PORTAFOLIO DE PROYECTOS DE GENERACIÓN DE ENERGÍA

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1 PORTAFOLIO DE PROYECTOS DE GENERACIÓN DE ENERGÍA BOGOTÁ D.C., MAYO DE

2 TU1UT TURESUMEN TU2UT TUESQUEMA TUUT REPUBLICA DE COLOMBIA TABLA DE CONTENIDO DE PROYECTOSUT... 7 TU1.1UT TUPROYECTOS TÉRMICOSUT... 7 TU1.2UT TUPROYECTO HIDRÁULICOS FILO DE AGUAUT... 7 TU1.UT TUPROYECTOS HIDRÁULICOS CON EMBALSEUT... 8 TU1.4UT TUSITUACIÓN ACTUALUT TU1.4.1UT TUCapacidad InstaladaUT TU1.4.2UT TUGeneración de EnergíaUT TU1.4.UT TUDemanda de Energía y PotenciaUT TU1.4.4UT TUMercado de EnergíaUT TU1.4.5UT TUSistema de Transmisión NacionalUT TU1.4.6UT TUInterconexiones InternacionalesUT TU1.5UT TUPROSPECTIVAUT... 1 TU1.5.1UT TUProyección de Demanda de Energía y PotenciaUT... 1 TU1.5.2UT TUExpansión en GeneraciónUT TU1.5.UT TURequerimientos de GeneraciónUT REGULATORIOUT TU2.1UT TUEstructura InstitucionalUT TU2.2UT TUMercado de Energía Mayorista MEMUT TU2.UT TUConfiabilidad en el Suministro de EnergíaUT TU2..1UT TUCargo por ConfiabilidadUT TU2..2UT TUObligación de Energía en Firme - OEFUT TU2.4UT TUSubasta para la asignación de OEFUT TU2.5UT TUEnergía Firme para el Cargo por Confiabilidad ENFICCUT TU2.6UT TUMecanismos Complementarios: Anillos de SeguridadUT TU2.7UT TUGarantíasUT TUESTUDIOS DE PROYECTOS DE GENERACIÓN PROPIEDAD DE LA UPMEUT 20 TU.1UT TUPROYECTO CARBOELÉCTRICO TERMOCESARUT TU.1.1UT TUAntecedentesUT TU.1.2UT TUDescripción del ProyectoUT TU.1.2.1UT TULocalizaciónUT TU.1.2.2UT TUInformación básicaut TU.1.2.UT TURecurso carboníferout TU.1.2.4UT TURecurso hídricout TU.1.UT TUAspectos AmbientalesUT TU.1.4UT TUEstado Actual del ProyectoUT... 2 TU.1.5UT TUFicha Técnica del ProyectoUT... 2 TU.1.6UT TUCosto del ProyectoUT... 2 TU.1.7UT TUPropiedad del ProyectoUT... 2 TU.2UT TUPROYECTO HIDROELÉCTRICO ANDAQUÍUT TU.2.1UT TUAntecedentesUT TU.2.2UT TUDescripción del ProyectoUT TU.2.2.1UT TULocalizaciónUT TU.2.2.2UT TUInformación básicaut TU.2.UT TUCaracterísticas TécnicasUT

3 TU.2.4UT TUAspectos AmbientalesUT TU.2.5UT TUEstado Actual de los EstudiosUT TU.2.6UT TUFicha Técnica del ProyectoUT TU.2.7UT TUPrograma de ConstrucciónUT TU.2.8UT TUPresupuesto de ConstrucciónUT TU.2.9UT TUPropiedad de los EstudiosUT TU.UT TUPROYECTOS HIDROELÉCTRICOS ENCIMADAS y cañaveralut... 0 TU..1UT TUAntecedentesUT... 0 TU..2UT TUDescripción del ProyectoUT... 0 TU..2.1UT TULocalizaciónUT... 0 TU..2.2UT TUInformación básicaut... 1 TU..UT TUCaracterísticas Técnicas de los ProyectosUT... 2 TU..4UT TUProyecto EncimadasUT... 2 TU..4.1UT TUCaracterísticas de las obrasut... 2 TU..4.2UT TUCaracterísticas de generaciónut... TU..5UT TUProyecto CañaveralUT... TU..5.1UT TUCaracterísticas de las obrasut... TU..5.2UT TUCaracterísticas de generaciónut... TU..6UT TUAspectos AmbientalesUT... 4 TU..7UT TUEstado Actual de los ProyectosUT... 4 TU..8UT TUFichas Técnicas de los ProyectosUT... 5 TU..8.1UT TUProyecto de EncimadasUT... 5 TU..8.2UT TUProyecto CañaveralUT... 6 TU..9UT TUValoración de los EstudiosUT... 9 TU..10UT TUPropiedad de los EstudiosUT... 9 TU.4UT TUPROYECTO HIDROELÉCTRICO EL NEMEUT TU.4.1UT TUAntecedentesUT TU.4.2UT TUDescripción del ProyectoUT TU.4.2.1UT TULocalizaciónUT TU.4.2.2UT TUInformación básicaut TU.4.UT TUCaracterísticas Técnicas del ProyectoUT TU.4.4UT TUEstado Actual del ProyectoUT TU.4.5UT TUFicha Técnica del ProyectoUT TU.4.6UT TUPrograma de ConstrucciónUT... 4 TU.4.7UT TUValoración de los EstudiosUT... 4 TU.4.8UT TUPropiedad de los EstudiosUT TU.5UT TUPROYECTOS HIDROELÉCTRICOS FONCE Y CABRERAUT TU.5.1UT TUAntecedentesUT TU.5.2UT TUDescripción del ProyectoUT TU.5.2.1UT TULocalizaciónUT TU.5.2.2UT TUInformación básicaut TU.5.UT TUCaracterísticas Técnicas del Proyecto FonceUT TU.5.4UT TUCaracterísticas Técnicas del Proyecto CabreraUT TU.5.5UT TUAspectos Ambientales de los Proyectos Fonce y CabreraUT TU.5.6UT TUEstado Actual de los EstudiosUT TU.5.7UT TUFicha Técnica del Proyecto FonceUT TU.5.8UT TUFicha Técnica del Proyecto CabreraUT TU.5.9UT TUProgramas de ConstrucciónUT... 52

4 ... REPUBLICA DE COLOMBIA TU.5.10UT TUPresupuesto de ConstrucciónUT... 5 TU.5.11UT TUValoración de los EstudiosUT... 5 TU.5.12UT TUPropiedad de los EstudiosUT... 5 TU.6UT TUPROYECTO HIDROELÉCTRICO SOGAMOSOUT TU.6.1UT TUAntecedentesUT TU.6.2UT TUDescripción del ProyectoUT TU.6.2.1UT TULocalizaciónUT TU.6.2.2UT TUInformación básicaut TU.6.UT TUCaracterísticas GeneralesUT TU.6.4UT TUAspectos AmbientalesUT TU.6.5UT TUEstado Actual del ProyectoUT TU.6.6UT TUFicha Técnica del ProyectoUT TU.6.7UT TUPrograma de ConstrucciónUT TU.6.8UT TUPresupuesto de ConstrucciónUT TU.6.9UT TUEvaluación Financiera del ProyectoUT TU.6.10UT TUValoración de los EstudiosUT TU.6.11UT TUPropiedad de los EstudiosUT TU.6.12UT TUPromoción del ProyectoUT TU.7UT TUPROYECTOS TERMOELÉCTRICOSUT... 6 TU.7.1UT TUAntecedentesUT... 6 TU.7.2UT TUProyecto Termoeléctrico a Gas Termo UparUT... 6 TU.7.2.1UT TUDescripción del proyectout... 6 TU.7.2.2UT TUEstudios de ingenieríaut TU.7.2.UT TUTransporte de los equiposut TU.7.2.4UT TUCaracterísticas TécnicasUT TU.7.2.5UT TUAspectos AmbientalesUT TU.7.2.6UT TUEstado Actual del ProyectoUT TU.7.2.7UT TUFicha Técnica del ProyectoUT TU.7.UT TUProyecto Termoeléctrico a Gas Termo YariguíesUT TU.7..1UT TULocalizaciónUT TU.7..2UT TUInformación básicaut TU.7..UT TUCaracterísticas técnicasut TU.7..4UT TUAspectos ambientalesut TU.7..5UT TUEstado actual del proyectout TU.7..6UT TUPropiedad de los estudiosut TU.7.4UT TUProyecto Termoeléctrico a Gas Termo LumbíUT TU.7.4.1UT TUDescripción del proyectout TU.7.4.2UT TUCaracterísticas técnicasut TU.7.4.UT TUAspectos ambientalesut TU.7.4.4UT TUEstado actual del proyectout TU.7.4.5UT TUPropiedad de los estudiosut TU.8UT TUINVENTARIO DE PROYECTOS ENTRE MWUT 78 TU.8.1UT TUAntecedentesUT TU.8.2UT TUMetodologíaUT TU.8.2.1UT TUDepartamento de AntioquiaUT TU.8.2.2UT TUDepartamento de CaldasUT TU.8.2.UT TUDepartamento de RisaraldaUT TU.8.2.4UT TUDepartamento del QuindíoUT

5 TU4UT TU5UT TUINVENTARIO... REPUBLICA DE COLOMBIA TU.8.2.5UT TUDepartamento del HuilaUT TU.8.2.6UT TUProyectos en el Departamento del TolimaUT TU.8.UT TUDescripción General de los Proyectos en Fase IIUT 85 TU.8..1UT TULocalizaciónUT TU.8..2UT TUCaracterísticas generalesut TU.8..UT TUAspectos ambientalesut TU.8..4UT TUEstado actual de los estudiosut TU.8..5UT TUPropiedad de los estudiosut TUESTUDIOS DE PROYECTOS DE GENERACIÓN DE PROPIEDAD PRIVADAUT 87 TU4.1UT TUPROYECTO HIDROELÉCTRICO PESCADERO ITUANGOUT TU4.1.1UT TULocalizaciónUT TU4.1.2UT TUCaracterísticas TécnicasUT TU UT TUPresa y obras anexasut TU UT TUCentral y conduccionesut TU4.1.2.UT TUInfraestructura y obras complementariasut TU UT TUCostos y cronograma de construcciónut DE PROYECTOS CARBOELÉCTRICOSUT TU5.1UT TUSitios SeleccionadosUT TU5.1.1UT TUNorte de Santander: GuaduasUT... 9 TU5.1.2UT TUCundinamarca Magdalena Medio: Río SecoUT... 9 TU5.1.UT TUCundinamarca Altiplano: ColmenaresUT TU5.1.4UT TUCesar: ChiriguanáUT TU5.1.5UT TUAntioquia: SinifanáUT TU5.1.6UT TULa Guajira: ArrucayuiUT TU5.2UT TUOtros Sitios en la Región de Cundinamarca y BoyacáUT TU5.2.1UT TUApuloUT TU5.2.2UT TUÚticaUT TU5.2.UT TUCáquezaUT TU5.2.4UT TUÚmbita TibanáUT

6 INTRODUCCIÓN Mediante resolución número de febrero 17 de 200, 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 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. 6

7 1 RESUMEN DE PROYECTOS A continuación se resumen las principales características de los proyectos: 1.1 PROYECTOS TÉRMICOS PROYECTO TERMOCESAR TERMOLUMBI TERMOYARIGUIES TERMOUPAR CARACTERÍSTICAS LOCALIZACIÓN: Tamalameque - Cesar RECURSO: Carbón mineral CAPACIDAD: 00 MW LOCALIZACIÓN: Mariquita - Tolima RECURSO: Gas Natural CAPACIDAD: 00 MW LOCALIZACIÓN: Barrancabermeja - Santander RECURSO: Gas Natural CAPACIDAD: 225 MW LOCALIZACIÓN: La Paz - Cesar RECURSO: Gas Natural CAPACIDAD: 225 MW 1.2 PROYECTO HIDRÁULICOS FILO DE AGUA PROYECTO CARACTERÍSTICAS ENCIMADAS LOCALIZACIÓN: Departamentos de Antioquia - CALDAS RÍO: Arma CAPACIDAD: 94 MW ENERGIA MEDIA: 548 GWh / año CAUDAL MEDIO: 12 m/s CAIDA MEDIA: 722 m CAÑAVERAL LOCALIZACIÓN: RÍO: Arma CAPACIDAD: 68 MW ENERGIA MEDIA: GWh / año CAUDAL MEDIO: 17 m/s CAIDA MEDIA: 416 m 7

8 1. PROYECTOS HIDRÁULICOS CON EMBALSE PROYECTO ANDAQUI EL NEME FONCE CABRERA SOGAMOSO CARACTERÍSTICAS LOCALIZACIÓN: Departamentos de Cauca y Putumayo RÍO: Caquetá CAPACIDAD: 665 MW ENERGIA MEDIA: 4,6 GWh / año VOLUMEN ÚTIL EMBALSE: 7 Hm CAUDAL MEDIO: m/s CAIDA MEDIA: m LOCALIZACIÓN: Departamento del Tolima RÍO: Saldaña CAPACIDAD: 512 MW ENERGIA MEDIA: 2,696 GWh / año VOLUMEN ÚTIL EMBLASE: 2,515 Mm CAUDAL MEDIO: m/s CAIDA MEDIA: 186 m LOCALIZACIÓN: Departamento de Santander RÍO: Fonce CAPACIDAD: 420 MW ENERGIA MEDIA: 2,290 GWh / año VOLUMEN ÚTIL EMBALSE: 16 Mm CAUDAL MEDIO: 81.2 m/s CAIDA MEDIA: 445 m LOCALIZACIÓN: Departamento de Santander RÍO: Suárez CAPACIDAD: 605 MW ENERGIA MEDIA: 2,700 GWh / año VOLUMEN ÚTIL EMBALSE: 142 Mm CAUDAL MEDIO: m/s CAIDA MEDIA: 125 m LOCALIZACIÓN: Departamento de Santander RÍO: Sogamoso CAPACIDAD: 1,05 MW ENERGIA MEDIA: 4,940 GWh / año VOLUMEN ÚTIL EMBALSE: 1,920 Mm CAUDAL MEDIO: m/s CAIDA MEDIA: 147 m 8

9 PROYECTO PESCADERO - ITUANGO CARACTERÍSTICAS LOCALIZACIÓN: Departamento de Antioquia RÍO: Ituango CAPACIDAD: 1,800 MW ENERGIA MEDIA: 11,000 GWh / año VOLUMEN ÚTIL EMBALSE: 275 Mm CAUDAL MEDIO: 1,00 m/s CAIDA MEDIA: 162 m 9

10 se se REPUBLICA DE COLOMBIA 1.4 SITUACIÓN ACTUAL Capacidad Instalada En la actualidad el país posee una capacidad instalada en generación de 1,406 MW, de los cuales 67. % corresponde a recursos hidráulicos, 2.5% a recursos térmicos, 0.20% a cogeneración y el restante, 0.15%, a recursos eólicos. En la XTabla 1X presenta la capacidad instalada por fuente energética. CAPACIDAD INSTALADA MW HIDRO 9,02.0 GAS NATURAL,67.8 CARBÓN COGENERADORES 25.6 EÓLICO 19.5 TOTAL 1,406.8 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 14 MW, y el grupo alemán STEAG AG es dueño de la planta de Paipa IV de una capacidad de 150 MW. También el 57.4% 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 2 MW Generación de Energía Colombia en el año 200 tuvo una generación 47,08 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 Demanda de Energía y Potencia El comportamiento de la demanda de energía en Colombia presenta una tendencia creciente la cual se ha sostenido desde En la XFigura 1X 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

11 GWh/mes Ene-0 Mar-0 May-0 Jul-0 Sep-0 Nov-0 Ene-04 Mar-04 May-04 Jul-04 Sep-04 Nov-04 Ene-05 Mar-05 May-05 Jul-05 Sep-05 Nov-05 Ene-06 Mar-06 May-06 Jul-06 Sep-06 Nov-06 Ene-07 Mar-07 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 MW Ene-0 Mar-0 May-0 Jul-0 Sep-0 Nov-0 Ene-04 Mar-04 May-04 Jul-04 Sep-04 Nov-04 Ene-05 Mar-05 May-05 Jul-05 Sep-05 Nov-05 Ene-06 Mar-06 May-06 Jul-06 Sep-06 Nov-06 Ene-07 Mar-07 Figura 2. Comportamiento de la demanda de potencia en Colombia Mercado de Energía 11

12 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 X. Estos cálculos están basados en la tasa cambiaria del último día del mes respectivo US$/MWh Jul-95 Nov-95 Mar-96 Jul-96 Nov-96 Mar-97 Jul-97 Nov-97 Mar-98 Jul-98 Nov-98 Mar-99 Jul-99 Nov-99 Mar-00 Jul-00 Nov-00 Mar-01 Jul-01 Nov-01 Mar-02 Jul-02 Nov-02 Mar-0 Jul-0 Nov-0 Mar-04 Jul-04 Nov-04 Mar-05 Jul-05 Nov-05 Mar-06 Jul-06 Nov-06 Mar-07 BOLSA CONTRATOS Figura. Precios de energía en MEM dado en dólares corrientes Sistema de Transmisión Nacional El Sistema de Transmisión Nacional STN- existente está constituido por 11,48 km de red a kv y por 2,402 km de red a 500 kv y la capacidad de transformación del STN es de 6,00 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 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 20 kv y otra con las subestaciones Tulcán Panamericana a 18 kv. 12

13 El refuerzo de la interconexión con Ecuador a nivel de 20 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 Con Venezuela, Colombia se halla interconectado a nivel de 20 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 Proyección de Demanda de Energía y Potencia A continuación se presentan las proyecciones de energía (ver XTabla 2 X) y potencia (ver XTabla X) para el período , 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 ,850 5,400 52, % 5.09% 4.10% ,002 56,17 55, % 5.46% 4.1% ,040 59,019 57, % 4.80%.80% ,950 61,678 59, % 4.50%.69% ,085 64,155 61, % 4.02%.21% ,544 66,980 6, % 4.40%.51% ,808 69,562 65, %.86%.10% ,72 72,51 67, % 4.01%.28% ,009 75,189 69, %.92%.04% ,072 78,20 71, % 4.16% Tabla 1-2. Proyección de Energía GWh.26% 1

14 MW Alto Medio Bajo % Alto Medio Bajo ,220 9,078 8, %.61% 1.80% ,715 9,55 9, % 5.2%.74% ,147 9,967 9, % 4.% 4.06% ,627 10,404 9, % 4.9%.79% ,145 10,810 10, %.90%.09% ,687 11,246 10, % 4.0%.12% ,252 11,696 10, % 4.01%.26% ,87 12,152 11, %.90%.16% ,44 12,615 11, %.81% 2.92% ,069 1,094 11, %.80% Tabla 1-. Proyección de Potencia MW 2.87% 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): PROYECTO TIPO NUMERO DE CAPACIDAD (MW) UNIDADES A Instalar Por Unidad FOC (1) FAMP (2) PROCESO ACTUAL EL MORRO GAS Mar / 07 Abr / 07 Pruebas de unidad 1. TERMOGUAJIRA GAS Ago /07 Ago /07 Ingeniería de detalle de precipitadotes. FLORES IV GAS VAPOR Nov / 09 Dic / 09 Cierre de ciclo de las turbinas a gas de Flores 2 y. TRAS. GUARINÓ () HIDRO Oct / 09 Dic / 09 Suspendidas obras AMOYÁ HIDRO Jul / 10 Jul / 10 En desarrollo TRAS. MANSO HIDRO Ago / 10 Ago / 10 En recurso de reposición licencia ambiental. EL MANSO HIDRO Ago / 10 Ene / 11 En estudio 165 Sep / 10 Sep / 10 PORCE III HIDRO Ene / 11 Ene / May / 11 May / 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 10 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, 8,70 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. 14

15 1.5. Requerimientos de Generación La necesidad de instalación de proyectos de generación para el sistema colombiano para el periodo se presentan en la XTabla 5X, 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 TOTAL ALTO 59 1,521 2,060 MEDIO 59 1,195 1,74 BAJO ,04 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 00 MW. La anterior información es el resultado de los análisis presentados en el Plan de Expansión de Referencia Generación Transmisión

16 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 Dicho documento entre otras, contiene lo establecido en la resolución CREG 071 de octubre de 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 14 de 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. 16

17 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. 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 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 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. 17

18 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. 18

19 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. 19

20 ESTUDIOS DE PROYECTOS DE GENERACIÓN PROPIEDAD DE LA UPME.1 PROYECTO CARBOELÉCTRICO TERMOCESAR.1.1 Antecedentes En 199 se efectuó la revisión del Plan de Expansión de Referencia, la cual define en forma precisa como parte de la estrategia para el período , la construcción de una planta a carbón de 00 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 00 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..1.2 Descripción del Proyecto 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 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.8 m/s 20

21 .1.2. Recurso carbonífero Figura 4. Ubicación del proyecto Termocesar En la XTabla -1X se muestra las características fisicoquímicas de los carbones de la zona que atenderían el consumo de la planta. 21

22 10.70 REPUBLICA DE COLOMBIA Elemento % peso HumedadXTabla 6X Carbono Hidrógeno 4.86 Nitrógeno 1.26 Azufre 0.58 Cloro 0.02 Oxígeno Cenizas 6.91 Poder calorífico LHV 2, kj/kg 10,127.4 BTU/lb Tabla -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 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 -2X 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 00,000 Eficiencia neta LHV, % 8. Consumo de agua ciclo, l/s 560 Consumo de carbón, t/a 89,000 Consumo carbón, t/a Tabla -2. Parámetros de desempeño del ciclo.1. Aspectos Ambientales Entre julio y diciembre de 199 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. 22

23 El DAA se entregó al Ministerio del Medio Ambiente el 1 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 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..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..1.5 Ficha Técnica del Proyecto Sitio de ubicación de la planta Capacidad de la planta Factor de potencia Consumo de carbón anual Tipo de carbón Poder calorífico del carbón Plazo de construcción Altura chimenea Sistema de enfriamiento Consumo de agua enfriamiento circuito abierto Consumo agua de enfriamiento circuito semicerrado Vida útil Tamalameque, Cesar 00 MW 0.85, estimada 800,000 t Bituminoso 11,600 BTU/lb. 6 meses 120 m Según sitio: por circuito abierto o circuito cerrado, con torre de enfriamiento m/s l/s 0 años, estimada.1.6 Costo del Proyecto El costo total del proyecto es de 77, dólares, y cifras de octubre de 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. 2

24 .2 PROYECTO HIDROELÉCTRICO ANDAQUÍ.2.1 Antecedentes En cumplimiento a la ejecución del Plan de Estudios para el período 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..2.2 Descripción del Proyecto 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 2 Departamentos de Cauca y Putumayo y su área es de aproximadamente 5,200 kmp P. 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) Información básica Cartografía Se cuenta con cartografía digitalizada en escalas 1: y 1: La cartografía en escalas 1: y 1: 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: Geología y sismología Se dispone de estos estudios para la presa y obras anexas. 24

25 Figura 5. Ubicación del proyecto Andaquí 25

26 Hidrología y sedimentos El caudal medio del Río Caquetá en el sitio de la presa, evaluado con base en registros del período de la estación de Andaquí, es de mp P/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,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 20 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..2. 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 mp P/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 4,18 mp P/s. La descarga de fondo se hará mediante un túnel independiente de 2 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 60 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 18.5 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 4,5 GWh/a y una energía firme de 2,680 GWh/a. 26

27 P P 909 P 7 REPUBLICA DE COLOMBIA 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 mp P, y un volumen útil de 227 hmp P, que se forma a lo largo del cañón del Río Caquetá..2.4 Aspectos Ambientales 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 Con esta entrega se espera cumplir con los requisitos de la autoridad competente y obtener así la Licencia Ambiental Única del proyecto..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 Ficha Técnica del Proyecto 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 / 1996 / 1997 factibilidad 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 mp P/s d. Caudal medio en el proyecto mp P/s e. Área de captación 2 kmp f. Volumen total del embalse hmp g. Cota máxima de operación del embalse msnm 490 h. Volumen útil del embalse hmp i. Cota mínima de operación del embalse msnm 460 j. Caída media neta m

28 mp P REPUBLICA DE COLOMBIA. Parámetros energéticos a. Capacidad instalada MW 665 b. Energía media GWh/a 4,6 c. Regulación de caudales % Parámetros económicos a. Costo total sin impuestos (sin Millones US$ transmisión) 5. Período de ejecución a. Preconstrucción años 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 mp P/s 586 b- Captaciones. Nº y tipo bocatoma lateral c- Conducciones. Nº y tipo túnel / pozo / tubería d. Tipo de casa de máquinas Subterránea C. EQUIPOS ELECTROMECÀNICOS PRINCIPALES 1. Turbinas Tipo, Nº Francis Vertical - - Salto nominal m Capacidad nominal por unidad MW Caudal nominal por unidad mp P/s Generadores - Tipo, Nº Sincrónico vertical - - Capacidad nominal por unidad MVA Potencia nominal por unidad MW Factor de potencia Transformadores - Tipo, Nº Monofásicos Relación del banco kv 1.2 / 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 Edificio de control a. Un piso independiente en el edificio de la 2 S/E 20 kv 28

29 E. INFRAESTRUCTURA 1. Vías de acceso a. Acceso principal al proyecto - Rehabilitación vía actual km Realce vía actual km Construcción km Puente sobre el Río Mocoa m 545 b. Acceso a obras durante construcción y operación - Construcción km c. Conexión alterna Villgarzón Puerto Limón - Rehabilitación vía actual km Realce vía actual km 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 años. El estudio contiene el programa de construcción..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 MUSD; incluyendo la conexión al STN, su costo se estima en 82,0 MUSD..2.9 Propiedad de los Estudios Los estudios correspondientes a la factibilidad en dos etapas prefactibilidad y factibilidadde la cuenca del Alto Caquetá, son de propiedad de las empresas que conformaron el Convenio Interadministrativo, ISAGEN (UPME), con 44.5%, EPSA con 0%, EMCALI con 20% e ICEL hoy IPSE con 5.5%. 29

30 . PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS ENCIMADAS Y CAÑAVERAL..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 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 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...2 Descripción del Proyecto..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 9 km, su cuenca tiene un área aproximada de 1,900 km2, con un desnivel total de,260 m. La precipitación media anual en la zona de los proyectos es del orden de,000 mm/a. La distribución de la precipitación es bimodal, caracterizada por dos temporadas de verano, 0

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 P/s en el sitio de captación del Proyecto Encimadas, y 17 mp P/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 P/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 199, 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 20 kv con las líneas entres las subestaciones de La Esmeralda - San Carlos 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 1