíoUT................................................... 80





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TU3.8.2.5UT TUDepartamento del HuilaUT ....................................................... 82 TU3.8.2.6UT TUProyectos en el Departamento del TolimaUT ........................... 84

TU3.8.3UT TUDescripción General de los Proyectos en Fase IIUT ....................... 85 TU3.8.3.1UT TULocalización UT ......................................................................... 85 TU3.8.3.2UT TUCaracterísticas generales UT .................................................... 86 TU3.8.3.3UT TUAspectos ambientales UT.......................................................... 86 TU3.8.3.4UT TUEstado actual de los estudios UT .............................................. 86 TU3.8.3.5UT TUPropiedad de los estudios UT.................................................... 86

TU4UT TUESTUDIOS DE PROYECTOS DE GENERACIÓN DE PROPIEDAD PRIVADAUT

87 TU4.1UT TUPROYECTO HIDROELÉCTRICO PESCADERO ITUANGOUT ............. 87

TU4.1.1UT TULocalización UT ................................................................................ 87 TU4.1.2UT TUCaracterísticas Técnicas UT............................................................. 87

TU4.1.2.1UT TUPresa y obras anexas UT .......................................................... 87 TU4.1.2.2UT TUCentral y conducciones UT ....................................................... 88 TU4.1.2.3UT TUInfraestructura y obras complementariasUT............................. 89 TU4.1.2.4UT TUCostos y cronograma de construcciónUT................................. 90

TU5UT TUINVENTARIO DE PROYECTOS CARBOELÉCTRICOSUT .......................... 92 TU5.1UT TUSitios Seleccionados UT .......................................................................... 92

TU5.1.1UT TUNorte de Santander: Guaduas UT .................................................... 93 TU5.1.2UT TUCundinamarca – Magdalena Medio: Río SecoUT............................ 93 TU5.1.3UT TUCundinamarca – Altiplano: Colmenares UT...................................... 94 TU5.1.4UT TUCesar: ChiriguanáUT ....................................................................... 95 TU5.1.5UT TUAntioquia: SinifanáUT ...................................................................... 96 TU5.1.6UT TULa Guajira: ArrucayuiUT .................................................................. 97

TU5.2UT TUOtros Sitios en la Región de Cundinamarca y BoyacáUT....................... 98 TU5.2.1UT TUApuloUT........................................................................................... 99 TU5.2.2UT TUÚticaUT............................................................................................ 99 TU5.2.3UT TUCáqueza UT ..................................................................................... 99 TU5.2.4UT TUÚmbita – TibanáUT.......................................................................... 99





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INTRODUCCIÓN

Mediante resolución número 180159 de febrero 17 de 2003, el Ministerio de Minas y Energía asignó a diferentes ministerios y entidades públicas del orden nacional, el conjunto de activos que le correspondieron a la Nación, como resultado de la reducción de capital aprobada el 22 de febrero de 2000 por la Asamblea General de Accionistas de ISAGEN S.A. E.S.P. De dicho proceso le fue asignado a la Unidad de Planeación Minero Energética -UPME- entre otros, diversos estudios técnicos de factibilidad de futuros proyectos hidroeléctricos y térmicos. Dado que la UPME no tiene como función la construcción de proyectos de generación, ésta ha decidido colocar a la venta los diferentes bienes que le correspondieron y, a través del presente catálogo, pone a disposición de los interesados un resumen de los proyectos con sus características principales. No obstante, hace la salvedad que, en caso de haber discrepancias en cifras o valores, sitio geográfico y demás, prevalecerán las contenidas en los diferentes estudios. El presente documento incluye una breve descripción del sector eléctrico colombiano, así como un resumen sobre la información más relevante de diferentes proyectos tanto hidroeléctricos como térmicos que adelantó ISAGEN. Los siguientes son los estudios contenidos en este catálogo: proyecto carboeléctrico TermoCesar, proyectos a gas natural como Termo Upar, Termo Lumbí y Termo Yariguíes, proyectos hidroeléctricos como los de Andaquí, Encimadas, Cañaveral, Neme, Fonce, Cabrera y Sogamoso. Otra serie de estudios como lo son el inventario de proyectos hidroeléctricos entre 10 – 100 MW se incluyen en este catalogo. Estos potenciales proyectos están basados en los reconocimientos preliminares realizados del Estudio del Sector de Energía Eléctrica - ESEE- finalizado en 1979, los cuales fueron estudiados con mayor profundidad y se determinaron algunos potenciales proyectos hidroeléctricos en departamentos como Antioquia, Caldas, Quindío, Risaralda, Huila y Tolima. Por otra parte, el país posee otra serie de proyectos los cuales se encuentran en estudios y que no pertenecen a la UPME y, en tal sentido, la Unidad ha decidido incorporarlos en este catalogo con el fin de que algunos interesados se coloquen en contacto con los diferentes promotores.





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1 RESUMEN DE PROYECTOS

A continuación se resumen las principales características de los proyectos:

1.1 PROYECTOS TÉRMICOS

PROYECTO CARACTERÍSTICAS

LOCALIZACIÓN: Tamalameque - Cesar RECURSO: Carbón mineral TERMOCESAR CAPACIDAD: 300 MW

LOCALIZACIÓN: Mariquita - Tolima RECURSO: Gas Natural TERMOLUMBI CAPACIDAD: 300 MW

LOCALIZACIÓN: Barrancabermeja - Santander RECURSO: Gas Natural TERMOYARIGUIES CAPACIDAD: 225 MW

LOCALIZACIÓN: La Paz - Cesar RECURSO: Gas Natural TERMOUPAR CAPACIDAD: 225 MW

1.2 PROYECTO HIDRÁULICOS FILO DE AGUA


ENCIMADAS LOCALIZACIÓN: Departamentos de Antioquia - CALDAS

RÍO: Arma CAPACIDAD: 94 MW ENERGIA MEDIA: 548 GWh / año CAUDAL MEDIO: 12 m3/s CAIDA MEDIA: 722 m CAÑAVERAL LOCALIZACIÓN: RÍO: Arma CAPACIDAD: 68 MW ENERGIA MEDIA: 414.7 GWh / año CAUDAL MEDIO: 17 m3/s CAIDA MEDIA: 416 m





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1.3 PROYECTOS HIDRÁULICOS CON EMBALSE


LOCALIZACIÓN: Departamentos de Cauca y Putumayo RÍO: Caquetá CAPACIDAD: 665 MW ENERGIA MEDIA: 4,336 GWh / año VOLUMEN ÚTIL EMBALSE: 337 Hm3 CAUDAL MEDIO: 412.4 m3/s

ANDAQUI

CAIDA MEDIA: 165.4 m

LOCALIZACIÓN: Departamento del Tolima RÍO: Saldaña CAPACIDAD: 512 MW ENERGIA MEDIA: 2,696 GWh / año VOLUMEN ÚTIL EMBLASE: 2,515 Mm3 CAUDAL MEDIO: 176.2 m3/s

EL NEME

CAIDA MEDIA: 186 m

LOCALIZACIÓN: Departamento de Santander RÍO: Fonce CAPACIDAD: 420 MW ENERGIA MEDIA: 2,290 GWh / año VOLUMEN ÚTIL EMBALSE: 136 Mm3 CAUDAL MEDIO: 81.2 m3/s

FONCE

CAIDA MEDIA: 445 m

LOCALIZACIÓN: Departamento de Santander RÍO: Suárez CAPACIDAD: 605 MW ENERGIA MEDIA: 2,700 GWh / año VOLUMEN ÚTIL EMBALSE: 142 Mm3 CAUDAL MEDIO: 298.4 m3/s

CABRERA

CAIDA MEDIA: 125 m

LOCALIZACIÓN: Departamento de Santander RÍO: Sogamoso CAPACIDAD: 1,035 MW ENERGIA MEDIA: 4,940 GWh / año VOLUMEN ÚTIL EMBALSE: 1,920 Mm3 CAUDAL MEDIO: 474.6 m3/s

SOGAMOSO

CAIDA MEDIA: 147 m





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LOCALIZACIÓN: Departamento de Antioquia RÍO: Ituango CAPACIDAD: 1,800 MW ENERGIA MEDIA: 11,000 GWh / año VOLUMEN ÚTIL EMBALSE: 275 Mm3 CAUDAL MEDIO: 1,030 m3/s

PESCADERO - ITUANGO

CAIDA MEDIA: 162 m





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1.4 SITUACIÓN ACTUAL

1.4.1 Capacidad Instalada

En la actualidad el país posee una capacidad instalada en generación de 13,406 MW, de los cuales 67.3 % corresponde a recursos hidráulicos, 32.35% a recursos térmicos, 0.20% a cogeneración y el restante, 0.15%, a recursos eólicos. En la XTabla 1 X se presenta la capacidad instalada por fuente energética.

CAPACIDAD INSTALADA MW HIDRO 9,023.0 GAS NATURAL 3,637.8 CARBÓN 700.0 COGENERADORES 25.6 EÓLICO 19.5 TOTAL 13,406.8

Tabla 1-1. Capacidad instalada de generación por fuente

De esta capacidad, aproximadamente 55% corresponde a inversión privada. La inversión extranjera en generación en el país está representada principalmente por el grupo español ENDESA que posee aproximadamente 2,660 MW y AES que posee 1,000 MW. Otros inversionistas son UNIÓN FENOSA con 790 MW, TERMOTASAJERO del grupo SCUDDER FUND con 155 MW. Un grupo de bancos americanos es dueña de la planta TERMOCANDELARIA de una capacidad de 314 MW, y el grupo alemán STEAG AG es dueño de la planta de Paipa IV de una capacidad de 150 MW. También el 57.34% de TEBSA, de 750 MW, pertenece a los grupos ABB, DLAMF. A otros inversionistas americanos pertenecen algunos porcentajes de las plantas de PROELECTRICA de 90 MW, TERMOVALLE de 214 MW y TERMOEMCALI de 233 MW.

1.4.2 Generación de Energía

Colombia en el año 2003 tuvo una generación 47,083 GWh, en el 2004 fue de 48,571 GWh, en el 2005 fue 48,829 GWh y en el 2006 se alcanzaron los 50,815 GWh. La generación en el sistema colombiano se realiza principalmente con recursos hidráulicos.

1.4.3 Demanda de Energía y Potencia

El comportamiento de la demanda de energía en Colombia presenta una tendencia creciente la cual se ha sostenido desde 1999. En la XFigura 1 X se presenta su comportamiento, donde se considera la demanda propia del sistema, llamada demanda doméstica, y la demanda exportada a Ecuador a través del esquema de TIES, que opera desde el año 2003.





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0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

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Ene-

03M

ar-0

3

May

-03

Jul-0

3Se

p-03

Nov

-03

Ene-

04M

ar-0

4M

ay-0

4

Jul-0

4Se

p-04

Nov

-04

Ene-

05

Mar

-05

May

-05

Jul-0

5Se

p-05

Nov

-05

Ene-

06M

ar-0

6

May

-06

Jul-0

6Se

p-06

Nov

-06

Ene-

07M

ar-0

7

GW

h/m

es

TIES DEM. DOMEST DEM TOTAL

Figura 1. Comportamiento de la demanda de energía en Colombia Por otra parte, se observa en la XFigura 2X, el comportamiento de la demanda máxima de potencia en el sistema colombiano, la cual normalmente acontece en los meses de diciembre, siendo la del 2006 la máxima alcanzada en el sistema con un valor de 8,762 MW.

7400

7600

7800

8000

8200

8400

8600

8800

9000

Ene-

03

Mar

-03

May

-03

Jul-0

3

Sep-

03

Nov-

03

Ene-

04M

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4

May

-04

Jul-0

4

Sep-

04No

v-04

Ene-

05

Mar

-05

May

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5

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05

Nov-

05

Ene-

06M

ar-0

6

May

-06

Jul-0

6

Sep-

06

Nov-

06En

e-07

Mar

-07

MW

Figura 2. Comportamiento de la demanda de potencia en Colombia

1.4.4 Mercado de Energía





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Colombia posee un mercado de energía mayorista, en el cual participan agentes de manera activa como los agentes generadores y agentes comercializadores, y otros que actúan de manera pasiva como los agentes transportadores y agentes distribuidores. Las transacciones en el mercado mayorista de electricidad se realizan mediante contratos bilaterales o en bolsa. El comportamiento de los precios de la energía en el mercado mayorista en dólares corrientes se muestra en la XFigura 3X. Estos cálculos están basados en la tasa cambiaria del último día del mes respectivo.

0

10

20

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40

50

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70

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100

110

120

Jul-9

5N

ov-9

5M

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6Ju

l-96

Nov

-96

Mar

-97

Jul-9

7N

ov-9

7M

ar-9

8Ju

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Nov

-98

Mar

-99

Jul-9

9N

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9M

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0Ju

l-00

Nov

-00

Mar

-01

Jul-0

1N

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1M

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2Ju

l-02

Nov

-02

Mar

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3M

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4Ju

l-04

Nov

-04

Mar

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5N

ov-0

5M

ar-0

6Ju

l-06

Nov

-06

Mar

-07

US$/

MW

h

BOLSA CONTRATOS

Figura 3. Precios de energía en MEM dado en dólares corrientes

1.4.5 Sistema de Transmisión Nacional

El Sistema de Transmisión Nacional –STN- existente está constituido por 11,483 km de red a 220 - 230 kV y por 2,402 km de red a 500 kV y la capacidad de transformación del STN es de 6,030 MVA a 500 kV en alta tensión. Las últimas dos obras incorporadas al STN son el proyecto “Bogotá” que interconecta a 500 kV las subestaciones Bacatá y Primavera y el proyecto “Costa” que interconecta a 500 kV las subestaciones Primavera, Ocaña, Copey y Bolivar.

1.4.6 Interconexiones Internacionales

El sistema colombiano se halla interconectado con otros países a través de los siguientes circuitos: Con Ecuador, a través de dos circuitos uno con las subestaciones Jamondino – Pomasqui a 230 kV y otra con las subestaciones Tulcán – Panamericana a 138 kV.





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El refuerzo de la interconexión con Ecuador a nivel de 230 kV, doble circuito Betania, Altamira, Mocoa, Jamondino (Pasto) y Pomasqui en Ecuador, aumentará la capacidad de transferencia a 500 MW. Está previsto que entre en operación en el segundo semestre del 2007. Con Venezuela, Colombia se halla interconectado a nivel de 230 kV a través de dos circuitos, San Mateo – Corozo y Cuestecitas – Cuatricentenario, y a nivel de 115 kV a través del circuito Zulia – La Fría.

1.5 PROSPECTIVA

1.5.1 Proyección de Demanda de Energía y Potencia

A continuación se presentan las proyecciones de energía (ver XTabla 2 X) y potencia (ver XTabla 3X) para el período 2007 – 2016, revisión marzo de 2007, estimadas para el Sistema de Interconexión Nacional -SIN-. Estos estimativos no consideran exportaciones de energía hacia Ecuador.

Gwh/año Alto Medio Bajo % Alto Medio Bajo

2007 53,850 53,400 52,900 2007 5.97% 5.09% 4.10%2008 57,002 56,317 55,087 2008 5.85% 5.46% 4.13%2009 60,040 59,019 57,180 2009 5.33% 4.80% 3.80%2010 62,950 61,678 59,292 2010 4.85% 4.50% 3.69%2011 66,085 64,155 61,193 2011 4.98% 4.02% 3.21%2012 69,544 66,980 63,340 2012 5.23% 4.40% 3.51%2013 72,808 69,562 65,303 2013 4.69% 3.86% 3.10%2014 76,372 72,351 67,442 2014 4.89% 4.01% 3.28%2015 80,009 75,189 69,490 2015 4.76% 3.92% 3.04%2016 84,072 78,320 71,753 2016 5.08% 4.16% 3.26%

Tabla 1-2. Proyección de Energía GWh





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MW Alto Medio Bajo % Alto Medio Bajo2007 9,220 9,078 8,920 2007 5.23% 3.61% 1.80%2008 9,715 9,553 9,254 2008 5.37% 5.23% 3.74%2009 10,147 9,967 9,629 2009 4.45% 4.33% 4.06%2010 10,627 10,404 9,994 2010 4.73% 4.39% 3.79%2011 11,145 10,810 10,303 2011 4.87% 3.90% 3.09%2012 11,687 11,246 10,625 2012 4.86% 4.03% 3.12%2013 12,252 11,696 10,971 2013 4.84% 4.01% 3.26%2014 12,837 12,152 11,318 2014 4.78% 3.90% 3.16%2015 13,434 12,615 11,649 2015 4.65% 3.81% 2.92%2016 14,069 13,094 11,983 2016 4.73% 3.80% 2.87%

Tabla 1-3. Proyección de Potencia MW

1.5.2 Expansión en Generación

En la actualidad el sistema de generación colombiano se encuentra en la construcción de 981 MW para el periodo comprendido entre 2007 y 2011 y, representados en los siguientes proyectos (ver XTabla 4X):

CAPACIDAD (MW) PROYECTO TIPO NUMERO DE UNIDADES A Instalar Por Unidad

FOC (1)

FAMP (2) PROCESO ACTUAL

EL MORRO GAS 3 54 18 Mar / 07 Abr / 07 Pruebas de unidad 1.

TERMOGUAJIRA GAS -- -- -- Ago /07 Ago /07 Ingeniería de detalle de precipitadotes.

FLORES IV GAS

VAPOR 1 160 160 Nov / 09 Dic / 09

Cierre de ciclo de las turbinas a gas de Flores 2 y 3.

TRAS. GUARINÓ (3) HIDRO -- -- -- Oct / 09 Dic / 09 Suspendidas obras AMOYÁ HIDRO 2 78 39 Jul / 10 Jul / 10 En desarrollo

TRAS. MANSO HIDRO -- -- -- Ago / 10 Ago / 10 En recurso de reposición licencia ambiental.

EL MANSO HIDRO 1 27 27 Ago / 10 Ene / 11 En estudio 165 Sep / 10 Sep / 10 165 Ene / 11 Ene / 11 165 May / 11 May / 11

PORCE III HIDRO 4 660

165 Sep / 11 Sep / 11

En construcción

(1) Fecha de Entrada en Operación Comercial (FOC): Fecha reportada por los promotores del proyecto para la cual

esperan declarar en operación comercial la planta. (2) TRAS. : Trasvase de río. Estos trasvases aportan energía.

Tabla 1-4. Proyectos de generación en construcción

Otros proyectos que podrían ampliarse corresponden a los cierres de ciclos abiertos de las unidades de Termoflores con capacidad de 160 MW, Tebsa 50 MW, Merilectrica con 103 MW y Termocandelaria con aproximadamente 180 MW. Estos proyectos actualmente se hallan operando en el Sistema de Interconexión Nacional -SIN-, pero como ciclos abiertos de gas natural. Por otra parte, en el Registro de Proyectos de Generación de la UPME (Unidad de Planeación Minero Energética) para proyectos potenciales, se hallan inscritos alrededor de 10,467 MW, de los cuales 1,226 MW son a gas natural, 8,730 MW proyectos hidráulicos con embalse y los restantes 8,511 MW hidráulicos a filo de agua. Todos estos proyectos se encuentran en estudios de prefactibilidad y factibilidad, pero no poseen cierre financiero.





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1.5.3 Requerimientos de Generación

La necesidad de instalación de proyectos de generación para el sistema colombiano para el periodo 2006-2015 se presentan en la XTabla 5 X, que muestra los requerimientos de energía y potencia frente a los diferentes escenarios de crecimiento de la economía y la demanda. Para los casos en que se considera a Colombia interconectado con Ecuador, se tiene en cuenta inicialmente una capacidad de 250 MW y a partir del segundo semestre de 2007 una capacidad de 500 MW.

ESCENARIO 2006-2010 2011-2015 TOTAL

ALTO 539 1,521 2,060 MEDIO 539 1,195 1,734 BAJO 376 658 1,034

Alto: Limitaciones de gas, demanda alta, Colombia interconexión con Ecuador, Perú y SIEPAC Medio: Crecimiento normal del PIB, disponibilidad limitada del gas, demanda media, interconexión con Ecuador y Perú Bajo: Crecimiento moderado del PIB, disponibilidad limitada del gas, demanda baja, Colombia autónoma

Tabla 1-5. Requerimientos de generación Por otra parte el país actualmente realiza un análisis acerca de la interconexión con los países de Centro América para el 2010 a través de Panamá, con una capacidad de 300 MW. La anterior información es el resultado de los análisis presentados en el Plan de Expansión de Referencia Generación Transmisión 2006 - 2020.





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2 ESQUEMA REGULATORIO

Con el fin que los potenciales inversionistas conozcan las reglas que rigen el negocio de la generación de energía eléctrica, se presenta el nuevo esquema regulatorio referente al Cargo por Confiabilidad. La información de este numeral está basada en el documento publicado por la Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG llamado “Nuevo Esquema Regulatorio para Asegurar la confiabilidad en el Suministro de Energía Eléctrica” de marzo de 2007. Dicho documento entre otras, contiene lo establecido en la resolución CREG 071 de octubre de 2006. Sin embargo, lo aquí consignado está sujeto a los cambios dados en la regulación. Cabe destacar que el modelo de mercado de competencia en la prestación de los servicios públicos se estableció mediante la Ley 142 de 1994 y la aplicación de las actividades de Generación, Transmisión, Distribución y Comercialización de energía eléctrica, al igual que las directrices del Mercado de Energía Mayorista se establecieron mediante la Ley 143 de 1994.

2.1 ESTRUCTURA INSTITUCIONAL

La participación del Estado se da mediante el establecimiento de políticas energéticas, la regulación y la vigilancia y el control. La política energética está a cargo del Ministerio de Minas y Energía - MME, apoyado esencialmente en la Unidad de Planeación Minero Energética - UPME, quien establece requerimientos energéticos, el Plan Energético Nacional y el Plan de Expansión en Generación y Transmisión, en concordancia con el Plan Nacional de Desarrollo. La regulación es establecida por la CREG, de la cual son miembros el Ministro de Minas y Energía, el Ministro de Hacienda y Crédito Público y el Director de Planeación Nacional, además de los Expertos de la Comisión, y la vigilancia y control lo ejerce la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios – SSPD. El Mercado de Energía Mayorista – MEM cuenta con el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales – ASIC que se encarga del registro de contratos, liquidación, facturación de las transacciones y mantenimiento de los sistemas de información. La planeación, supervisión y control de la operación del Sistema Interconectado Nacional - SIN la realiza el Centro Nacional de Despacho – CND.

2.2 MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA – MEM

El MEM centraliza el intercambio de información entre Generadores y Comercializadores para realizar contratos bilaterales de largo plazo y transacciones de corto plazo en la Bolsa. En este mercado se transa toda la energía requerida por los usuarios conectados al SIN. Están obligados a participar en el MEM los generadores con plantas conectadas al SIN de capacidad superior a 20 MW, las cuales son despachadas centralmente, y aquellos comercializadores que atiendan usuarios finales.





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Entre las modalidades de transacciones están los contratos bilaterales, en los que se establece libremente el precio, cantidad y modalidad, no tienen restricción en los compromisos pactados pero es requisito indicar en el contrato la cantidad transada horariamente para efectos de liquidación. El objetivo de los contratos es reducir la exposición a la volatilidad de precios. Las transacciones con usuarios regulados están reglamentadas pero con usuarios no regulados son pactadas libremente. Las transacciones en Bolsa tienen como referencia un sistema de nodo único, no se considera la red de transporte, cada Generador hace su oferta de precio y disponibilidad para las 24 horas de cada día y el despacho para abastecer la demanda se realiza de acuerdo con las ofertas más económicas: despacho ideal. El despacho real se realiza teniendo en cuenta las restricciones de la red de transporte. Otra modalidad son las subastas para la asignación de las Obligaciones de Energía en Firme – OEF, del Cargo por Confiabilidad, que sustituyó al Cargo por Capacidad.

2.3 CONFIABILIDAD EN EL SUMINISTRO DE ENERGÍA

Del mercado mayorista se deben derivar las señales económicas para la expansión de la capacidad. A su vez los precios deben reflejar el nivel de confiabilidad en el suministro que la demanda está dispuesta a pagar. Sin embargo, una alta componente hidráulica – 67% y la estacionalidad climática explican la volatilidad de los precios, lo que puede significar un riesgo para quienes requieren financiar proyectos de generación en caso de no existir un mecanismo que cubra estas eventualidades. Es por esto que se establece un esquema de remuneración que haga viable la inversión en generación para atender la demanda en condiciones hídricas críticas, a través de la estabilización de ingresos del agente.

2.3.1 Cargo por Confiabilidad

Este nuevo cargo que remplazó al Cargo por Capacidad, opera desde el primero de diciembre de 2006 y permite asegurar la disponibilidad de recursos para abastecer la demanda y un precio eficiente de dichos recursos. Funciona subastando entre generadores las OEF requeridas para cubrir un nivel de demanda del Sistema. Al generador que se le asigna una OEF recibe una remuneración conocida y estable en un periodo determinado, y se compromete a entregar una determinada cantidad de energía cuando el precio de bolsa supere un umbral previamente establecido. La liquidación la realiza el ASIC y es pagada por los usuarios a través de tarifa.

2.3.2 Obligación de Energía en Firme - OEF

Cuando el precio de bolsa supere, al menos por una hora del día, el Precio de Escasez, lo cual refleja una situación crítica, el generador al que se le asignó una OEF debe generar, según el despacho ideal, una cantidad diaria.





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Las OEF serán adquiridas por la demanda a través del operador del sistema, y subastadas exclusivamente entre quienes tengan o planeen tener activos de generación, con energía firme, a partir de una fecha determinada y que resulten elegidos en la subasta. La energía que debe suministrar cada generador con su portafolio de activos en condiciones de escasez y la remuneración por cada kWh comprometido en la OEF, se determinan en la subasta. El precio de escasez establecido por la CREG y actualizado mensualmente, indica cuándo se exigen las OEF y es el precio el cual remunera las obligaciones exigidas. La vigencia de la OEF está dada de la siguiente manera:

• Planta nueva, que al momento de la subasta no ha iniciado su construcción, entre uno y veinte años.

• Planta especial, que al momento de la subasta está en construcción o instalación, entre uno y diez años.

• Planta existente, que al momento de la subasta esté en operación comercial, un año.

La OEF recibirá una remuneración fija durante su vigencia haya sido solicitada o no. El precio por cada kWh es el precio de cierre de la subasta – Precio del Cargo por Confiabilidad. Si la OEF es requerida, adicionalmente recibirá el Precio de Escasez por cada kWh de la OEF. Las generaciones adicionales se pagan a precio de bolsa y todo se liquida a través del MEM.

2.4 SUBASTA PARA LA ASIGNACIÓN DE OEF

Es una transacción del MEM en la que interactúa la oferta y la demanda, es tipo reloj descendente y se ejecuta tres años antes de requerir la OEF. Los periodos son:

• Precalificación: entre el día en que la CREG anuncia la subasta y la fecha de su ejecución. Suministro de información.

• Planeación: tres años posteriores a la fecha de realización de la subasta, hasta el inicio de la obligación. Construir o instalar plantas, preparación de activos.

• Vigencia: cumplidos los tres años, periodo en el cual son exigibles las OEF. Para reducir la incertidumbre de ingreso de proyectos cuya construcción supera los tres años, la CREG incorporó un mecanismo que permite al inversionista vender parte de su energía en firme, bajo condiciones especiales durante las subastas que ocurren siete, seis, cinco y cuatro años antes de que la energía en firme esté disponible. El inversionista tiene la posibilidad de que una vez conocido el precio de cierre, comunique a la CREG su interés de vender a ese precio una parte de su energía firme; de esa forma se le asigna una OEF hasta siete años antes del inicio de la vigencia de la obligación. La subasta solo tiene lugar cuando se estima que la demanda para tres años adelante no puede ser atendida con energía en firme en condiciones críticas de abastecimiento. Cada año la CREG hará un balance y de ser necesario organizará una nueva subasta.





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2.5 ENERGÍA FIRME PARA EL CARGO POR CONFIABILIDAD ENFICC

La CREG estableció una metodología para determinar la ENFICC para cada tipo de tecnología de generación. “Se entiende por Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad (ENFIC), la máxima energía eléctrica que es capaz de entregar una planta de generación durante un año de manera continua, en condiciones extremas de bajos caudales”. Para plantas hidráulicas se utiliza el modelo computacional que se encuentra disponible en la web de la CREG, que maximiza la energía que puede entregar mes a mes una planta hidráulica en condiciones de bajos caudales, considerando: historia de aportes, vertimientos y restricción en sistemas de conducción, eficiencias, características de embalses, índice de indisponibilidad forzada IHF y restricciones de flujo. La mínima ENFICC se denomina ENFICC base y se obtiene con el modelo. La máxima que se puede declarar para la subasta corresponde a la ENFICC con un 95% PPS (probabilidad de ser superada), en caso de declarar un nivel superior a la ENFICC base deberá respaldar la diferencia con una garantía. Para plantas térmicas la ENFICC se calcula de acuerdo con la capacidad de generación, horas al año y un índice que incorpora las restricciones a la generación máxima: indisponibilidad histórica por salidas forzadas y restricciones en suministro y transporte de gas natural, si este es el combustible.

2.6 MECANISMOS COMPLEMENTARIOS: ANILLOS DE SEGURIDAD

Son instrumentos que tienen por objeto facilitar el abastecimiento de la demanda en condiciones críticas y el cumplimiento de las OEF de los generadores. Ellos son:

• Mercado Secundario de Energía Firme: contratos bilaterales, entre generadores, de energía firme que no se vendió en subasta, ni ha sido comprometida.

• Demanda Desconectable Voluntariamente: son usuarios que pueden tener generación propia o pueden cambiar sus procesos productivos, acudiendo a ellos a través del comercializador cuando no se cuenta con energía suficiente, descontando dicha energía de la obligación.

• Activos de Generación de Última Instancia: se emplean activos que no participan en las subasta ni en el MEM, solamente cubren las obligaciones.

• Subastas de Reconfiguración: se dan si la CREG detecta que para un año en particular se prevé un exceso o un déficit de energía firme.

2.7 GARANTÍAS

Se requieren garantías que aseguren los siguientes eventos:

• Fecha de entrada en operación. • Disponibilidad continua de combustible durante el periodo de vigencia. • Declaración de ENFICC superior a la base, para hidráulicas. • Declaración de ENFICC superior por mejora de IHF. • De pago de comisión de éxito de la promoción de la subasta.





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3 ESTUDIOS DE PROYECTOS DE GENERACIÓN PROPIEDAD DE LA UPME

3.1 PROYECTO CARBOELÉCTRICO TERMOCESAR

3.1.1 Antecedentes

En 1993 se efectuó la revisión del Plan de Expansión de Referencia, la cual define en forma precisa como parte de la estrategia para el período 1995-2000, la construcción de una planta a carbón de 300 MW y encarga a ISA, ahora ISAGEN S.A., como el promotor del proyecto. Posteriormente en el Plan de Expansión del 15 de febrero de 1995, el Gobierno ratifica la construcción del proyecto en el departamento del Cesar, con una capacidad de 300 MW de origen carboeléctrico y recomienda la apertura de la convocatoria internacional para seleccionar las firmas que se encarguen de diseñar, financiar, construir, ser propietarios, operar y mantener la Central Térmica Termocesar.

3.1.2 Descripción del Proyecto

3.1.2.1 Localización Se determinó la ubicación del la Central Termocesar, con base en un análisis multiobjetivo, incluyendo criterios ambientales, donde se examinaron diversos sitios dentro del Departamento del Cesar, y recomendó su ubicación cerca de Tamalameque, a orillas del Río Magdalena, la ubicación del proyecto se presenta en la XFigura 4X.

3.1.2.2 Información básica La zona del proyecto se encuentra en la margen derecha del Río Magdalena, aproximadamente 24 km antes de la Ciénaga de Zapatosa. Los valores de los principales parámetros climatológicos para la zona de estudios son:

• Temperatura media anual 28.9 °C • Temperatura mínima anual 18.0 °C • Temperatura máxima anual 41.0 °C • Humedad relativa promedio anual 75 % • Precipitación promedio anual 1,746.4 mm • Velocidad promedio del viento 3.8 m/s





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Figura 4. Ubicación del proyecto Termocesar

3.1.2.3 Recurso carbonífero En la XTabla 3-1X se muestra las características fisicoquímicas de los carbones de la zona que atenderían el consumo de la planta.





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Elemento % peso HumedadXTabla 6X

10.70 Carbono 65.22 Hidrógeno 4.86 Nitrógeno 1.26 Azufre 0.58 Cloro 0.02 Oxígeno 10.41 Cenizas 6.91

23,556.89 kJ/kg Poder calorífico LHV 10,127.4 BTU/lb Tabla 3-1. Calidad del carbón para Termocesar

Para realizar el proyecto, se estimó que el área ocupada por los equipos principales y edificios administrativos, considerando vías y áreas libres, es de 14 ha. Adicionalmente, se requiere un área para almacenamiento de carbón, incluyendo vías internas del patio y otra para disposición de cenizas. Con los anteriores supuestos y considerando facilidades adicionales de la planta, tales como vías, zonas verdes, áreas de seguridad, etc., se obtuvo que el lote para la planta debe tener como mínimo 196 ha.

3.1.2.4 Recurso hídrico El agua requerida para el funcionamiento de la planta será tomada del Río Magdalena, con el adecuado sistema de captación y transporte a la planta. La XTabla 3-2 X muestra los parámetros de desempeño esperados para Termocesar, teniendo en cuenta el sistema de enfriamiento en ciclo cerrado y las condiciones del sitio de instalación.

Parámetro Sistema de enfriamiento cerrado

Potencia neta, kW 300,000 Eficiencia neta LHV, % 38.3 Consumo de agua ciclo, l/s 560 Consumo de carbón, t/a 839,000 Consumo carbón, t/a 119.71

Tabla 3-2. Parámetros de desempeño del ciclo

3.1.3 Aspectos Ambientales

Entre julio y diciembre de 1993 se llevó a cabo un estudio sobre Identificación de las Posibilidades y Restricciones Ambientales. Entre febrero y abril de 1995, se realizó su DAA, en este estudio se evaluaron las alternativas de ubicación de la planta y se concluyó que la mejor opción ambiental era Tamalameque en el departamento del Cesar.





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El DAA se entregó al Ministerio del Medio Ambiente el 31 de marzo de 1995, el cual aceptó la opción de Tamalameque y expidió los términos de referencia para el EIA el 5 de junio de 1995. El 20 de septiembre de 1997 se inició la elaboración del EIA con el propósito de obtener la licencia ambiental para el desarrollo del proyecto, el cual fue presentado al Ministerio del Ambiente.

3.1.4 Estado Actual del Proyecto

Se cuenta en poder de ISAGEN toda la información que se produjo durante el proceso. Esto permite a cualquier agente interesado en el proyecto, contar con un desarrollo y un conocimiento importante del mismo. Esta pendiente la aprobación de la licencia ambiental por parte de Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial.

3.1.5 Ficha Técnica del Proyecto

Sitio de ubicación de la planta Tamalameque, Cesar Capacidad de la planta 300 MW Factor de potencia 0.85, estimada Consumo de carbón anual 800,000 t Tipo de carbón Bituminoso Poder calorífico del carbón 11,600 BTU/lb. Plazo de construcción 36 meses Altura chimenea 120 m Sistema de enfriamiento Según sitio: por circuito abierto o circuito

cerrado, con torre de enfriamiento Consumo de agua enfriamiento circuito abierto 10 – 12.5 m3/s Consumo agua de enfriamiento circuito semicerrado

400 – 600 l/s

Vida útil 30 años, estimada

3.1.6 Costo del Proyecto

El costo total del proyecto es de 377,693.000 dólares, y cifras de octubre de 1996.

3.1.7 Propiedad del Proyecto

La propiedad de los estudios ejecutados para el desarrollo del proyecto es 100% de la UPME quien firmó un convenio interadministrativo con ISAGEN, para la administración de los estudios.





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3.2 PROYECTO HIDROELÉCTRICO ANDAQUÍ

3.2.1 Antecedentes

En cumplimiento a la ejecución del Plan de Estudios para el período 1993-1997 se adelantó un estudio de factibilidad, en dos etapas, de la cuenca del Alto Caquetá, en forma conjunta por ISAGEN S.A., EPSA S.A., EMCALI e ICEL hoy IPSE, mediante convenio interadministrativo.


3.2.2.1 Localización El proyecto se halla localizado en el Río Caquetá que pertenece al sistema hidrográfico del Río Amazonas. Nace en el Páramo de las Papas y desemboca en el Río Amazonas. La cuenca del Alto Caquetá está localizada al suroccidente del país, en territorio de los Departamentos de Cauca y Putumayo y su área es de aproximadamente 5,200 km P

2P. La

cuenca se extiende desde el nacimiento del Río Caquetá hasta su confluencia con el Río Mocoa cerca de Puerto Limón (Putumayo), cubre gran parte de la zona denominada Bota Caucana. Dos kilómetros aguas arriba de Puerto Limón, e inmediatamente antes de la desembocadura del Río Mocoa en el Río Caquetá, se encuentra el sitio de presa del Proyecto Hidroeléctrico Andaquí (ver XFigura 5X).

3.2.2.2 Información básica • Cartografía Se cuenta con cartografía digitalizada en escalas 1:100.000 y 1:25.000. La cartografía en escalas 1:25.000 y 1:10.000 pertenece a las zonas del embalse y de las obras principales, respectivamente. La totalidad de la zona de la cuenca alta del Río Caquetá se encuentra en cartografía escala 1:100.000. • Geología y sismología Se dispone de estos estudios para la presa y obras anexas.





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Figura 5. Ubicación del proyecto Andaquí





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• Hidrología y sedimentos El caudal medio del Río Caquetá en el sitio de la presa, evaluado con base en registros del período 1983-1997 de la estación de Andaquí, es de 412.4 m P

3P/s.

El comportamiento de la precipitación es unimodal, y son junio y julio los meses más húmedos y diciembre y enero, los meses más secos. En el área de las obras, la lluvia media anual varía entre 3,200 mm en la cola del embalse y 4,200 mm en la presa. Durante los períodos de ocurrencia del Fenómeno del Pacífico (El Niño), las series de caudales no presentaron descensos significativos con respecto a su valor medio. • Infraestructura de acceso El sitio del proyecto se encuentra, cercano a principales centros de consumo, lo cual aunado a la ampliación de la interconexión con Ecuador en un nuevo circuito desde la subestación Altamira - Betania - Mocoa a 230 kV, facilitan la construcción del proyecto, así como la disponibilidad de la energía en el sistema de transmisión nacional. Las ciudades más cercanas a la zona del proyecto son Popayán, Pasto y Mocoa, con distancias aproximadas de 150 km, 86 km y 20 km, respectivamente, medidas en línea recta desde el sitio de la presa. Al sitio de las obras se llega por la carretera Mocoa - Villagarzón - Puerto Limón, para continuar por vía fluvial en el tramo Puerto Limón - sitio de presa.

3.2.3 Características Técnicas

El Proyecto Hidroeléctrico de Andaquí aprovecha las aguas del Río Caquetá, el cual posee un caudal medio en el sitio de la presa de 412.4 mP

3P/s. La presa es del tipo de gravas con

cara de concreto (CFRD) de 206 m de altura. La desviación temporal del río durante la construcción de la presa, se hará mediante un túnel localizado en la margen derecha del río. El sistema permite manejar la creciente de los cinco años, de 4,183 m P

3P/s. La descarga de fondo se hará mediante un túnel

independiente de 332 m de longitud y pendiente de 10.9%, el cual confluye al túnel de desviación. El vertedero, el cual es recto, es un canal abierto controlado por cuatro compuertas radiales, con una longitud de 360 m y ancho constante de 74 m. El vertedero descarga en un cuenco de 250 m de ancho. La conducción, que se encuentra sobre la margen izquierda del río, está conformada por tres sistemas paralelos que alimentan las tres turbinas Francis de eje vertical, de 225 MW cada una. Cada sistema consta de una toma, una compuerta, un túnel superior de carga, un pozo de carga y un túnel inferior de carga. La central subterránea tendrá una longitud de 138.5 m; un ancho de 24.0 m y una altura de 51.4 m, y albergará las máquinas de generación y las de transformación. La capacidad instalada será de 665 MW, con una energía media de 4,335 GWh/a y una energía firme de 2,680 GWh/a.





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La descarga de los caudales, una vez turbinados, se hará al mismo cauce del río, mediante un túnel. El embalse posee un volumen total de 798 m P

3P, y un volumen útil de 227 hmP

3P, que se forma

a lo largo del cañón del Río Caquetá.


El proyecto posee Estudio de Impacto Ambiental, EIA, el cual identificó los fenómenos que de alguna forma impactan la región, sus habitantes y su medio natural. El EIA fue entregado al Ministerio del Medio Ambiente el 27 de agosto de 1998, después de un amplio proceso de información y consulta con la población que sería impactada; en el se reúnen los estudios realizados durante 1996 y 1997. Con esta entrega se espera cumplir con los requisitos de la autoridad competente y obtener así la Licencia Ambiental Única del proyecto.

3.2.5 Estado Actual de los Estudios

En la actualidad el proyecto cuenta con estudios de factibilidad. Este estudio se efectuó en dos etapas; la primera, prefactibilidad a nivel de la cuenca, se efectuó entre octubre de 1994 y abril de 1996; y la segunda, de factibilidad del proyecto Andaquí, se efectuó entre mayo de 1996 y noviembre de 1997.


Se presentan a continuación algunas características técnicas del proyecto, las restantes pueden ser solicitadas a la UPME, con el fin de que los estudios puedan ser vistos en la ciudad de Medellín. A. INFORMACIÓN GENERAL

1. Institucional a. Año del informe prefactibilidad /

factibilidad 1996 / 1997

b. Entidades responsable ISAGEN, EPSA, EMCALI, IPSE c. Consultor INGETEC d. Estado actual Factibilidad determinada 2. Parámetros físicos a. Localización: Departamento-río Cauca-Putumayo / Río Caquetá b. Caudal medio del río m P

3P/s 412.40

d. Caudal medio en el proyecto m P

3P/s 412.40

e. Área de captación kmP

2P 4496.8

f. Volumen total del embalse hm P

3P 909

g. Cota máxima de operación del embalse msnm 490 h. Volumen útil del embalse hm P

3P 337

i. Cota mínima de operación del embalse msnm 460 j. Caída media neta m 165.4





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3. Parámetros energéticos a. Capacidad instalada MW 665 b. Energía media GWh/a 4,336 c. Regulación de caudales % 52 4. Parámetros económicos a. Costo total sin impuestos (sin

transmisión) Millones US$ 774.90

5. Período de ejecución a. Preconstrucción años 3 b. Construcción años 5

B. CARACTERÍSTICAS CIVILES PRINCIPALES

1. Presa y obras anexas a. Tipo de presa Gravas con cara de concreto b. Tipo de vertedero Canal abierto con estructura de

control c. Desviación, Nº y tipo 1 túnel 2. Obras civiles de generación a- Caudal de diseño m P

3P/s 586

b- Captaciones. Nº y tipo 3 – bocatoma lateral c- Conducciones. Nº y tipo 3 – túnel / pozo / tubería d. Tipo de casa de máquinas Subterránea

C. EQUIPOS ELECTROMECÀNICOS PRINCIPALES

1. Turbinas Tipo, Nº Francis Vertical - 3 - Salto nominal m 165.40 - Capacidad nominal por unidad MW 225 - Caudal nominal por unidad m P

3P/s 153.30

2. Generadores - Tipo, Nº Sincrónico vertical - 3 - Capacidad nominal por unidad MVA 225 - Potencia nominal por unidad MW 222 - Factor de potencia 0.90 3. Transformadores - Tipo, Nº Monofásicos - 10 - Relación del banco kV 13.2 / 230.0 - Enfriamiento OFWF 4. Auxiliares a. Puente grúas, Nº 2

D. CONEXIÓN AL SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL

1. Subestación Andaquí a. Número. Tipo 1 convencional - intemperie b. Número de campos 1 9 2. Edificio de control a. Un piso independiente en el edificio de la

S/E 230 kV mP

2P 360.00





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E. INFRAESTRUCTURA

1. Vías de acceso a. Acceso principal al proyecto - Rehabilitación vía actual km 9.13 - Realce vía actual km 1.95 - Construcción km 1.79 - Puente sobre el Río Mocoa m 545 b. Acceso a obras durante construcción y operación - Construcción km 11.60 c. Conexión alterna Villgarzón – Puerto

Limón

- Rehabilitación vía actual km 2.28 - Realce vía actual km 5.54

3.2.7 Programa de Construcción

Entendiendo por construcción el período comprendido desde la orden de movilización del constructor del túnel de desviación del río, hasta la puesta en operación comercial de la primera unidad, éste se estima en 5 años. Previo a este período de construcción, se deben considerar los tiempos necesarios para realizar los diseños, constituir la empresa responsable de la construcción, obtener la licencia ambiental, los períodos de licitación y actividades preliminares de construcción de accesos y campamentos, los cuales se estiman en 3 años. El estudio contiene el programa de construcción.

3.2.8 Presupuesto de Construcción

El presupuesto de construcción del Proyecto Hidroeléctrico de Andaquí, a nivel de factibilidad y a precios de diciembre de 1996, se estima, sin incluir la conexión del proyecto al STN, en 744.9 MUSD; incluyendo la conexión al STN, su costo se estima en 823,0 MUSD.

3.2.9 Propiedad de los Estudios

Los estudios correspondientes a la factibilidad en dos etapas –prefactibilidad y factibilidad- de la cuenca del Alto Caquetá, son de propiedad de las empresas que conformaron el Convenio Interadministrativo, ISAGEN (UPME), con 44.5%, EPSA con 30%, EMCALI con 20% e ICEL hoy IPSE con 5.5%.





30

3.3 PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS ENCIMADAS Y CAÑAVERAL

3.3.1 Antecedentes

Durante el desarrollo del Estudio del Sector de Energía Eléctrica -ESEE-, el Inventario Nacional de los Recursos Hídricos -IRH- realizado entre los años 1974 y 1979, identificó el proyecto Aguadas localizado en la cuenca del Río Arma sobre su cauce principal, con una capacidad mínima de 124 MW. Los resultados del estudio anterior sirvieron como base de información y consulta para los trabajos que posteriormente realizó ISA durante el estudio de Inventario de Proyectos Hidroeléctricos con Capacidad entre 10 y 100 MW, terminado en esta cuenca en 1987. Este último estudio identificó en la cuenca del Río Arma, siete proyectos hidroeléctricos con capacidades instaladas entre 25 y 70 MW, distribuidos en el cauce principal y algunos afluentes, cuya capacidad total ascendió a 290 MW. Dado que varios de los proyectos anteriores presentaron indicadores atractivos, entre ellos los proyectos Encimadas y Cañaveral en el cauce principal del Río Arma, se decidió incluir esta cuenca en el Plan de Estudios del Plan de Expansión para el período 1993 – 1997. Por tal motivo ISAGEN y otras tres empresas del sector eléctrico, EEPPM, CHEC y EADE, todas ellas con intereses sobre la misma cuenca, decidieron estudiar a nivel de factibilidad, en dos etapas, el potencial hidroeléctrico de la cuenca del Río Arma, sobre la base de proyectos localizados sobre su cauce principal La ejecución de este estudio fue otorgada a la firma consultora Ingeniería e Hidrosistemas, IEH Ltda. La primera fase o etapa A, correspondiente al estudio de prefactibilidad, se desarrolló entre junio de 1994 y finales de julio de 1995, y estuvo orientada a definir los esquemas más atractivos, técnica, económica y ambientalmente, de tal manera que se pudiesen seleccionar aquel o aquellos proyectos que por sus características ameritaran la realización de estudio a nivel de factibilidad. Esta fase dio como resultado que el esquema de aprovechamiento más conveniente estaba constituido por la cadena de proyectos a filo de agua que se denominaron Encimadas y Cañaveral.


3.3.2.1 Localización La cuenca del Río Arma está localizada en territorios de los Departamentos de Antioquia y Caldas, donde este río parte del límite físico entre estos dos Departamentos. El río es afluente del Río Cauca en la población de La Pintada. El Río Arma tiene una longitud de 93 km, su cuenca tiene un área aproximada de 1,900 km2, con un desnivel total de 3,260 m. La precipitación media anual en la zona de los proyectos es del orden de 3,000 mm/a. La distribución de la precipitación es bimodal, caracterizada por dos temporadas de verano,





31

comprendidas entre los meses de diciembre a marzo y de junio a julio. Los caudales medios de la cuenca en los sectores de interés para los proyectos son 12 mP

3P/s en el sitio

de captación del Proyecto Encimadas, y 17 m P

3P/s en el sitio Arenillal cerca del punto de

captación del Proyecto Cañaveral. El caudal medio del río en su confluencia con el Río Cauca es de 82 mP

3P/s.

Los proyectos se localizan en la parte media alta del río, sector comprendido entre la confluencia del Río San Pedro, y la cañada El Limón, localizada en inmediaciones del sitio Puente La Nubia. En los dos municipios con comprensión territorial sobre los proyectos propuestos, Sonsón y Aguadas, se asienta una población calculada en 77,000 habitantes, de acuerdo con cifras del censo de 1993, de la cual 62% corresponde a la población asentada en el área rural. La posición geográfica de la cuenca y su topografía determinan climas cálidos, templados, fríos y páramos, lo que hace que las principales actividades económicas de la zona sean los cultivos y la ganadería. Las cabeceras municipales están conectadas entre sí por una red vial constituida por carreteras del orden departamental y municipal; la vía nacional más cercana al área es la Troncal de Occidente, en el sitio La pintada, por donde se tiene acceso a la cabecera municipal de Aguadas, desde Medellín desde Manizales. La otra vía de importancia es la que comunica a Aguadas con las poblaciones de Pácora, Salamina, Aranzazu, Neira y Manizales, con una longitud cercana a los 150 km, que se localiza por fuera de la cuenca del Río Arma. Adicionalmente existe acceso desde Medellín a través de la vía que conduce a los municipios de La Ceja, vía con una longitud aproximada de 105 km. A las áreas de interés para los proyectos se tiene acceso por el sitio Puente La Nubia, sobre la vía Aguadas - Sonsón, por el costado de Antioquia; y desde Sonsón la red vial municipal tiene acceso al río por el sitio El Arenillal. En cuanto a servicios de electricidad, esta zona y sus principales centros se encuentran totalmente electrificados y por sus cercanías atraviesa la red a 230 kV con las líneas entres las subestaciones de La Esmeralda - San Carlos.

3.3.2.2 Información básica • Cartografía y topografía En la etapa de factibilidad se ejecutaron restituciones cartográficas en escala 1: 5,000, con curvas de nivel cada 5m. La cartografía y topografía de los proyectos, se digitalizó para hacerla funcional en un sistema de información geográfico. • Hidrología Los estudios en esta área partieron de la información obtenida en la etapa de prefactibilidad, así como de los resultados del procesamiento de la misma. A la anterior información se anexó la de estaciones de interés de los años 1991 a 1994 y en algunos





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casos a mediados de 1995. En esta etapa se contó adicionalmente con información directa de caudales de las estaciones La Herencia y La Albania, con un registro directo de caudales para un período de algo más de un año, que no obstante ser muy corto, fue importante para confrontar preliminarmente y ratificar los estimativos basados en estudios regionales de la etapa previa. Integrada la información adicional recibida de los últimos años, los caudales medios para los proyectos son los siguientes; Encimadas 12 mP

3P/s y Cañaveral 17 mP

3P/s

• Geología y geotecnia Para estos estudios se adelantaron levantamientos geológicos detallados de superficie, se realizaron aproximadamente 800 m de perforación, los cuales fueron de complementación para 500 m que se perforaron en prefactibilidad; además se completaron 6 km de líneas de refracción sísmica en los sitios de captación y descarga, numerosos apiques y sondeos geoeléctricos en las fuentes de materiales de origen aluvial. • Materiales de construcción Dado el tipo y naturaleza de las obras que constituyen los proyectos, los materiales requeridos para su construcción son esencialmente agregados naturales para los concretos. Las principales fuentes de materiales para la construcción son: las rezagas de las excavaciones de los túneles y las vías de acceso en el sector del batolito de Sonsón.

3.3.3 Características Técnicas de los Proyectos

Los proyectos desde el punto de vista de generación, conforman una cadena y son el resultado de un proceso de optimización técnica, económica y ambiental de los recursos disponibles; esto es, caudal y altura; lo anterior permitió demostrar la bondad del desarrollo integrado por los dos proyectos sobre los desarrollos independientes, modificados para aprovechar condiciones particulares de los sitios de captación y descarga de cada uno de ellos.

3.3.4 Proyecto Encimadas

3.3.4.1 Características de las obras Este proyecto de operación a filo de agua, capta las aguas del Río Arma en su parte media alta, a 2,156 msnm, mediante un pequeño embalse para regulación horaria, creado por una presa vertedero de gravedad de concreto, con un volumen de 27,000 mP

3 Py un altura de

39 m. La captación tiene lugar a través de una bocatoma ubicada en la ladera izquierda desde donde se conduce el agua a través de un túnel superior, un pozo de carga y un túnel inferior de carga blindado, hasta una caverna de máquinas. La caverna albergará dos unidades Pelton de eje vertical, con una capacidad de 46 MW cada una y generadores de 52 MVA. La entrega de las aguas turbinadas al Río Arma, se realiza a través de un túnel de fuga, en sección tipo baúl, en el sector de El Arenillas de donde serán captadas por el Proyecto Cañaveral.





33

El Proyecto, adicionalmente, contempla la captación en ruta de 1.7 mP

3P/s del Río Tarcará,

1,140 m aguas debajo de la bocatoma principal. Al proyecto Encimadas se llega desde la población de Aguadas al sitio denominado Cuatro Esquinas, distante aproximadamente 20 km, en la vereda Encimadas, por carretera existente sin pavimentar, y desde allí por vías a construir por el desarrollador del proyecto, hasta los sitios de las presas de Encimadas y derivación Tarcará y a las ventanas de construcción del túnel superior y el pozo de carga.

3.3.4.2 Características de generación El proyecto Encimadas tendrá una cabeza bruta media de 742 m, con valores máximos y mínimos de 747 y 735 m respectivamente. Con la cabeza disponible y el caudal de diseño de 15 mP

3P/s, se tendrá una capacidad instalada de 94 MW

De acuerdo con los análisis de generación realizados para cada mes, el proyecto estaría en capacidad de generar 256 GWh/a de energía firme y 292 GWh/a de energía secundaria, para un total de 548 GWh/a. En la ficha técnica del proyecto se indican las características de las distintas obras y componentes que integran este proyecto, así como, la disposición general de sus obras principales y un perfil geológico a lo largo de su conducción.

3.3.5 Proyecto Cañaveral

3.3.5.1 Características de las obras Este proyecto a filo de agua, capta el caudal del Río Arma inmediatamente aguas debajo de la descarga del proyecto Encimadas en el sitio El Arenillal, mediante un embalse de 30,000 mP

3 Ppara regulación horaria, creado por una presa vertedero de gravedad en

concreto de 39 m de altura. El proyecto dispone de una bocatoma, ubicada en la margen derecha, que conduce el agua a través de un túnel superior, el cual entrega a una tubería de descarga superficial. La casa de máquinas es superficial, equipada con dos unidades Pelton de eje vertical, con una capacidad de 34 MW cada una y dos generadores de 38 MW. El banco de transformadores se ubica en la parte superior de la casa de máquinas y está constituido por tres unidades de 25 MWA. Las aguas turbinadas se entregan nuevamente al Río Arma a través de dos canales. Al Proyecto Cañaveral se puede llegar desde la población de Aguadas o también desde la población de Sonsón. Las vías nuevas requeridas tienen una longitud aproximada de 8 km para dar acceso a los frentes de construcción propiamente dichos.

3.3.5.2 Características de generación





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El Proyecto Cañaveral tendrá una cabeza bruta media de 437 m, con valores máximos y mínimos de 439 m y 435 m respectivamente. Con la cabeza disponible y el caudal de diseño de 19 m3/s, se tiene una capacidad instalada de 68 MW. De acuerdo con los análisis de generación realizados para cada mes, el proyecto estará en capacidad de generar 188 GWh/a de energía firme y 226 GWh/a de energía secundaria, para un total de 414 GWh/a.


Para el desarrollo de estos estudios se siguieron los Términos de Referencia fijados por la autoridad ambiental, los cuales, a partir de un levantamiento detallado de la línea base ambiental del área de los proyectos, permitieron identificar y evaluar los principales impactos de los proyectos sobre su entorno y con base en ellos, formular la estrategia de los planes de manejo ambiental. • Planes de manejo A partir del análisis de impactos, se formularon los planes de manejo ambiental, integrados por los diferentes programas en tres aspectos: plan de manejo físico, plan de manejo biótico, plan de manejo social y una línea de acciones ambientales convenientes para los proyectos. • Licencia ambiental Actualmente los proyectos de Encimadas y Cañaveral disponen de licencia ambiental, otorgada a ISAGEN por la Corporación Autónoma Regional de Caldas, CORPOCALDAS, mediante resoluciones Nº 1739 y 1740 del 26 de noviembre de 1997, complementadas con las resoluciones Nº 3056 y 3057 del 9 de noviembre de 1998; y 4153 y 4154 del 12 de abril de 1999.

3.3.7 Estado Actual de los Proyectos

El desarrollo hidroeléctrico del cauce principal del Río Arma, ha evolucionado bajo la orientación de ISAGEN desde su etapa de concepción preliminar -reconocimiento- hasta la fase actual de preconstrucción. • Estudios

Investigaciones geológicas complementarias Estudio de alternativa de construcción Censo predial

• Infraestructura

Diseño y construcción de vías Compra de predios

• Aspectos ambientales





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Programa de información y participación comunitaria Prospección arqueológica Caracterización florística Análisis sociopolítico DAA de líneas de transmisión

• Actividades para la licitación

Elaboración de documentos para licitación y asesoría durante el proceso de licitación y construcción

Licitación de obras principales y equipos electromecánicos.

3.3.8 Fichas Técnicas de los Proyectos

3.3.8.1 Proyecto de Encimadas A. INFORMACIÓN GENERAL a. Estado actual de los estudios Factibilidad b. Propiedad de los estudios ISAGEN c. Año del informe de factibilidad 1996 d. Consultor de estudio de factibilidad IEH Ltda e. Localización : Departamento – río Antioquia y Caldas - Río Arma f. Caudal medio captado en ruta Río Tarcará, m P

3P/s 1.5

g. Caudal medio del proyecto m P

3P/s 12.0

h. Caída media neta, m 722 i. Embalse Área de drenaje hasta el sitio de la presa, km P

2P 249

Área inundada al nivel norma, km P

2P 0.04

j. Capacidad instalada normalizada, MW 94 k. Energía media normalizada, GWh/a 548 l. Energía firme, GWh/a 256 m. Regulación de caudales, % Filo de agua Implementación del Proyecto Cañaveral Simultáneo a. Preconstrucción, meses 20 b. Construcción, meses 30

B. CARACTERÍSTICAS CIVILES PRINCIPALES a. Tipo de presa Gravedad Altura, m 39 Volumen, m P

3P 26,900

Cota de la cresta, msnm 2,195 b. Tipo de vertedero Caudal de diseño 336.0 Período de retorno, a 100 c. Desviación: Nº y tipo 1 – canal rectangular d. Descarga de fondo: Nº y tipo 1, conducto por presa e. Caudal de diseño, m P

3P/s 15

f. Conducciones:





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Túnel de carga: longitud – diámetro, m 7,225 – 3.2 Pozo de carga: longitud – diámetro, m 618 – 3.0 g. Tipo de casa de máquinas Subterránea Descarga: Nº y tipo 1, túnel de fuga

C. EQUIPOS ELÉCTRICOS PRINCIPALES Generador a. Número – capacidad nominal, MVA 2 - 52 b. Tensión nominal, kV 13.8 Trasformadores a. Número – tipo 3 + 1, monofásico b. Capacidad nominal – refrigeración, MVA 35 - ODWF c. Relación de transformación, kV 13.8 / 115 d. Número de devanados 3

3.3.8.2 Proyecto Cañaveral A. INFORMACIÓN GENERAL a. Estado actual de los estudios Factibilidad b. Entidad responsable ISAGEN c. Año del informe de factibilidad 1966 d. Consultor de estudio de factibilidad IEH Ltda e. Localización : Departamento – río Antioquia y Caldas - Río Arma g. Caudal medio del río, m P

3P/s 17

h. Caudal medio desviado de otras hoyas, m P

3P/s -

i. Caudal medio en el proyecto, m P

3P/s 17

j. Caída media neta, m 416.0 k. Embalse Área de drenaje hasta el sitio de la presa, km P

2P 374

Área inundada al nivel normal de operación, km P

2P 0.03

l. Capacidad instalada normalizada, MW 68 m. Energía media normalizada, GWh/a 414.7 (188.5 firme) n. Regulación de caudales, % Filo de agua Implementación del desarrollo con Proyecto Encimadas Simultáneo a. Preconstrucción, meses 12 b. Construcción, meses 30

B. CARACTERÍSTICAS CIVILES PRINCIPALES Presa y obras anexas a. Tipo de presa Gravedad Altura, m 39 Volumen, m P

3P 30,000

b. Tipo de vertedero libre Creciente máxima probable, m P

3P/s

Caudal de diseño (creciente 1/100 años), m P

3P/s 405.0

c. Desviación: Nº y tipo 1, túnel baúl d. Descarga de fondo: Nº y tipo 1, conducto por presa

Obras civiles de generación





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a. Caudal de diseño, m P

3P/s 19

b. Captaciones: N° y tipo 1 - lateral c. Conducciones: N° y tipo 1 Túnel de carga: longitud – diámetro, m 4 100 - 3.35 Tubería de presión: longitud – diámetro 560 - 1.95 d. Tipo de casa de máquinas Superficial e. Descarga: N° y tipo 2 - canal

C. EQUIPOS MECÁNICOS PRINCIPALES Casa de máquinas a. Turbinas y válvulas - Turbinas Número y tipo 2, Pelton Caída: máxima, diseño, mínima, m 412.1 412.1 407 Capacidad nominal, MW 34 Eficiencia asumida (%), vel. rotación (rpm) 90, 514 Número de chorros 6 Distancia entre grupos, m 11 - Válvulas de admisión Tipo, N°, diámetro (m), presión (mca) Esférica, 2 1.22 460 b. Puente grúa - N°, capacidad (t), luz (m) 2, 37 c/u c. Equipo auxiliar nacional - Compuerta descarga turbinas 1 - Tipo, Nº, archo (m), alto (m), presión (mca) Deslizante. 3 123 3.15 10

D. EQUIPOS ELÉCTRICOS PRINCIPALES Generador a. Número – capacidad nominal, MVA 2 - 38 b. Tensión nominal, kV 13.8 c. Factor de potencia nominal 0.9 d. Rotor: lonngitud – diámetro (m) – peso (t) 0.97 3.34 56 e. Velocidad nominal, rpm 514.3

Transformadores de planta a. Número – tipo 3 + 1, monofásico b. Capacidad nominal – refrigeración, MVA 25 – ONAN/ONAF c. Relación de transformación, kV 13.8 / 115 d. Número de devanados 3

Subestación de generación a. Tipo Convencional b. Configuración Barra principal y transferencia c. Nivel (es) de tensión 115 / 230

La ubicación de los proyectos se presenta a continuación en la XFigura 6X.





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Figura 6. Ubicación de los proyectos Encimadas y Cañaveral





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3.3.9 Valoración de los Estudios

Los estudios a precios de diciembre de 1998, tienen un costo de ocho mil millones de pesos ($ 8,000,000,000).


Los estudios de prefactibilidad y factibilidad realizados entre junio de 1995 y septiembre de 1996 fueron realizados mediante un convenio interadministrativo suscrito por las empresas ISAGEN, EEPPM, CHEC y EADE, empresas que participaron con aportes económicos en proporción de 25%. ISAGEN, una vez autorizada la construcción de los proyectos por su Junta Directiva, adelantó las gestiones necesarias para adquirir la totalidad de los derechos sobre éstos. No obstante, en la actualidad estos estudios son de propiedad de la UPME en un 100%.





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3.4 PROYECTO HIDROELÉCTRICO EL NEME

3.4.1 Antecedentes

El Proyecto Hidroeléctrico El Neme está localizado sobre el Río Saldaña, al sur del Departamento del Tolima. En 1981 la firma Consultora CEI Ltda. desarrolló para Interconexión Eléctrica S.A. -ISA- un completo estudio a nivel de factibilidad de este proyecto hidroeléctrico. Posteriormente en 1997 se contrató con la firma Hidrotec Ltda. el estudio de Actualización Hidrológica y de Sedimentos y Verificación Ambiental.


3.4.2.1 Localización El proyecto se encuentra ubicado sobre el Río Saldaña, al sur del Departamento del Tolima, a 25 km de la localidad de Ataco, por la carretera que conduce al sitio de Planadas, a una altura de 520 msnm. Hasta este sitio, el Río Saldaña drena un área de 4,315 kmP

2P y transporta un caudal promedio de 176 m P

3P/s.

El Río Saldaña tiene una dirección predominante de sur a norte, y recibe a lo largo del recorrido hasta el sitio de la presa, el aporte de agua de los ríos Hereje, Cambrín, Anamichú, Blanco y Atá, y de las quebradas Pole y Guanábano.

3.4.2.2 Información básica • Cartografía y topografía Se cuenta con una cartografía en escala 1:25.000 para la zona del embalse, y en escalas 1:5.000 y 1:2.000 para la zona de las obras principales. • Hidrología y Sedimentos La cuenca hidrográfica que alimentará el Proyecto Hidroeléctrico El Neme sobre el Río Saldaña, yace al sur de la población de Ataco, cuanta con 4,713 km P

2 Pde extensión hasta el

sitio de presa, y se halla localizado en el Departamento del Tolima. La cuenca del Río Saldaña presenta una distribución de caudales definido por dos períodos húmedos, de abril a junio y de octubre a diciembre, y dos períodos secos, de enero a marzo y de agosto a septiembre. La distribución de la precipitación en la cuenca está caracterizado por dos centros de gran pluviosidad en Chaparral y Santiago Pérez, con un centro menor en la parte alta del Río Saldaña, cerca de la confluencia del Río Hereje. En este sitio la precipitación promedio anual tiene un valor superior a los 3,000 mm. Las zonas altas y montañosas localizadas al sur de la cuenca, tienen una precipitación anual





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inferior a los 1,500 mm. La precipitación promedio se estimó, para toda la cuenca, en 2,200 mm/año, y la evaporación promedio en el área del embalse se estimó en 1,554 mm/año. Los estudios de actualización hidrológica realizados en 1997 tuvieron por objeto calcular los parámetros de diseño de las obras de control hidráulico del proyecto, y los datos de entrada necesarios para estudiar las características de generación eléctrica y potencia instalada de la central. En los estudios de actualización se encontraron los siguientes resultados generales (ver XTabla 10X).

CARACTERÍSTICA VALOR UNIDAD Área total de la cuenca 4,315.2 kmP

2P

Caudal medio del río 176.2 m P

3P/s

Rendimiento medio 40.8 l/s/kmP

2P

Precipitación media anual 2,200 mm Creciente máxima probable 10,800 m P

3P/s

Tabla 3-3. Características hidrológicas • Geología En el estudio se determina el área de influencia del proyecto para la extracción de los materiales de enrocado para la construcción de la presa, se ha previsto la explotación de dos canteras ubicadas sobre las calizas de la formación Payandé.

3.4.3 Características Técnicas del Proyecto

Las características que se describen a continuación corresponden a las del proyecto de factibilidad realizado por Cei Ltda., en 1980. El Proyecto Hidroeléctrico El Neme aprovecha las aguas del Río Saldaña, donde su caudal medio es de 176.2 m3/s. Allí, mediante la construcción de una presa de enrocado con núcleo impermeable y una altura de 201.5 m, crea un embalse de 6,166 Mm P

3P. El nivel

máximo normal de operación es de 710.0 msnm y el nivel mínimo es de 673.85 msnm. Mediante una toma sumergida situada en la margen derecha, se captan las aguas y se conducen a través de un sistema de túnel, pozos y tuberías, hasta una casa de máquinas subterránea, para aprovechar una cabeza neta de 181.6 m, la cual permite instalar 512 MW y generar una energía media de 2,696 GWh/a. La obra de toma ubicada sobre la margen derecha del embalse es una estructura del tipo sumergida y está formada por 3 orificios independientes. El vertedero estará ubicado al lado derecho del embalse cerca al estribo de la presa. La casa de máquinas estará ubicada en la margen derecha del Río Saldaña y será subterránea.





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El desarrollo hidroeléctrico del Proyecto El Neme cuenta con estudios a nivel de factibilidad, desarrollados entre 1980 y 1981, y el de una Actualización Hidrológica y Verficación Ambiental, efectuada en 1997.


A. DATOS HIDROLÓGICOS a. Hoya hidrológica 3,713 km P

2P

b. Caudal medio para modelo de generación 193.8 m P

3P/s

c. Crecientes Pico (Mm P

3P)

d. Máxima histórica en La Muralla 1,440 B. ESQUEMA DEL DESARROLLO Nivel máximo normal de operación 710 m Factor de planta 0.50 Caudal regulado equivalente 160 mP

3P/s

Altura de diseño 181.6 m Energía firme generada 2,215 GWh/a Volumen útil 2,515 MmP

3P

Área inundada 76.82 kmP

2P

Caída bruta media 186.0 m Potencia instalada 512 MW

C. PRESA Y OBRAS ANEXAS a. Presa Tipo Enrocado con núcelo impermeable y zonas de filtro y transiciones Niveles Lecho del río 520 msnm Volumen 20,807,000 mP

3P

b. Túneles de desviación Cantidad 1 c. Vertedero Tipo Canal abierto Control Azud con 4 compuertas Compuertas Tipo Radial Cantidad 4

D. CAPTACIONES Y CONDUCCIONES Caudal de diseño por unidad 107 mP

3P/s

a. Captaciones Tipo Torre de aducción sumergida con control

intermedio de rejas y compuertas Cantidad 3 b. Compuertas Tipo Deslizante de rueda fija Cantidad 3





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c. Conducciones Cantidad 3 Sección Tipo Circular Revestimientos Concreto reforzado, blindaje mecánico

E. CENTRAL a. Casa de máquinas Tipo Subterránea b. Equipos Turbinas Tipo Francis de eje vertical Cantidad 3 Potencia nominal 175 MW Salto de diseño 180.8 m Caudal de diseño 106.67 m P

3P/s

c. Generadores Tipo Sincrónico de eje vertical Cantidad 3 unidades Capacidad nominal 190 MVA a 60° de elevación d. Transformadores Tipo Monofásicos Cantidad 10 Voltaje de salida 230 kV Enfriamiento FOW


Los programas de construcción contemplan la interrelación entre las diferentes obras y los rendimientos obtenidos en construcciones de este tipo en contextos nacional e internacional. La construcción de las obras civiles principales y la fabricación y el montaje de los equipos, tendrá una duración de 6 años.


La XTabla 3-4 X muestra el valor de los estudios del Proyecto El Neme, sin considerar ningún tipo de factor de administración.

Concepto Dólares Valor en pesos Total precios - 99 Consultoría 1980 - 1981 76,579,014 3,251,571,078Pago en dólares 1980 - 1981 116,198.40 5,684,425 303,634,221Actualización de estudios 211,814,492 277,974,274Gran total 3,833,180,274

Tabla 3-4. Valoración de estudios





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Después de la escisión de ISA en abril de 1994, este estudio de El Neme lo continuó ISAGEN, por tratarse de un proyecto de generación. Hoy son propiedad de la UPME. En la XFigura 7X se presenta la ubicación del proyecto.





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Figura 7. Ubicación del proyecto El Neme





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3.5 PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS FONCE Y CABRERA

3.5.1 Antecedentes

Entre 1980 y 1984, interconexión Eléctrica S.A. encomendó a la firma consultora Ingeniería e Hidrosistemas Ltda., la ejecución de los estudios necesarios para determinar la mejor alternativa de aprovechamiento con fines hidroeléctricos de las hoyas del Río Fonce y del Río Suárez, aguas debajo de la confluencia del Río Fonce. Estos estudios partieron del reconocimiento previo efectuado por el Estudio del Sector de Energía Eléctrica -ESEE- y su Inventario de Recursos Hidroeléctricos realizado por ISA entre 1974 y 1979, por delegación de Planeación Nacional y en colaboración con la Sociedad Alemana de Cooperación Técnica Ltda., GTZ. En septiembre de 1980 se suscribió el contrato para realizar, en dos etapas, el estudio de factibilidad del aprovechamiento hidroeléctrico de los ríos Suárez y Fonce. En la primera etapa, de prefactibilidad, se planteó el aprovechamiento de estos ríos mediante los proyectos Fonce, Cabrera y Galán. Como resultado de los estudios de prefactibilidad, ISA decidió estudiar a nivel de factibilidad los Proyectos Fonce y Cabrera. Los estudios de factibilidad del Proyecto Fonce se iniciaron en junio de 1982 y se concluyeron en septiembre de 1983. Terminados estos estudios, se dio comienzo a los estudios de factibilidad del Proyecto Cabrera, los cuales se terminaron en septiembre de 1984. Isagen, S.A. ESP, con el ánimo de rescatar algunos estudios de factibilidad de proyectos hidroeléctricos realizados durante la década de los años 80, decidió realizar un programa de actualización de estos estudios en lo concerniente a la hidrología y sedimentos, aspectos ambientales y esquemas de ingeniería, con miras a tener un portafolio de proyectos para ejecutar o comercializar en el futuro.


3.5.2.1 Localización

Los ríos Fonce y Suárez pertenecen a la cuenca hidrográfica del Río Sogamoso, importante tributario del Río Magdalena en su margen derecha. El área de estudio comprende la totalidad de la hoya del Río Fonce y la hoya del Río Suárez, ubicada entre los sitios de confluencia de dicho río, con los ríos Fonce y Chicamocha. El área pertenece a los Departamentos de Santander y Boyacá y abarca una extensión de 10,350 km2.

3.5.2.2 Información básica • Cartografía





47

En el aspecto cartográfico se cuenta con restituciones a escala 1:10 000, con curvas de nivel cada 10 m para la zona de los embalses; a escala 1: 5 000 con curvas de nivel cada 5 m para las zonas de presa y sala de máquinas; y a escala 1:2,000 con curvas de nivel cada 2 m para zonas de obras principales. Las anteriores restituciones se basaron en aerofotografías con escala 1:30,000 existentes en el IGAG y en aerofotografías con escala 1:10000 tomadas durante es estudio de factibilidad de los proyectos. • Geología y sismología Los Proyectos Hidroeléctricos Fonce y Cabrera están localizados en el Departamento de Santander, al nordeste de Colombia, en una región conformada por rocas sedimentarias del Cretáceo Inferior, separadas en formaciones que fueron definidas como formación Simití (shales), formación Tablazo (calizas y areniscas calcáreas), formación Paja (shales) y formación Rosablanca (calizas, margas, areniscas y shales). • Hidrología y sedimentos La cuenca del Río Suárez tiene altitudes que varían entre más de 4,000 msnm en los orígenes del Río Suárez y 325 msnm en la confluencia con el Río Chicamocha. En ella predominan los pisos térmicos frío y templado, con una precipitación generalmente de tipo orográfico que presenta una distribución anual con dos períodos húmedos, marzo-mayo y septiembre-noviembre, siendo este último más intenso. En el área de estudio se cuenta con una amplia red de estaciones hidrométricas de amplio cubrimiento, con registros que, como en el caso de la estación Fonce-San Gil, datan desde 1955. • Infraestructura de acceso El área de estudio está muy favorablemente comunicada con el centro del país y con la Costa Atlántica por la Trocal Oriental, que toca los más importantes centros poblados del área. El municipio de San Gil se encuentra a 300 km de Bogotá, a 100 km de Bucaramanga y a 640 km de Santa Marta. La red vial dentro de la zona es bastante densa, y se destaca la comunicación terrestre entre San Gil – Duitama y El Socorro – Zapatoca, que beneficia a los municipios aledaños al Río Suárez. En San Gil existe un aeropuerto para pequeñas aeronaves. Los servicio de telecomunicaciones y de energía eléctrica son satisfactorios en las principales poblaciones, pero en el área rural son deficientes.

3.5.3 Características Técnicas del Proyecto Fonce

El Proyecto Hidroeléctrico del Río Fonce aprovecha las aguas del río del mismo nombre en un sitio ubicado 480 m aguas debajo de la confluencia del Río Mogoticos, donde su caudal medio es de 81.2 mP

3P/s. Allí, mediante una toma lateral, se crearía un embalse de 125 MmP

3P.

Mediante una toma lateral situada en la margen izquierda, se captan las aguas y se conducen a través de un sistema de túnel, pozo y tubería, hasta una casa de máquinas subterránea para aprovechar una cabeza hidráulica neta de 476 m, la cual permitiría instalar 520 MW y generar 2,577 GWh/a.





48

Las anteriores características energéticas, que fueron el resultado del estudio de factibilidad, se modificaron debido a la normalización desarrollada por ISA durante 1991, que dio como resultado una capacidad instalada normalizada de 420 MW y una energía media normalizada de 2,290 GWh/a. Las diferentes obras que conforman el proyecto, no sufrieron modificaciones con la normalización. El vertedero sería de tipo superficial, libre y ubicado sobre la margen derecha, muy cerca al sitio de la presa. Está diseñado para evacuar un caudal de salida de 6 500 mP

3P/s, que

permitiría dar tránsito a una creciente máxima probable estimada en 8 050 m P

3P/s.

La casa de máquinas consiste en una caverna excavada en un bloque conformado por estratos competentes de la Formación Rosablanca. Tiene una longitud total de 110 m, 23 m de ancho y una altura de 23 m. En ella se instalarán cuatro (4) turbinas tipo Pelton de eje vertical, con una capacidad nominal de 130 MW, que operan con una caida total media de 479 m.

3.5.4 Características Técnicas del Proyecto Cabrera

El Proyecto Hidroeléctrico del Río Cabrera aprovecha las aguas del Río Suárez en un sitio ubicado 2.5 km aguas debajo de la confluencia con el Río Fonce, donde su caudal medio multianual es de 298 mP

3P/s. Allí, mediante la construcción de una presa de enrocado con

núcleo impermeable de 127 m de altura, se crearía un embalse de 464 millones de mP

3P. Las

aguas se conducen a través de un sistema de túneles y pozos excavados en la margen derecha, hasta una casa de máquinas subterránea donde se alojarán cuatro grupos de turbogeneradores de 150 MW, para una capacidad total de 600 MW. En una caverna adyacente, con orientación perpendicular la casa de máquinas, se instalarán seis (6) transformadores principales y uno de reserva. Al igual que para el Proyecto Fonce, las anteriores características energéticas también se modificaron, y dieron como resultado una capacidad instalada normalizada de 605 MW y una energía media normalizada de 2,700 GWh/a. Las diferentes obras que conforman el proyecto, tampoco sufrieron modificaciones con la normalización. El vertedero sería de tipo superficial, está ubicado en el estribo derecho y dividido en dos sectores, un sector de descarga libre lateral y otro sector frontal, con cuatro compuertas radiales de 16 m de altura y 15 m de ancho. El caudal máximo de descarga del vertedero es de 12 000 mP

3P/s en total por los dos sectores. Por el sector de descarga libre, se pueden

evacuar crecientes normales con un caudal hasta de 980 mP

3P/s.

La central propuesta para el Proyecto Cabrera es de tipo subterráneo, conformada por dos cavernas principales con sus ejes dispuestos perpendicularmente en forma de L. En una de ellas se alojarán los grupos de turbogeneradores y en la otra los transformadores. Inmediatamente aguas debajo de la caverna de generación, hay una pequeña caverna de compuertas, las que han sido previstas para aislar la influencia de caudales máximos del río, en el evento que se requiera. El acceso a la central se realizará por medio de un túnel de sección “arco rebajado” de 760 m de longitud.





49

3.5.5 Aspectos Ambientales de los Proyectos Fonce y Cabrera

Los proyectos del desarrollo hidroeléctrico de los ríos Fonce y Suárez se enmarcan dentro de una región montañosa, situada al sureste del Departamento de Santander. Como área de influencia se consideró una extensión de 3 500 km2, donde tienen asiento cerca de 20 municipios. Las obras de los proyectos afectan de manera directa a los municipios de San Gil, Barichara, Mogotes, Valle de San José, Ocamonte, Charalá, Páramo, Cabrera, Palmar Simacota y Socorro. La economía de la región se basa principalmente en el sector agropecuario. La agricultura constituye la ocupación primaria; los principales renglones de producción agrícola están representados por caña de azúcar, yuca, tomate, cebolla y fríjol. La ganadería es también una actividad básica para la región y reviste especial importancia en el caso de los municipios de Socorro, Charalá y Mogotes. Del análisis de los impactos, se desprende que las acciones más importantes del Proyecto Fonce, desde el punto de vista ambiental, son la inundación producida por el embalse y la disminución del caudal en el tramo del río entre el sitio de la presa y la zona de la descarga, así como también la afectación de la descarga libre de las aguas servidas del municipio Valle de San José por el embalse y la captación de las aguas servidas del municipio de Charalá.

3.5.6 Estado Actual de los Estudios

Se adelantó análisis y aprobación de los informes finales del estudio de revisión de los esquemas de los dos proyectos, trabajos que fueron adelantados por el Consorcio Estudios Técnicos Ponce de León, entre octubre de 1998 y febrero de 1999. Lo que se ha podido ver hasta el momento, es que los esquemas de ingeniería, los presupuestos y los cronogramas de construcción, sufren apreciables modificaciones.

3.5.7 Ficha Técnica del Proyecto Fonce

Las fichas técnicas que se presentan en este documento son la referentes al estudio de factibilidad llevado a cabo por la firma Ingeniería e Hidrosistemas Ltda. -IEH- durante el período 1982 - 1984. A. INFORMACIÓN GENERAL

1. Parámetros físicos a Localización: Departamento – río Santander – Fonce b Caudal medio del río (mP

3P/s en sitio de presa) 81.2

c Área total de la cuenca: km P

2P 2,058

d Volumen total del embalse: millones de m P

3P 156

e Cota máxima de operación normal del embalse: msnm

1,213.6

f Volumen útil del embalse: millones de m P

3P 136





50

g Cota mínima de operación del embalse: msnm 1,175 h Caída media neta: m 444.8 i Cota del lecho del río en sitio de presa: msnm 1,120 2. Infraestructura afectada y necesaria a Área inundada al nivel máximo normal: km P

2P 6.3

b Carreteras a localizar: km 17.2 c Carreteras de acceso: km 21.5 3. Parámetros energéticos a Capacidad instalada, estudio factibilidad: MW 520 b Capacidad instalada normalizada: MW 420 c Energía media: GWh/a 2,577 d Energía media normalizada: GWh/a 2,290 e Regulación de caudales: % 50 4. Parámetros económicos a Costo total con impuestos: millones US$ 524.4 b Nivel de precios. Tasa de cambio Dic-93; US$ = $802.71 col. c Costo índice de instalación: US$/kW 1 248 d Costo índice de generación media (i = 12%)

(mills/kWh) 36.3

5 Período de ejecución a Construcción: años 5

B. CARACTERÍSTICAS DE OBRAS CIVILES PRINCIPALES 1 Presa y obras anexas a Tipo de presa Enrocado con cara de concreto - Altura: m 125 - Volumen: millones de mP

3P 3.76

- Cota de cresta: msnm 1,225 - Longitud de corona: m 556 b Tipo de vertedero Superficial libre - Creciente máxima probable: m P

3P/s 8,050

- Caudal de diseño: m P

3P/s 6,500

c Desviación: N° y tipo 1, túnel herradura - Longitud / diámetro: m 870 / 8.5 - Caudal de diseño / recurrencia: m P

3P/s / años 700 / 25

d Descarga de fondo - Longitud / diámetro: m 670 / 7.5 e Ataguías - De aguas arriba. Altura, m; volumen, m P

3P 30 / 140 000

2 Obras civiles de generación a Caudal de diseño: m3/s 110.3 b Captación: N° y tipo 1 toma lateral. 500 m arriba del

eje de presa c Conducción: N° y tipo 1 túnel - Túnel de carga (Longitud – diámetro): m 11 430 - 5.3 / 4.3 / 2.76 - Pozo de carga (Longitud – diámetro): m 330 – 2.76 - Tubería de presión (Longitud – diámetro): m 2 / 625 – 2.76 d Tipo de casa de máquinas Subterránea - Dimensiones. Longitud – ancho – alto: m 104 23 23 e Descarga. N° y tipo 1 túnel - Longitud – diámetro: m 670 – 6.8 3 Casa de máquinas a Turbinas - Número y tipo 3, Pelton V6





51

- Caídas. Máxima, diseño, nínima: m 475.2 444.8 383.2 - Capacidad nominal: MW 144

C. EQUIPOS ELÉCTRICOS PRINCIPALES 1 Generador a Número – capacidad nominal (MVA) 3 – 159.0 b Tensión nominal: kV 13.8 2 Transformadores de potencia a Número . tipo 10, monofásico b Capacidad nominal- refrigeración: MVA 53 c Relación de transformación: kV 13.8 – 230 3 Subestación de generación a Tipo Convencional b Nivel de tensión: kV 230

D. ENERGÍA PARA CONSTRUCCIÓN 1 Línea de transmisión a Líneas a 13.2 kV: km 10 aprox. (de construcción)

3.5.8 Ficha Técnica del Proyecto Cabrera

A. INFORMACIÓN GENERAL 1 Parámetros físicos a Localización: Departamento – río Santander - Suárez b Caudal medio del río (mP

3P/s en sitio de presa) 298.4

c Área total de la cuenca: km P

2P 9,741

d Volumen total del embalse: millones de m P

3P 464

e Cota máxima de operación normal del embalse: msnm

725

f Volumen útil del embalse: millones de m P

3P 142

g Cota mínima de operación del embalse: msnm 710 h Caída media neta: m 125.3 i Cota del lecho del río en sitio de presa: msnm 605 2 Infraestructura afectada necesaria a Área inundada al nivel máximo normal: km P

2P 10.75

b Carreteras a localizar: km 17 c Carreteras de acceso: km 12 3 Parámetros energéticos a Capacidad instalada, estudio factibilidad: MW 600 b Capacidad instalada normalizada: MW 605 c Energía media: GWh/a 2,725 d Energía media normalizada: GWh/a 2,700 e Regulación de caudales: % 40 4 Parámetros económicos a Costo total con impuestos: millones US$ 629.4 b Nivel de precios. Tasa de cambio Dic/93 – US$ 1 =$ 802.71 col c Costo índice de instalación: US$/kW 1 040 d Costo índice de generación media (i = 12%)

(mills/kWh) 36.9

5 Período de ejecución a Construcción: años 5





52

B. CARACTERÍSTICAS DE OBRAS CIVILES PRINCIPALES 1 Presa y obras anexas a Tipo de presa Enrocado con núcleo - Altura: m 177 - Volumen: millones de mP

3P 9.9

- Cota de cresta: msnm 732 b Tipo de vertedero Sup. con comp. y lateral libre - Creciente máxima probable: m P

3P/s 13 000

- Caudal de diseño: m P

3P/s 8 570 / 3 460

c Desviación: N° y tipo 2 túneles - Longitud / diámetro: m 738 - 654 / 0.5 - Caudal de diseño / recurrencia: m P

3P/s / años 2,500 / 25

d Descarga de fondo Caudal de diseño: m P

3P/s 230

2 Obras civiles de generación a Caudal de diseño: m P

3P/s 542.5

b Captación: N° y tipo 2, toma lateral c Conducción: N° y tipo 2 túneles - Túnel de carga (Longitud – diámetro): m 1 307 – 7.6 - Pozo de carga (Longitud – diámetro): m 4/85 – 4.7 - Tubería de presión (Longitud – diámetro): m 4 / 90 – 4.7 / 4.0 d Tipo de casa de máquinas Subterránea - Dimensiones. Longitud – ancho – alto: m 91.5, 19, 35 e Descarga. N° y tipo 2 túneles y canal - Longitud – diámetro: m 180 / 210 y 240 – 11.8 3 Casa de máquinas a Turbinas - Número y tipo 4 Francis - Caídas. Máxima, diseño, mínima: m 126 125.3 111.4 - Capacidad nominal: MW 156

C. EQUIPOS ELÉCTRICOS PRINCIPALES 1 Generador a Número – capacidad nominal (MVA) 4 - 161.7 b Tensión nominal: kV 13.8 2 Transformadores de potencia a Número. tipo 13, monofásico b Capacidad nominal- refrigeración: MVA 53.9 c Relación de transformación: kV 13.8 – 230 / 3 P

1/2P

3 Subestación de generación a Tipo Convencional b Nivel de tensión: kV 230

3.5.9 Programas de Construcción

Los programas de construcción contemplan la interrelación entre las diferentes obras y los rendimientos obtenidos en construcciones de este tipo a nivel nacional e internacional.





53

Se estima un período de ocho años desde la preconstrucción hasta su operación comercial para el proyecto Fonce y nueve años para el proyecto Cabrera.


Los presupuestos de construcción de los proyectos hidroeléctricos Fonce y Cabrera, a nivel de factibilidad y a precios de diciembre de 1997, se estiman en MU$ 566.545 y MUS$ 643.770, respectivamente. Estos presupuestos no incluyen impuestos ni aranceles.


En la XTabla 3-5X se presenta el valor de los diferentes estudios asó como el año de ejecución de los mismos.

ESTUDIO AÑO DE EJECUCIÓN VALOR COL$ Prefactibilidad cuenca Fonce-Suárez 1980-1982 2,517,806,300.71Factibilidad Fonce-Cabrera 1982-1984 5,066,966,722.09Actual. Hidro-verificación-ambiental* 1997 178,551,468.27Revisión esquemas ingeniería En revisión 339,155,312.85TOTAL 8,102,479,803.92

Tabla 3-5. Costo de los estudios


Excepto es estudio de Actualización Hidrológica y Verificación Ambiental, que se realizó de manera conjunta con la EEO, en proporción del 50% cada uno, la totalidad de los estudios son de la UPME. En la XFigura 8X se presenta la ubicación de los proyectos.





54

Figura 8. Proyectos de Fonce y Cabrera





55

3.6 PROYECTO HIDROELÉCTRICO SOGAMOSO

3.6.1 Antecedentes

Desde los años cuarenta se tiene conocimiento de estudios y tesis de ingenieros santandereanos sobre el desarrollo hidroeléctrico de Santander. En 1990 se entregaron los resultados del primer estudio por parte de de firma Electroconsult al Instituto Nacional de Aguas. Isa realizó el estudio de factibilidad técnica del proyecto con las firmas Harza Engineering Company de Chicago e Hidroestudios de Bogotá, entre 1973 y 1976, y cuyo resultado recomendó la ejecución de un esquema de generación de grandes dimensiones. En el Plan de Estudios 1993-1997, ISA incluyó el Proyecto Sogamoso, y en 1993 celebró con la Electrificadora de Santander S.A., un convenio para realizar conjuntamente sus diseños. Con la escisión de ISA en mayo de 1995, Isagén asumió este compromiso. La sociedad promotora del proyecto en el año 2003 decidió hacer un nuevo estudio sobre el tamaño de la presa cuyos, resultados preliminares indicaron que esta debería ser en CCR y con un nuevo ajuste de la presa, el proyecto debería tener una capacidad de 840 MW. No obstante, el resumen del proyecto está considerado sobre el proyecto inicial (1,035 MW).



El conjunto de obras que forman el Proyecto Hidroeléctrico Sogamoso, está localizado en el noreste del país, en el Departamento de Santander, en el cañón donde el Río Sogamoso cruza la Serranía de la Paz, 75 km aguas arriba de su desembocadura en el Río Magdalena, y 62 km aguas debajo de la confluencia de los ríos Suárez y Chicamocha. La XFigura 9X presenta la localización del proyecto.

3.6.2.2 Información básica

• Hidrología y sedimentos La cuenca hidrográfica del Río Sogamoso hasta el sitio de la presa tiene una extensión de 21,338 kmP

2P y está constituida por las cuencas de los ríos Fonce, Suárez, Chicamocha y

Chucurí. La precipitación media anual en la zona es de 1,620 mm/año. El régimen de lluvias de la zona es bimodal, con un período principal de lluvias entre Septiembre y Diciembre (45% de la lluvia anual) y un segundo período entre Abril y Mayo (23% de la lluvia anual). La temporada seca más importante ocurre entre los meses de Enero y Marzo.





56

De acuerdo con los registros históricos de 34 años consecutivos obtenidos en el sitio El Tablazo (aguas arriba de la confluencia del Río Sogamoso y el Río Chucurí) y 26 años en el Puente La Paz, (inmediatamente aguas abajo del sitio de la presa), se ha deducido que el caudal promedio del Río Sogamoso es de 471.5 mP

3P/s, el cual corresponde a un

rendimiento promedio de la cuenca de 22 l/s/km P

2P El caudal máximo probable calculado en

el sitio de la presa es de 21 400 m P

3P/s.

• Geología El curso del Río Sogamoso lleva en el sitio de presa una dirección N 75º W y atraviesa la cordillera de La Paz formando un cañón profundo y estrecho. En el sitio de la presa, la amplitud del lecho del río es de 60 m, y al nivel de la cresta de la presa, el ancho del cañón alcanza 345 m. Las dos márgenes presentan pendientes variables, con un promedio de 55º. En el área del sitio de la presa afloran rocas de la edad Terciaria Inferior que pertenecen a las formaciones Esmeraldas, La Paz y El Toro. Una mayor información sobre la geología se halla en los estudios que contienen el proyecto. • Sismicidad El área del Proyecto Hidroeléctrico de Sogamoso está enmarcada por fuentes sismogénicas asociadas principalmente con fallas geológicas regionales, como las de Bucaramanga y Suárez, al oriente, y La Salina al occidente. Dentro del área del embalse se encuentran fallas menores como las de San Vicente, al centro, y La Cabaña, al norte. El rasgo geomorfológico más importante está constituido por una depresión topográfica en el centro del embalse, denominada flexión de Chucurí.

3.6.3 Características Generales

El Proyecto Hidroeléctrico de Sogamoso aprovecha las aguas del río de mismo nombre, con un caudal medio de 474.6 mP

3P/s.

Se diseñó una presa de gravas con cara de concreto (CFRD) con una altura de 190 m, de las cuales el país ya tiene en operación varias estructuras con estas características. La desviación del río para permitir la construcción de la presa, se hará a través de dos túneles excavados en la margen izquierda. El vertedero es controlado por cuatro compuertas y su canal de descarga termina en un salto de esquí para la disipación de energía. Inicialmente la capacidad instalada prevista era de 1,035 MW. El embalse tendrá un volumen total de 4 800 millones de m P

3P, de los cuales 1 920 millones

corresponden a embalse útil.





57


El Estudio de Impacto Ambiental comprende tanto la caracterización de los distintos componentes sociales y ecológicos, el dimensionamiento de los impactos negativos, y los beneficios que el proyecto pueda implicar al entorno, como también las soluciones integrales a todo lo que pueda significar alteración de las formas de vida. En consecuencia, los estudios que se han realizado consideran como parte importante el Plan de Manejo Ambiental -PMA-, el cual contiene, con un buen nivel de definición, las alternativas de respuesta que se deben implementar en la zona del proyecto, para prevenir, evitar, mitigar, compensar y potencializar los impactos que se generen por la construcción y operación de la Central Hidroeléctrica. Las alternativas mencionadas han sido discutidas y consultadas con las comunidades habitantes de la región y, en la medida en que la decisión de la construcción del Proyecto se concrete, serán diseñadas y concertadas con las mismas comunidades. El Estudio de Impacto Ambiental fue presentado al Ministerio del Medio Ambiente en enero de 1997, después de un amplio proceso de información y consulta con la población que sería impactada; el él se reúnen los estudios realizados durante 1994, 1995, 1996, 1997 y 1998. El proyecto cuenta con licencia ambiental.


Los diseños se iniciaron en el primer semestre de 1994 y a la fecha se encuentran terminados. Estos trabajos los han realizado firmas consultoras nacionales, con participación importante de la ingeniería santandereana.


A. CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL PROYECTO 1. Institucional a. Período de ejecución de los diseños 1994 - 1998 b. Entidades responsable ISAGEN/ESSA c. Consultores Diseño de obras civiles principales y equipos Presa y obras anexas Ingetec S. A. Obras de generación y equipos electromecánicos Sedic S.A. Telecomunicaciones y control total Mejía Villegas S.A. Infraestructura y obras sustitutivas Vía sustitutiva La Renta - San Vicente de Chucurí DIA S.A. Vía sustitutiva Bucaramanga - Barrancabermeja Consorcio Parra Gómez y

Asociados Ltda. - Juan Amado Lizarazo.

Estudio de alternativas estructurales para puentes José Eusebio Trujillo Orozco. Planeamiento y diseño de campamentos Sociedad Melo & Alvarez





58

Ltda. Estudio de viabilidad económico-financiera Consorcio UIS/UNAB Diseño de variantes a líneas de transmisión de 115 kV y

34.5 kV Singel Ltda.

d Estado actual Terminación de los diseños.

La Sociedad Hidrosogamoso realiza la promoción del proyecto.

2. Parámetros físicos a Localización: Departamento - Río Santander - Sogamoso b Caudal medio del río (mP

3P/s en sitio de la presa) 474.6

c Área total de la cuenca, km P

2P 21,187

d Volumen total del embalse, millones de m P

3P 4,800

e Volumen útil del embalse, millones de m P

3P 1,920

f Cota máxima de operación del embalse, msnm 320 g Cota mínima de operación del embalse, msnm 290 h Caída media neta, m 147 i Cota del lecho del río en sitio de presa, msnm 157 3. Infraestructura afectada y necesaria a Área inundada al nivel máximo normal, ha. 6,960 b Carreteras a relocalizar, km 55 c Carreteras de acceso, km 7 d Línea de transmisión para construcción, km. aprox. 1 4. Parámetros energéticos a Capacidad instalada, estudio de diseño, MW 1,035 b Energía media, GWh/a 4,940 c Regulación de caudales, % del caudal medio 55 (confiabilidad de 100%) 5. Parámetros económicos a Costo total con impuestos, millones US$ 1,297.7 b Nivel de precios. Tasa de cambio Diciembre de 1997 c Costo índice de instalación, US$/kW 1,157.2 d Costo índice de generación media (i = 10%),

millones/kWh 33.69

6. Período de ejecución a Preconstrucción, años 3.5 b Construcción, años 5.5

B. CARACTERÍSTICAS DE OBRAS CIVILES PRINCIPALES 1. Presa y obras anexas a Tipo de presa Gravas com cara de concreto

(CFRD, concret face rockfill dam)

Altura, m 190 Volumen, Mm P

3P 8.4

Cota de cresta, msnm 330 b Tipo de vertedero Canal abierto con deflector

tipo salto de esquí (por





59

estribo izquierdo). Ancho, 72.0 m; largo 354.0 m

Creciente máxima probable, m P

3P/s 22,094

Caudal de diseño, m P

3P/s 17,017

2. Obras civiles de generación a Caudal de diseño, m P

3P/s 800

b Captación, N° y tipo 4 estructuras sumergidas, inclinadas, adosadas a taludes excavados.

d Tipo de casa de máquinas Subterránea C EQUIPOS MECÁNICOS PRINCIPALES 1. Vertedero a Compuertas principales Tipo, N° Radiales, 4 2. Desviaciones a Compuertas desviación Túnel N° 1 Tipo, N° Ruedas. 2 Túnel N° 2 Tipo, N° Ruedas. 3 3. Captación a Compuertas Control: tipo, N° Ruedas, 4 Guarda: tipo, N° Ruedas, 1 4. Casa de máquinas a Turbinas Número y tipo 4, Francis eje vertical Caudal de diseño, m P

3P/s 200

Caídas: máxima, m; diseño, m; mínima, m 155.64 147.00 105.41 Capacidad nominal. MW 265 b Puente grúa N°; capacidad, kN 2 3 140 c Equipo auxiliar nacional Compuertas descarga (tubos aspiración) Tipo Deslizante

D. EQUIPOS ELÉCTRICOS PRINCIPALES 1. Generador a Numero; capacidad nominal, MVA 4 303 b Tensión nominal, kV 13.8 c Factor de potencia 0.9 d Rotor: alto, m; diámetro, m; peso, t 2.5 8.5 5 88.6 e Velocidad, rpm 180 2. Transformadores de potencia a Número - Tipo 4+1, trifásicos

convencionales b Capacidad nominal, MVA. Refrigeración 300 MVA, ODWF





60

c Relación de transformación, kV 13.2 kV - 230 ± 2 x 2.5%

E. TRANSFORMACIÓN Y TRANSMISIÓN ASOCIADA AL PROYECTO 1. Subestaciones del Sistema Interconectado Nacional (Propiedad de Interconexión

Eléctrica S.A., y/o Empresa Transmisora) a Nombre Sogamoso, Guataguará,

Primavera b Nivel (es) tensión, kV 230 2. Líneas de transmisión a Líneas a 230 kV; circuito doble, km 2 - 1.5 aprox. (de casa de

máquinas) b Líneas a 115 kV; circuito sencillo, km 1-1 aprox. (construcción)


Entendiendo por construcción el período comprendido desde la orden de movilización del constructor de los túneles de desviación del río, hasta la puesta en operación comercial de la primera unidad, se estiman cinco años y medio. Previamente deben contarse los tiempos necesarios para terminar diseños, constituir la empresa responsable de la construcción, obtener licencias ambientales, períodos de licitación y actividades preliminares de construcción de accesos y campamentos, se estima que todas estas actividades necesiten tres años y medio para su ejecución.


El presupuesto de construcción a precios de diciembre de 1977 es de 1,226,375 millones de dólares equivalentes de USA, de los cuales un 57% es moneda local y un 43% moneda extranjera. Este valor incluye impuestos y aranceles; no incluye gastos financieros ni escalaciones.

3.6.9 Evaluación Financiera del Proyecto

Los estudios contienen un análisis sobre la bondad financiera del proyecto, reflejada en las coberturas de servicio de deuda y tasa interna de retorno. La metodología utilizada fue project finance e involucrará la participación del sector privado. Con respecto a la comercialización de la energía, el proyecto figurará como un merchant power plant (MPP); es decir, un proyecto que vende parte o la totalidad de la energía generada en bolsa.


A febrero 28 de 1999, el valor de los estudios se discrimina así (ver XTabla 13X):

Prefactibilidad y factibilidad Miles $ 9,306,706 Factibilidad avanzada $ 982,130





61

Diseño $ 33,013,033 TOTAL Miles $ 34,301,033

Tabla 3-6. Costo de los estudios


Los estudios correspondientes a la etapa de diseño son propiedad de UPME y de la Electrificadora de Santander S.A.

3.6.12 Promoción del Proyecto

El día 7 de marzo de 1997 se constituyó la Sociedad Promotora del Proyecto Hidroeléctrico de Sogamoso, denominada HIDROSOGAMOSO S.A. La Sociedad tiene por objeto la realización de las actividades de promoción y desarrollo, conducentes a la construcción del Proyecto. Dichas actividades son:

• Ejecutar las acciones que conduzcan hacia la participación de entes públicos y privados en la constitución de una empresa que tenga como objetivo la construcción del Proyecto Hidroeléctrico del Río Sogamoso.

• Presentar y promover el Proyecto ante la comunidad de inversionistas, tanto a nivel

nacional como internacional.

• Presentar y promover el Proyecto ante las agencias multilaterales de desarrollo, no sólo a nivel regional sino mundial (Corporación Andina de Fomento -CAF-), Banco Mundial, Banco Interamericano de Desarrollo -BID-, etc.

• Con base en el estudio de Viabilidad Económico-Financiero, promover todas las

acciones tendientes a estimar estructuras de capital viables para el Proyecto.

• Conocer y evaluar recientes experiencias a nivel mundial sobre desarrollos de plantas hidroeléctricas que sean aplicables al caso del Proyecto Hidroeléctrico del Río Sogamoso.

La lista de socios de Hidrosogamoso S.A. la componen: Isagén S.A., E.S.P. Electrificadora de Santander S.A., E.S.P.- ESSA. Financiera Energética Nacional - FEN Gobernación de Santander Alcaldía de Bucaramanga Corporación Financiera de Santander Gasoriente Cámara de Comercio de Bucaramanga Patrimonio Autónomo de la UNAB Empresa Eléctrica de Oriente Universidad Industrial de Santander -UIS





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Terpel

Figura 9. Ubicación proyecto Sogamoso





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3.7 PROYECTOS TERMOELÉCTRICOS

3.7.1 Antecedentes

Isagén, dentro de su plan de estudio de Proyecto de Generación Eléctrica, terminó en julio de 1997, el estudio de factibilidad y diseño de proyectos turbogases y ciclo combinados entre 50 y 300 MW. El estudio fue realizado por el consorcio conformado por las firmas AENE Consultoría S.A. y Consultoría Colombiana, S.A., con la asesoría de las firmas estadounidenses Sargent and Lundy y Termo Flow. Para la identificación y selección de sitios óptimos par la instalación de plantas turbogases, el consorcio planteó y desarrollo, en conjunto con ISAGEN, una metodología en donde se lograron integrar aspectos ambientales, técnicos y económicos, utilizando el método de análisis multiobjetivo. Como resultado de los estudios de factibilidad, se identificó un grupo de proyectos factibles, del cual se seleccionaron estos tres proyectos:

Proyecto Potencia MW Tecnología Localización geográfica (Departamento)

Termo Lumbí 300 Ciclo combinado Tolima Termo Yariguíes 225 Ciclo combinado Santander Termo Upar 300 Ciclo simple Cesar

De estos tres proyectos, Isagén decidió llevar a diseño básico para licitación a Termo Lumbí y Termo Yariguíes. Los diseños incluyen los documentos de licitación y los respectivos estudios de impacto ambiental -EIA-. Los lotes para estos dos proyectos ya fueron adquiridos por ISAGEN.

3.7.2 Proyecto Termoeléctrico a Gas Termo Upar

3.7.2.1 Descripción del proyecto • Localización El Proyecto Termo Upar se encuentra localizado en el Departamento del Cesar, municipio de La Paz, a 700 m del perímetro del casco urbano, por el carreteable que conduce al corregimiento de Guacoche.





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• Información básica Estudios básicos Para definir las características básicas del proyecto, se ejecutaron los siguientes estudios: Topografía, cartografía y restituciones Se realizaron los levantamientos planimétricos y altimétricos del área seleccionada para la ubicación de la planta. Hidrología Para el proyecto se tomará agua de la quebrada El Chorro, debido al poco caudal de agua requerido para la operación de los equipos. El agua subterránea se consideró como posible fuente alternativa, pero en esta etapa no se produndizó en su estudio. Geología y geomorfología La morfología del sitio de ubicación de la planta comprende un terreno plano y amplio, caracterizado morfológicamente por presentar una geoforma no disectada y bien drenada, que presentan evidencias de inundación o encharcamiento. Geotecnia Los resultados del estudio preliminar de factibilidad permiten concluir que el sitio seleccionado es estable desde el punto de vista de la ingeniería de cimentaciones, y se debe afinar la etapa de diseño de los resultados obtenidos. Sismología Para la ejecución del diseño sísmico de la planta, se cuenta con un espectro de diseño sísmico que debe estudiarse con mayor detalle.

3.7.2.2 Estudios de ingeniería Los estudios permitieron determinar la configuración de la planta, así como definir y predimensionar sus principales sistemas auxiliares. Dichos estudios permitieron igualmente establecer los criterios técnicos, ambientales y de seguridad par la disposición en planta (lay out).

3.7.2.3 Transporte de los equipos El descargue de las piezas extrapesadas se hará en mar abierto, cerca de las costas, directamente del buque a una barcaza que permitirá transportar las piezas hasta el lado occidental de malecón de Riohacha (Guajira). Para el transporte de la barcaza-tierra, se utilizará un puerto provisional de construcción sencilla y barata, tipo roll off. Una vez en tierra, se toma la vía Ríohacha-Fonseca-Villanueva-La Paz.





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3.7.2.4 Características Técnicas De acuerdo con los estudios de diseño realizados, se determinó la configuración del Proyecto Termo Upar en tecnología Ciclo Simple, utilizando 3 turbinas a gas de 100 MW cada una, para una capacidad total del 300 MW. El gas natural que consumirá la planta se tomará del gasoducto Barrancabermeja-Mariquita mediante un derivación de aproximadamente 200 m de longitud por tubería de 10 pulgadas de diámetro. La planta se conectará al STN en la Subestación Valledupar, mediante una línea de aproximadamente 20 km, de configuración doble circuito y a una tensión de 230 kV. El acceso al sitio del proyecto se hace recorriendo 1.3 km por el carreteable que de La Paz conduce al corregimiento de Guacoche.

3.7.2.5 Aspectos Ambientales Los estudios ambientales realizados por ISAGEN cumplen a cabalidad con todas las reglamentaciones ambientales vigentes en el país. El estudio “Selección y recomendación de sitios adecuados para la instalación de turbogases y ciclos combinados – Metodología y resultados” fue presentado al Ministerio del Medio Ambiente, así como Diagnóstico Ambiental de Alternativas (DAA) del proyecto. Para la obtención de la licencia ambiental de parte del Ministerio del Medio Ambiente, falta realizar el Estudio de Impacto Ambiental. • Caracterización ambiental de la zona La zona está actualmente muy intervenida en uso de ganadería y agricultura; no existen bosques naturales o de gran importancia ambiental, ni se han detectado especies en vías de extinción o áreas pertenecientes al Sistema Nacional de Parques Naturales que merezcan especial protección. Desde el punto de vista hídrico, la zona presenta un limitado recurso en épocas de sequía, lo que podría implicar la explotación de acuíferos subterráneos para el abastecimiento de agua. A la salida del municipio de La Paz, a 700 m del límite de propiedad del lote elegido, se encuentra un barrio que merece especial atención en los aspectos sociales del EIA. Igualmente, es importante obtener la definición oficial de los usos del suelo en los alrededores de la planta por parte de la Oficina de Planeación Municipal.

3.7.2.6 Estado Actual del Proyecto El proyecto cuenta con estudios a nivel de factibilidad.





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3.7.2.7 Ficha Técnica del Proyecto A continuación se expresan los datos técnicos principales del proyecto, calculados y dimensionados para unas condiciones típicas del sitio y unos equipos no comerciales, pero representativos y cercanos a los ofrecidos por los diferentes fabricantes. A. UBICACIÓN Y CARACTERÍSTICAS DEL SITIO Departamento – municipio Cesar – Municipio de La Paz Altura sobre el nivel del mar 160 msnm Humedad relativa anual promedio 67% Precipitación promedio anual 1 100 mm/a Temperatura ambiente promedio anual 29 ºC

B. CARACTERÍSTICAS DEL PROYECTO Configuración Ciclo abierto, 3 turbinas a gas Capacidad (condiciones ISO) 300 MW Gasoducto de conexión Ballenas - Barrancabermeja Punto de conexión al STN Subestación Valledupar

C. PARÁMETROS ENERGÉTICOS DE LA PLANTA Capacidad instalada bruta 290 MW Capacidad instalada neta 289 MW Consumo térmico específico bruto 11,256 kJ / kWh (10,672 BTU / kWh) Consumo térmico específico neto 10,489 kJ / kWh (7,983 BTU / kWh) Eficiencia eléctrica neta de la planta 32.54 % Energía neta producida (factor de utilización 90% y factor de carga 100%)

2,278 GWh/a

D. CARACTERÍSTICAS DEL COMBUSTIBLE Combustible principal LHV

Gas natural 48,615 kJ / kg ( 881 BTU/p P

3P)

Combustible alterno LHV

Fuel oil Nº 2 42,000 kJ / kg (130,792 BTU/gal)

Sistema de control de emisiones Tipo Quemadores secos de bajo NOBxB

Consumo de agua Consumo durante operación 0.25 l/s Consumos ocasionales (sistema contraincendio, riego de jardines, lavado del compresor, retrolavado planta clarificadora

40.40 l/s

E. EQUIPOS PRINCIPALES Turbina a gas Tipo Trabajo pesado (heavy duty)





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Número de unidades 3 Temperatura gases de descarga 618 ºC Capacidad instalada bruta 111 MW Velocidad 3,600 rpm

Generadores Número de unidades 3 Capacidad aproximada 130 MVA Velocidad 3,600 rpm Tensión 13.8 kV Tipo de enfriamiento TEWAC – o abierto Factor de potencia 0.85

Transformadores de planta Número de unidades 3 Tipo Trifásico Capacidad 130 MVA Relación de transformación 13.8 / 230 kV

Subestación principal Tipo Convencional Configuración Barra principal + transferencia Tensión nominal 130 kV Número de campos 6

Transmisión asociada al proyecto Longitud 20 km Número de circuitos a 230 kV 2 Número de módulos de conexión a 230 kV 2 Subestación del STN Valledupar, 230 kV

3.7.3 Proyecto Termoeléctrico a Gas Termo Yariguíes

3.7.3.1 Localización El Proyecto Termo Yariguíes se localiza en el occidente del Departamento de Santander, a 5.5 km del casco urbano de Barrancabermeja, en el sitio denominado Campo Galán.

3.7.3.2 Información básica • Estudios básicos Para definir las características básicas del proyecto, se ejecutaron los siguientes estudios: • Topografía, cartografía y restituciones





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Se llevaron a cabo los levantamientos planimétricos y altimétricos del área seleccionada para la ubicación de la planta, así como de todas las obras anexas: carreteras, captación de agua, conducción hidráulica, etc. • Hidrología Se definió la ubicación del proyecto en un terreno cercano al Caño San Silvestre, utilizando como fuente de agua para el proyecto la Ciénaga de San Silvestre. El consumo ocasional es del orden de 40.40 l/s y el consumo permanente durante la operación de la planta es de 187.05 l/s. • Geología y geomorfología La morfología del sitio de ubicación de la planta es ligeramente ondulada. El sitio de emplazamiento de la planta presenta dureza media, moderadamente disectada y drenada, que no presenta evidencias de inundación o encharcamiento. • Geotecnia Los resultados del diseño concluyen que el terreno seleccionado es estable, con una buena capacidad de soporte y que no evidencia procesos erosivos ni fenómenos de inestabilidad. • Sismología Se cuenta con un espectro de diseño sísmico adecuado, seleccionado de acuerdo con las condiciones particulares del sitio de instalación de la planta y que consideran la reglamentación internacional sobre el tema. • Estudios de ingeniería Para definir configuración, disposición de obras, tecnología, balance de planta, análisis de combustible e infraestructura asociada, etc., se realizaron diferentes estudios de ingeniería que permitieron determinar la configuración de la planta, así como definir y predimensionar, entre otros, sus principales sistemas auxiliares. • Transporte de los equipos Los equipos principales serán transportados hacia el puerto de Barranquilla o de Cartagena en buques con sistemas de movilización de carga autónomos con capacidades superiores a 300 toneladas. Una vez en puerto, los equipos serán desembarcados sobre remolques modulares que viajan en botes remolcadores de carga a través del Río Magdalena, hasta un punto sobre la margen derecha del río, en Barrancabermeja, donde son desembarcados bajo del sistema roll off. Desde este sitio hasta la futura planta, los remolques modulares serán movilizados por tractomulas, a través de la vía que conduce a Termo Barranca, donde se toma la carretera que conduce a Puerto Wilches, paralela a la línea férrea, hasta el kilómetro 5+900 aproximadamente. Esta vía no presenta mayores limitantes; sin embargo, para el terreno entre el río y el casco urbano, se pueden tomar alternativas a través de la Base Naval y la





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Refinería de Ecopetrol, hasta salir a la Puerta del Barrio 25 de Agosto, donde se toma nuevamente la ruta original.

3.7.3.3 Características técnicas De acuerdo con los estudios de diseño realizados, se determinó la configuración del Proyecto Termo Yariguíes con tecnología Ciclo Combinado, utilizando una turbina a gas de 150 MW, una caldera de recuperación de calor (HRSG) y una turbina de vapor de 75 MW, para obtener un total del 225 MW. El gas natural que consumirá la planta se tomará del gasoducto Ballenas-Barrancabermeja mediante un derivación de aproximadamente 100 m de longitud por una tubería de 10 pulgadas de diámetro. La planta se conectará al STN en la Subestación Comuneros, de propiedad de ISA, mediante una línea de aproximadamente 8.5 km, de configuración doble circuito y a una tensión de 230 kV.

3.7.3.4 Aspectos ambientales El estudio “Selección y recomendación de sitios adecuados para la instalación de turbogases y ciclos combinados – Metodología y resultados” fue presentado al Ministerio del Medio Ambiente, así como Diagnóstico Ambiental de Alternativas (DAA) del proyecto. Se realizó el estudio de impacto ambiental (EIA) del proyecto, en el que se identificaron todos los impactos potenciales del proyecto y se definieron a nivel de diseño el PMA, con el que se asegura la prevención, mitigación, reposición y compensación de todos y cada uno de los impactos biofísicos y sociales generados por su construcción y operación. El EIA se presentó al Ministerio del Medio Ambiente el 17 de septiembre de 1997 para obtener la licencia ambiental, que incluirá todos los permisos, autorizaciones y concesiones de carácter ambiental requeridos para la construcción y operación del proyecto. La línea de 8.5 km de longitud para la conexión de la Central con la Subestación Comuneros, cuenta con un reconocimiento que permitió preseleccionar el mejor corredor desde los puntos de vista económico y ambiental. • Caracterización ambiental de la zona La zona está actualmente muy intervenida en uso de ganadería y agricultura; no existen bosques naturales o de gran importancia ambiental, ni se han detectado especies en vías de extinción o áreas pertenecientes al Sistema Nacional de Parques Naturales que merezcan especial protección. Desde el punto de vista hídrico, la zona pertenece al ecosistema de la Ciénaga de San Silvestre, recurso hídrico muy importante para la región, por lo que todo el manejo de aguas de la planta tendrá un especial cuidado. El área tiene un nivel medio de contaminación atmosférico, debido a la cercanía del caso urbano de Barrancabermeja y





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del complejo industrial de la refinería. El estudio de este proyecto cuenta con Plan de Manejo Ambiental. Isagen ha desarrollado hasta el momento un exitoso programa de información y participación comunitaria con las comunidades del área de influencia.

3.7.3.5 Estado actual del proyecto El proyecto cuenta con estudios de diseño básico para licitación. • Ficha técnica del proyecto A continuación se expresan los datos técnicos principales del proyecto, calculados y dimensionados para unas condiciones típicas del sitio y unos equipos no comerciales, pero representativos y cercanos a los ofrecidos por los diferentes fabricantes. A. UBICACIÓN Y CARACTERÍSTICAS DEL SITIO Departamento – municipio Santander – Barrancabermeja Altura sobre el nivel del mar 85 msnm Humedad relativa anual promedio 79% Precipitación promedio anual 2,713 mm/a Temperatura ambiente anual promedio 28 ºC

B. CARACTERÍSTICAS DEL PROYECTO Configuración Ciclo combinado 1TG x 1 TV, con una

caldera de recuperación de calor. Capacidad (condiciones ISO) 225 MW Gasoducto de conexión Ballenas – Barrancabermeja Suministro de agua Ciénaga de San Silvestre Sistema de enfriamiento Ciclo cerrado con torre de enfriamiento Punto de conexión al STN Subestación Comunero de ISA

C. PARÁMETROS ENERGÉTICOS DE LA PLANTA Capacidad instalada bruta 232 MW Capacidad instalada neta 226 MW Consumo térmico específico bruto del turbogás

10,106 kJ / kWh (9,582 BTU / kWh)

Consumo térmico específico neto 67,775 kJ / kWh (7,983 BTU / kWh) Eficiencia eléctrica neta de la planta 53.13 % Consumo de gas 1.11 x 10 P

6P mP

3P / día (39.3 MPCPD)

Potencia de servicios auxiliares 6.0 MW Energía neta producida (factor de utilización 90% y factor de carga 100%)

1 782 GWh/a


Gas natural 48,615 kJ / kg ( 881 BTU/ p P

3P)


Fuel oil Nº 2 42,000 kJ / kg (130 792 BTU/gal)





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Consumo de agua Consumo durante operación, incluyendo el ocasional contraincendio

40.40 l/s

Agua de reposición al circuito agua vapor 0.80 l/s Reposición de agua al circuito de enfriamiento, arrastre y pérdidas de la torre de enfriamiento

186.00 l/s

E. EQUIPOS PRINCIPALES Generador de vapor Tipo De recuperación Número de unidades 1 Presión del vapor 100 bar Temperatura del vapor 540 ºC Vapor generado 62.9 kg/s

Turbina de vapor Tipo Inducción/Condensación Número de unidades 1 Capacidad instalada bruta 80 MW Velocidad 3,600 rpm Presión de vapor de entrada 97.2 bar Temperatura del vapor 538 ºC

Turbina a gas Tipo Trabajo pesado (heavy duty) Número de unidades 1 Temperatura gases de descarga 610 ºC Capacidad instalada bruta, c/u 152 MW Velocidad 3,600 rpm

Generador acoplado a la turbina de vapor Capacidad aproximada 94 MWA Velocidad 3 600 rpm Tensión Entre 12 y 30 kV 13.8 kV Tipo de enfriamiento TEWAC o abierto Factor de potencia 0.85

Generador acoplado a la turbina de gas Capacidad aproximada 182 MWA Velocidad 3,600 rpm Tensión Entre 12 y 30 kV Tipo de enfriamiento TEWAC ó abierto Factor de potencia 0.85





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Transformadores de planta Número de unidades 3 Tipo Trifásico Capacidad 94 MWA Relación de transformación Entre 12 y 30 / 230 kV

Subestación principal Tipo Convencional Configuración Barra principal + transferencia Tensión nominal 230 kV Número de campos 5

Transmisión asociada al proyecto Longitud 8.5 km Número de circuitos a 230 kV 2 Número de módulos de conexión a 230 kV 2 Subestación del STN Comuneros, 230 kV

3.7.3.6 Propiedad de los estudios Los estudios son propiedad de la UPME. En la XFigura 10 X se presenta la ubicación de los proyectos.





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Figura 10. Ubicación de los proyectos Termoupar, Termoyariguies y Termolumbí





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3.7.4 Proyecto Termoeléctrico a Gas Termo Lumbí

3.7.4.1 Descripción del proyecto • Localización El Proyecto Termo Lumbí se localiza en el Departamento del Tolima, municipio de Mariquita, a 12 km del casco urbano por el carreteable que se deriva de la vía Mariquita-Fresno, después del puente sobre el Río Gualí, hacia la población de La Victoria, en el sitio denominado Casa Roja. • Información básica Estudios básicos Para definir las características básicas del proyecto, se ejecutaron los siguientes estudios Topografía, cartografía y restituciones Se llevaron a cabo los levantamientos planimétricos y altimétricos del área seleccionada para la ubicación de la planta, así como de todas las obras anexas: carreteras, captación de agua, conducción hidráulica, etc. Hidrología Se definió el Río Gualí como fuente de agua para el proyecto. En el sitio donde se instalará la planta, el Río Gualí tiene un caudal medio de 29.4 mP

3P/s y un caudal mínimo diario en 10

años de 5 mP

3P/s. El consumo ocasional es del orden de 40.40 l/s y el consumo continuo

durante la operación de la planta es de 266.52 l/s. Geología y geomorfología La morfología del sitio de ubicación de la planta es una terraza de origen aluvial ligeramente plana, bien drenada, y a distancia entre el sitio de ubicación y el Río Gualí, es de 1 km aproximadamente. El terreno presenta igualmente una dureza media y su estado actual es seco. Geotecnia Los resultados del diseño permiten concluir que el terreno seleccionado es estable y con una buena capacidad de soporte. Sismología Para la ejecución del diseño sísmico de la planta, se cuenta con un espectro de diseño sísmico adecuado, seleccionado de acuerdo con las condiciones particulares del sitio de la instalación de la planta.





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Estudios de ingeniería Para definir configuración, disposición de obras, tecnología, balance de planta, análisis de combustible e infraestructura asociada, etc., se realizaron diversos estudios de ingeniería, que permitieron determinar la configuración de la planta, así como definir y predimensionar sus principales sistemas auxiliares, teniendo en cuenta otros sistemas como vapor de agua y condensado, agua, gas natural y fuel oil Nº 2, entre otros. Dichos estudios permitieron igualmente establecer los criterios técnicos, ambientales y de seguridad. Transporte de los equipos Una vez los equipos se encuentren en el puerto de Barranquilla, se utilizará como eje central de transporte el Río Magdalena hasta La Dorada, en donde serán desembarcados bajo el sistema roll on. Desde este sitio hasta la futura planta, los remolques modulares serán movilizados por tractomulas a través de la vía que conduce de Medellín a Bogotá, donde a la altura del Río Guarinó, se toma el carreteable hacia el municipio de La Victoria. Antes de llegar a La Victoria, se toma el desvío hacia el municipio de Mariquita, llegando al sitio de construcción de la planta, a unos 12 km de esta población.

3.7.4.2 Características técnicas De acuerdo con los estudios de diseño realizados, se determinó la configuración del Proyecto Termo Lumbí con tecnología ciclo combinado, utilizando 2 turbinas a gas de 100 MW cada una, 2 calderas de recuperación de calor (HRSG) y una turbina de vapor de 100 MW, para obtener un total del 300 MW. El gas natural que consumirá la planta se tomará del gasoducto Barrancabermeja-Mariquita mediante una derivación de aproximadamente 600 m de longitud y una pulgada de diámetro. La planta se conectará al STN en la Subestación San Felipe, de propiedad de ISA, mediante una línea de aproximadamente 17 km, de configuración doble circuito y a una tensión de 230 kV.

3.7.4.3 Aspectos ambientales Los estudios ambientales realizados cumplen con las reglamentaciones ambientales vigentes en el país. El estudio de impacto ambiental (EIA) del proyecto se entregó al Ministerio del Medio Ambiente el 17 de septiembre de 1997; en él se identificaron todos los impactos potenciales del proyecto y se definieron a nivel de diseño, el plan de manejo ambiental. El Ministerio del Medio Ambiente otorgó la licencia ambiental para la construcción y operación mediante resolución Nº 1238 del 15 de diciembre de 1998.





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La línea de conexión de la subestación San Felipe, de 17 km de longitud, cuenta con un reconocimiento técnico y ambiental, el cual permitió preseleccionar la ruta más conveniente.

3.7.4.4 Estado actual del proyecto El proyecto cuenta con estudios de diseño básico para licitación. • Ficha técnica del proyecto A continuación se expresan los datos técnicos principales del proyecto, calculados y dimensionados para unas condiciones típicas del sitio y unos equipos no comerciales, pero representativos y cercanos a los ofrecidos por los diferentes fabricantes. A. UBICACIÓN Y CARACTERÍSTICAS DEL SITIO Departamento – municipio Tolima – Mariquita, en el sitio denominado

Casa Roja Altura sobre el nivel del mar 345 msnm Humedad relativa 78% Precipitación promedio 2,283.9 mm/a Temperatura ambiente 26 ºC

B. CARACTERÍSTICAS DEL PROYECTO Configuración Ciclo combinado 2TG x 1 TV, con dos

calderas de recuperación de calor. Capacidad (condiciones ISO) 300 MW Gasoducto de conexión Barrancabermeja - Mariquita Suministro de agua Río Gualí Sistema de enfriamiento Ciclo cerrado con torre de enfriamiento Punto de conexión al SYN Subestación San Felipe

C. PARÁMETROS ENERGÉTICOS DE LA PLANTA Capacidad instalada bruta 292 MW Capacidad instalada neta 283 MW Consumo térmico específico bruto del turbogás

10,696 kJ / kWh (10,400 BTU / kWh)

Consumo térmico específico neto de la planta

7,423 kJ / kWh (7,083 BTU / kWh)

Eficiencia eléctrica neta de la planta 48.58 % Consumo de gas 1.33 x 10 P

6P mP

3P / día (47.0 MPCPD)

Potencia de servicios auxiliares 9 MW Energía neta producida (factor de utilización 90% y factor de carga 100%)

2,231 GWh/a


Gas natural 43 504 kJ / kg ( 1 015 BTU / p P

3P)


Fuel oil Nº 2 42,000 kJ / kg (130 792 but/gal)





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Consumo de agua Consumo durante operación, incluyendo el ocasional contraincendio

40.40 l/s

Agua de reposición al circuito agua vapor 1.27 l/s Reposición de agua al circuito de enfriamiento, arrastre y pérdidas de la torre de enfriamiento

265.00 l/s

E. EQUIPOS PRINCIPALES Generador de vapor Tipo De recuperación Número de unidades 2

Turbina de vapor Tipo Condensación Número de unidades 1 Capacidad instalada bruta 100 MW Velocidad 3,360 rpm

Turbina a gas Tipo Trabajo pesado (heavy duty) Número de unidades 2 Temperatura gases de descarga 540 ºC Capacidad instalada bruta, c/u 96 MW Velocidad 3,600 rpm

Generadores Número de unidades 3 Capacidad aproximada 120 MVA Velocidad 3,600 rpm Tensión 13.8 kV Tipo de enfriamiento TEWAC – o abierto Factor de potencia 0.85

Transmisión asociada al proyecto Longitud 17 km Número de circuitos a 230 kV 2 Subestación del STN San Felipe, 230 kV

3.7.4.5 Propiedad de los estudios Los estudios son propiedad de la UPME.





78

3.8 INVENTARIO DE PROYECTOS ENTRE 10 - 100 MW

3.8.1 Antecedentes

Entre los años 1974 Y 1979 el ESEE (Estudio del Sector de Energía Eléctrica) realizó un Inventario de Recursos Hidroeléctricos en el país, en el que se identificaron 308 proyectos, la mayoría de los cuales con capacidad superior a 100 MW. ISA, antes del proceso de escisión vio la necesidad de conocer el potencial de desarrollos con capacidad menor y decidió, a partir de 1986, adelantar estudios del Inventario entre 10 y 100 MW en varias regiones del país. La importancia de los proyectos de magnitud inferior a 100 MW radica principalmente en que permiten mejorar la firmeza del sistema nacional, y que pueden implementarse de manera mucho más flexible que los megaproyectos. A la fecha se han identificado proyectos en gran parte de los departamentos de Antioquia, Caldas, Risaralda, Quindío, Huila y Tolima.

3.8.2 Metodología

La metodología que se empleó permite seguir un procedimiento que concentra los trabajos en los proyectos más atractivos, fue mediante índices multicriterio que ofrecen una herramienta valiosa para la priorización de los proyectos. Los trabajos se desarrollan a través de tres etapas subsecuentes que permiten direccionar esfuerzos en los proyectos de mayor interés, cuyos resultados se presentan a continuación para los diferentes departamentos.

3.8.2.1 Departamento de Antioquia Proyecto Río Potencia (MW) Qmed m/s Támesis Frío 45 5 El Palmar San Juan 25 32 Salgar Barroso 27 10

En la XFigura 11 X se presenta la ubicación de los proyectos identificados.





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Figura 11. Proyectos hidráulicos identificados en el departamento de Antioquia

menores a 100 MW





80

3.8.2.2 Departamento de Caldas Proyecto Río Potencia (MW) Qmed mJ/s Guacaica Guacaica 21 6 Río Blanco Guacaica 10 5 San Lorenzo Pozo 18 12 Pozo Pozo 14 14

3.8.2.3 Departamento de Risaralda Proyecto Río Potencia (MW) Qmed mJ/s Senegal Otún 40 24.5 Río Azul Consota 40 2.1

3.8.2.4 Departamento del Quindío Proyecto Río Potencia (MW) Qmed m3/s Río Rojo Rojo 139 13 Río Lejos Lejos 20 12

La Vieia La Vieja 80 80 En la XFigura 12 X se presenta la ubicación de los proyectos identificados para estos tres departamentos.





81

Figura 12. Ubicación de los proyectos identificados en los departamentos de Caldas, Risaralda y Quindio





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3.8.2.5 Departamento del Huila Proyecto Río Potencia (MW) Qmed mP

3P/s

El Congreso La Plata 24.4 8.11 Candelaria La Plata 27.2 11.03 Tesorito La Plata 28.5 7.81 La Florida La Plata 56.1 26.13 Calichambe La Plata 20.7 3.24 La Marquesa Páez 25.2 6.14 Tierras Blancas Páez 44.8 8.93 Desviación Malvasa Páez 5.39 Cabuy Páez 95.9 19.09 El Paraíso Páez 33.2 27.93 Bellavista Páez 29.8 6.53 Desviación Vicente Páez 2.19 El Buco Páez 45.1 14.12 Pisno Páez 48.6 9.67 La Troja Páez 72.9 15.97 Desviación Páez Páez 16.21 Avirama Páez 90.6 36.07 El Ciprés Páez 33.7 12.32 La Samaria Páez 31.4 17.2 La Pringamosa Páez 39 19.41 Potrero Grande Yaguará 181.09 Malagana Yaguará 623.4 189.68 La Honda Bache 35.8 7.85 Primavera Bache 28.4 10.38 Berlín Bache 38.2 11.95 El Trapiche Bache 74.7 27.77 La Judía Aipe-Chenche 13.9 2.53 El Candelero Aipe-Chenche 12.8 7.03 El Chundal Aipe-Chenche 16.2 8.89 Los Mayones Aipe-Chenche 26.9 16.85 La Palmita Aipe-Chenche 19 10.38 En la XFigura 13 X se presenta una aproximación de la ubicación de los proyectos identificados.





83

Figura 13. Proyectos hidroeléctricos en el departamento del Huila





84

3.8.2.6 Proyectos en el Departamento del Tolima Estos proyectos fueron resultados de la segunda fase. Para efectos de costos, se tienen los valores a nivel del año 1997.

Cuenca Proyecto Caudal Medio m3/s

Energía Media GWh

Costo Proyecto

$ Millones

Costo Energía Media $/kWh

Potencia Instalada

MW

Herrera 32.6 622.49 85,569.61 16.55 98.3 Alto Saldaña El Diamante 36.7 677.61 96,971.67 17.23 107.0

Las Pavas 21.6 450.20 62,049.38 16.59 71.1 La Virgen 14.2 491.81 59,531.67 14.57 77.7 Río

Cambrín Cambrin 26.3 592.22 77,988.23 15.86 93.6 Gaitán 21.5 585.29 81,537.21 16.77 92.5 Borrascosa 20.6 261.25 40,054.04 18.46 41.3 Albania 11.6 517.87 71,360.34 16.59 81.8

Río Anamichú

Catalina 16.8 273.65 40,130.67 17.66 47.6

Cuenca o Río Proyecto Caudal

Medio m3/s Energía Media GWh

Costo Proyecto

$ Millones


Potencia Instalada

MW

Coello Los Cauchos 34.7 453.37 91,696.99 24.35 68.2 Coello Coello 33.1 251.45 37,250.62 17.84 37.8 Coello Toche 7.9 158.08 26,822.50 20.43 23.8 Coello Las Palmas 35.7 238.27 4,431.65 21.95 35.8 Coello El Porvenir 37.9 230.02 46,171.07 24.17 34.6 Coello El Tambo 19.9 301.46 52,865.68 21.11 45.2 Coello Las Violetas 15.4 233.31 42,204.25 21.78 35.1 Coello Chapetón 6.3 84.38 24,954.69 35.61 12.7 Coello Los Laureles 2.1 75.83 23,884.87 37.92 11.4

Cuenca o Río Proyecto Caudal

Medio m3/s Energía Media GWh

Costo Proyecto

$ Millones


Potencia Instalada

MW

Puente Méjico 7.2 434.28 98,515.91 27.31 71.5 Cucuana 8.0 340.38 69,403.40 24.55 88.0 El Palo 12.5 177.54 50,821.77 34.47 29.0 Puerto Nuevo 17.6 249.09 54,170.35 26.18 57.2 La Selva 10.4 215.96 55,796.33 31.11 35.2 San Jerónimo 9.7 140.66 44,535.34 38.12 23.1 La Mula 19.7 186.18 54,115.61 35.00 36.9 La Molina 42.1 304.46 113,000.00 44.69 56.6 Santa Librada 11.3 81.90 42,503.73 62.48 18.0

Río Cucuana

Chicuambe 46.9 213.77 96,000.00 54.07 47.8 Cristalina 5.6 109.45 63,808.17 70.19 18.8 Río Tetuán Chaparral 9.6 109.94 45,000.00 49.28 22.5

En la XFigura 14 X se presenta una aproximación de la ubicación de los proyectos identificados.





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Figura 14. Ubicación de proyectos identificados en el departamento del Tolima

3.8.3 Descripción General de los Proyectos en Fase II






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Las cuencas de los ríos Saldaña, Cambrín, Anamichú, Tetuán, Cucuana y Coello están ubicadas en la parte sur del Departamento del Tolima; la zona posee una extensión aproximada de 200 000 km2, lo cual representa el 20% del Departamento y concentra una parte importante de su actividad económica.

3.8.3.2 Características generales Para la caracterización de estos proyectos, se ha realizado la evaluación integral de las condiciones hidrológicas, topográficas y geológicas, lo cual permite optimizar el aprovechamiento en cadena, buscando la máxima producción de energía, investigando diferentes combinaciones de caída-longitud de conducción y analizando la variación de los costos marginales de energía. Como resultado se obtienen proyectos en su mayoría "a filo de agua", con caídas importantes y conducciones con longitud apreciable pero manejable dado su tamaño y la buena calidad de la roca.

3.8.3.3 Aspectos ambientales En los aspectos ambientales se ha utilizado fundamentalmente la información secundaria que existe en los aspectos bióticos, físicos y sociales, con una verificación de campo a nivel de reconocimiento en el área de influencia directa de la construcción y operación de los aprovechamientos hidráulicos.

3.8.3.4 Estado actual de los estudios Actualmente se está pendiente de decidir la continuación de la etapa que se considere necesaria en las cuencas que se estudiaron en la fase 2 del Inventario. En cuanto a inventario propiamente dicho, se ha previsto considerar los departamentos localizados en el sur-oeste del país, y en consecuencia, se estima que en el término de un año se podrían iniciar las actividades.

3.8.3.5 Propiedad de los estudios Los estudios del Inventario de Proyectos con Capacidad entre 10 y 100 MW son propiedad de ISAGEN en un 100%.





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4 ESTUDIOS DE PROYECTOS DE GENERACIÓN DE PROPIEDAD PRIVADA

4.1 PROYECTO HIDROELÉCTRICO PESCADERO ITUANGO

4.1.1 Localización

El área del Proyecto Pescadero - Ituango está localizada en su totalidad en el noroccidente del departamento de Antioquia, entre Liborina, al sur, y la desembocadura del río Ituango en el Cauca, al norte. Aprovecha un caudal de 1,030 m P

3P/s, correspondiente a una cuenca

del río hasta el sitio del proyecto, la cuenca tiene un área de 37,820 km P

2P. Las obras

principales se concentran en el norte del departamento, a 170 km por carretera de Medellín, unos 7 km aguas abajo del denominado puente de Pescadero, sobre el río Cauca, en jurisdicción de los municipios de Ituango, Briceño. El embalse formado con la construcción de la presa inundará territorio de los municipios de Peque, Buriticá, Sabanalarga, Liborina, Toledo y los dos mencionados anteriormente. En la zona del proyecto se encuentran los cañones más profundos y escarpados del río Cauca en su curso medio, con laderas muy erosionadas y cuya explotación agrícola o ganadera es nula, o sólo para subsistencia. La población que se localiza en las riberas es escasa y prácticamente se reduce a las concentraciones de Barbacoas y Orobajo y un poco más alejados los municipios de Sabanalarga, Ituango y Toledo. La infraestructura vial de la zona es muy deficiente; consiste en dos vías de reducidas especificaciones que se aproximan, una al sitio de las obras del Proyecto y la otra a la cola del embalse. Estas son: • De la carretera Troncal de Occidente, que une a Medellín con la Costa Atlántica, se

desprende del corregimiento de los Llanos de Cuivá una carretera que pasa cerca de San José de la Montaña, continúa a San Andrés de Cuerquia y El Valle, cruza el río Cauca en Pescadero, a unos 7 km aguas arriba del sitio de la presa, y llega hasta el municipio de Ituango.

• De la carretera Medellín - Turbo, que pasa por Santa Fe de Antioquia, se desprende

por la margen derecha del río Cauca un ramal hacia el norte, que va a Sopetrán y continua por Olaya, Liborina y llega hasta Sabanalarga.

4.1.2 Características Técnicas

Se trata de un proyecto denominado del tipo Pie de Presa, por su concentración de obras de presa, conducciones y casa de máquinas subterránea en un área relativamente pequeña. No obstante, en la actualidad se está contratando el estudio complementario de la factibilidad y el estudio de impacto ambiental, por tanto la información que sigue puede variar en sus características.

4.1.2.1 Presa y obras anexas • Presa





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La presa de Pescadero - Ituango será de gravedad construida en concreto compactado con rodillo (CCR) del tipo, por definir, si es de bajo, medio o alto contenido de pasta, con una membrana de concreto reforzado en la cara aguas arriba para proporcionarle impermeabilidad, de 185 m de altura y cresta a la cota 395, con 12 m de ancho y 470 m de largo. El embalse normal está en la cota 389 y tiene una capacidad de almacenamiento de 1,717 millones de mP

3P, de los cuales 275 millones de mP

3P son de embalse útil. El volumen

total de CCR es de 4.45 millones de mP

3P.

Ataguía, Preataguía y Contraataguía La ataguía está incorporada a la pata de la presa y constituye el talón de la misma, mientras que la preataguía será independiente. La ataguía se construirá en CCR de alta pasta, de 33 m de altura y 73,000 m P

3P de volumen. La preataguía, de 22 m de altura, se

construirá en roca compactada. La contraataguía es un lleno provisional construido en roca de 15 m de altura, localizada a 80 m aguas arriba de la desembocadura del río Ituango, con el fin de impedir el ingreso de caudales de dicho río y de las descargas de los túneles de desviación del río Cauca a la zona donde se lleva a cabo las obras de la presa. Una vez finalizada la construcción de la presa, se deberá retirar la contraataguía. • Vertedero El vertedero incorporado a la presa, será controlado por cinco compuertas radiales de 18 m de ancho y 22.3 m de altura, separadas por pilas de 5 m de espesor, para un ancho total del vertedero de 120 m. La capacidad se ha diseñado para descargar la creciente máxima probable (CMP), cuyo caudal pico de entrada al embalse es de 25,300 mP

3P/s, la que, luego

de ser transitada por el embalse, produce un caudal de salida de 24,815 m P

3P/s. La

descarga se hace por un canal rectangular sobre el cuerpo de la presa. • Obras de Desviación La desviación se hará con la construcción de la preataguía y la ataguía, ya mencionadas, además dos túneles en sección de herradura modificada, con bóveda semicircular de 6.75 m de radio y 13.5 m de alto y ancho, y longitudes de 587 m y 740 m respectivamente, capaces de evacuar de forma combinada 3,720 m P

3P/s. Al concluir la construcción de la

presa, los túneles se sellan con tapones de concreto. • Descarga de Fondo Para mantener un caudal en el río Cauca durante el primer llenado del embalse, se proyecta una descarga de fondo controlada por compuertas localizadas en la estructura de salida.

4.1.2.2 Central y conducciones • Central Se estudia la posibilidad de ubicarla al pie o adosada a la presa con ahorro de túneles y cavernas. Sin embargo, hasta el momento la casa de máquinas subterránea iría, excavada en el contrafuerte derecho de la presa, alojará cuatro unidades de 450 MW para una capacidad instalada total de 1,800 MW. El esquema estaría compuesto por dos cavernas





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paralelas: una principal, donde se ubican las unidades generadores y otra ubicada aguas abajo de la principal, donde se alojarán los transformadores y la subestación. La caverna principal y de transformadores tendrán 165 m y 140 m de longitud, 25 m y 16 m de ancho y 60.5 m y 29.7 m de altura respectivamente. El acceso a la casa de máquinas se hace mediante un túnel de 365 m de largo, 7.5 m de ancho y 6 m de alto. • Conducciones y Equipos Cada unidad estará alimentada por una conducción a presión, que se inicia con una estructura de captación, continúa con un pozo de presión revestido en concreto reforzado con un diámetro interno de 8.8 m, y finaliza por un túnel de conducción de las mismas dimensiones del pozo, excepto en los últimos 65 m, donde se reduce a 7.4 m de diámetro interior revestido en lámina de acero. Las aguas turbinadas serán evacuadas de regreso al río Cauca mediante un sistema de cuatro túneles colectores, uno por cada unidad, los cuales se conectan a dos túneles de descarga, uno por cada dos colectores, que evacuan cada uno el caudal procesado por dos unidades generadoras; los túneles de descarga son de 502 m y 572 m de longitud y tienen sección en herradura modificada con bóveda semicircular de 7.25 m de radio y 14.5 m de altura y ancho. Las turbinas serán Francis de eje vertical, diseñadas para una potencia nominal de 438 MW cuando operen con un salto de 162 m, caudal de 295 mP

3P/s y velocidad sincrónica de

150 rpm. Cada turbina está acoplada a un generador sincrónico con capacidad de 455 MVA para 75 ºC de elevación de temperatura y factor de potencia de 0.95 en retraso. Cada generador está conectado a un banco de tres transformadores monofásicos, con capacidad individual de 152 MVA para una elevación de la temperatura de 65ºC y voltaje de salida de 500 kV. • Salida de Cables y Subestación Exterior Los cables salen de la subestación encapsulada, ubicada en la caverna de transformadores, por un túnel de 5 m de ancho por 5 m de altura y 15 m de longitud y luego por un pozo vertical de 5m de diámetro y 155 m de altura. Son cuatro (4) circuitos de 500 kV en cables secos, con aislamiento de polietileno reticulado, que llegan a una plazoleta localizada cerca de la presa y al mismo nivel de la cresta, cota 395, donde se ubican las estructuras de salida. De la estructura de la salida de cables los cuatro circuitos se llevan en línea aérea a una subestación convencional de 500 kV localizada en la margen izquierda del río, al frente de la presa. La plazoleta para esta subestación se ubica en la cota 928 y tiene una longitud y ancho de 250 m.

4.1.2.3 Infraestructura y obras complementarias • Vías de Acceso Como se indicó en el numeral 3.1 para el acceso al sitio del proyecto sólo se dispone en la actualidad de una vía de especificaciones reducidas, que se deriva de la Troncal





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Occidental (Medellín - Cartagena) en los Llanos de Cuivá, y que luego de atravesar por San Andrés de Cuerquia y El Valle, cruza el río Cauca a unos 7 km aguas arriba del sitio de las obras. El acceso definitivo al sitio de las obras se hará a través de dos vías a construir: • El Valle – Presa: Comunica el corregimiento de El Valle con la corona de la presa. Se

construirá por la margen derecha del río Cauca y tendrá una longitud de 12.5 km. • Puerto Valdivia – Vía a Ituango (Marginal del Cauca): Será el acceso principal al sitio

de las obras. Se construirá por la margen izquierda del río Cauca; parte desde Puerto Valdivia y empalma con la carretera que va para Ituango; la longitud sería de 45 km aproximadamente.

La vía que comunica a Ituango en el tramo Llanos de Cuivá – El Valle se rectificará en sus 39 km, pues es indispensable para el acceso inicial a las obras. Además, se construirán 12.2 km de vías industriales para comunicar las vías principales con los diferentes frentes de trabajo.

4.1.2.4 Costos y cronograma de construcción La construcción del proyecto implicará unos costos de inversión del orden de US$ 1,396 millones a precios de abril de 1999, sin incluir la escalación de precios e intereses durante la construcción. El plazo previsto para la construcción de las obras es de 6 años contados partir del inicio de las obras civiles hasta la puesta en marcha de la primera unidad. Antes de la etapa de construcción, se requiere adelantar el estudio de impacto ambiental (EIA) próximo a adjudicarse, los trámites legales y administrativos para obtener las licencias, los diseños definitivos y la vinculación de inversionistas para la construcción.





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Figura 15. Proyecto Pescadero Ituango





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5 INVENTARIO DE PROYECTOS CARBOELÉCTRICOS

La información presentada en este capítulo hace parte de los resultados del estudio de la UPME titulado “Inventario de Proyectos Carboeléctricos: Optimización Ambiental, Técnica y Económica”, el cual se desarrolló en cinco fases: Zonas Potenciales, Zonas Homogéneas, Zonas Factibles para Instalación, Preselección de Áreas en Oficina y Selección de Sitios. Se encontraron cerca de veinte sitios: dos en La Guajira, siete en Cesar, tres en Norte de Santander, cinco en Cundinamarca, cuatro en el altiplano y cerca al río Magdalena y tres en el suroeste antioqueño, de los cuales los siguientes son los mejor calificados:

• Norte de Santander: Guaduas. • Cundinamarca: Río Seco y Colmenares. • Cesar: Chiriguaná. • Antioquia: Sinifaná. • La Guajira: Arrucayui.

Se identificaron otros sitos en Cundinamarca y Boyacá, que sin haber realizado un proceso de validación, cumplen con los demás criterios establecidos en el estudio: municipios de Apulo – Anapoima, Cáqueza, Útiva – Villeta y Úmbita – Tibaná. En general, se consideraron las siguientes restricciones y criterios:

• Cerca de zonas carboniferas con disponibilidad de mineral. • Cerca de fuentes hídricas, refrigeración por rango de generación. • Tecnología y madurez tecnológica. • Accesibilidad, distancia rentable en transporte de carbón. • Infraestructura eléctrica. • Fuera de reservas naturales o forestales, de manejo especial o resguardos

indígenas, excepto La Guajira. Fuera de centros urbanos o industriales. En la fase “Preselección de Áreas en Oficina” se identificaron los siguientes sitios:

• La Guajira: Arrucayui y Guaripaná. • Cesar: Chiriguaná, La Loma, Pitillas, Argentina, Canoas, Tamalameque y La Jagua. • Norte de Santander: Guaduas, Piedras y La Colorada. • Antioquia: Sinfaná, Jericó y La Pintada. • Cundinamarca: Tocancipá, Pasoancho, Tibitoc, Colmenarez y Río Seco.

5.1 SITIOS SELECCIONADOS

Para cada sitio seleccionado se presentarán aspectos cuantitativos y cualitativos, incluyendo una caracterización de cada uno.





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5.1.1 Norte de Santander: Guaduas

Se encuentra ubicado en el sur del municipio de San Cayetano, sobre la margen derecha del río Zulia. En la XTabla 5-1 X, encontramos algunas características básicas del proyecto a desarrollar.

ITEM CARACTERISTICAS Tecnología Carbón pulverizado, ultrasupercrítico sin

desulfurizador Ciclo de refrigeración Cerrado Unidades – Capacidad (MW) 1x300 Costo Total (US$/kW) 1,651.94 Costo de Instalación Millones (US$) 495.6 Inversión en Infraestructura Miles de (US$) 5,343 Costo de Operación por Transporte ($/T) 737 Costo de Generación ($/kW) 50.19 Subestación de Conexión San Mateo Longitud km 25 Minas disponibles Norte de Santander Centro de acopio San Cayetano Cantidad garantizada (T/año) 915,218 Tipo de carbón Bituminoso Poder Calorífico (BTU/lb) 13,194 Costo ($/T) 15,169 Costo ($/MBTU) 523

Diseño de las calderas Carbón pulverizado, ultrasupercrítico sin desulfurizador

Fuente de agua para enfriamiento Río Zulia Área total requerida para la central (Ha) 132 Control de SOx No requiere

Tabla 5-1. Aspectos cuantitativos De los aspectos físicos – ambientales se puede decir que se localiza en una zona con temperatura media de 26º C y una precipitación máxima de 2,000 mm/año. Se encuentra sobre la planicie aluvial del río Zulia, con suelos de piso térmico cálido, bien drenados bajos en fertilidad natural y con algunos problemas salinos. De los aspectos bióticos se puede decir que se encuentra en zona de transición entre bosque seco tropical y muy seco tropical. La vegetación natural ha desaparecido debido al establecimiento de pastizales para ganado y cultivos. Predomina la ganadería extensiva. El sitio está asentado sobre formaciones del terciario de buenas características geotécnicas, aptas para la ubicación del proyecto. El suministro de agua del río Zulia es confiable y con facilidades de captación. Buen sistema vial y facilidades de adquisición de concreto. Presenta un riesgo sísmico significativo pero el riesgo por inundación es mínimo.

5.1.2 Cundinamarca – Magdalena Medio: Río Seco

Se encuentra ubicado al sur del Municipio de Honda, en cercanías al río Magdalena. A continuación en la XTabla 5-2 X, se presentan las características principales.





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ITEM CARACTERISTICAS

Tecnología Carbón pulverizado, convencional sin desulfurizador

Ciclo de refrigeración Abierto Unidades – Capacidad (MW) 1x150 Costo Total (US$/kW) 1,638.22 Costo de Instalación Millones (US$) 245.7 Inversión en Infraestructura Miles de (US$) 586 Costo de Operación por Transporte ($/T) 13,741 Costo de Generación ($/kW) 58.83 Subestación de Conexión Purnio Longitud km 50 Minas disponibles Cundinamarca Centro de acopio Cucunubá Cantidad garantizada (T/año) 370,322 Tipo de carbón Bituminoso Poder Calorífico (BTU/lb) 13,185 Costo ($/T) 18,655 Costo ($/MBTU) 643

Diseño de las calderas Carbón pulverizado, convencional sin desulfurizador

Fuente de agua para enfriamiento Río Magdalena Área total requerida para la central (Ha) 78 Control de SOx No requiere

Tabla 5-2. Aspectos cuantitativos Entre los aspectos físico – ambientales se destaca una temperatura media de 26.4º C, el sitio forma parte de una planicie aluvial alta del río Magdalena, con suelos bien drenados y con un régimen de lluvia máxima de 2,000 mm/año. El sitio hace parte de un bosque seco tropical y se caracteriza por amplias planicies cubiertas por pastizales para la ganadería extensiva. El sitio tiene acceso a servicios básicos en los municipios de Honda (Tolima) y Guaduas (Cundinamarca). El sitio está sentado sobre rocas del terciario. La captación de agua se puede hacer desde el río Magdalena. Tiene vías de acceso adecuadas y eventualmente podría utilizarse el ferrocarril que pasa en la margen opuesta del río. Hay facilidad para acceder a materiales de construcción. El riesgo sísmico es moderadamente alto pero el riesgo de inundación es mínimo.

5.1.3 Cundinamarca – Altiplano: Colmenares

Se encuentra ubicado en el nororiente del municipio de Zipaquirá, a continuación en la XTabla 5-3 X, se presentan las características del proyecto.





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ITEM CARACTERISTICAS Tecnología Carbón pulverizado, convencional sin

desulfurizador Ciclo de refrigeración Cerrado Unidades – Capacidad (MW) 1x150 Costo Total (US$/kW) 1,638.22 Costo de Instalación Millones (US$) 245.7 Inversión en Infraestructura Miles de (US$) 216 Costo de Operación por Transporte ($/T) 2,901 Costo de Generación ($/kW) 53.46 Subestación de Conexión Balsillas Longitud km 65 Minas disponibles Cundinamarca Centro de acopio Cucunubá Cantidad garantizada (T/año) 370,322 Tipo de carbón Bituminoso Poder Calorífico (BTU/lb) 13,185 Costo ($/T) 18,655 Costo ($/MBTU) 643


Fuente de agua para enfriamiento Río Bogotá o subterranea Área total requerida para la central (Ha) 78 Control de SOx No requiere

Tabla 5-3. Aspectos cuantitativos El sitio se encuentra localizado en una zona con temperatura media de 12.5º C. El municipio más cercano es Zipaquirá, unos tres kilómetros. Las vías secundarias cercanas están pavimentadas. No existen centros industriales cercanos, excepto por la termoeléctrica Termozipa. Entre los aspectos bióticos se destaca que se encuentra ubicado en bosque húmedo montano, con cobertura vegetal tipo cultural, con pastos para actividad pecuaria, la vegetación nativa ha desaparecido por completo. El sitio se encuentra sobre depósitos lacustres y fluvioglaciales, constituidos por arcillas y bloques. Suelos drenados y con fertilidad moderada. Si bien el proyecto presenta facilidades en el suministro de carbón y en la conexión a la red eléctrica, podría presentar restricciones en el uso del agua del río Bogotá. Ante esta situación, existe la alternativa de uso de aguas subterráneas de la formación de Guadalupe. No obstante, se deben tener en cuenta otros sitios de ubicación, que se mencionarán en el numeral 5.2, para lo cual es necesario realizar estudios complementarios.

5.1.4 Cesar: Chiriguaná

Se encuentra localizado al suroccidente del municipio de Chiriguaná, en la XTabla 5-4X, se presentan algunas posibles características del proyecto planteado.





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ITEM CARACTERISTICAS

Tecnología Carbón pulverizado, ultrasupercrítico sin desulfurizador

Ciclo de refrigeración Cerrado Unidades – Capacidad (MW) 2x300 = 600 Costo Total (US$/kW) 1,651.94 Costo de Instalación Millones (US$) 991.2 Inversión en Infraestructura Miles de (US$) 5,548 Costo de Operación por Transporte ($/T) 4231 Costo de Generación ($/kW) 55.11 Subestación de Conexión Copey Longitud km 115

Minas disponibles La Loma – Boquerón, El Descanso, La Loma – Calenturitas, La Jagua

Centro de acopio La Loma – La Jagua Cantidad garantizada (T/año) 17,337,000 Tipo de carbón Bituminoso Poder Calorífico (BTU/lb) 11,616 – 10,374 – 10867 – 12,606 Costo ($/T) 22,368 – 22,368 – 22,368 – 24,997 Costo ($/MBTU) 875 – 980 – 936 – 901


Fuente de agua para enfriamiento Río Cesar y subterranea Área total requerida para la central (Ha) 224 Control de SOx No requiere

Tabla 5-4. Aspectos cuantitativos El sitio presenta una temperatura promedio de 29º C. El municipio de Chiriguaná se encuentra a unos tres kilómetros. No existen centros industriales ni agro – industriales cercanos. Sin embargo, se explota el carbón en La Loma y La Jagua. Existen vías secundarias pavimentadas a menos de un kilómetro. El sitio está en zona de transición entre bosque seco tropical y bosque húmedo tropical, la cobertura vegetal ha desaparecido casi por completo, con grandes zonas de pastizales para ganadería extensiva. La zona se asienta sobre planicies aluviales, en terrazas altas de buenas características geotécnicas. El suministro de agua desde el río Cesar no es confiable en verano y no es factible utilizar ciénagas, por ello se debe pensar en aguas subterráneas, para lo cual se deberán realizar estudios complementarios que verifiquen la confiabilidad en el suministro de agua.

5.1.5 Antioquia: Sinifaná

Se encuentra localizado al occidente de la cabecera municipal de Venecia, en cercanías a los límites con los municipios de Concordia, Salgar y Tarso. En la XTabla 5-5 X, se presentan algunas características del proyecto analizado.





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ITEM CARACTERISTICAS Tecnología Carbón pulverizado, convencional sin

desulfurizador Ciclo de refrigeración Abierto Unidades – Capacidad (MW) 1x150 Costo Total (US$/kW) 1,638.22 Costo de Instalación Millones (US$) 245.7 Inversión en Infraestructura Miles de (US$) 2,923 Costo de Operación por Transporte ($/T) 1,856 Costo de Generación ($/kW) 54.85 Subestación de Conexión Ancón Sur Longitud km 37 Minas disponibles Antioquia Centro de acopio Amagá Cantidad garantizada (T/año) 572,796 Tipo de carbón Bituminoso Poder Calorífico (BTU/lb) 10,769 Costo ($/T) 25,063 Costo ($/MBTU) 1,058


Fuente de agua para enfriamiento Río Cauca Área total requerida para la central (Ha) 78 Control de SOx No requiere

Tabla 5-5. Aspectos cuantitativos En la zona se registra una precipitación promedio de 1,942 mm y una temperatura media de 27º C. El municipio más cercano es Bolombolo a más de tres kilómetros. Existen vías secundarias pavimentadas a menos de un kilometro. No existen centros industriales ni agroindustriales en cercanías. Está en zona de bosque seco tropical, cambio de vegetación natural por pastizales para ganadería. Suelos de profundos a superficiales, limitados por factores como gavilla y cascajos. El sitio se asienta sobre depósitos aluviales del río Cauca, con algunos afloramientos de rocas volcánicas. La captación de agua desde el río Cauca es fácil pero se pueden presentar problemas de bombeo. El riesgo sísmico es moderadamente alto pero por inundación es mínimo.

5.1.6 La Guajira: Arrucayui

Se encuentra ubicado al norte del municipio de Urbilla, al sur del municipio de Puerto Bolívar (donde se embarca el carbón del Cerrerjón), en la XTabla 5-5 X se presentan algunas posibles características del proyecto estudiado.

ITEM CARACTERISTICAS Tecnología Carbón pulverizado, ultrasupercrítico sin

desulfurizador





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Ciclo de refrigeración Abierto Unidades – Capacidad (MW) 2x300 = 600 Costo Total (US$/kW) 1,651.94 Costo de Instalación Millones (US$) 991.2 Inversión en Infraestructura Miles de (US$) 5,582 Costo de Operación por Transporte ($/T) 24,007 Costo de Generación ($/kW) 54.94 Subestación de Conexión Custecitas Longitud km 140 Minas disponibles Cerrejón Norte y Centro Centro de acopio Barrancas Cantidad garantizada (T/año) 25,200,000 Tipo de carbón Bituminoso Poder Calorífico (BTU/lb) 11,700 y 12,200 Costo ($/T) 28,008 y 28,008 Costo ($/MBTU) 1,082 y 1,044


Fuente de agua para enfriamiento Agua de mar Área total requerida para la central (Ha) 224 Control de SOx No requiere

Tabla 5-6. Aspectos cuantitativos En el sitio se presenta una temperatura media de 28.8º C y un promedio de lluvias entre 125 y 250 mm. Se trata de la región más árida del país, con tierras que son constantemente barridas por fuertes vientos. No se encuentran poblaciones a menos de tres kilómetros, sin embargo, se presenta una población flotante en el puerto. Se trata de una zona del tipo matorral desértico subtropical, siendo la evapotranspiración muy alta, excediendo la disponibilidad hídrica, ocasionando una deficiencia de agua. En la zona se presentan asentamientos Wayuu – rancherías, tema de especial cuidado a la hora de tramitar la licencia ambiental. Es una zona plana formada por sedimentos marinos terciarios. La disponibilidad hídrica es limitada, agua de mar. Los materiales de construcción se pueden conseguir desde Bahía Portete. El riesgo sísmico es moderado, sin riesgo de inundación.

5.2 OTROS SITIOS EN LA REGIÓN DE CUNDINAMARCA Y BOYACÁ

A continuación se presentarán algunos sitios que, aunque no se les realizó un proceso de validación, cumplen con los criterios establecidos en desarrollo del estudio y citados en el numeral 5.1. Se debe tener en cuenta que estos sitios no fueron considerados estrictamente como los óptimos desde el punto de vista ambiental, técnico y económico. Criterios que se deben cumplir:

• Selección como mejor alternativa tecnológica la de Carbón pulverizado Ultrasupercrítico con una capacidad instalada de 150 MW.





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• Costo de generación por inversión de capital de 32.27 $/kWk, factor de planta de 0.83, tasa de retorno del 10%, recuperación de la inversión en 30 años. AOM de 10.43 $/kWh.

• Carbón con poder calorífico de 7 325 kcal/kg y precio de 18,655 $/ton.

Cada alternativa considera un costo base de generación, sin importar la localización, de 46.48 $/kWh.

5.2.1 Apulo

Presenta ventajas en cuanto a la disponibilidad y confiabilidad de agua. En este sitio no se presentan restricciones por la utilización del agua del río Bogotá, sin embargo se podría requerir tratarla. Es factible el transporte de carbón por vías del orden nacional o ferrocarril. Es una zona con vocación turística.

5.2.2 Útica

Existe disponibilidad de agua a través de la utilización del río Negro, el cual posee una cuenca de drenaje suficiente para atender la demanda. Presenta ventaja en cuanto a la posibilidad de transportar carbón a través de ferrocarril o por la vía del orden nacional que conduce a Bogotá con Manizales. La distancia de transporte de carbón es menor que a Río Seco, pero la vía Villeta – Útica debería ser adecuada.

5.2.3 Cáqueza

Presenta ventajas en cuanto a la disponibilidad y confiabilidad de agua para refrigeración pudiendo utilizar el río Cáqueza, el cual no presenta restricciones de utilización. Cuenta con una vía de acceso de tipo principal como lo es la carretera Bogotá – Villavicencio. Una posible desventaja es el transito que debe hacer el carbón desde el norte de la ciudad de Bogotá (ingreso) hasta el sur oriente (salida hacia Villavicencio). La zona presenta algunas restricciones de tipo geológico, por lo que se deberá tener especial cuidado en la selección del sitio.

5.2.4 Úmbita – Tibaná

Esta zona presenta una importancia estratégica por estar ubicada en la franja carbonífera entre Boyacá y Cundinamarca. Entre la zona de las vertientes de los ríos El Bosque, Icabuco y Garagoa, localizados entre Úmbita y Tibaná, el sitio con mayor posibilidad se encuentra en la margen izquierda del río Garagoa entre Tibaná y la desembocadura del río El Bosque al río Garagoa. A pesar que la margen del río Garagoa presenta un cañón profundo, el sitio que se referencia presenta ventajas para la instalación de los equipos y la disposición de cenizas. Existen ventajas de disponibilidad y confiabilidad de suministro de agua desde el río Garagoa. En cuanto a la parte eléctrica, se encuentra en cercanías a la línea Chivor – Paipa, la subestación más cercana es Torca a 50 km. La vía al sitio requeriría de adecuaciones o incluso de una variante por el uso de vehículos de alto nivel de carga.

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