Presentación de PowerPoint · Unidad de Planeación Minero Energética Plan de Expansión de...

Unidad de Planeación Minero Energética

Plan de Expansión de Referencia

Generación - Transmisión 2013 - 2027Unidad de Planeación Minero Energética

TALLER SECTOR MINERO ENERGÉTICO

Grupo de Comunicaciones y Prensa – MME

Bogotá, 27 de marzo de 2014


Agenda

Introducción

Metodología general de planificación

Supuestos

Revisión de la demanda de energía y potencia

Escenarios y resultados del Plan de Generación

Plan de Transmisión

Convocatorias públicas

Análisis de alertas tempranas


Cadena de prestación del servicio

Fuente imágenes: WEB. Origen desconocido

Cadena de prestación del servicio

Generación TransmisiónUsuarios

finales

Fu

en

te:

WE

B i

nte

rac

tiva

EP

M

Distribución y

comercialización

Transmisión: Red troncal. Funciona comouna autopista. (≥ 220 kV)

Distribución: Red regional o local. Funcionacomo una avenida y/o vía urbana. (≤ 220 kV)


Responsabilidad por la prestación del servicio

La función del Estado, de las entidades territoriales y la prestación del servicio

• Abastecer la demanda de electricidad bajo criterios económicos y de viabilidad financiera

• Asegurar una operación eficiente, segura y confiable en las actividades del sector

¿Qué hace la Unidad de Planeación Minero Energética – UPME?

• Realiza la planeación integral del sector minero energético mediante evaluaciones, diagnósticos de la oferta -demanda de los recursos y elaboración de planes indicativos, como apoyo al MME y los decisores de inversión.

Entre otros planes, se encarga de las proyecciones de demanda de energía eléctrica y del Plan de Expansión de Generación y Transmisión. Se publica en la WEB

• Gestiona y administra de forma integral la información del sectores minero energético para apoyar la toma de

decisiones de los agentes públicos y privados. Es el Coordinador Sectorial de Información para el sector.

• Adelanta actividades de apoyo al MME por delegación, tales como, la realización de las convocatorias del STN,

la evaluación técnica de proyectos que aplican por recursos de los diferentes fondos de cobertura, el cálculo de

precios base para liquidación de regalías de minerales y de cupos de combustible para embarcaciones (por

delegación del Ministerio de Minas y Energía); y a otros ministerios (por delegación del MME) como la emisión de

conceptos para otorgar incentivos tributarios y recursos de regalías.


Responsabilidad por la prestación del servicio

¿Qué es el Plan de Expansión de Generación y Transmisión?

• Establece de manera indicativa los requerimientos de generación para atender la demanda estimada y evalúa elcumplimiento de los estándares de confiabilidad con los proyectos asignados por el CxC.

• Identifica deficiencias de la red y determina la expansión de redes de transmisión para garantizar la atención de la demandade energía eléctrica con la oferta de generación disponible.

• Las plantas de generación se construyen por interés e iniciativa de los agentes.

• Los proyectos de transmisión los ejecuta un inversionista seleccionado mediante convocatoria.


PROYECCIONES DE DEMANDA: ENERGÍA Y POTENCIA

Metodología de planeación de la expansión eléctrica

Análisis de Mediano y Corto

Plazo

Señales a los STR(OR)

Obras STNConvocatorias

• Energía no suministrada• Agotamiento de la red• Reducción pérdidas STN• Reducción costo operativo y

restricciones• Confiabilidad y seguridad• Costos de racionamiento

Análisis de recursos (precios y

disponibilidades)

Proyectos en construcción y

expansión definida

Escenarios

Requerimientos(adicionales al

CxC)

GENERACIÓN(indicativo)

TRANSMISIÓN(de ejecución)

Visión Largo Plazo

Expansión Cargo por

Confiabilidad(Subastas)

Diagnóstico de la red actual


• En el ejercicio de la Planificación de la Generación se tienen en cuenta los proyectos que tienen Cargo por

Confiabilidad, y aquellas expectativas que se encuentran registradas en la UPME.

• El desarrollo de los proyectos de generación está enmarcado en un mecanismo de mercado, sin embargo,

desde el punto de vista del ordenamiento del recurso, para algunos proyectos hídricos las autoridades

ambientales pueden exigir el cálculo de Potencial Hidroenergético que realiza la UPME (Decreto 2820 de

2010).

• El Plan de Expansión de Generación es indicativo; no hay ningún 'orden' o indicación previa para los

inversionistas interesados en desarrollar proyectos, diferentes a las zonas prohibidas de intervención y los

atlas futuros de potencial.

• Las autoridades competentes en materia de recursos naturales renovables deben ordenar el uso de las

cuencas, del recurso hídrico y del viento. Para el primero los POMCAS pueden ser la alternativa.

• Respecto al planeamiento de la transmisión, las obras que se definen en el Plan son de obligatoria

ejecución. En este sentido se necesita una coordinación de todos los sectores para que dichos proyectos

sean considerados en los planes de ordenamiento territorial – Planes Estratégicos de macro-cuencas,

POMCAS, POT, etc.

Metodología de planeación de la expansión eléctrica

Unidad de Planeación Minero EnergéticaSupuestos del plan de generación

• Proyecciones de demanda de energía y potencia, escenarios bajo, medio y alta de la revisión de noviembre de

2012.

• Sistema de generación colombiano.

• Índices de indisponibilidad considerados en el cálculo del Cargo por Confiabilidad de cada agente.

• Proyectos inscritos en el registro de la UPME.

• Características de plantas hidráulicas y térmicas a diciembre 2012.

• Proyecciones de precios de gas natural, combustibles líquidos y carbón mineral en dólares constantes de

diciembre de 2012.

• Mínimos operativos vigentes a diciembre de 2012.

• No se consideran limitaciones en el suministro de gas natural.

• Costos indicativos de generación, así como costos fijos y variables determinados por la UPME.

• Se utilizan 100 series sintéticas de caudales generadas con el modelo ARP, lo anterior a partir de datos

históricos del periodo 1937 - 2012. Esta hidrología contiene los períodos secos de los horizontes 1991-

1992,1997-1998 y 2009 - 2010.


Se presenta la proyección de demanda de energía, la demanda objetivo CREG, la Energía en Firme de

las plantas existentes y las obligaciones de las centrales nuevas resultado de las subastas del cargo por

confiabilidad (no se considera la segunda etapa del proyecto Ituango).

Teniendo en cuenta lo anterior, se debería programar una nueva subasta para el año 2015 - 2016,

teniendo en cuenta que 5 años es el periodo requerido para poner en ervicio las obras de

conexión y que las mismas pueden implicar activos de uso.

Demanda de energía – Revisión del Plan

30,000

35,000

40,000

45,000

50,000

55,000

60,000

65,000

70,000

75,000

80,000

85,000

90,000

95,000

100,000

105,000

110,000

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

GW

h

ENFICC ANUAL (GWh) Esc Alto Esc. Medio Esc Bajo Demanda objetivo CREG

La Demanda en el escenario alto es superior a la Energía en Firme


8,5009,500

10,50011,50012,50013,50014,50015,50016,50017,50018,50019,50020,50021,500

dic

.-1

2ju

n.-

13

dic

.-1

3ju

n.-

14

dic

.-1

4ju

n.-

15

dic

.-15

jun.-

16

dic

.-1

6ju

n.-

17

dic

.-1

7ju

n.-

18

dic

.-1

8ju

n.-

19

dic

.-19

jun.-

20

dic

.-2

0ju

n.-

21

dic

.-2

1ju

n.-

22

dic

.-2

2ju

n.-

23

dic

.-2

3ju

n.-

24

dic

.-2

4ju

n.-

25

dic

.-2

5ju

n.-

26

dic

.-2

6

MW

CAPACIDAD INSTALADA CAPACIDAD DISPONIBLEDEMANDA ALTA DEMANDA MEDIADEMANDA BAJA

Se tienen en cuenta los proyectos que están en construcción asociados al Cargo por Confiabilidad,

la segunda etapa de Ituango y los índices de indisponibilidad de las plantas existentes.

Demanda de potencia – Revisión del Plan


Escenarios de corto plazo

Escenarios de Demanda Alta, Media y Baja

Precios combustible referencia

Recursos Convencionales (Agua, Gas, Carbón)

Proyectos existentes y en construcción

Sin Interconexiones Internacionales

Escenario de Demanda Alta, Media y Baja


Recursos Convencionales (Agua , Gas, Carbón)

Atrasos de proyectos


Escenario de Demanda Alta


Recursos Convencionales (Agua, Gas, Carbón)

No entrada de proyectos y retraso de otros


Escenario Base

Retraso proyectos CXC

Retrasos y no entrada

proyectos CXC


Escenarios de largo plazo

Escenarios de Demanda Alta, Media y Baja


Sin restricciones en el suministro de combustibles

Recursos Convencionales (Agua, Gas, Carbón, Líquidos y Cogeneración)

y no Convencionales (Eólico, Geotermia, Cogeneración)

Sin Interconexiones internacionales

Escenario de Demanda Alta


Interconexiones con Ecuador y Centroamérica

Recursos Convencionales (Agua, Gas, Carbón, Líquidos y Cogeneración)

Sensibilidad recursos no convencionales

Escenarios de Demanda Alta


Recursos No Convencionales (Eólica vs. Agua, Gas, Carbón)

Sin Interconexiones internacionales

Escenario de demanda Alta

Metas actualizadas del PROURE a 2017 y 2020


Sin interconexiones

Recursos convencionales

Escenarios BaseLargo Plazo

Interconexiones

Internacionales

FNCE

(Eólico)

URE


Expansión en Generación

ALTERNATIVA 4 - Escenario Base de Largo Plazo

Expansión por tipo de combustible

Fuente: UPMEFuente: UPME

Bajo estos supuestos, el sistema requiere la instalación progresiva de 3,100 MW adicionales a los

establecidos por el Cargo, con el objetivo de cumplir con los indicadores de confiabilidad.

El primer refuerzo se requeriría a partir del año 2021.

Hidroelectricidad Carbón Cogeneración

Combustibles

líquidos

(sustituto)

[MW] [MW] [MW] [MW]

2013 157.9 164 201.6

2014 1,239.90 14

2015 165.1 410

2016

2017 88.3

2018 951.8

2019 600

2020

2021 600

2022 600 300

2023

2024

2025 1,100

2026

2027

Subtotal

[MW]5,414.70 874 14 289.9

Total [MW]

250

500

7,092.60

250

Año

Tecnología

Gas

[MW]

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

20

27

MW

Combustibles líquidos (sustituto) CogeneraciónCarbón GasHidroelectricidad


ALTERNATIVA 4B - Escenario Alternativo de Largo Plazo

Expansión en GeneraciónExpansión por tipo de combustible

Fuente: UPME Fuente: UPME

Bajo estos supuestos, el sistema requiere la instalación progresiva de 3,340 MW adicionales a los establecidos

por el Cargo, con el objetivo de cumplir con los indicadores de confiabilidad.

El primer refuerzo se requeriría a partir del año 2021.

2013 157.9 164 201.6

2014 1,239.90 14

2015 165.1 410 140

2016

2017 88.3

2018 951.8

2019 600

2020 100

2021 600 100 50

2022 600 250 50

2023 100

2024

2025 1,100 250

2026

2027

Subtotal

[MW]5,414.70 500 574 154 300 100 289.9

Total [MW] 7,332.60

CarbónCombustibles

LíquidosEólica Geotérmica

Año

Capacidad por Tecnología (MW)

Hidroeléctrica Gas Cogeneración

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

20

27

MW

Hidroeléctrica Gas Carbón

Cogeneración Eólica Geotérmica

Combustibles Líquidos


COMPARACIÓN ALTERNATIVA 4 y 4B

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

70.00

80.00

90.00

01/2

01

3

07/2

01

3

01/2

01

4

07/2

01

4

01/2

01

5

07/2

01

5

01/2

01

6

07/2

01

6

01/2

01

7

07/2

01

7

01/2

01

8

07/2

01

8

01/2

01

9

07/2

01

9

01/2

02

0

07/2

02

0

01/2

02

1

07/2

02

1

01/2

02

2

07/2

02

2

01/2

02

3

07/2

02

3

01/2

02

4

07/2

02

4

01/2

02

5

07/2

02

5

01/2

02

6

07/2

02

6

01/2

02

7

07/2

02

7

US

$/M

Wh

Alt. 4B - Dem. Alta Alt. 4B - Dem. Media Alt. 4B - Dem. Baja

Alt. 4 - Dem. Alta Alt. 4 - Dem. Media Alt. 4 - Dem. Baja

Entre las alternativas 4B y 4 existe una diferencia de capacidad instalada de 240 MW, sin embargo, para los tres escenarios de

demanda estudiados se observa un menor costo marginal con la opción 4B. Los ahorros promedios son de 3.37, 6.87 y 6.88

US$/MWh, en demanda alta, media y baja, respectivamente.


COMPLEMENTARIEDAD – Recurso Eólico e Hidroelectricidad

0.0

0.3

0.6

0.9

1.2

1.5

1.8

2.1

2.4

2.7

3.0

3.3

0 5 10 15 20 25 30 35

Po

ten

cia

[M

W]

Velocidad viento [m/s]

Aerogenerador de 1.3 MW [MW] Aerogenerador de 3 MW [MW]

120 metros de altura al eje del rotor

60 metros de altura al eje del rotor

Inicio

Datos de entrada

Información 2001 -2009

Medición de vientos de la

región Guajira (a 10 mts)

Caudales turbinados de las

plantas Guatapé, Guavio y

Chivor

Cálculo de velocidad de

vientos a diferentes alturas,

según tecnología de

aerogenerador

Cálculo de la energía

generada por parque eólico

virtual, según tecnología de

aerogenerador y capacidad

instalada

Cálculo de caudal medio

equivalente de las plantas

Guatapé, Guavio y Chivor,

para generar la energía

eólica del parque virtual

Normalización de caudales

medios equivalentes

Normalización de caudales

turbinados por Guatapé,

Guavio y Chivor

Cálculo del índice de

complementariedad

Selección del análogo

equivalente del recurso eólico

de la Guajira

0

100

200

300

400

500

600

700

800

ene

.-2

2

abr.

-22

jul.-2

2

oct.-2

2

ene

.-2

3

abr.

-23

jul.-2

3

oct.-2

3

ene

.-2

4

abr.

-24

jul.-2

4

oct.-2

4

ene

.-2

5

(GW

h)

Guavio Total Eolicas


IMPLEMENTACIÓN DE LAS METAS DE AHORRO DEL PROURE

Proyección de Demanda con implementación de las metas de ahorro del PROURE

60,000

62,500

65,000

67,500

70,000

72,500

75,000

77,500

80,000

82,500

201

3

201

4

201

5

201

6

201

7

201

8

201

9

202

0

202

1

Dem

anda (

GW

h-a

ño)

URE a 2017 URE a 2020 Demanda Media Demanda Baja


Interconexiones Internacionales:

Flujo Anual de Energía

-200

200

600

1,000

1,400

1,800

2,200

2,600

3,000

3,400

3,800

4,200

4,600

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

(GW

h)

Col. - Ecu. Col. - Cen. Ame. Neto

• Exportación agregada de electricidad

durante todos los periodos.

• El máximo valor de exportaciones netas

se ubica alrededor de 4350 GWh

durante el año 2026. Este valor

representa cerca del 4,5% de la

demanda proyectada para ese mismo

año.

• Se observa una caída del flujo neto de

energía entre los años 2016 y 2018 la

cual se puede asociar con la entrada en

operación de los proyectos

hidroeléctricos en Ecuador


Agenda

Introducción

Metodología general de planificación

Supuestos

Revisión de la demanda de energía y potencia

Escenarios y resultados del Plan de Generación

Plan de Transmisión

Convocatorias públicas

Análisis de alertas tempranas

Unidad de Planeación Minero EnergéticaAgenda

PROYECTO CONVOCATORIA TRANSMISOROFERTA

Millones

US$

NUEVA ESPERANZA

500/230 kV UPME 01-2008 EPM $ 20.23

SOGAMOSO 500/230 kVUPME 04-2009 ISA $ 38.60

ARMENIA 230 kVUPME 02-2009 EEB $ 10.43

QUIMBO 230 kVUPME 05-2009 EEB $ 89.23

CHIVOR II, NORTE,

BACATÁ 230 kVUPME 03-2010 EEB $ 44.84

Inversión en ejecución $ 209.79

Fechas previstas:

Nueva Esperanza: dic/2015

Sogamoso: may/2014

Armenia: abr/2014

Quimbo: ago/2014-may/2015

Chivor-Norte-Bacatá: oct/2015

Proyectos en ejecución

Planes 2008 – 2022, 2009 – 2023 y

2010 – 2024


Bello-Guayabal-Ancon

Evacuación generación, nuevo

punto de inyección en Antioquia

Fecha Entrada: Nov/2016

Chinú-Monteria-Uraba

Asegura suministro y elimina

restricciones

Fecha Entrada: 30/nov/2016

Circuito Cartagena -Bolivar

Eliminación restricciones de

generación

Fecha Entrada: 30/nov/2016

• Bello-Guayabal-Ancón

• Bolívar - Cartagena

• Caracolí

• Chinú-Montería- Urabá

Caracolí

Reducción restricciones Atlantico y

aseguramiento de suministro

Fecha Entrada: 30/Nov/2016

Proyectos en convocatoria

Plan 2012 – 2025


S/E LA LOMA 500 kV

Conexión nueva demanda y nuevo

punto de inyección en Cesar

Fecha Entrada: Ago/2016

S/E TULUNI 230 kV - AMBEIMA

Evacuación generación, nuevo

punto de inyección en Tolima -

Huila

Fecha Entrada: Ago/2016

PROYECTO ITUANGO

Conexión Ituango

Fecha Entrada: 30/Jun/2018

REFUERZO COSTA CARIBE

Reducción restricciones Costa

Caribe

Fecha Entrada: 30/Sep/2018

REFUERZO SUROCCIDENTAL

Reducción de restricciones


REFUERZO PORCE III 500 kV

Eliminación restricciones de

generación

Fecha Entrada: 30/Jun/2018

COMP. DINAMICA ORIENTAL

Mejora condiciones de

seguridad área Oriental

Fecha Entrada: 2014 SVC y

2015 STATCOM

1° REFUERZO ORIENTAL


confiabilidad área Oriental


2° REFUERZO ORIENTAL


confiabilidad área Oriental


Ampliación:

• SVC Tunal

• STATCOM Bacatá

Convocatoria:

• Transformador Copey

• S/E la Loma

• Refuerzo Costa Caribe

• Refuerzo Porce III

• Conexión Ituango

• Refuerzo Suroccidental

• Tuluní

• Primer Refuerzo Oriental

• Segundo Refuerzo Oriental

• Rio Córdoba

• Mejora Conectividad

Reforma

2do TRF COPEY

Reducción restricciones GCM

Fecha Entrada: 30/Nov/2015

Plan de Expansión de Transmisión 2013 - 2027


0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

01

/12

/20

14

01

/03

/20

15

01

/06

/20

15

01

/09

/20

15

01

/12

/20

15

01

/03

/20

16

01

/06

/20

16

01

/09

/20

16

01

/12

/20

16

01

/03

/20

17

01

/06

/20

17

01

/09

/20

17

01

/12

/20

17

01

/03

/20

18

01

/06

/20

18

01

/09

/20

18

01

/12

/20

18

01

/03

/20

19

01

/06

/20

19

01

/09

/20

19

01

/12

/20

19

01

/03

/20

20

01

/06

/20

20

01

/09

/20

20

01

/12

/20

20

01

/03

/20

21

01

/06

/20

21

01

/09

/20

21

01

/12

/20

21

01

/03

/20

22

01

/06

/20

22

01

/09

/20

22

01

/12

/20

22

01

/03

/20

23

01

/06

/20

23

01

/09

/20

23

01

/12

/20

23

01

/03

/20

24

01

/06

/20

24

01

/09

/20

24

01

/12

/20

24

01

/03

/20

25

01

/06

/20

25

01

/09

/20

25

01

/12

/20

25

$//K

Wh

Incremento tarifario de la componente de Transmisión Vs Costo de no ejecución de la Expansión. Escenario bajo del crecimiento de la demanda

Compensación estática en el área Oriental (Bogotá y Meta) Compensación dinámica (SVC y STATCOM)Primer refuerzo de red área Oriental (Sogamoso - Norte - Nueva Espeanza 500 kV) Segundo refuerzo de red área Orienta (Virginia - Nueva Esperanza 500 kV)Conexión ituango Refuerzo de red área CaribeRefuezo de red área Suroccidental Reconfiguración de la línea Ocaña - Copey 500 kV en el corredor Ocaña - La Loma - Copey.Reconfiguración Ituango - Sogamoso 500 kV en el corredor Ituango - Porce III - Sogamoso. Conexión del proyecto Ambeima 40 MW Beneficios Totalizados Beneficios expansión área OrientalBeneficios expansión área Caribe Beneficios expansión conexión de ItuangoBeneficios expansión área Suroccidental Beneficios por atención de nueva demanda (Conexión Drummond)Beneficios por reducción de restricciones asociadas a la limitación de Porce III (EDAC) Beneficios energéticos del cargo por confiabilidad de los proyectos Ambiema y Amoyá

Plan de Expansión de Transmisión 2013 - 2027


CronogramaConvocatorias Públicas

PROYECTOS e f m a m j j a s o n d e a s o n d e a s o n d e a s o n d e a s o n d e a s o n d e a s o n d

1Segundo transformador 500/230

kV en Copey 23

2 Bolívar - Cartagena 230 kV 34

3 Tuluní 230 kV en Tolima 28

4 Suria 230 kV 31

5Flores - Caracolí - Sabanalarga

230 kV 31

6 Chinú - Montería - Urabá 230 kV 31

7Bello - Guayabal - Ancón Sur 230

kV 31

8 La Loma 500 kV en Cesar 30

9

1° Refuerzo 500 kV Oriental:

Sogamoso - Norte - Nueva

Esperanza 43

10

Conexión Hidro Ituango: dos

líneas a Cerro, una línea a

Sogamoso entrando a Porce III y

una línea a Medellín

11Refuerzo 500 kV a Costa

Atlántica: Cerro – Chinú – Copey 51

12

Refuerzo a 500 kV Suroccidente:

línea Medellín – La Virginia –

Alférez – San Marcos 51

13 Río Córdoba 230 kV 30

142° Refuerzo 500 kV Oriental: La

Virginia - Nueva Esperanza 63

15Interconectividad Reforma 230

kV 18

16 Porvenir

2019 20202014 2015 2016 2017 2018

Plan Expansión

Elaboración DSI

Convocatoria

Ejecución


i. Segunda línea Bolívar – Cartagena 220 kV (en proceso de adjudicación)

ii. Segundo transformador Copey 500/220 kV (adjudicada)

iii. Suria 230 kV (publicados los pre-términos)

iv. Flores – Caracolí – Sabanalarga 220 kV (publicados los pre-términos)

v. Chinú – Montería – Urabá 220 kV (publicados los pre-términos)

vi. Bello – Guayabal – Ancón 230 kV (en proceso de adjudicación)

vii. Tuluní 230 kV (publicados los pre-términos)

viii. La Loma 500 kV

ix. Sogamoso – Norte – Nueva Esperanza a 500 kV (en proceso de selección)

x. Ituango 500 kV: Dos líneas a Cerro; línea a Porce III y Sogamoso; y línea a Medellín

xi. Cerro – Chinú – Copey 500 kV

xii. Medellín – La Virginia – Alférez – San Marcos 500 kV

xiii. Río Córdoba 220 kV

Proyectos


i. Segunda línea Bolívar – Cartagena 220 kV

ii. Segundo transformador Copey 500/220 kV

iii. Suria 230 kV

iv. Flores – Caracolí – Sabanalarga 220 kV

v. Chinú – Montería – Urabá 220 kV

vi. Bello – Guayabal – Ancón 230 kV

vii. Tuluní 230 kV

viii. La Loma 500 kV

ix. Sogamoso – Norte – Nueva Esperanza a 500 kV

x. Ituango 500 kV: Dos líneas a Cerro; línea a Porce III y Sogamoso; y línea a Medellín

xi. Cerro – Chinú – Copey 500 kV

xii. Medellín – La Virginia – Alférez – San Marcos 500 kV

xiii. Río Córdoba 220 kV

Proyectos


Ubicación general (línea azul)

Segunda línea Bolívar - Cartagena 220 kV

Alcance de la convocatoria:

i. Línea de transmisión 220 kV de 25 km apx. entre las subestacionesBolívar (municipio de Santa Rosa) y Cartagena (sector Mamonal)

ii. Una bahía de línea doble barra en Bolívar

iii. Una bahía de línea interruptor y medio en Cartagena

Fecha de entrada en operación (FEO): 30/nov/2016

Especificaciones:

• Permite tecnologías convencional, GIS o híbrida

• La ruta de la línea la define el inversionista

• La línea podrá ser aérea o parcialmente aérea y subterránea

• Capacidad de la línea ≥1000 amperios

• Capacidad de corto circuito no inferior a 40 kA

Para mayores detalles ver:

Anexo 1 de los DSI

Análisis área de influencia y alertas tempranas

Unidad de Planeación Minero EnergéticaSegunda línea Bolívar - Cartagena 220 kV

Municipios en el área de influencia: • Cartagena, Santa Rosa y Turbaco en el Departamento de Bolívar

• No se registran áreas protegidas en el área de influencia

• Comunidades: Palenqueros

Investigación primaria (identificación)


Polígono de Análisis


Corporaciones Regionales Autónomas – CRA

Corporación Regional Autónoma: autoridad ambiental regional.

En este caso EPA y CARDIQUE.

Cartagena, Santa Rosa y Turbaco en el Departamento de Bolívar


Expansión Urbana de Cartagena de Indias Coberturas

En gris: zonas urbanas existentes

En azul (medio): zonas de expansión urbana

Se pueden apreciar: zonas urbanizadas, pastos, áreas

agrícolas heterogéneas, bosques naturales, plantación

forestal, vegetación secundaria o en transición y lagunas

costeras.


Zonificación Ambiental del Medio Físico


Zonificación Ambiental del Medio Biótico

Alto, mediano y bajo grado de sensibilidad Muy alto, alto, mediano y bajo grado de sensibilidad


Zonificación del Medio Socioeconómico


Muy alto y bajo grado de sensibilidad

Cuerpos de Agua


Bosques Secos Tropicales Mapa de Sensibilidad Ambiental Consolidado

Se debe valorar la compensación por pérdida de biodiversidad. Se clasifican las áreas según la sensibilidad consolidada.

Se proponen tres (3) opciones rutas.

Se observa un tramo común en zona urbana con implicaciones

sobre el uso del suelo.


Posibles Rutas


Esquema Inicial

En rojo, azul y amarillo se traza la línea a la subestación El

Bosque 220 kV, puesta en operación en may/2013, de la cual se

pueden tomar algunas experiencias.

Resultado final.


¡GRACIAS!

www.upme.gov.co

Alberto Rodríguez, Marco Antonio Caro, Antonio Jiménez, Javier Martínez

y todo el equipo de la Subdirección de Energía Eléctrica

http://www.upme.gov.co/

Presentación de PowerPoint · Unidad de Planeación Minero Energética Plan de Expansión de...

Documents

Transcript of Presentación de PowerPoint · Unidad de Planeación Minero Energética Plan de Expansión de...