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ENCUENTRO DE PROMOCIÓN
OBRAS DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN REGIONAL
Costa Caribe colombiana
Barranquilla, 24 de julio de 2015. Invitación abierta.
Agenda
1.
Marco institucional y normativo
2.
Convocatorias públicas: mecanismo de respaldo para el STR
3.
Proyectos adjudicados STN + STR
4.
Proyectos por adjudicar
5.
Conclusiones
Agenda
1.
Marco institucional y normativo
2.
Convocatorias públicas: mecanismo de respaldo para el STR
3.
Proyectos adjudicados STN + STR
4.
Proyectos por adjudicar
5.
Conclusiones
Marco Institucional
Dirección y políticas
Planeación
Regulación
Vigilancia
Unidad de
Planeación Minero
Energética
Comisión de
Regulación de
Energía y Gas
Superintendencia
de Servicios
Públicos
Domiciliarios
Comité Asesor de
Planeamiento de la
Transmisión
Operación del
SIN
Centro Nacional de
Despacho y
Liquidador
Consejo Nacional
de Operación
Marco normativo
Función del Estado
Ley 142/94
Funciones de la UPME
Ley 143/94
• Abastecer la demanda bajo criterios
económicos y de viabilidad financiera
• Asegurar una operación eficiente, segura y
confiable
• Proyecciones del consumo de electricidad
• Elaborar el Plan de Expansión: definir los
proyectos
¿Cómo se definen los proyectos?
Transmisión: red troncal
Distribución y
comercialización
Usuarios
finales
Fuente: WEB
interactiva EPM
Generación
1.
Identificar necesidades: aumento de demanda, agotamiento de la red, congestión (sobrecostos)
2.
Análisis de alternativas técnicas
3.
Evaluación Beneficio / Costo = Valoración de necesidades / $ de inversión
4.
Definición de las obras
La tarifa
Costo Unitario [$/kWh] = G + T + D + C + PR + R
G: Costo de la generación
T: Costo de la transmisión (220 y 500 kV)
D: Costo de la distribución
C: Costo de la comercialización
PR: Pérdidas reconocidas
R: Restricciones. Es variable, depende del estado de la red y su disponibilidad
Necesidades
Aumento de demanda, falta
de expansión o atraso de
proyectos
Opciones
Consecuencias
i)
Generación
obligada
por seguridad o
i)
Sobrecostos que se
trasladan a la tarifa o
ii)
Cortes / Racionamiento
ii)
Costos de racionamiento
ASPECTOS REGULATORIOS
(presentación CREG)
Agenda
1.
Marco institucional y normativo
2.
Convocatorias públicas: mecanismo de respaldo para el STR
3.
Proyectos adjudicados STN + STR
4.
Proyectos por adjudicar
5.
Conclusiones
¿En qué etapa estamos?
Fase 1
Planeamiento
Responsables: UPME y agentes
Plan de Expansión: se definen los proyectos
Fase 2
Responsables: UPME, solicitantes, propietarios, autoridades
Estructuración de la convocatoria
Elaboración de pliegos, especificaciones y alertas tempranas
Fase 3
Responsables: UPME e inversionistas
Proceso de selección
Selección de inversionista e interventor
Fase 4
Ejecución del proyecto
Responsables: Inversionista y autoridades
Diseños, rutas, licencias, permisos, servidumbres, construcción
La UPME no define las rutas
¿Qué son las convocatorias públicas?
Mecanismo para definir el inversionista. En el STR es alternativo
La inversión es del agente
Oferta lo que espera recibir los primeros 25 años
Adjudica: menor oferta
Convocatorias Públicas
Res. CREG 0024/2013
Obligación: poner la obra en una fecha específica. Garantía
Diseños, suministros, licencia, construcción y operación
Los pliegos no definen condiciones ambientales ni rutas
Interventoría
Estructura y selecciona la UPME
Convocatorias STR
Costa Caribe
En jun/2014
Res. Minminas 90604
Convocatorias
Proyectos Urgentes
En abr/2015
El Operador renuncia
a algunos proyectos
En abr/2015
Se adjudica primer
proyecto STR Costa
Entre may-jun/15
Iniciaron 4
convocatorias STR
para Costa
En jul/2015
Se adjudicó segundo
proyecto
Entre jul y ago otros
3 proyectos
Convocatorias regulares vs urgentes
Días calendario
Agenda
1.
Marco institucional y normativo
2.
Convocatorias públicas: mecanismo de respaldo para el STR
3.
Proyectos adjudicados STN + STR
4.
Proyectos por adjudicar
5.
Conclusiones
Proyectos adjudicados para la Costa Caribe
Proyectos
Ubicación
Ejecutor
Oferta
MUS$
nov-15
nov-16
ISA
EEB
12,86
94,24
nov-16
nov-16
nov-16
ISA
ISA
EEB
ago-18
ISA
sep-18
nov-16
nov-16
ISA
EEB
ISA
Puesta en
servicio
Estado
STN
2° transformador Copey 500/230 kV
Bolívar – Cartagena
Chinú – Montería – Urabá
Flores – Caracolí – Sabanalarga
Río Córdoba STN
Ituango
Cesar
Bolívar
Córdoba, Sucre y
Urabá Antioqueño
Atlántico
Magdalena
Antioquia, Córdoba,
Santander
Refuerzo Costa: Cerromatoso – Chinú
Costa Caribe
– Copey
Cesar
La Loma
Cesar
Valledupar STN
70,88
61,28
14,74
344,61
114,77
En construcción. Por finalizar
Estudio de impacto ambiental
Estudio de impacto ambiental
Estudio de impacto ambiental
En Diagnóstico Ambiental de Alternativas
En Diagnóstico Ambiental de Alternativas
34,22
5,13
En Diagnóstico Ambiental de Alternativas
En Diagnóstico Ambiental de Alternativas
Diseños y estudios previos
4,75
En Diagnóstico Ambiental de Alternativas
STR
Río Córdoba STR
Ampliación Cuestecitas,
compensaciones Riohacha y Maicao
Magdalena
nov-16
EEB
La Guajira
nov-16
EPSA
11,55
Diseños y estudios previos
Agenda
1.
Marco institucional y normativo
2.
Convocatorias públicas: mecanismo de respaldo para el STR
3.
Proyectos adjudicados
4.
Proyectos por adjudicar
5.
Conclusiones
Proyectos por adjudicar para la Costa Caribe
Sistema de Transmisión Regional:
Procesos abiertos:
•
Valledupar STR: Se adjudica el 27/jul/2015
•
Nueva Montería: Se adjudica el 28/jul/2015
•
Compensadores en El Carmen, el Banco y Montería: Se
adjudican el 5/ago/2015
En estructuración:
•
Atlántico: 4 grupos de obras
•
Bolívar: 3 grupos de obras
•
Cesar: 1 proyecto
•
Córdoba: 1 proyecto
Sistema de Transmisión Nacional:
•
•
Línea Copey – Cuestecitas 500 kV
Línea Copey – Fundación 220 kV
Proyectos Atlántico
En estructuración
Atlántico 4
(amarillo)
Atlántico 1
(verde)
Atlántico 2
(azul)
Atlántico 3
(morado)
Atlántico 1
En estructuración
Atlántico 1:
Nuevo circuito a 110 kV Termoflores – Centro
A futuro se conecta la nueva subestación Estadio 110 kV
Descongestiona las redes y permite atender demanda
Fuente: Informe de interventoría,
Proyecto Alférez
Atlántico 1
En estructuración
Implicaciones:
• Nueva línea Termoflores –Centro a 110 kV de 11 km aproximadamente.
• Para esta línea se cuenta con ductos existentes.
• Para la futura subestación Estadio se requiere definir o prever el sitio de ubicación. Implica subestación encapsulada que ocupa la
mitad del espacio pero vale el doble (no habría otra opción de tecnología)
Termoflores y
Centro
A futuro Estadio
Posible ubicación
subestación
Estadio
Fuente: GOOGLE EARTH PRO ®
Atlántico 2
En estructuración
Atlántico 2:
Ejecutar obras de conexión y desconexión en la subestación Oasis 110 kV para unir
los circuitos Termoflores – Oasis y Oasis – Río en Termoflores – Río 110 kV
Nuevo circuito Termoflores – Oasis 110 kV; Tebsa nueva subestación Magdalena a
110 kV junto a la existente a 34.5 kV
Segunda línea Unión 110 kV, nueva línea Unión – Magdalena 110 kV y nueva línea
Magdalena – El Río 110 kV.
Instalar un tercer transformador 220/110 kV de 100 MVA en la subestación Tebsa
Fuente: Informe de interventoría,
Proyecto Alférez
Adecuación barra 110 kV en Tebsa
Atlántico 2
En estructuración
Implicaciones:
• Se debe definir el sitio para la Subestación Magdalena que hace parte de este proyecto. Implica subestación encapsulada que ocupa la
mitad del espacio pero vale el doble (no habría otra opción de tecnología)
• Ruta urbana de las líneas Unión – Magdalena 110 kV y Magdalena – El Río 110 kV y segunda Tebsa – Unión 110 kV.
• Las obras en la subestación Tebsa son internas.
Subestaciones a
intervenir Termoflores,
Oasis, El Rio, Unión y la
futura SE Magdalena
Posible ubicación
futura subestación
Magdalena
Fuente: GOOGLE EARTH PRO ®
Atlántico 3 (Caracolí)
En estructuración
Atlántico 3:
Nueva subestación Caracolí 110 kV con dos transformadores 220/110 kV de 150 MVA.
Doble circuito desde Caracolí 110 kV hasta interceptar los circuitos Silencio –
Cordialidad y Silencio Veinte de Julio y conformar así un doble circuito Caracolí –
Silencio 110 kV. El extremo que queda abierto del circuito Silencio – Veinte de Julio se
conecta en Cordialidad configurando Cordialidad – Veinte de Julio, la conexión en
Cordialidad se hará a través de la bahía que se libera del circuito intervenido Silencio –
Cordialidad.
Eliminar la T de Veinte de Julio desconectándola del circuito que proviene de Tebsa.
Fuente: Informe de interventoría,
Proyecto Alférez
Doble circuito desde Caracolí 110 kV hasta interceptar el circuito resultante Cordialidad
– Veinte de Julio para configurar Caracolí – Cordialidad y Caracolí – Veinte de Julio.
Ejecutar obras de conexión y desconexión en la Subestación Veinte de Julio 110 kV
para unir los circuitos Caracolí – Veinte de Julio y Veinte de Julio – Malambo,
conformando Caracolí - Malambo 110 kV.
Construir un nuevo circuito Caracolí – Malambo a 110 kV.
Atlántico 3 (Caracolí)
En estructuración
Nota:
El proyecto Subestación Caracolí 220 kV y la línea Termoflores – Caracolí – Sabanalarga se adjudicó en sep/2014 a ISA (Intercolombia).
La ANLA ya le aprobó el DAA y se tiene definido el sitio de la subestación, la cual será encapsulada.
Implicaciones:
•
•
•
•
Rutas suburbanas de las dos líneas doble circuito desde Caracolí hasta interceptar Silencio – Cordialidad y Silencio Veinte de Julio.
Ruta suburbana de la línea doble circuito desde Caracolí hasta interceptar el circuito resultante Cordialidad – Veinte de Julio.
Ruta suburbana de la nueva línea Caracolí – Malambo a 110 kV.
Obras en zona urbana de conexión y desconexión en la Subestación Veinte de Julio 110 kV (T) para unir los circuitos Caracolí – Veinte
de Julio y Veinte de Julio – Malambo, conformando Caracolí - Malambo 110 kV. (Aéreas).
Subestaciones a
intervenir 20 de julio,
Malambo y la futura SE
Caracolí
Lote subestación
Caracolí
(Soledad)
Fuente: GOOGLE EARTH PRO ®
Atlántico 4
En estructuración
Atlántico 4:
Nueva subestación Norte 110 kV
Doble circuito Norte – Nueva Barranquilla 110 kV de 4 km aproximadamente
Segundo transformador 220/110/13.8 kV de 100 MVA en Nueva Barranquilla
Fuente: Informe de interventoría,
Proyecto Alférez
Atlántico 4 - Subestación Norte
Implicaciones:
• Se debe definir el sitio para la Subestación Norte que hace parte de este proyecto. Zona de barrios estrato alto. Subestación
encapsulada para evitar impactos visuales (las S/E encapsuladas ocupan la mitad del espacio pero valen el doble)
• Ruta de la nueva línea doble circuito a 110 kV desde la futura subestación Norte hasta la subestación Nueva Barranquilla.
• Las obras en la subestación Nueva Barranquilla son internas.
Subestaciones a
intervenir futura SE
Norte y SE Nueva
Barranquilla
Sector de ubicación
futura SE Norte
Fuente: GOOGLE EARTH PRO ®
Bolívar
En estructuración
Bolívar 2
(blanco)
Bolívar 1
(azul)
Bolívar 3
(amarillo)
Bolívar 1
En estructuración
Bolívar 1:
Segundo transformador 220/66 kV en la
subestación El Bosque, en Cartagena
Obras internas
Bolívar 1
(azul)
Bolívar 2
En estructuración
Bolívar 2:
Nueva subestación La Marina 66 kV
Línea Bosque – La Marina 66 kV
Doble circuito desde subestación La Marina
hasta interceptar el circuito Bosque-Chambacú
66 kV
Doble circuito desde subestación La Marina
hasta interceptar Cartagena-Bocagrande 66 kV
Instalación del tercer transformador 200/66 kV
en la subestación El Bosque convertible a
220/110 kV.
Bolívar 2
(blanco)
Bolívar 3
En estructuración
Bolívar 3:
Nueva subestación Manzanillo 66 kV y nueva
subestación Bolívar 66 kV con dos transformadores
220/66 kV de 100 MVA convertible a 220/110 kV en la
subestación Bolívar;
Nuevo circuito Manzanillo-Bayunca 66 kV y nuevo
circuito Manzanillo-Bolívar 66 kV, estos dos circuitos
podrán compartir algunas estructuras.
Bolívar 3
(amarillo)
Doble circuito desde Bolívar 66 kV hasta interceptar el
circuito existente Villa Estrella-Bayunca para configurar
Bolívar-Villa Estrella y Bolívar-Bayunca 66 kV y
repotenciar el circuito resultante Villa Estrella-Bolívar
66 kV a una capacidad superior a 700 Amperios. Si
bien las redes operarán a 66 kV
Todo lo nuevo deberá estar aislado y preparado para
operar a 110 kV.
Todos los tramos nuevos deberán tener una capacidad
superior a 700 Amperios.
Córdoba 1. Cereté
En estructuración
Obras:
Nueva subestación Cereté 110 kV y doble circuito hasta interceptar la línea Chinú-Montería 110 kV.
Implicaciones:
• Se debe definir el sitio para la Subestación Cereté 110 kV.
• Zona de barrios estrato alto. Subestación encapsulada
• Definir ruta de la nueva línea
Torres posibles de
reconfiguración
Línea MonteríaChinú 110 kV
Posible
ubicación
subestación
Cereté 110 kV
Fuente: GOOGLE EARTH PRO ®
Cesar 1. La Loma STR
En estructuración
Cesar 1:
Nueva subestación La Loma 110 kV
Dos transformadores 500/110 kV de 150 MVA
Nuevo circuito La Loma-El Paso 110 kV
Nuevo circuito La Loma-La Jagua 110 kV.
CONVENCIONES
Elaboración DSI
Convocatoria
Permisos y licencias
Construcción
x FPO posible
2015
1
2
3
4
5
7
8
9
10
11
12
13
14
15
2016
Cronograma
2017
2018
STR
m j j a s o n d e f m a m j j a s o n d e f m a m j j a s o n d e f m a m j j a s o n d
Magdalena: Río Córdoba STR
x
(Adjudicado)
Guajira: Cues teci tas /Ri oha cha /Ma i ca o
x
(Se adjudicó el 15/jul/2015)
Cesar: Ampl i a ci ón Va l l edupa r STR
x
(Se adjudica el 27/jul/2015)
Córdoba 1: Nueva Montería 110 kV
x
(Se adjudica 28/jul/2015)
Bolívar/Cesar/Córdoba: Compens a dor El Ca rmen El
x
Ba nco y Montería . (Se adjudica el 5/ago/2015)
Atlántico 1:
x
TFl ores Centro 110 kV / Es tadi o
Atlántico 2:
x
Tebs a Ma gda l ena a 110 kV.
Atlántico 3:
x
Ca ra col í 110 kV
Atlántico 4:
x
Norte 110 kV.
Bolívar 1:
x
2° TR Bos que 66 kV
Bolívar 2:
x
Ma nza ni l l o Vi l l a Es trel l a Bol íva r 66 kV
Bolívar 3:
x
La Ma ri na Bos que 66 kV
Cesar 1:
x
La Loma 110 kV
Córdoba 2:
x
Cereté 110 kV
Subestaciones convencionales vs encapsuladas
Convencionales o aisladas en aire (AIS)
-
Área necesaria: 11.200 – 14.000 m2.
Mayor espacio
Mayores diseños estructurales.
Menor costo
Encapsuladas o aisladas en SF6 (GIS)
Área necesaria: 3.500 – 4.000 m2. (40% menor a la AIS)
Menor área requerida
Flexibilidad en la ubicación
Menor impacto visual, lo que facilita su ubicación en
zonas urbanas
- Es un edificio y solo algunos elementos expuestos
- Menor volumen de obra civil
- Cuesta el doble
-
Bosque, Cartagena. Antes
Bosque, Cartagena. Después
Fuente: SIEMENS – ALSTOM - ABB
Agenda
1.
Marco institucional y normativo
2.
Convocatorias públicas: mecanismo de respaldo para el STR
3.
Proyectos adjudicados
4.
Proyectos por adjudicar
5.
Conclusiones
conclusiones
 Se requiere el apoyo de las Autoridades en:
i)
Suministro de información tendiente al desarrollo de los proyectos
ii) Prioridad y eficiencia a trámites de permisos y licencias
iii) Definición de sitios de subestaciones
 Los proyectos son necesarios para la atención de la demanda y son urgentes
 Es necesario el apoyo de la comunidad: es fundamental que sepa que son obras necesarias
 El costo de líneas subterráneas es más de 11 veces el costo de líneas aéreas. Dicho costo se
refleja en la oferta y por consiguiente en la tarifa
 Las obras de líneas subterráneas implican afectaciones a la movilidad (zanjas). Se requieren
cámaras de inspección cada 500 m apx.
 El afloramiento de una línea subterránea implica estaciones de transición
GRACIAS