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PLAN DE EXPANSIÓN DE REFERENCIA GENERACIÓN – TRANSMISIÓN 2020 – 2034

21 de abril de 2021

1. Introducción

2. Plan de Expansión de Generación

SUPUESTOS/CONSIDERACIONES:

• Proyectos con compromisos

• Portafolio: Registro y

conexiones

• Proyecciones de demanda

• Proyección precios

combustibles

• Series históricas (hidro, eólico,

solar)

• Optimiza: Inversión y

operación.

ESCENARIOS

Adelante se describirán

RESULTADOS

• Expansión por fuente

• Proyección Costo Marginal

• Criterios de Confiabilidad

• Emisiones CO2

• Generación por fuente

MODELOS

PROPÓSITO:

Dar señales sobre las necesidades del sistema en cuanto a nueva capacidad, tecnologías y costos que

permitan un abastecimiento económico y confiable de la demanda

Plan de Expansión de Generación

OPTGENSDDP PLEXOS

5

Metodología General De Planificación Generación (recopilación de información)

6

2

4

6

8

10

12

14

16

USD

/MB

TU

GLP TSolo GLP TCaribe Gas Valle Gas Meri Gas Dor

Gas Centro Gas Interior Gas Bquilla Gas Flores Gas Cartag

Gas Guaj Gas Yopal Gas Tesor

1

2

3

4

5

01-20 01-21 01-22 01-23 01-24 01-25 01-26 01-27 01-28 01-29 01-30 01-31 01-32 01-33 01-34

USD

/MB

TU

Carbon Guaj Carbon Gec Carbon Tasaj Carbon Zipa Carbon Paipa


7

Cargo por Confiabilidad y Subasta CLPE

Fecha Hidráulica Gas Carbón PCH Biomasa Eólica Solar GE Solar D Líquidos Cogeneración

2020 40

2021 68 39

2022 1,200 574 275 439

2023 148 1,290

Total 1200 762 0 0 0 1565 507 0 39 0

Expansión

Año Hidráulica Gas Carbón PCH Biomasa Eólica Solar GE Solar D Líquidos Cogeneración

2020 50 42 10 4

2021 -50 17

2022 25

2023 477 33

2024 196 41

2025 49

2026 53

2027 57

2028 57

2029 55

2030 49

2031 49

2032 40

2033 35

2034 29

Total 0 0 0 42 0 477 206 594 0 0


8

Tecnología Mínimo [$/kW]

Promedio [$/kW]

Máximo [$/kW]

Carbón 1,300 1,900 2,500

Gas 1086 1,150 1,213

Crudo 1,613 1,613 1,613

Hidro Mayor 1,704 1,792 1,880

Hidro Menor 2,542 2,542 2,542

Eólico 1,108 1,454 1,800

Solar 710 1,105 1,500

Biomasa-Cog 2,141 2,141 2,141

Geotermia 4,500 4,500 4,500

2030 (13.53 MTon CO2) Colombia

Cumbre Mundial de Cambio

Climático en París (COP21)


Portafolio

CAPEX

9


Nombre Tipo Capacidad [MW] Departamento FPO OEF CLPE Garantía de Expansión

EL PASO SOLAR Solar 68 Cesar ene-21 x

ITUANGO Hidro 1200 Antioquia jun-22 x

ALPHA Eólico 212 La Guajira nov-23 x x x

BETA Eólico 280 La Guajira nov-23 x x x

WINDPESHI Eólico 200 La Guajira dic-22 x

LA LOMA Solar 150 Cesar nov-22 x

TERMOCARIBE 3 Térmico 42 Bolívar nov-22 x

TERMOCANDELARIA Térmico 252 Bolívar nov-22 x

EL TESORITO Térmico 199 Córdoba dic-22 x x

TERMOYOPAL G3 Térmico 50 Casanare ago-20 x

TERMOYOPAL G4 Térmico 50 Casanare ago-20 x

TERMOYOPAL G5 Térmico 50 Casanare sep-20 x

TERMO JAGÜEY Térmico 19 Casanare dic-21 x

TERMO RUBIALES Térmico 19 Meta dic-21 x

TERMOSOLO 2 Térmico 80 Valle del Cauca dic-22 x

CAMPANO Solar 99 Córdoba dic-22 x

APOTOLORRU Eólico 75 La Guajira ago-23 x x

CARTAGO Solar 99 Valle del Cauca dic-22 x

SAN FELIPE Solar 90 Tolima dic-22 x

CASA ELÉCTRICA Eólico 180 La Guajira ago-23 x x x

KUISA (TUMAWIND) Eólico 200 La Guajira ago-23 x x

CHEMESKY (URRAICHI)

Eólico 100 La Guajira ago-23 x x

IRRAIPA Eólico 99 La Guajira jun-23 x

CARRIZAL Eólico 195 La Guajira jun-23 x

IPAPURE Eólico 201 La Guajira sep-23 x

CAMELIAS Eólico 250 La Guajira dic-23 x x

ACACIA 2 Eólico 80 La Guajira nov-22 x

TERMOSOLO 1 Térmico 148 Valle del Cauca dic-23 x

Nota: Las fechas indicadas son las mejores estimaciones según información disponible, permiten

servir de referencia para los análisis de planeación y no comprometen en nada a la UPME ni a

los agentes.

Proyectos de generación con compromisos

Metodología General De Planificación Generación (escenarios y análisis)

Ejemplo de resultados. Generación y costo marginal

10

Ituango

1200 MW

Ituango

2400 MWDESCRIPCIÓN OBJETO

0.1 0.2

Referencia

Optimiza la operación.

Solo expansión fija (sin expansión adicional).

Verificar indicadores de confiabilidad.

1 2Libre

Optimiza inversión y operación.

Identificar expansión adicional requerida

3 4Atraso HidroItuango (1 año)

Optimiza inversión y operación.

5 6Fenómeno El Niño (Modificación caudales futuros)

Optimiza inversión y operación

7 8Impuesto a las emisiones de CO2 ( 5 USD/Ton Co2)


9 10

Guía Caudal Ambiental (Proyectos Nuevos y renovación de

Concesiones)


MLP 1 MLP 2

2050: Muy largo plazo (MLP)

Se optimiza inversión y operación

Periodo de análisis 2020 -2050

Escenarios Plan de Generación

0,0%

2,0%

4,0%

6,0%

8,0%

10,0%

12,0%

14,0%ju

l.-2

0

ene.

-21

jul.-

21

ene.

-22

jul.-

22

ene.

-23

jul.-

23

ene.

-24

jul.-

24

ene.

-25

jul.-

25

ene.

-26

jul.-

26

ene.

-27

jul.-

27

ene.

-28

jul.-

28

ene.

-29

jul.-

29

ene.

-30

jul.-

30

ene.

-31

jul.-

31

ene.

-32

jul.-

32

ene.

-33

jul.-

33

ene.

-34

jul.-

34

VEREC limite Escenario 0.1

0,0%

2,0%

4,0%

6,0%

8,0%

10,0%

12,0%

14,0%

jul.-

20

ene.

-21

jul.-

21

ene.

-22

jul.-

22

ene.

-23

jul.-

23

ene.

-24

jul.-

24

ene.

-25

jul.-

25

ene.

-26

jul.-

26

ene.

-27

jul.-

27

ene.

-28

jul.-

28

ene.

-29

jul.-

29

ene.

-30

jul.-

30

ene.

-31

jul.-

31

ene.

-32

jul.-

32

ene.

-33

jul.-

33

ene.

-34

jul.-

34

VEREC limite Escenario 0.2

Criterios de Confiabilidad. Referencia (0.1 y 0.2)

Los casos de referencia presentan incumplimiento al final del periodo.

(Los escenarios 1 a 10 de expansión si cumplen criterios de confiabilidad)

Libre Atraso Itu Niño +CO2 Caudal A.

Recurso Base Cargo por confiabilidad y

Expansión FijaReferencia 0.1 1 3 5 7 9

Hidráulica 11,122 1,200 0 380 380 262 380 541

Gas 3,726 762 0 0 0 0 0 0

Carbón 1,623 0 0 0 0 0 0 0

Líquidos 88 39 0 0 0 0 0 0

Menores 911 42 0 455 438 455 455 455

Biomasa 22 0 0 35 35 35 35 35

Cogeneración 117 0 0 120 120 120 120 120

Eólica 18 2,042 0 2,526 2,526 2,536 2,526 2,536

Geotérmica 0 0 0 0 0 0 0 50

Solar GE 18 713 0 2,492 2,170 2,680 2,492 3,355

Solar D 15 594 0 0 0 0 0 0

Total 17,660 5,391 0 6,008 5,668 6,088 6,008 7,092

Recurso Base Cargo por confiabilidad y

Expansión FijaReferencia 0.2 2 4 6 8 10

Hidráulica 11,122 2,400 0 0 0 163 0 425

Gas 3,726 762 0 0 0 0 0 0

Carbón 1,623 0 0 0 0 0 0 0

Líquidos 88 39 0 0 0 0 0 0

Menores 911 42 0 185 203 455 203 455

Biomasa 22 0 0 25 47 35 25 35

Cogeneración 117 0 0 60 0 120 60 120

Eólica 18 2,042 0 1,658 1,658 2,526 1,662 2,526

Geotérmica 0 0 0 0 0 0 0 0

Solar GE 18 713 0 700 900 1,849 700 2,492

Solar D 15 594 0 0 0 0 0 0

Total 17,660 6,591 0 2,628 2,807 5,148 2,650 6,053

Impares:Hidroituango 1200 MW

En los escenarios impares haymayor ingreso de renovables.

Pares:Hidroituango 2400 MW

En los escenarios pares elingreso de renovables es menory los costos marginales sonmayores.

Escenarios de Expansión Resultante (MW)

20

40

60

80

100

120

140ju

l.-2

0

dic

.-2

0

may

.-2

1

oct

.-2

1

mar

.-2

2

ago

.-2

2

ene.

-23

jun

.-2

3

no

v.-2

3

abr.

-24

sep

.-2

4

feb

.-2

5

jul.-

25

dic

.-2

5

may

.-2

6

oct

.-2

6

mar

.-2

7

ago

.-2

7

ene.

-28

jun

.-2

8

no

v.-2

8

abr.

-29

sep

.-2

9

feb

.-3

0

jul.-

30

dic

.-3

0

may

.-3

1

oct

.-3

1

mar

.-3

2

ago

.-3

2

ene.

-33

jun

.-3

3

no

v.-3

3

abr.

-34

sep

.-3

4

USD

/ M

Wh

COSTO MARGINAL

Escenario 0.1 Escenario 0.2 Escenario 1 Escenario 2

Costo Marginal. Referencia y Escenarios Libres

Costo Marginal. Escenarios Impares

20

30

40

50

60

70

80

90

100ju

l.-2

0

dic

.-2

0

may

.-2

1

oct

.-2

1

mar

.-2

2

ago

.-2

2

en

e.-

23

jun

.-2

3

no

v.-2

3

abr.

-24

sep

.-2

4

feb

.-2

5

jul.

-25

dic

.-2

5

may

.-2

6

oct

.-2

6

mar

.-2

7

ago

.-2

7

en

e.-

28

jun

.-2

8

no

v.-2

8

abr.

-29

sep

.-2

9

feb

.-3

0

jul.

-30

dic

.-3

0

may

.-3

1

oct

.-3

1

mar

.-3

2

ago

.-3

2

en

e.-

33

jun

.-3

3

no

v.-3

3

abr.

-34

sep

.-3

4

USD

/MW

h

COSTO MARGINAL

Escenario 1 Escenario 3 Escenario 5 Escenario 7 Escenario 9

Costo Marginal. Escenarios Pares

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110ju

l.-2

0

dic

.-2

0

may

.-2

1

oct

.-2

1

mar

.-2

2

ago

.-2

2

en

e.-

23

jun

.-2

3

no

v.-2

3

abr.

-24

sep

.-2

4

feb

.-2

5

jul.

-25

dic

.-2

5

may

.-2

6

oct

.-2

6

mar

.-2

7

ago

.-2

7

en

e.-

28

jun

.-2

8

no

v.-2

8

abr.

-29

sep

.-2

9

feb

.-3

0

jul.

-30

dic

.-3

0

may

.-3

1

oct

.-3

1

mar

.-3

2

ago

.-3

2

en

e.-

33

jun

.-3

3

no

v.-3

3

abr.

-34

sep

.-3

4

USD

/MW

h

COSTO MARGINAL

Escenario 2 Escenario 4 Escenario 6 Escenario 8 Escenario 10

20

40

60

80

100

120

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034

USD

/ M

Wh

COSTO MARGINAL ANUAL PROMEDIO

Escenario 0.1 Escenario 1 Escenario 3 Escenario 5 Escenario 7 Escenario 9

20

40

60

80

100

120

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034

USD

/ M

Wh

COSTO MARGINAL ANUAL PROMEDIO

Escenario 0.2 Escenario 2 Escenario 4 Escenario 6 Escenario 8 Escenario 10

Costo Marginal

Impares:Hidroituango 1200 MW

Los escenarios en que serestringen los recursos, seelevan los requerimientos deexpansión y los costosmarginales.

Pares:Hidroituango 2400 MW

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034

Emis

ion

es

[Mill

on

es

Ton

CO

2 -

año

]

Emisiones CO2 Generación Térmica

Escenario 0.1 Escenario 0.2 Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3 Escenario 4 Escenario 5

Escenario 6 Escenario 7 Escenario 8 Escenario 9 Escenario 10 Meta

Emisiones

Evolución de la Matriz de Generación

62.98%, 11.121,921.10%, 3.726,0

9.19%, 1.623,00.50%, 88,4

5.16%, 911,10.12%, 21,60.66%, 116,6

0.10%, 18,40.10%, 18,00.08%, 14,9

53.45%, 12.321,919.47%, 4.488,2

7.04%, 1.623,00.55%, 127,2

4.13%, 952,70.09%, 21,60.51%, 116,6

8.94%, 2.060,43.17%, 731,0

2.64%, 608,743.71%, 12.701,4

15.45%, 4.488,25.59%, 1.623,0

0.44%, 127,24.84%, 1.407,9

0.19%, 56,50.81%, 236,6

15.78%, 4.586,211.09%, 3.223,3

2.09%, 608,7

0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000

HidráulicaGas

CarbónLíquidos

MenoresBiomasa

CogeneraciónEólica

Solar GESolar D

HidráulicaGas

CarbónLíquidos

MenoresBiomasa


Solar GESolar D

HidráulicaGas

CarbónLíquidos

MenoresBiomasa


Solar GESolar D

20

20

2023

20

34

Escenario 1

MW

AÑ

OS

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

9,0

10,0

11,0

12,0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

GW

Hora

DDA DDA NETA GEN HID GEN EOL+SOL GEN TÉRM

Generación por recurso vs Demanda 27-01-2024.

0,01,02,03,04,05,06,07,08,09,0

10,011,012,013,014,015,0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

GW

Hora

DDA DDA NETA GEN HID GEN EOL+SOL GEN TÉRM


-1000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

MW

Hora

2024 2030 2034

FLUJO NETO ÁREA CARIBE

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

9,0

10,0

11,0

12,0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

GW

Hora

GEN HID GEN EOL+SOL GEN TÉRM DDA NETA DDA


PLEXOS. Simulaciones Horarias Escenario 1

0,01,02,03,04,05,06,07,08,09,0

10,011,012,013,014,015,0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

GW

Hora

GEN HID GEN TÉRM GEN EOL+SOL DDA DDA NETA

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

9,0

10,0

11,0

12,0

13,0

14,0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

GW

Hora


0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

9,0

10,0

11,0

12,0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

GW

Hora


Generación por recurso vs Demanda 24-06-2024. Generación por recurso vs Demanda 29-12-2034.


PLEXOS. Simulaciones Horarias Escenario 2

-800,0

-600,0

-400,0

-200,0

0,0

200,0

400,0

600,0

800,0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MW

Hora2024 2030 2034

FLUJO NETO ÁREA CARIBE

Recurso Base

Cargo por

confiabilidad

y Expansión

Fija

Expansión

2035

Expansión

2050

Total

[MW]Participación

Hidráulica 11,122 1,200 380 844 13,546 30.7%

Gas 3,726 762 0 350 4,838 11.0%

Carbón 1,623 0 0 860 2,483 5.6%

Líquidos 88 39 0 0 127 0.3%

Menores 911 42 455 139 1,547 3.5%

Biomasa 22 0 35 350 406 0.9%

Cogeneración 117 0 120 120 357 0.8%

Eólica 18 2,042 2,526 2,744 7,330 16.6%

Geotérmica 0 0 0 600 600 1.4%

Solar GE 18 713 2,492 7,078 10,301 23.3%

Solar D 15 594 0 0 609 1.4%

Eólica Offshore 0 0 0 2,000 2,000 4.5%

Total 17,660 5,391 6,008 15,085 44,144 100%

Recurso Base

Cargo por

confiabilidad

y Expansión

Fija

Expansión

2035

Expansión

2050

Total

[MW]Participación

Hidráulica 11,122 2,400 0 798 14,320 34.01%

Gas 3,726 762 0 350 4,838 11.49%

Carbón 1,623 0 0 860 2,483 5.90%

Líquidos 88 39 0 0 127 0.30%

Menores 911 42 185 139 1,277 3.03%

Biomasa 22 0 25 350 397 0.94%

Cogeneración 117 0 60 120 297 0.70%

Eólica 18 2,042 1,658 2,744 6,462 15.35%

Geotérmica 0 0 0 600 600 1.43%

Solar GE 18 713 700 7,080 8,511 20.22%

Solar D 15 594 0 179 788 1.87%

Eolica Offshore 0 0 0 2,000 2,000 4.75%

Total 17,660 6,591 2,628 15,220 42,099 100.00%

MLP 1: Hidroituango 1200 MW

Expansión 2050

MLP 2: Hidroituango 2400 MW

Escenarios ilustrativos de Muy Largo Plazo que presentan expansión al año 2050

3. Plan de Expansión de Transmisión

Tolima – Huila:

• Restricción de red por

capacidad elementos STR

• Conexión de renovables

• Radialidades

• Confiabilidad SDL

Valle:

• Poco desarrollo de red

• Restricciones por

capacidad de elementos

• Niveles de corto elevados

• Conexión de renovables

• Problemas de

sobretensiones

Transformador Primavera

500/230 kV

• Solicitudes de conexión

Grandes desarrollos de red en

500 kV, variabilidad de

recurso y baja demanda

Transformador Sogamoso

500/230 kV

• Solicitudes de conexi´´on

Proyectos de transmisión

Problemática

Solicitudes de conexión que

generan restricciones de red

que evitan conexión de

generación adicional


Soluciones

Tiempo < 5 años

Equipos tipo FACTS

Repotenciaciones Equipos en S/EAplicación

Transformación

Tiempo>5 años

Nuevas subestaciones

Nuevos enlaces de red

Mediano Plazo Largo Plazo

Proyectos de transmisión –

Mediano Plazo

Equipos DFACTs en los

enlaces:

• Ternera - Candelaria 220kV


enlaces:

• Guajira – Santamarta 220kV

• Termocol – Santamarta 220

kV


enlaces:

• Tebsa – Sabana 1/2 220 kV

• Caracolí – Sabana 220 kV

• Flores – Nueva Barranquilla

220 kV

Solución

Equipos redistribuyen flujos

por líneasDFACTS

Restricción red por sobrecarga de elementos

Restricción conexión generación

Capacidad de las líneas

/despacho/demanda


Mediano Plazo

Uso equipo reactor de 180

MVAR en San Marcos 500 kV

para mantener tensiones en

condiciones de demanda

mínima y media

Identificación de

compensación reactiva

alrededor de 88 MVAR

reactivos, sin embargo se

están complementado

estudios con la variabilidad

del recurso

Solución

Reactores en ubicaciones especiales

Restricción red por sobretensiones en barras

Restricción conexión

generación y demanda

Efectos en tensiones


Mediano Plazo

Sobrecarga de elementos de

transformación 500/230 kV en

Primavera, se propone un

transformador adicional

500/230 - 450 MVA

Sobrecarga de elementos de

transformación 500/230 kV en

Sogamoso, se propone un

transformador adicional

500/230 -450 MVA

Solución

Transformadores adicionales

Solución convencional

Restricción red por sobrecargas de elementos

de red

Restricción conexión

generación y demanda

Efectos en sobrecargas


Largo Plazo

Subestación Estambul: Nueva

subestación Estambul 220 kV,

reconfigurando Alférez –

Yumbo 220 kV y Juanchito –

San Marcos 220 kV

Solución

Nuevo punto de conexión STN/STR


Restricción red por poco desarrollo del STR

Restricción capacidad enlaces STR, violaciones

capacidad de corto y restricciones



Largo Plazo

Subestación Huila (Norte):

Nueva SE Huila (Norte)

220 kV

Reconfiguración

Betania – Mirolindo

220 kV y Betania-

Tuluní 220 kV

Transformador 220/115

kV- 2 x 150 MVA

Solución

Nuevo punto de conexión STN/STR


Restricción red por poco desarrollo del STR

Restricción capacidad enlaces STR, violaciones y

restricciones


Subestación Huila 230/115 kV

(Neiva, Huila)

• Mejora la confiabilidad

• Elimina restricciones

despacho

Subestación Estambul 230 kV

(Palmira, V del C)

• Mejora la confiabilidad


• Incorpora renovables

Transformador Primavera

500/230 kV


• Mejora confiabilidad

Compensador inductivo STN

(V del C)

• Control de tensión


Compensador dinámico STN

(Guajira-Cesar-Magdalena)

• Control de tensión


• Apoyo a la operación

Transformador Sogamoso

500/230 kV


• Mejora confiabilidad


MP <5 años

LP >5 años

Válvula inteligente (FACTS)

(Bolívar, Atlántico y

Magdalena)

• Más MW de generación

Colectora 3 - Colectora 2 –

Cerromatoso (HVDC)

• Incorpora renovables: Fase

2 en La Guajira

Apuestas

Visión de largo plazo

4. Análisis ambientales y sociales del Plan de Expansión de Transmisión

Momentos de las Alertas Tempranas: Proyectos de Transmisión

La UPME no define las rutas; Documentos de alertas tempranas son ilustrativos y de referencia sobre áreas de estudio – NO hacen parte de los Documentos

de Selección del Inversionista - DSI

2do Momento

Planeación – Obras definidas en los Planes

que elabora la UPME

3er Momento

Fase de Convocatoria

▪ Analizar alternativas considerando características del

territorio.

▪ Orientar la definición: Menores restricciones socio-ambientales.

▪ Información escala nacional.

▪ Precisar los plazos y fechas de puesta en operación.

▪ Suministrar información de referencia a los interesados (entidades

del gobierno, inversionistas y comunidad en general).

▪ Información escala nacional.

▪ Para inversionistas: Formulación de ofertas y previsión de

riesgos e implicaciones.

▪ Instrumento informativo para la sociedad en general.

▪ Información escala nacional, regional y local según disponibilidad

(Consultamos a Gobernaciones, Corporaciones Ambientales,

Municipios).

1er Momento

Planeación – Análisis de obras

Metodología Alertas Tempranas: Fase de Planeación

Recopilación de información secundaria

Definición del área de estudio

Cruce de variables

2

Información cartográfica y espacial de los sitios oficiales web, Geovisores y la suministrada por las diferentes entidades:

Se determina un área lo suficientemente amplia que permita el desarrollo del proyecto en estudio, considerando:- Cercanía a vías.- Mínima influencia de áreas de sensibilidad ambiental, comunidades étnicas y centros poblados.- Unidades territoriales límites municipios y límites veredales.- Condiciones técnicas- Hidrografía (Vertientes de los cuerpos de agua).- Mínima influencia de coberturas vegetales de alta sensibilidad.

1

- AEROCIVIL.- Agencia Nacional de Infraestructura - ANI.- Agencia Nacional de Minería – ANM.- Agencia Nacional de Tierras – ANT.- Agencia Nacional de Hidrocarburos – ANH.- Autoridad Nacional de Licencias

Ambientales – ANLA.- Corporaciones Autónomas Regionales –CAR’s (según Base de Datos UPME).

- Grupo de Acción Integral contra MinasAntipersonal – DAICMA.

- Instituto Colombiano de Antropologíae Historia – ICANH.

- IDEAM.- Instituto Geográfico Agustín Codazzi –

IGAC.- Instituto de Investigaciones de

Recursos Biológicos Alexander vonHumboldt Colombia – IAvH.

- Instituto Nacional de Vías – INVIAS.- Ministerio de Ambiente y Desarrollo

Sostenible.

- Ministerio de Defensa.- Ministerio de Cultura.- Ministerio del Interior.- Servicio Geológico Colombiano - SGC- Sistema de Información Ambiental de

Colombia – SIAC.- Unidad Administrativa de Parques

Nacionales Naturales – UNASPNN.- Unidad de Restitución de Tierras

Despojadas – UAEGRTD.- Aportes del Grupo Ambiental del CAPT.

3Identificación de variables socioambientales (división político administrativa y ambiental, componentes del medio físico, componentes delmedio biótico, componentes del medio socioeconómico y escenarios de cambio climático) en el área de estudio preliminar para cadaproyecto de transmisión analizado en el Plan, representadas mediante mapas temáticos.NOTA: Desde 2020 se analizan las obras en el Grupo Ambiental del CAPT.

Primer Momento

Cruce de información secundaria para análisis de alternativas y definición de la obra.

Primer Momento

Ejemplo 1. Año 2019. Definición obra “Carreto 500 kV”. Solo mapas.

Alternativa 500 kVAlternativa 220 kV

Primer Momento

Ejemplo 2. Año 2020. Definición obra “Huila 230 kV”. Documento análisis y mapas.

Segundo Momento

Para obras definidas: Documento de Alertas Tempranas, plazo y fecha.

• Variables relevantes del Medio físico✓ Degradación de suelos por erosión.✓ Cuencas hidrográficas.✓ Amenazas.✓ Entre otras.

• Variables relevantes de medio biótico✓ Áreas prioritarias CONPES.✓ Áreas protegidas.✓ Zonas de reserva forestal.✓ Ecosistemas estratégico.✓ Entre otras.

• Variables relevantes del medio socioeconómico✓ Solicitudes de restitución de tierras.✓ Comunidades étnicas.✓ Arqueología.✓ Desminado humanitario.✓ Cultura.✓ Entre otras.

• Superposición de proyectos✓ Títulos mineros ANM.✓ Mapa de tierras ANH.✓ Proyectos viales ANI.✓ Proyectos viales INVIAS.✓ Aeródromos AEROCIVIL.✓ Proyectos licenciados y en evaluación ANLA.

• Cambio climático.✓ Adaptación.✓ Susceptibilidad.✓ Vulnerabilidad.

Tercer Momentog

Convocatoria: Para la oferta, valorar riesgos, implicaciones y tomar decisiones.

Recopilación de información secundaria

Verificación y actualización de información

Análisis y procesamiento de información

Conclusiones

Solicitud de información (Gobernaciones, CAR’s,

Municipios, ANM, ANLA, UPRA, DNP, DANE, entre

otras) y portales web oficiales, geovisores, servicios wms

Listado de Alertas Tempranas Identificadas**

Capítulo 2. Marco Legal

Capítulo 3. Descripción del Proyecto

Capítulo 4. Visita técnica (Subestaciones)

Capítulos 5. Caracterización Ambiental

Capítulo 6. Zonificación Ambiental

Identificación y Evaluación de Alertas Tempranas**

Se describen las Alertas Tempranas a considerar para el

desarrollo de los proyectos

1

2

3

Elaboración de cartografía basey temática

4Software ARCGIS

(SIG, SIAC, Tremarctos Colombia, entre otros) *

Fase Convocatoria – Tercer Momento:g

3. Documentos Análisis áreas de estudio preliminar y Alertas Tempranas

Documento principal y los siguientes anexos:

Anexo 1. Metodología

Anexo 2. Normatividad

Anexo 3. Correspondencia

Anexo 4. Cartografía

Anexo 5. Reportes

Anexo 6. Socioeconómico

Anexo 7. Análisis efectos acumulativos y sinérgicos

Anexo 8. Regionalización

Anexo 9. Otra información Social

Anexo 10. Cambio Climático

Fase Convocatoria – Tercer Momento:g

Análisis áreas de estudio preliminar y Alertas Tempranas (Ejemplo Zonificación)

Zonificación medio físico Zonificación medio biótico Zonificación medio socioeconómico

Los comentarios y observaciones se recibirán hasta el viernes 30 de abril de 2021,

únicamente a través del canal:[email protected]

GRACIAS

mailto:[email protected]

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