3.4 Clasificación de las centrales hidroeléctricas

Potencial Hidroeléctrico
de Antioquia
Inventario, perspectivas y estrategias
Potencial Hidroeléctrico
de Antioquia
Inventario, perspectivas y estrategias
Convenio Gobernación de Antioquia Escuela de Ingeniería de Antioquia
Potencial Hidroeléctrico de Antioquia. Inventario, Perspectivas y Estrategias
Edición 1. Abril de 2011
ISBN 978-958Autores
Ingeniero Civil y Magister en Aprovechamiento de Recursos Hidráulicos
Luis Fernando Múnera López
Economista
Orlando Sánchez Echeverri
Analista de Apoyo
Comunicador Social-Periodista
Juan David Hernández Ochoa
Director BIRD Antioquia
Alonso Palacios Botero
Analistas BIRD Antioquia
Ingeniera Administradora
Catalina Soto Micolta
Comunicadora y Relacionista Corporativa
Catalina Puerta Trujillo
Economista
Zyra Johanna Davis Robinson
Ingeniero Civil
Hugo Alonso Carmona Ríos
Comunicador Social-Periodista
Juan David Hernández Ochoa
Asesor
David Correa Roldán
Interventor
Hernando Latorre Forero
Secretaria
Ángela María Cuervo Acosta
Editor
Banco de Iniciativas Regionales para el Desarrollo de Antioquia-BIRD AntioquiaBIRD Antioquia
Calle 25 Sur No.42-73 Envigado
Teléfono 354 90 90 Ext. 122, Fax: 3313478
[email protected]
www.birdantioquia.org.co
www.antioquia.org.co
Este documento ha sido impreso con la colaboración del Instituto para el Desarrollo de Antioquia –IDEA–
Los textos de este documento se basan en la información suministrada por las entidades y personas
interesadas en las respectivas iniciativas.
Los contenidos expresados en esta publicación son de exclusiva responsabilidad de los autores y en
ningún caso comprometen a la Gobernación de Antioquia y a la Escuela de Ingeniería de Antioquia.
Gobernación de Antioquia
Luis Alfredo Ramos Botero
Gobernador
Escuela de Ingeniería de Antioquia
Carlos Felipe Londoño Álvarez
Rector
Departamento Administrativo de Planeación
Ana Cristina Moreno Palacios
Directora
Carlos Alberto Montoya Corrales
Subdirector
Hernando Latorre Forero
Director Seguimiento, Evaluación y Banco de Proyectos
Interventor
Banco de Iniciativas Regionales para el Desarrollo de Antioquia
BIRD Antioquia
Alonso Palacios Botero
Director
Contenido
Índice de Gráficos
Índice de Ilustraciones
Índice de Tablas
Resumen ejecutivo
Introducción
11
12
13
15
17
1. Objetivos
1.1
Objetivo general
1.2
Objetivos específicos
19
19
19
2. Alcance y método
2.1
Alcance
2.2
Método
21
21
22
3. Marco Conceptual
3.1
Consideraciones sobre desarrollos hidroeléctricos
3.1.1 Las centrales hidroeléctricas como recurso natural escaso y no renovable
3.1.2 Energía firme
3.1.3 Factibilidad de los proyectos 3.1.4 Ventajas de las centrales hidroeléctricas pequeñas
3.1.5 Asuntos institucionales
3.1.6 Consideraciones ambientales
3.1.7 Estudios e información de hidrología
3.1.8 Competencia por los proyectos
3.1.9 Necesidad de coordinar el aprovechamiento del agua en Colombia
3.2
Los proyectos hidroeléctricos y el desarrollo regional
3.2.1 Beneficios para los municipios
3.3
Mecanismos de Desarrollo Limpio
3.4
Clasificación de las centrales hidroeléctricas
3.4.1 Picocentrales
3.4.2 Microcentrales
3.4.3 Minicentrales
3.4.4 Pequeñas Centrales Hidroeléctricas (PCH)
3.4.5 Centrales Hidroeléctricas (CH)
23
23
23
23
23
24
25
26
26
27
27
28
28
29
31
31
31
31
31
31
4.
Reseña del sector hidroeléctrico en Antioquia
4.1
Sinopsis histórica
4.2
Entidades consultadas en este trabajo
33
33
35
5.
Potencial hidroeléctrico de Antioquia en 1979. Estudio del sector de energía eléctrica, ESEE
39
6. Potencial hidroeléctrico de Antioquia en 2010
6.1
Por subregión
6.2
Por potencia
6.3
Por nivel de desarrollo
6.4
Análisis cruzados
43
43
47
49
50
10
6.4.1 Potencial hidroeléctrico de Antioquia por subregión y por rango de potencia
6.4.2 Potencial hidroeléctrico de Antioquia por subregión y por nivel de desarrollo
6.4.3 Potencial hidroeléctrico de Antioquia por nivel de desarrollo y por rango de potencia
50
54
56
7. Visión estratégica del sector hidroeléctrico en Antioquia
7.1
Factores externos
7.1.1 Oportunidades
7.1.2 Amenazas
7.2
Factores internos
7.2.1 Fortalezas
7.2.2 Debilidades
7.3
Acciones estratégicas para la gestión del sector hidroeléctrico en Antioquia
7.3.1 Estrategias OF
7.3.2 Estrategias AF
7.3.3 Estrategias OD
7.3.4 Estrategias AD
7.4
Factores críticos para el éxito de la gestión del sector hidroeléctrico de Antioquia
7.5
Factores de decisión para centrales pequeñas
59
59
59
60
62
62
63
65
66
66
67
67
68
69
8. Demanda de electricidad
8.1
Demanda de electricidad en Colombia y en Antioquia
8.2
El potencial hidroeléctrico de Antioquia en el Plan de Referencia de Expansión de
Generación y Transmisión para Colombia.
71
71
76
9. Proyecto Hidroeléctrico Pescadero Ituango “José Tejada Sáenz”
9.1
Antecedentes
9.2
Localización
9.3
Vías de acceso
9.3.1 Vías principales
9.3.2 Vías secundarias
9.3.3 Vías terciarias
9.3.4 Vía sustitutiva entre el valle y la presa
9.3.5 Campamentos
9.3.6 Energía para construcción
9.4
Requerimientos ambientales 9.4.1 Introducción
9.4.2 Marco Normativo y Licencia Ambiental
9.4.3 Programas del Plan de Manejo Ambiental
9.4.4 Exigencias que implica la Licencia Ambiental (Art. 9)
9.5
Estructuración financiera del proyecto
79
79
80
84
85
85
85
85
86
86
86
86
87
88
89
91
10. Consideraciones finales
95
11. Bibliografía
99
12. Entrevistas realizadas
103
Anexos
ANEXO 1
ANEXO 2
ANEXO 3
105
105
107
108
Bird Antioquia
Índice de gráficos
Gráfico 1. Potencial hidroeléctrico de Antioquia por subregiones en 1979
41
Gráfico 2. Distribución subregional del potencial hidroeléctrico de Antioquia en 1979
41
Gráfico 3. Potencial hidroeléctrico de centrales en Antioquia por nivel de desarrollo en 1979
42
Gráfico 4. Distribución por nivel de desarrollo del potencial hidroeléctrico de Antioquia en 1979
42
Gráfico 5. Potencial hidroeléctrico de Antioquia por subregiones en 2010
45
Gráfico 6. Distribución subregional del potencial hidroeléctrico de Antioquia en 2010
45
Gráfico 7. Capacidad hidroeléctrica de Antioquia por rango de potencia en 2010
48
Gráfico 8. Distribución por rango de potencia de la capacidad hidroeléctrica de Antioquia en 2010
48
Gráfico 9. Potencial hidroeléctrico de Antioquia por nivel de desarrollo en 2010
49
Gráfico 10.Distribución por nivel de desarrollo del potencial hidroeléctrico de Antioquia en 2010
50
Gráfico 11.Potencial hidroeléctrico de Antioquia en megavatios por nivel de desarrollo y potencia sin EPM, 2010
51
Gráfico 12.Distribución por subregión del potencial hidroeléctrico de Antioquia sin EPM, 2010
52
Gráfico 13.Distribución por potencia de la capacidad hidroeléctrica de Antioquia sin EPM, 2010
52
Gráfico 14.Potencial hidroeléctrico de EPM en Antioquia por subregión y potencia en 2010
53
Gráfico 15.Distribución por subregión del potencial hidroeléctrico de EPM en Antioquia en 2010
53
Gráfico 16.Distribución por potencia de la capacidad hidroeléctrica de EPM en Antioquia, 2010
54
Gráfico 17.Potencial hidroeléctrico de Antioquia por subregión y nivel de desarrollo, sin EPM, 2010
55
Gráfico 18.Potencial hidroeléctrico de EPM en Antioquia por subregión y nivel de desarrollo en 2010
56
Gráfico 19.Potencial hidroeléctrico de Antioquia por potencia y nivel de desarrollo, sin EPM, 2010
57
Gráfico 20.Capacidad hidroeléctrica de EPM en Antioquia por potencia y nivel de desarrollo, 2010
57
Gráfico 21.Capacidad instalada de generación de energía en Colombia, Junio 2010 71
Gráfico 22.Distribución de la capacidad instalada de generación de energía en Colombia, Junio 2010
72
Gráfico 23.Proyección en megavatios de la potencia máxima en Colombia
73
Gráfico 24.Proyección en gigavatios de la demanda anual de energía en Colombia de 2010 a 2030
73
Gráfico 25.Consumo de energía eléctrica en Medellín 2007-2008
75
Gráfico 26.Precios de venta de electricidad en el mercado mayorista en Colombia
75
Gráfico 27.Proyectos hidroeléctricos de Antioquia según Plan de Expansión de Referencia de la UPME, 2010 a 2024
77
Gráfico 28.Plantas nuevas con plazo de construcción mayor a 4 años, subastas 2008
78
11
Índice de Ilustraciones
12
Ilustración 1. Subregiones de Antioquia. 46
Ilustración 2. Panorámica sitio del proyecto 79
Ilustración 3. Obras superficiales – vista desde aguas arriba de la presa 81
Ilustración 4. Presa - Corte transversal
83
Ilustración 5. Obras subterráneas
83
Ilustración 6. Disposición de las obras de la central
84
Ilustración 7. Ubicación
85
Bird Antioquia
Índice de Tablas
Tabla 1. Potencial hidroeléctrico en Antioquia, por subregión, según el ESEE, 1979
40
Tabla 2. Potencial hidroeléctrico de Antioquia por rango de potencia, según el ESEE, 1979
40
Tabla 3. Potencial hidroeléctrico de Antioquia por nivel de desarrollo, según el ESEE, 1979
40
Tabla 4. Potencial hidroeléctrico de Antioquia por subregión, 2010
44
Tabla 5. Potencial hidroeléctrico de Antioquia por rango de potencia, 2010
47
Tabla 6. Potencial hidroeléctrico por rango de potencia, 2010. (Capacidad sin EPM)
47
Tabla 7. Potencial hidroeléctrico de Antioquia por nivel de desarrollo, 2010
49
Tabla 8. Potencial hidroeléctrico de Antioquia por región y por potencia, sin EPM, 2010
51
Tabla 9. Potencial hidroeléctrico de EPM en Antioquia, por grupos de subregiones y por potencia, 2010
53
Tabla 10. Potencial hidroeléctrico de Antioquia por subregión y por nivel de desarrollo, sin EPM, 2010
54
Tabla 11. Potencial hidroeléctrico de EPM por región y por nivel de desarrollo
55
Tabla 12. Potencial hidroeléctrico de Antioquia por potencia y por nivel de desarrollo, sin EPM, 2010 56
Tabla 13. Potencial hidroeléctrico de EPM por nivel de desarrollo y potencia, 2010 57
Tabla 14. Matriz DOFA para el sector hidroeléctrico de Antioquia
65
Tabla 15. Proyección de potencia máxima de Colombia, en megavatios
72
Tabla 16. Proyección de demanda de energía anual de Colombia, en gigavatios hora
73
Tabla 17. Consumo de energía eléctrica en Medellín, 2007-2008 Primer semestre (Gigavatios hora)
74
Tabla 18. Precios de venta de electricidad en el mercado mayorista en Colombia
(Pesos por kilovatio hora a precios de diciembre de 2009)
74
Tabla 19. Proyectos hidroeléctricos de Antioquia registrados en el Plan de Expansión de Referencia
de la UPME para el período 2010 a 2024
76
Tabla 20. Plantas nuevas con plazo de construcción menor de 4 años
77
Tabla 21. Plantas nuevas con plazo de construcción mayor de 4 años
77
Tabla 22. Inventario de centrales y proyectos hidroeléctricos de Antioquia, según el ESEE, 1979
105
Tabla 23. Centrales en Antioquia en operación y en construcción. No incluye las de EPM
107
Tabla 24. Centrales de EPM en operación y en construcción
108
13
14
Bird Antioquia
Resumen ejecutivo
Antioquia tiene un potencial hidroeléctrico
abundante y de buena calidad, gracias a la
afortunada combinación de aguas ricas en
caudal y regulación natural, caídas topográficas
abundantes y condiciones geológicas estables
en el subsuelo. Así mismo, cuenta con aceptable
infraestructura de conectividad tanto vial como
eléctrica para facilitar acceso a zonas de proyectos
y permitir el transporte de la energía producida.
Cuando el Departamento Nacional de Planeación realizó en 1979 el inventario del potencial
colombiano identificó para el Departamento
un total de 23.556 MW, en diferentes niveles de
desarrollo, que correspondían al 25,3% del total
nacional.
El estudio que contiene este informe estima
el potencial actual en 23.947 megavatios, es
decir sensiblemente igual en cantidad al de hace
31 años, con la salvedad de que el potencial
en proyectos de más de 100 megavatios ha
disminuido un poco en este período, de 22.723
MW a 20.418 MW, mientras que el potencial en
centrales menores de 100 MW, prácticamente no
considerado en el estudio inicial, hoy se calcula
en 3.529 MW.
En 2010, en Antioquia se encuentran 45
centrales hidroeléctricas en operación, con una
capacidad de 3.803 megavatios, correspondiente
al 28,6% del total del país, que asciende a
13.279 MW. Además, se están construyendo 6
centrales hidroeléctricas con una potencia total
de 3.503 MW. El resto del potencial identificado
se encuentra en diferentes niveles de estudio,
dentro de los cuales se destacan estudios de
factibilidad para 6.784 y diseño para 1.008 MW.
Este desarrollo ha sido posible gracias a la
existencia de importantes entidades públicas
y privadas dedicadas a su aprovechamiento,
firmas consultoras especializadas en estudios
y profesionales capacitados. Las universidades
locales han cumplido un papel importante
en este desarrollo, pues ofrecen todos los
programas formales de pregrado requeridos,
así como al menos cinco especializaciones, tres
maestrías y tres doctorados en el campo de
estos recursos.
En la actualidad se está viviendo un renacer por
el interés en construir centrales hidroeléctricas en
la región después de algunos años de relativa
inactividad en el sector, tanto las mayores de
100 megavatios como las de potencia mediana
y pequeña. Esto obliga a recuperar firmas
y personas que se capacitaron para estos
desarrollos y que se han dispersado. Además,
es necesaria la formación de ingenieros y otros
profesionales especializados y la creación de
firmas de consultoría.
También debe tenerse en cuenta que, aunque
los recursos de agua, topografía, geología y
conectividad mencionados son abundantes en
Antioquia, los sitios que brindan la concurrencia
simultánea y favorable de todos esos factores
15
son escasos y no renovables. De tal forma que
se impone la necesidad de tomar decisiones
razonables que conduzcan a la optimización del
potencial hidroeléctrico. Cuando una central
se construye con una potencia menor que
la que puede obtenerse en el lugar, se está
desaprovechando un recurso valioso.
Las entidades que regulan y controlan
el uso y manejo de los aprovechamientos
hidroeléctricos en Antioquia desempeñan un
papel muy importante. Deben fortalecerse con
la vinculación de personal idóneo suficiente para
cumplir oportuna y rigurosamente sus funciones.
Deben mejorar sus condiciones operativas
para poder ser más estrictas en la exigencia
del cumplimiento de los plazos y de las normas
técnicas, de construcción y operación de las
centrales hidroeléctricas.
También es necesario que esas entidades se
coordinen entre sí, con el propósito de unificar
las normas y procedimientos que aplican para las
autorizaciones de estudios y aprovechamiento
16
de los recursos hidroeléctricos. Las autoridades
ambientales y energéticas deben también
integrar más eficazmente sus criterios.
Con excepción del Valle de Aburrá, los
municipios antioqueños son y seguirán siendo
rurales, con predominio del sector primario de la
economía, lo cual significa que en su desarrollo
continuarán sobresaliendo las condiciones
agrarias, pecuarias y mineras. Esto condiciona,
en el buen sentido de la palabra y con hondo
significado positivo social y cultural, la forma
de concebir el desarrollo local y regional. Los
aprovechamientos hidroeléctricos pueden
utilizarse como un instrumento para generar
recursos que apalanquen ese desarrollo rural,
no solamente por medio de los mecanismos
tradicionales de las transferencias y los impuestos
que se pagan a los municipios y a las corporaciones
autónomas regionales, sino también mediante la
conformación de cadenas productivas en las
regiones y la generación de recursos provenientes
del Mecanismo de Desarrollo Limpio.
Bird Antioquia
Introducción
La Dirección de Planeación Departamental ha solicitado que
dentro del Convenio BIRD Antioquia se estudie el potencial
hidroeléctrico que tiene el departamento de Antioquia, con el fin
de disponer de información suficiente que permita definir políticas
y tomar decisiones que contribuyan al fortalecimiento y crecimiento
de este sector.
Resulta de gran interés el desarrollo del sector hidroeléctrico
del Departamento debido a los amplios potenciales ambientales,
económicos y sociales que tiene y a los grandes beneficios que esto
representa para Antioquia, ya que genera energía eléctrica sin la
emisión de gases que producen el efecto invernadero (a diferencia
de la producida con combustibles fósiles) y sin interferir con los
demás usos que se den al agua de las cuencas río abajo, promueve la
participación activa de las comunidades alrededor de los proyectos
y su integración social y genera beneficios económicos tanto a los
inversionistas como al Gobierno y las comunidades aledañas.
Adicionalmente, es conocida la importancia de la energía eléctrica
en el desarrollo económico y social del hombre, debido a que es casi
indispensable para la producción industrial y el funcionamiento de
las organizaciones, además contribuye al aumento de la calidad de
vida del ser humano y al desarrollo tecnológico. Por esto, al generar
energía eléctrica se aumenta la calidad y confiabilidad del suministro
lo que supone seguridad y atrae inversión tanto nacional como
extranjera.
Este documento contiene el informe final de dicho trabajo, en
cuanto a: objetivos, alcance, metodología aplicada, identificación
de la capacidad hidroeléctrica clasificada por subregión, potencia
instalada o instalable y nivel de desarrollo, visión estratégica del
desarrollo del sector con énfasis en los asuntos críticos y en las
estrategias de desarrollo y concluye con las consideraciones finales
del trabajo.
17
18
Bird Antioquia
1. Objetivos
1.1 Objetivo general
Estudiar la capacidad hidroeléctrica del departamento de
Antioquia, con el fin de disponer de información suficiente que
permita definir políticas y tomar decisiones que contribuyan al
fortalecimiento y crecimiento de este sector.
1.2 Objetivos específicos
• Realizar un inventario de las centrales hidroeléctricas en
operación, en construcción y en estudio, clasificadas de
acuerdo con su tamaño, su nivel de desarrollo y su distribución
geográfica en las nueve subregiones del Departamento.
• Identificar los factores internos y externos, positivos y
negativos, que inciden en el aprovechamiento de ese
potencial, en particular, el desarrollo de nuevos proyectos y
el impacto que tienen en el sector.
• Identificar los factores críticos que influyen en el
aprovechamiento del potencial y que requieren principal
atención.
• Plantear estrategias para hacer más eficiente y eficaz el
aprovechamiento del potencial hidroeléctrico de Antioquia.
19
20
Bird Antioquia
2. Alcance y método
2.1 Alcance
El trabajo cubre los siguientes aspectos
específicos.
• Inventario de las centrales hidroeléctricas
que están en operación o en construcción
y de las nuevas centrales desarrollables de
acuerdo con los estudios de las entidades
interesadas. Para estas últimas se identifica,
hasta donde es posible, el nivel de los
estudios más avanzados que poseen, a saber:
reconocimiento, prefactibilidad, factibilidad y
diseño.
• El inventario se clasifica en centrales y
proyectos hidroeléctricos según su capacidad
nominal instalada:
- Iguales o mayores de 100 megavatios
- Iguales o mayores de 20 y menores de 100
megavatios
- Menores de 20 megavatios
• En el rango de centrales pequeñas con
potencia entre 5 kilovatios y un megavatio,
aproximadamente, no se realiza el inventario
en términos cuantitativos sino la presentación
de los criterios y las tecnologías aplicables
para su selección e instalación.
• El inventario se presenta distribuido en las
nueve subregiones en que está dividido
el departamento de Antioquia: Valle de
Aburrá, Oriente, Nordeste, Norte, Bajo Cauca,
Magdalena Medio, Urabá, Occidente y
Suroeste.
• Los análisis cruzados entre las variables
enunciadas son para mostrar la interrelación
de las centrales hidroeléctricas en Antioquia
según potencia instalada por subregión,
potencia instalada por nivel de desarrollo y
nivel de desarrollo por subregión.
• Se presenta la demanda de potencia eléctrica
de Antioquia y de Colombia, de acuerdo con
los estudios de la Unidad de Planeación Minero
Energética, UPME, del Ministerio de Minas y
Energía. Se comparan, en términos generales
y cualitativos con el inventario del potencial
hidroeléctrico antioqueño. No se entra en detalles cuantitativos y específicos, porque la satisfacción de esa demanda depende del sistema
interconectado nacional y no exclusivamente
de los recursos hidroeléctricos de esta región.
• De conformidad con los conceptos de los
actores públicos y privados que intervienen
en el desarrollo hidroeléctrico de Antioquia,
se elabora una matriz DOFA con las fortalezas,
debilidades, oportunidades y amenazas del
sector hidroeléctrico en el Departamento.
• Después de identificar las principales acciones
estratégicas que se destacan en la matriz DOFA
para el fortalecimiento del sector, se señalan los
factores críticos de éxito, identificados también
por los actores entrevistados, que más inciden
y más atención prioritaria requieren para el
mejor aprovechamiento y manejo del potencial
hidroeléctrico existente en Antioquia.
• Se presentan algunas consideraciones finales
sobre el objeto del estudio.
21
Potencial Hidroeléctrico de Antioquia. Inventario, perspectivas y estrategias
Una breve mención sobre dos restricciones
que tiene este informe.
El trabajo consistió en la recolección y análisis
de la información disponible en las entidades y
personas vinculadas con el sector hidroeléctrico en
Antioquia. Para el objeto y alcance de este trabajo
no se realizaron nuevos estudios técnicos de campo.
La información recogida en las entidades del
sector hidroeléctrico que actúan en Antioquia
tiene limitaciones tanto en su suministro como en
su presentación, por el carácter estratégico que
representa para esas empresas y organizaciones.
Por esta razón, en este informe sólo se identifican
individualmente las centrales que están en
operación y en construcción. La información de
las demás se presenta en forma agregada según
las variables seleccionadas para el estudio.
Estas dos restricciones que se tuvieron para
el trabajo necesariamente tienen implicaciones
en los resultados y su análisis. Los autores
consideran que los datos totales representan
de modo satisfactorio el orden de magnitud del
potencial hidroeléctrico de Antioquia en 2010. Sin
embargo, pueden existir algunas inconsistencias
menores, debido a que no siempre fue posible
comprobar en detalle la información recibida ni
hacer verificaciones en el campo.
2.2 Método
El método seguido para ejecutar el trabajo
comprendió las siguientes etapas y actividades.
• Realización del inventario, clasificación
y selección de las principales fuentes de
información existentes.
• Realización del inventario de las principales
empresas públicas y privadas vinculadas con
el sector hidroeléctrico en Antioquia.
• Realización del inventario de las centrales
hidroeléctricas en operación.
• Realización del inventario de las centrales
hidroeléctricas que están en construcción.
• Realización del inventario de las centrales
hidroeléctricas que tienen estudios de diseño.
22
• Realización del inventario de las centrales
hidroeléctricas que tienen estudios de
prefactibilidad y factibilidad.
• Realización del inventario de las centrales
hidroeléctricas que están identificadas.
• Se aplicó la siguiente clasificación de centrales
y proyectos hidroeléctricos, según capacidad
nominal instalada:
- Iguales o mayores de 100 megavatios.
- Iguales o mayores de 20 y menores de 100
megavatios.
- Menores de 20 megavatios
• Para el rango de proyectos entre 5 kilovatios y
un megavatio no se hizo inventario cuantitativo
sino la consulta sobre las tecnologías aplicables
y los criterios de selección.
• Se consultaron las proyecciones de demanda
de energía para Colombia y el departamento
de Antioquia elaboradas por la Unidad
de Planeación Minero Energética, UPME,
del Ministerio de Minas y Energía, y por la
Gobernación de Antioquia.
• Elaboración de la matriz DOFA del sector
hidroeléctrico en Antioquia con base en
entrevistas a los representantes de las
principales entidades públicas y privadas del
sector hidroeléctrico del Departamento.
• Análisis de los factores internos (fortalezas
y debilidades) y de los externos (amenazas
y oportunidades) componentes de la matriz
DOFA para identificar su grado de importancia
y seleccionar los que constituyen acciones
estratégicas que se deben emprender si se
pretende fortalecer el sector. A este marco
analítico se adicionan los factores críticos para
el éxito de la gestión, también identificados por
los actores entrevistados, que se constituyen
en asuntos que necesariamente se tienen
que aplicar, mejorar o corregir, si se quiere
desarrollar el sector y cumplir objetivos
acordes con las exigencias del mercado.
• Se presentan algunas consideraciones finales
sobre el aprovechamiento del potencial
hidroeléctrico de Antioquia.
Bird Antioquia
3. Marco Conceptual
3.1 Consideraciones sobre
desarrollos hidroeléctricos
3.1.1 Las centrales hidroeléctricas
como recurso natural escaso y no
renovable
requeridas, es normal que las microcentrales
presenten desventajas en los costos unitarios de
producción de cada kilovatio-hora. Cada proyecto
individual requiere un análisis serio de estas
restricciones para evaluar su factibilidad.
3.1.3 Factibilidad de los proyectos
Una central hidroeléctrica consiste en el
Un proyecto hidroeléctrico necesita estuaprovechamiento de tres recursos naturales:
dios completos de hidrología, hidráulica fluvial,
agua disponible, diferencia de alturas y geología
geomorfología y geotecnia, equipos hidráulicos,
favorable. Los tres recursos, por
equipos eléctricos, métodos de
separado, son abundantes. El
construcción, energía y potencia,
Una central
agua es recurso renovable. Pero el
ambiente, infraestructura, desahidroeléctrica
consiste
conjunto de los tres es un recurso
rrollo local y regional y evaluación
en la producción de
único, escaso y no renovable
financiera. El rigor y la profundidad
energía eléctrica
de estos estudios son, en principio,
3.1.2 Energía firme
igualmente exigentes en todo
mediante el
aprovechamiento, independiente
aprovechamiento de
La energía realmente
del tamaño de la obra.
aprovechable en las microcentrales
tres recursos naturales:
Un proyecto hidroeléctrico
es la que puede garantizarse
agua disponible,
requiere el mayor rigor en sus
con una confiabilidad alta,
diferencia de alturas y
estudios técnicos, ambientales
normalmente no menor del 95%.
geología favorable.
y financieros para determinar la
Se conoce como energía firme
factibilidad de su construcción y
y depende del máximo caudal
operación. En forma coloquial se dice que un
aprovechable de manera estable o continua.
aprovechamiento hidroeléctrico es factible si
En nuestros ríos de montaña son normales
satisface las seis C, a saber: concesión, caudal,
grandes diferencias entre los caudales máximos y
caída, conectividad, confiabilidad y caja.
mínimos, y así el caudal confiable tiende a ser más
pequeño que grande, a menos que se construya
La concesión se refiere al permiso que la autoun embalse de regulación. Por esto y por
ridad ambiental otorga para el aprovechamiento
factores de escala de la inversión y la operación
del recurso hidráulico, permiso para estudio,
23
Potencial Hidroeléctrico de Antioquia. Inventario, perspectivas y estrategias
concesión de aguas o licencia ambiental, según
sea el caso. Esos permisos tienen requisitos y
vigencias diferentes, que dependen del criterio
de la respectiva autoridad.
El caudal se refiere a la disponibilidad de
flujo de agua aprovechable de modo confiable.
Este es uno de los factores más delicados de
un proyecto hidroeléctrico y puede conducir a
decisiones equivocadas cuando no se analiza
adecuadamente en los estudios. Del caudal
máximo que se puede aprovechar de modo
confiable se obtiene la energía firme de la central,
que a su vez es la energía realmente vendible
mediante contratos de largo plazo en el mercado.
El caudal firme por lo general es muy inferior
al promedio y puede provenir de una buena
regulación natural de la cuenca hidrográfica, para
lo cual ésta debe gozar de protección ambiental
efectiva, o de embalses de almacenamiento y
regulación.
La caída es la diferencia de nivel topográfico
aprovechable para producir el salto de agua que
transforme la energía potencial gravitacional
en la energía cinética en la turbina, y ésta en
energía eléctrica en el generador. La caída
topográfica incluye, implícitamente, las buenas
condiciones geológicas del terreno que permitan
la construcción y la operación de las obras del
proyecto de manera segura.
La conectividad se refiere a la disponibilidad
de obras de infraestructura cercanas a la obra del
proyecto para la conexión eléctrica, que permita
transportar la electricidad generada, y carreteras
que permitan el ingreso de equipos, materiales y
personas para la construcción y operación.
La confiabilidad corresponde a la calidad
de los estudios técnicos y financieros que
demuestren la factibilidad de la obra.
La caja identifica los recursos financieros
necesarios para la inversión y operación.
Los proyectos hidroeléctricos que poseen
buenas condiciones naturales de caudal, caída,
24
geología y conectividad son recursos naturales
escasos y no renovables, que requieren cuidado
sumo en el momento de definirse su construcción.
Los proyectos hidroeléctricos con embalse
y potencia alta requieren consideraciones
cuidadosas. Los sitios aptos para construir
obras con estas características son escasos y no
renovables, por lo cual, en principio, no deben
desaprovecharse con proyectos de menor
capacidad. Además, deben desarrollarse en
forma prioritaria, porque aplazar su construcción
aumenta los costos y se pierden beneficios para
municipios, las regiones y para el sector. Por otro
lado, esos embalses causan notables impactos
ambientales por las tierras que inundan. Estos
impactos ambientales aumentan a medida que
esas áreas se van desarrollando y aprovechando
para otros usos, y, en consecuencia, la decisión
de construir los embalses se vuelve más difícil de
tomar con el tiempo.
3.1.4 Ventajas de las centrales
hidroeléctricas pequeñas
Las centrales hidroeléctricas con potencia
menor de 20 megavatios tienen ventajas
porque, de acuerdo con la regulación vigente
en Colombia, no pagan prima de respaldo por
potencia y pueden colocar libremente su energía
en el sistema eléctrico interconectado nacional.
Estas dos ventajas son importantes como se
explica a continuación.
El respaldo de potencia es la capacidad de
generación que se encuentra disponible para
atender la demanda de electricidad en Colombia
en casos de fallas de otras unidades, pero que
no es necesaria para atender esa demanda en
condiciones normales. Cuando se opera una
planta generadora que no pertenezca al conjunto
de respaldo, su propietario debe pagar una tarifa
por cada unidad de energía que produzca. El
dinero captado por este concepto se transfiere
a las centrales de respaldo. Es poco frecuente
que las centrales pequeñas califiquen para ser
Bird Antioquia
Marco Conceptual
centrales de respaldo y, por tanto, deben pagar
esa tarifa, excepto si su capacidad es menor de
20 megavatios.
La colocación de energía es el permiso que
el Centro Nacional de Despacho otorga a cada
central de generación de producir hasta que se
satisfaga la demanda nacional de energía. Este
permiso se otorga hora a hora cada día y en orden
ascendente de los costos de generación de cada
planta. Las centrales menores de 20 megavatios
están exentas, de acuerdo con la ley, de esa
condición y por ello su energía puede entrar
directamente al sistema.
La aceptación de las centrales pequeñas ha
cambiado con el tiempo. Hace varias décadas
eran muy utilizadas como solución del suministro
de electricidad para municipios aislados. Luego,
con la construcción del sistema interconectado
nacional y las economías de escala de las grandes
centrales, cayeron en desuso. Ahora vuelven a
considerarse como alternativa de generación,
tanto dentro del sistema interconectado nacional,
como si operan aisladas de éste.
ventajas propias de su naturaleza. Las oficiales
tienen beneficios tributarios y facilidades de
coordinación con el resto del Estado. Las privadas
tienen ventajas en los regímenes laborales y
contractuales.
Las políticas de segur idad nacional
desarrolladas durante la última década han
permitido volver a entrar en zonas de conflicto
en Antioquia, para emprender estudios y obras
de proyectos hidroeléctricos.
El IPSE, Instituto de Planificación y Promoción
de Soluciones Energéticas en zonas no
interconectadas (antiguo Instituto Colombiano
de Energía Eléctrica, ICEL), debería ser una
oportunidad para el desarrollo energético de
zonas de Antioquia, pero en la actualidad no
se ve su presencia. El IPSE está promoviendo la
construcción en zonas no interconectadas, en
sitios con deficientes infraestructuras viales y en
otros con problemas de orden público.
Las autoridades ambientales encargadas de
regular y controlar el aprovechamiento de los
recursos naturales, en particular el agua, son el
Ministerio del Ambiente, Vivienda y Desarrollo
3.1.5 Asuntos institucionales
Territorial y las corporaciones autónomas
regionales. Estas han desarrollado una normativa
Hasta la década de 1990 el desarrollo hidrorelativamente buena, aunque adolece de falta
eléctrico de Antioquia lo hicieron entidades
de homogeneidad en los criterios de definición
oficiales grandes como Empresas Públicas de
y de aplicación, como resultado de la autonomía
Medellín e Interconexión Eléctrica S. A. Desde
que la Constitución de Colombia otorga a las
finales de los noventa, después de la promulcorporaciones. En general, se
gación de las leyes 142 y 143 de
requiere que el Ministerio y las
1994, empezaron a aparecer emDesde
finales
de
los
corporaciones se coordinen entre
presas privadas nuevas, medianas
años
noventas,
después
sí para homogeneizar los requisitos
y pequeñas, para participar en el
de la promulgación de
p a r a p e r m i s o s d e e s t u d i o,
aprovechamiento de los recursos
las
leyes
142
y
143
de
concesión de agua y licencia
hidroeléctricos, lo cual ha aumenambiental de aprovechamientos
tado la oferta de recursos para
1994, nuevas empresas
hidroeléctricos y ser más exigentes
esos proyectos.
privadas participan
respecto a la información y la
Hay diferencias entre las
en el desarrollo
calidad de los estudios que
empresas oficiales y las empresas
hidroeléctrico de
presentan los interesados en esos
privadas que intervienen en el
Antioquia.
aprovechamientos.
sector. Cada una de ellas tiene
25
Potencial Hidroeléctrico de Antioquia. Inventario, perspectivas y estrategias
3.1.6 Consideraciones ambientales
participativa promueve la presencia activa de la
comunidad en los proyectos de desarrollo, con
capacidad de intervención. En Antioquia se ha
desarrollado una cultura en este sentido que,
en términos generales, es favorable para los
proyectos hidroeléctricos.
Co m o t o d o p ro ye c t o q u e i m p l i q u e
aprovechar recursos naturales, las centrales
hidroeléctricas deben cumplir con todos los
requisitos de protección ambiental. En cuando
al aprovechamiento de aguas, deben respetarse
Así mismo, se requiere complementar la
los demás usos de consumo aprobados para
aplicación
de las normas de uso de los recursos
la cuenca. Igualmente, preservar el llamado
naturales, con la creación de un ambiente
“caudal ecológico”, que es la cantidad mínima
educativo y cultural de los usuarios de dichos
de agua que debe permitirse fluir libremente
recursos, para que se cree sentido de pertenencia
por el lecho de la corriente aguas abajo de las
y compromiso para su sostenibilidad.
obras. Deben controlarse los impactos negativos
El mundo cuestiona la generación eléctrica
que estas centrales puedan causar en los suelos,
con combustibles fósiles por la
en los usos agropecuarios y en
emisión de dióxido de carbono,
la infraestructura de la región.
que tiene incidencia en el efecto
Deben protegerse las poblaciones
Se debe trabajar con
invernadero y el cambio climático.
humanas vulnerables contra los
la comunidad para
Las centrales hidroeléctricas son
riesgos económicos y sociales que
generar beneficios
una alternativa buena, dado su
puedan sufrir por la realización de
y mitigar impactos
bajo impacto ambiental, porque
estas obras.
que se originan en los
evitan la emisión de gases, en
La Ley 99 de 1993 establece
proyectos. Es altamente
particular, los que producen efecto
el régimen fundamental sobre
positivo el trabajo
invernadero y calentamiento
el manejo ambiental de los
ambiental
y
social
con
ambiental.
recursos naturales. Su aplicación
las comunidades
El uso del agua en proyectos
se reglamenta por el Ministerio y
hidroeléctricos
no compite con
por las corporaciones mediante
los usos consuntivos de agua en
decretos, resoluciones y otras
las
cuencas,
como
los acueductos y los distritos
normas. Es usual encontrar insatisfacción por
de riego que se encuentren aguas abajo de las
parte de empresas y entidades que consideran
descargas de las centrales.
los requisitos ambientales demasiado exigentes.
Y por parte de las corporaciones que encuentran
3.1.7 Estudios e información de
poco acatamiento a esas normas por algunos de
hidrología
esos agentes. La buena formulación de las normas
ambientales y su cumplimiento es indispensable
En Antioquia hay buena información
para el buen desarrollo del sector hidroeléctrico.
hidrológica disponible, gran parte es del
En las consideraciones ambientales tiene
importancia lo social. Se debe trabajar con la
comunidad para generar beneficios y mitigar
impactos que se originan en los proyectos.
El trabajo ambiental social es positivo, no es
conveniente concertar la ejecución de los
proyectos como tampoco la identificación de los
impactos, pero sí su mitigación. La democracia
26
Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios
Ambientales, IDEAM, que está disponible para
todos los usuarios. Tiene el inconveniente de la
lentitud en el procesamiento de la información
de campo, por falta de recursos del Instituto.
Además de éste, las empresas grandes (EPM
e ISAGEN) recogen y procesan información
hidrológica con sus propias redes hidrométricas.
Bird Antioquia
Marco Conceptual
Para estas entidades la información hidrológica
tiene carácter estratégico y les ha significado altos
costos para su consecución, razones por las cuales
se resisten a entregarla para uso de terceros.
no contemplen la construcción de los proyectos
en el corto plazo guarden los estudios y busquen
mecanismos para evitar que otras entidades
accedan a esos aprovechamientos. Esta práctica
puede constituir abuso de posición dominante,
Debe fortalecerse el IDEAM para que genere
ya que tiene el efecto dañino de evitar el aprooportunamente la información adecuada.
vechamiento oportuno de centrales que podrían
Además, como en el país la normativa permite a
generar energía para el país y beneficios para las
los agentes el libre acceso a los proyectos, se hace
regiones. La consideración de la competencia
necesario buscar un mecanismo que permita el
por los proyectos hidroeléctricos no puede ser
uso de la información hidrológica de las empresas
la que prime en estos casos, porque lo deseable
citadas, para el beneficio del sector.
es que los aprovechamientos se construyan de
La cobertura de las redes hidrométricas para
una manera racional. El recurso hidroeléctrico
medición de lluvias y caudales no es suficiente
pertenece al país, no a quien hace estudios sin
para todas las cuencas y, muy especialmente,
comprometerse con la realización del proyecto.
para las subcuencas o microcuencas donde
La propiedad sobre un proyecto
se puede aprovechar potencial
la definen la concesión de aguas
h i d ro e l é c t r i co. E s to o b l i g a
Debe encontrarse
y la licencia ambiental, durante
a estudios cuidadosos de
un mecanismo
su vigencia legal. No la definen
regionalización de la información
ágil que permita
los estudios previos que se hayan
hidrológica. Algunas entidades,
desarrollar proyectos
realizado.
en particular la Facultad de Minas
hidroeléctricos
cuando
Parte de la solución al problede la Universidad Nacional de
la
entidad
dueña
ma expuesto puede consistir en
Colombia y Corantioquia han
aprovechar estudios previos de
de
los
estudios
no
trabajado en la construcción
los proyectos, que se pueden comtenga intención de
de modelos teóricos para dicha
pletar y actualizar. Obviamente,
regionalización.
construirlos en el corto
deben respetarse derechos patriplazo.
Deben cuidarse los caudales
moniales y de autor que existan
ecológicos requeridos aguas
sobre esos estudios.
abajo de los aprovechamientos
hidroeléctricos. Pero no hay criterios objetivos
3.1.9 Necesidad de coordinar el
suficientemente rigurosos para su determinación.
aprovechamiento del agua en
Las autoridades ambientales deben realizar
Colombia
estudios detallados y estos estudios deben
Las entidades responsables por la regulación
considerar las necesidades de agua para consumo
y control del aprovechamiento de los recursos
humano, preservación de la vida en las corrientes
hidroeléctricos en Colombia son numerosas,
y sus riberas y mantenimiento de las condiciones
diversas en su objeto y competencia y desiguales
sanitarias. La práctica usual de establecer el
en los criterios de aplicación de las normas. El
caudal ecológico como un porcentaje del caudal
sector hidroeléctrico, en particular las empresas
promedio no es técnicamente aceptable.
antioqueñas, han propuesto para ese fin la
3.1.8 Competencia por los proyectos
creación de la Agencia Nacional de Electricidad,
que regule y controle el aprovechamiento óptimo
Es común que las entidades que han realizado
de los recursos hidroeléctricos. No hay claridad
estudios para el uso del potencial hidroeléctrico y
27
Potencial Hidroeléctrico de Antioquia. Inventario, perspectivas y estrategias
si esta iniciativa es compatible con la Agencia
Nacional del Agua que ha propuesto el Gobierno
nacional.
3.2 Los proyectos
hidroeléctricos y el
desarrollo regional
Con excepción del Valle de Aburrá, los
municipios antioqueños son y seguirán siendo
rurales, lo cual significa que en su desarrollo
continuarán prevaleciendo las condiciones
agrarias, pecuarias y mineras. Esto condiciona,
en el buen sentido de la palabra y con hondo
significado positivo social y cultural, la forma de
concebir el desarrollo local y regional.
El Plan Estratégico de Antioquia, Planea,
propone para el departamento de Antioquia
un modelo de desarrollo que se basa en los
siguientes conceptos: visión de un nuevo
ruralismo, que trasciende lo agrícola, pecuario y
minero, pero sin descuidarlos; establecimiento
de unidades productivas locales, susceptibles
de encadenamientos, y proyectos de desarrollo
innovadores que aprovechen recursos naturales.
El nuevo ruralismo es una visión del desarrollo
del campo basado en conservar las fuentes
tradicionales agrícola, pecuaria y minera
agregándoles nuevas líneas de producción
no convencionales, manufactureras y de
servicios, como oportunidades potencialmente
aprovechables. Los municipios donde predomina
la producción rural deben conformar núcleos
autónomos de desarrollo autosostenible.
El Instituto Interamericano de Cooperación
para la Agricultura, IICA, expresa: “Los cambios
sociales, económicos, culturales y políticos
que se vienen operando como producto de la
mundialización afectan a la agricultura y al medio
rural. Estos cambios ofrecen oportunidades y
1
28
retos que se expresan en nuevas demandas,
que pueden contribuir a mejorar las condiciones
de inequidad y de sostenibilidad del medio
ambiente problemas de urgente atención para
nuestra sociedad. La aproximación a la ruralidad
desde una perspectiva del territorio, de las
interrelaciones rural-urbano y de las múltiples
opciones que ofrece, tanto en el ámbito agrícola
como en el no agrícola, nos proporciona múltiples
oportunidades para contribuir al desarrollo,
desde lo rural”1.
La formación profesional de la población
rural es un factor necesario para conseguir el
desarrollo propuesto dentro del modelo del
nuevo ruralismo. Las universidades regionales y
las sedes descentralizadas de las universidades
centrales tienen un papel muy importante en
la formación de profesionales provenientes del
campo y que permanezcan en él para apoyar
el desarrollo. También, como centro de asesoría
y consultoría para las iniciativas productivas
rurales.
Las centrales hidroeléctricas cumplen con
todos los requisitos anteriores como factores de
productividad para el campo y, en consecuencia,
deben convertirse en factores de desarrollo local
y regional para Antioquia. Sin embargo, ello no
es automático, depende de la voluntad y de la
gestión política de los dirigentes seccionales
y municipales y su concertación con el sector
privado.
3.2.1 Beneficios para los municipios
Las centrales hidroeléctricas son fuente
de múltiples beneficios para la región y los
municipios donde se establezcan. Los principales
son los siguientes.
• Generan para sus dueños ingresos por ventas
de electricidad. Si los socios de la central
son personas o entidades de la región,
Instituto Interamericano de Cooperación para la Agricultura, IICA. “El Desarrollo Rural Sostenible en el Marco de una Nueva Lectura
de la Ruralidad”. Ciudad de Panamá. marzo, 2000.
Bird Antioquia
Marco Conceptual
en particular si son centrales
•El mantenimiento y operación
Las centrales
pequeñas, dichas utilidades se
de la central requiere servicios
hidroeléctricas
son
quedan en ella, Los municipios
de mano de obra capacitada
fuente de múltiples
pueden entrar como socios
y de talleres de mecánica y de
beneficios para la
directos en los proyectos de
electricidad que generan empleo
las microcentrales y para ello
y desarrollo en los municipios.
región y los municipios
la Empresa de Generación
donde se establezcan.
•Las centrales pueden ayudar en
y Promoción de Energía de
la desconcentración del conociAntioquia, EMGEA, y el IDEA
miento profesional y tecnológico
tienen esquemas de fomento
hacia las zonas rurales, gracias a las universiy crédito. Sin embargo, deben ser cuidadosos
dades regionales y a las sedes universitarias
con esas decisiones, porque el objeto del
descentralizadas. Si la formación superior no
municipio es el bienestar y seguridad de
llega al campo, nunca habrá desarrollo.
la comunidad y, por tanto, sus recursos
financieros deben orientarse de manera
3.3 Mecanismos de Desarrollo
prioritaria a cumplir sus fines institucionales,
Limpio
como son la educación, la salud, la seguridad
y demás servicios de carácter social para la
El protocolo de Kyoto obliga a los países que
población.
contaminan con emisiones de gases que pro• Pueden producir regalías para los municipios y
las corporaciones regionales. De acuerdo con
la Ley 99 de 1993, las empresas generadoras
de energía hidroeléctrica cuya potencia nominal instalada total supere los 10.000 kilovatios,
deben transferir el 6% de las ventas de energía
por generación propia, liquidadas al valor de la
venta de electricidad en bloque, y se entregan
así: el 3% para las corporaciones autónomas
regionales que tengan jurisdicción en el área
de la cuenca hidrográfica y el 3% para los municipios y distritos localizados en la cuenca.
• Producen ingresos municipales por impuestos
predial y de industria y comercio.
• Como unidades de generación eléctrica
cercanas a los centros de consumo no
requieren inversiones y cargos de transmisión
y reducen el impacto ambiental.
• Las microcentrales pueden ser factor promotor
de desarrollo. Esta energía limpia y barata
puede facilitar, mediante los encadenamientos
productivos, el establecimiento en la región de
empresas manufactureras o industrias de base
agrícola, ganadera o minera.
ducen efecto invernadero a compensar dicha
contaminación, bien sea desarrollando de forma
directa otros proyectos que controlen nuevas
emisiones o ayudando a financiar en otros países,
declarados como no contaminantes, proyectos
que cumplan este mismo propósito. Para el clima global no es relevante dónde se producen
las reducciones de gases de invernadero. Esta
financiación se realiza mediante la compraventa
de certificados de reducción de emisiones. El
procedimiento aquí descrito se conoce como el
Mecanismo de Desarrollo Limpio, MDL y está consagrado formalmente en el protocolo de Kyoto.
En el mundo se lanzan a la atmósfera 6.500
millones de toneladas de dióxido de carbono
por año. Colombia podría ayudar al planeta a
reducir esa cifra en 18 millones de toneladas
por año, mediante 146 proyectos que tiene
identificados. En 2009 el país ya había vendido en
el mercado internacional los beneficios de ocho
de ellos, que redujeron emisiones en un millón
de toneladas entre 2007 y 2009. El precio de cada
tonelada evitada de dióxido de carbono en 2010
ha oscilado entre 5 y 10 euros.
29
Potencial Hidroeléctrico de Antioquia. Inventario, perspectivas y estrategias
La Tierra, idealmente, debe mantener un
equilibrio entre el calor recibido del Sol y el
que irradia hacia el espacio, de tal manera que
la cantidad acumulada sea constante. En la
realidad no es así. Cuando la emisión es mayor
que la recepción, el planeta se enfría. Y cuando el
calor emitido es menor, se calienta. Actualmente
estamos en una fase de calentamiento, debido a
ciertos gases contaminantes que se acumulan
en la atmósfera y dificultan la irradiación del
calor. Este proceso se conoce como el efecto
invernadero, y los gases que lo causan son,
principalmente, el dióxido de carbono, el metano
y el óxido nitroso.
Consiste en que los países contaminantes
desarrollen proyectos que eviten los gases de
efecto invernadero o financien proyectos de esa
clase en los países no contaminantes. Para el
clima global no es relevante dónde se producen
las reducciones de gases de invernadero. Esta
financiación se realiza mediante la compraventa
de certificados de reducción de emisiones o
reducciones certificadas de emisiones, RCE.
Una de las instalaciones más contaminantes
con dióxido de carbono es una planta de
generación de electricidad que consuma carbón,
y, por esa razón, se le utiliza como patrón de
comparación. Por ejemplo, una central de
carbón de diez megavatios, que
es suficiente para atender las
El Mecanismo de
viviendas de una población entre
diez y quince mil habitantes,
Desarrollo Limpio es
puede producir cien mil toneladas
un instrumento que
de dióxido de carbono por año.
consiste en que los
Entonces, un proyec to que
países contaminantes
produzca o utilice energía limpia
desarrollen proyectos
evitará la emisión de carbono en
que eviten los gases de
forma proporcional a esa cantidad.
Este calentamiento se inició
hacia 1850 como consecuencia
de la industrialización. Desde
entonces, hasta 2000, la
temperatura promedio del planeta
ha aumentado un grado Celsius,
lo que ha causado deshielo en
los polos y glaciares, aumento
del nivel del mar, alteración
de los procesos atmosféricos,
efecto invernadero o
incremento de frecuencia y fuerza
En Antioquia se han tenido
financien
proyectos de
de huracanes, mayor intensidad
buenas experiencias. Empresas
esa clase en los países
de lluvias y disminución en los
Públicas de Medellín ha vendido
caudales medios de los ríos. Si
no contaminantes
b o no s d e l a cent ra l e ól i c a
el efecto invernadero continúa
Jepírachi e invertido parte de los
acentuándose se teme que la
ingresos en obras de beneficio
temperatura promedio del planeta aumente
de la comunidad wayúu y avanza en el proceso
otros tres grados Celsius en los próximos cien
de vender la reducción de emisiones de las
años, lo que tendría consecuencias catastróficas2.
centrales La Vuelta y La Herradura. Generadora
Los países que suscribieron en 1998 el
protocolo de Kioto se comprometieron a reducir
el total de sus emisiones de esos gases en no
menos de 5% respecto al nivel de 1990 en el
período comprendido entre el año 2008 y el 2012.
El Mecanismo de Desarrollo Limpio es uno de
los instrumentos acordados para ese propósito.
2
30
Unión ha vendido reducción de emisiones de
la hidroeléctrica Agua Fresca, en Jericó, y ha
cedido al municipio el 20% de esos ingresos,
con los que se ha sostenido el jardín botánico.
También ha vendido las emisiones evitadas en
la hidroeléctrica Amoyá, Tolima, y le ha cedido
a la comunidad una parte importante de los
Germán Poveda Jaramillo. “Cambio Climático y Cambio Ambiental: Causas, Efectos y Retos para Colombia y el Mundo”. IX Jornada de
Investigación, Universidad Católica de Oriente. Rionegro, octubre de 2009
Bird Antioquia
Marco Conceptual
ingresos. Colinversiones está tramitando la venta
de reducción de emisiones de Hidromontañitas
y se propone invertir parte de los ingresos en
protección ambiental de la cuenca del río Grande.
La cesión a la comunidad de una parte de los
ingresos por la venta de los RCE genera desarrollo
y bienestar en la zona, facilita el proceso de
aprobación y negociación de los certificados y
reduce el componente de riesgo del país en los
créditos para los proyectos.
3.4.2 Microcentrales
Capacidad instalada entre 5 y 50 kW, operación
a filo de agua, aplicable a zonas no interconectadas o casos aislados de zonas interconectadas. La
planta típica para el análisis corresponde en este
caso a una central de 50 kW.
3.4.3 Minicentrales
Esta venta de certificados de reducción de
emisiones de dióxido de carbono representa
una buena oportunidad de ingresos y beneficios
sociales para Antioquia, en especial si se
aprovecha con las pequeñas y medianas centrales
hidroeléctricas.
Capacidad instalada entre 50 y 500 kW,
operación a filo de agua, aplicable a zonas
no interconectadas o casos aislados de zonas
interconectadas. La planta típica para el análisis
corresponde en este caso a una central de 500
kW. En este caso se evaluaron dos centrales una
para saltos del orden de los 60 m y otra de baja
caída para saltos del orden de los 4 m.
3.4 Clasificación de las centrales
hidroeléctricas
3.4.4 Pequeñas Centrales
Hidroeléctricas (PCH)
Aun cuando existen muchas variantes en
la definición de configuración o esquema de
los proyectos, la Unidad de Planeación Minero
Energética del Ministerio de Minas y Energía
adoptó la clasificación siguiente que sugiere
la Organización Latinoamericana de Energía
(OLADE) para las centrales hidroeléctricas3.
3.4.1 Picocentrales
Capacidad instalada entre 0,5 y 5 kW, operación a filo de agua, aplicable a zonas no interconectadas o casos aislados de zonas interconectadas. La planta típica para el análisis corresponde
en este caso a una central de 5 kW de capacidad.
Capacidad instalada entre 500 y 20.000 kW,
operación a filo de agua, aplicable a zonas no
interconectadas y zonas Interconectadas (sin
posibilidad de participar en el despacho eléctrico). La planta típica para el análisis corresponde
en este caso a una central de 10000 kW (1 MW)4.
3.4.5 Centrales Hidroeléctricas (CH)
Capacidad instalada mayor de 20 MW, aplicable
a zonas interconectadas, con participación
obligada en el despacho eléctrico. Las plantas
típicas para el análisis corresponden en este caso
a centrales de 200 MW y 600 MW.
3
República de Colombia, Ministerio de Minas y Energía, Unidad de Planeación Minero-Energética, Costos Indicativos de Generación
Eléctrica en Colombia. Bogotá. 416 páginas. C-I-1759-00-01 abril de 2005 3.10, página 4-10. http://www.siel.gov.co/Siel/Documentos/
documentacion/Generacion/Costos_Indicativos_Generacion_EE.pdf
4
El documento citado presenta una inconsistencia, pues define las PCH en el rango de 500 a 10.000 kW, pero luego aplica la definición
también para centrales entre 10.000 y 20.000 kW
31
32
Bird Antioquia
4. Reseña del sector
hidroeléctrico en
Antioquia
4.1 Sinopsis histórica
En 1895 se fundó en Medellín la Compañía
Antioqueña de Instalaciones Eléctricas, como
empresa mixta. Los socios eran el Departamento
de Antioquia, el Municipio de Medellín y algunos
particulares. Empezó a operar en 1898 con la
prestación del servicio de alumbrado público con
lámparas eléctricas, instaló las primeras unidades
generadoras en la quebrada Santa Elena y una
planta eléctrica movida con vapor.
En 1920, el Municipio de Medellín adquirió la
propiedad de los servicios locales de electricidad,
teléfonos y acueducto, con lo cual municipalizó
los servicios públicos. Con esos activos conformó
las Empresas Públicas Municipales.
Esta empresa emprendió el desarrollo de
centrales mayores, iniciando con Guadalupe I,
que entró en servicio en 1932, y Guadalupe II,
en 1949.
En 1940 se conformó la Empresa de Energía
de Medellín, mediante la escisión de la empresa
municipal. La nueva empresa continuó el
desarrollo hidroeléctrico de Antioquia con las
centrales Guadalupe III y Mocorongo (en el río
Grande).
Las décadas de 1950 y 1960 fueron prolíficas
en la creación de entidades que se dedicaban a
generar y distribuir energía eléctrica en algunas
zonas de Antioquia. En agosto de 1950 se creó
la Empresa de Energía Eléctrica de Támesis Ltda.
En julio de 1951 nació la Empresa de Energía
Eléctrica de Puerto Berrío S. A. En 1961 se
conformó el Circuito Eléctrico de Oriente S. A.
También se organizaron el Circuito Eléctrico de
Sinifaná y el Circuito Eléctrico de Suroeste S. A.
En febrero de 1959 se creó la Electrificadora
d e Ant i o q u i a S . A . , E A S A . É s t a co m p ró
paulatinamente, entre 1972 y 1981, las cinco
empresas mencionadas.
En agosto de 1955 se creó Empresas Públicas
de Medellín, establecimiento público descentralizado del orden municipal, de propiedad del Municipio, para prestar los servicios de electricidad,
teléfonos, acueducto y alcantarillado.
En abril de 1979, las Empresas Públicas de
Medellín tenían una capacidad instalada de
979 megavatios, más el 25% de la propiedad
de Interconexión Eléctrica S.A., ISA, y proveían
electricidad a Medellín, los otros nueve municipios
del Valle de Aburrá y cinco municipios en la zona
de sus centrales. También vendían energía en
bloque a diez municipios que la distribuían
directamente. Además, a través del Sistema
Interconectado Nacional, EPM atendía demandas
de electricidad en todo el país, en particular en
departamentos donde había déficit. En el anexo
1 se detallan las centrales hidroeléctricas que
33
Potencial Hidroeléctrico de Antioquia. Inventario, perspectivas y estrategias
en ese momento tenían en operación Empresas
Públicas de Medellín e Interconexión Eléctrica S.
A. en Antioquia.
los mantenimientos, decisiones de expansión y
operación equivocadas y atentados guerrilleros.
EPM cumplió un papel decisivo en la mitigación
En 1981 la Electrificadora de Antioquia atendía,
de la crisis, proponiendo reformas estructurales,
directamente o mediante las empresas asociadas,
optimizando sus circuitos de distribución y
82 de los 118 municipios del departamento. Para
aumentando la generación.
ello compraba energía en bloque o la generaba
Entre 2006 y 2008 se unificó el servicio
en las cinco centrales hidroeléctricas que poseía, a
eléctrico en Antioquia mediante fusión de
saber; Río Abajo (en el municipio de San Vicente)
Empresas Públicas de Medellín con la Empresa
con 1.000 kilovatios; Río Sonsón (en Sonsón) con
Antioqueña de Energía, EADE, para atender 123
4.500 kilovatios; Río Piedras (municipio de La Ceja)
municipios y coordinar políticas de expansión,
con 670 kilovatios; La Rebusca (en San Roque)
operación y mantenimiento. El impacto más
con 700 kilovatios; Caracolí (en
visible fue la unificación gradual
el municipio del mismo nombre)
de las tarifas en todo el territorio,
Entre 2006 y 2008
con 4.000 kilovatios, y Río Frío (en
mediante un aumento del 8% en el
se unificó el servicio
Támesis) con 1.200 kilovatios5.
Valle de Aburrá y disminución del
eléctrico en Antioquia
El Estudio del Sec tor de
26% en el resto del Departamento.
mediante
fusión
de
Energía Eléctrica entregado en
Hoy, Colombia tiene 13.279
Empresas Públicas de
1979 por Planeación Nacional,
megavatios instalados. De éstos,
Medellín con la Empresa
estimaba que Colombia tenía un
3.803 están en Antioquia y 2.204
Antioqueña de Energía.
potencial de 93.085 megavatios,
pertenecen a EPM. En la próxima
de los cuales 23.556 megavatios
década se completarán las
estaban en Antioquia6. La década
centrales Porce III, Hidroituango
de 1980 se caracterizó por una rápida expansión
y Porce IV. Además, Antioquia ha emprendido
del sistema de generación hidroeléctrica. En
nuevamente la construcción de microcentrales
Antioquia se construyeron las centrales Playas,
hidroeléctricas.
Jaguas, San Carlos, Guadalupe IV, Niquía y La
Se destaca la presencia de varias entidades
Tasajera; estas dos últimas, correspondientes al
nuevas, tanto públicas como privadas, dedicadas
aprovechamiento múltiple del río Grande.
al aprovechamiento del potencial hidroeléctrico
Entre marzo de 1991 y mayo de 1992 ocurrió en
del departamento y del país. Este hecho le ha
Colombia un duro racionamiento de electricidad.
dado una mayor dinámica a este sector. Algunas
En ese momento el país tenía 8.356 megavatios
de ellas son las siguientes: Compañía Colombiana
instalados, de los cuales el 78% era hidroeléctrico
de Inversiones S.A. E. S. P., Colinversiones;
y el 22%, termoeléctrico. Las causas principales
Empresa de Generación de Energía de Antioquia
fueron retrasos en centrales, mayor demanda
S. A. E. S. P., Emgea; Generadora Unión S. A. E. S. P.;
de energía que lo proyectado, disminución de
Hidroeléctrica Ituango S. A. E. S. P.; Hidroturbinas
caudales de agua en los ríos, baja disponibilidad
Delta S. A.; HMV Ingenieros Ltda; Instituto para el
de centrales termoeléctricas por deficiencias en
Desarrollo de Antioquia, IDEA; Integral S. A.
34
5
Departamento de Antioquia, Electrificadora de Antioquia S. A. y Asesorías e Interventoría, AEI. Estudio técnico económico del servicio
de energía eléctrica en Antioquia. Medellín, 1983
6
República de Colombia, Departamento Nacional de Planeación. Estudio del sector de energía eléctrica, ESEE. Bogotá, 6 volúmenes.
1979
Bird Antioquia
Reseña del sector
4.2 Entidades consultadas en
este trabajo
Las entidades consultadas para el desarrollo
de este trabajo son las siguientes:
• Compañía Colombiana de Inversiones
S.A. E. S. P., Colinversiones. Fue fundada
en octubre de 2001, de la escisión de la
Compañía Colombiana de Tabaco. En 2008
decidió enfocar su negocio en inversiones
en energía. A finales de 2009 se fusionó por
absorción con Generar S. A. E. S. P., Meriléctrica
S.A., Meriléctrica S.A. & Cía. S.C.A. E.S.P.,
Compañía Colombiana de Energía S.A. S. e
Hidromontañitas S.A. E. S. P. Adicionalmente,
adquirió la Empresa de Energía del Pacífico S.
A., EPSA.
• Empresa de Generación de Energía de Antioquia S.A. E. S. P., Emgea. Empresa fundada en
octubre de 2008. Su objeto es la promoción
de proyectos de generación de energía eléctrica en Antioquia, con participación a inversionistas privados, municipios y promotores,
contribuyendo de esta manera al desarrollo
de Antioquia. • Empresas Públicas de Medellín E. S. P.
Fueron creadas el 6 de agosto de 1955 como
establecimiento público autónomo mediante
la escisión del Municipio de Medellín de los
servicios de energía, acueducto, alcantarillado
y teléfonos. En 1989, se incluyó en sus
estatutos el manejo y mejoramiento del medio
ambiente como parte del objeto social de EPM
y cambió el nombre del servicio telefónico
por el de telecomunicaciones. Este servicio
fue escindido en 2007, constituyéndose la
filial UNE EPM Telecomunicaciones. Desde
enero de 1998, EPM fue transformada en
empresa industrial y comercial del Estado, y
hoy, para el ejercicio de sus actividades, se
encuentra sometida a las disposiciones de la
ley comercial.
• Generadora Unión S. A. E. S. P. Se constituyó en
junio de 1995, como una empresa de gestión y
conocimiento en el sector de energía eléctrica.
Se ha convertido en importante empresa
nacional en la estructuración de pequeñas
y medianas centrales hidroeléctricas y de
proyectos de Mecanismo de Desarrollo Limpio
en el sector eléctrico colombiano.
• Hidroeléctrica Ituango S.A. E. S. P. Sociedad
creada en diciembre de 1997. Su objeto es la
promoción, diseño, construcción, operación,
mantenimiento y comercialización de la
energía de la Central Hidroeléctrica Ituango
en el país y en el exterior.
• Hidroturbinas Delta S.A. Empresa dedicada a
prestar servicios de búsqueda y evaluación
de potenciales hidroeléctricos, desarrollo de
centrales hidroeléctricas de pequeña escala,
propias y de terceros, y suministro de equipos
electromecánicos.
• HMV Ingenieros Ltda. Empresa creada
mediante la fusión de Hidroestudios S.A.,
fundada en 1960, dedicada a la ingeniería civil
y ambiental, generación hidráulica, manejo de
aguas y proyectos de infraestructura, y Mejía
Villegas S. A., fundada en 1973, entidad de
servicios al sector eléctrico.
• Instituto para el Desarrollo de Antioquia,
IDEA. Establecimiento público de carácter
departamental descentralizado de fomento y
desarrollo, con personería jurídica, autonomía
administrativa y patrimonio independiente.
Fue creado en 1964 por ordenanza de la
Asamblea de Antioquia. Su objeto es cooperar
en el fomento económico, cultural y social,
mediante la prestación de servicios de
crédito, garantía y otros, en favor de obras de
servicio público que se adelanten en el país,
de preferencia las de índole regional, las de
interés común de varios municipios y las de
carácter municipal.
35
Potencial Hidroeléctrico de Antioquia. Inventario, perspectivas y estrategias
• Integral S. A. Empresa de ingeniería fundada en
1955, dedicada al estudio, diseño, supervisión
de obras, asesoría y gerencia de proyectos
civiles, electromecánicos y ambientales,
desarrollo de proyectos de sistemas de
información geográfica y consultoría para
estudios de gestión de riesgos. También se
ocupa en proyectos de construcción para el
sector industrial y en el desarrollo de proyectos
mediante contratos IPC (Ingeniería, Procura
y Construcción), en particular proyectos
hidroeléctricos.
• Isagén S.A. E. S. P. Empresa creada en 1993
como resultado de la escisión de Interconexión
Eléctrica S.A., ISA. Empresa dedicada a la
generación de energía, la construcción de
proyectos y la comercialización de soluciones
energéticas.
Igualmente se consultó con las tres
corporaciones regionales que tienen jurisdicción
en Antioquia, en su doble papel de reguladoras
y controladoras del aprovechamiento de los
recursos naturales, en particular del agua, y
como entidades que mantienen el inventario
de las solicitudes de nuevos proyectos de
aprovechamiento del recurso hidráulico en el
departamento.
• Corporación para el Desarrollo Sostenible
del Urabá, Corpourabá. Ente corporativo de
carácter público y nacional creado mediante
la Ley 65 de 1968. Sus funciones son ejecutar
las políticas, planes y programas en materia
ambiental definidas por la ley, ejercer la
función de máxima autoridad ambiental en
el área de su jurisdicción y ejercer funciones
de planificación global del territorio. La
jurisdicción de la Corporación comprende
19 municipios de las subregiones de Urabá,
Occidente y Suroeste del departamento de
Antioquia y un área de 19.100 km² de extensión.
Los municipios que la conforman son Abriaquí,
Apartadó, Arboletes, Cañasgordas, Carepa,
Chigorodó, Dabeiba, Frontino, Giraldo,
36
Murindó, Mutatá, Necoclí, Peque, San Juan de
Urabá, San Pedro de Urabá, Turbo, Uramita,
Urrao y Vigía del Fuerte.
• Corporación Autónoma Regional de las
Cuencas de los Ríos Negro y Nare, Cornare.
Fue creada mediante Ley 60 de 1983. Su
misión esencial es direccionar el desarrollo
regional mediante la adecuada utilización de
los recursos naturales, humanos y económicos
para mejorar la calidad de vida de la población.
La Ley 99 de 1993 le suprimió las funciones
de electrificación rural y de planificación del
desarrollo de la región, que estaban incluidas
inicialmente en su objeto. Su jurisdicción
comprende 26 municipios de las subregiones
de Oriente, Nordeste y Magdalena Medio
del departamento de Antioquia y un área de
8.300 km² de extensión. Los municipios que la
conforman son Abejorral, Alejandría, Argelia,
Cocorná, Concepción, El Carmen de Viboral, El
Retiro, El Peñol, El Santuario, Granada, Guarne,
Guatapé, La Ceja, La Unión, Marinilla, Nariño,
Puerto Triunfo, Rionegro, San Carlos, San
Francisco, San Luis, San Rafael, San Roque, San
Vicente, Santo Domingo y Sonsón.
• Corporación Autónoma Regional del Centro
de Antioquia, Corantioquia. Es una entidad
corporativa de carácter público y de orden
nacional. Fue creada por la Ley 99 de 1993.
Se ocupa de la ejecución de las políticas, planes, programas y proyectos sobre el medio
ambiente y recursos naturales renovables,
así como aplicar las disposiciones legales
vigentes sobre su disposición, manejo y aprovechamiento. Su jurisdicción comprende 80
municipios de las subregiones de Suroeste,
Valle de Aburrá, Occidente, Oriente, Norte,
Nordeste, Bajo Cauca y Magdalena Medio
del departamento de Antioquia y un área de
36.200 km² de extensión. Los municipios que
la conforman son Medellín, Amagá, Amalfi,
Andes, Angelópolis, Angostura, Anorí, Anzá,
Armenia, Barbosa, Belmira, Bello, Betania,
Bird Antioquia
Reseña del sector
Betulia, Briceño, Buriticá, Cáceres, Caicedo,
Caldas, Campamento, Caracolí, Caramanta,
Carolina del Príncipe, Caucasia, Cisneros,
Ciudad Bolívar, Concordia, Copacabana, Donmatias, Ebéjico, El Bagre, Entrerríos, Envigado,
Fredonia, Girardota, Gómez Plata, Guadalupe,
Heliconia, Hispania, Itagüí, Ituango, Jardín,
Jericó, La Estrella, La Pintada, Liborina, Maceo,
Montebello, Nechí, Olaya, Pueblorrico, Puerto
Berrío, Puerto Nare, Remedios, Sabanalarga,
Sabaneta, Salgar, San Andrés de Cuerquia,
San Jerónimo, San José de la Montaña, San
Pedro de los Milagros, Santa Bárbara, Santa
Rosa de Osos, Santa Fe de Antioquia, Segovia,
Sopetrán, Támesis, Tarazá, Tarso, Titiribí, Toledo, Valdivia, Valparaíso, Vegachí, Venecia, Yalí,
Yarumal, Yolombó, Yondó y Zaragoza.
Se entrevistó también a los ingenieros Jorge
Eduardo Cock Londoño y Carlos Alberto Uribe
Mejía, promotores del aprovechamiento de los
recursos hidroeléctricos.
37
38
Bird Antioquia
5. Potencial
hidroeléctrico de
Antioquia en 1979.
Estudio del sector
de energía eléctrica, ESEE
A finales de la década de 1970 el Departamento
Nacional de Planeación realizó el Estudio del
Sector de Energía Eléctrica de Colombia7, cuyos
resultados se publicaron en 1979. El trabajo contó
con el apoyo de Interconexión Eléctrica S. A. (ISA),
el Fondo Nacional de Proyectos de Desarrollo,
(Fonade), y la Sociedad Alemana de Cooperación
Técnica, (GTZ). En este capítulo se presenta un
resumen de los resultados de ese trabajo, para
compararlos con la información obtenida del
estudio que se presenta en este informe.
El estudio incluyó el inventario de las centrales
hidroeléctricas en operación y en construcción en
el país y el potencial pendiente por desarrollar
en centrales mayores de 100 megavatios de
potencia. El resultado mostró que la capacidad
total de Colombia era de 93.085 megavatios, de
los cuales 23.556 correspondían a Antioquia. Esta
investigación no incluyó las centrales que tenían
potencia instalable menor de 100 megavatios
y se encontraban en estudio y, por lo tanto, los
resultados en este rango de potencia no son bien
representativos del verdadero potencial existente
en la época.
7
En Antioquia el ESEE identificó un total de
59 centrales y proyectos, que corresponden a
ocho centrales en operación, con un total de 979
megavatios de potencia; cuatro en construcción,
para 1.875 megavatios; dos en diseño para 500
megavatios; cuatro en estudio de factibilidad
con 5.956 megavatios y 41 proyectos en estudios
previos que equivalían a un potencial de 14.246
megavatios.
En centrales y proyectos mayores de 100
megavatios, Antioquia tenía un potencial
hidroeléctrico identificado, desarrollado y por
desarrollar, de 22.723 megavatios.
La tabla A.1 del Anexo 1 presenta la lista completa de las centrales y proyectos hidroeléctricos,
con su respectiva potencia, inventariados por el
ESEE en Antioquia y clasificados por cuencas,
subregiones y estado de desarrollo.
Esos aprovechamientos se localizaban en seis
grandes cuencas hidrográficas, a saber:
• Río Samaná Norte, que incluye sus afluentes
principales, los ríos Nare, Guatapé y San Carlos.
• Río La Miel, en la porción norte de su cuenca.
República de Colombia, Departamento Nacional de Planeación. Estudio del sector de energía eléctrica. Bogotá, 6 volúmenes. 1979
39
Potencial Hidroeléctrico de Antioquia. Inventario, perspectivas y estrategias
• Río Magdalena, en el sector central de su
cuenca.
• Río Nechí, que incluye sus afluentes principales,
los ríos Guadalupe, Porce y Grande.
• Río Cauca, en la porción central de su cuenca.
• Río Atrato, sobre su afluente el río PenderiscoMurrí.
La tabla 1 muestra el potencial hidroeléctrico
de Antioquia en 1979, distribuido en las nueve
subregiones, según el ESEE. En las tablas 2 y 3 se
resume el potencial según el rango de potencia
de los aprovechamientos y según el grado de
desarrollo que tenían en 1979.
Tabla 1. Potencial hidroeléctrico en Antioquia,
por subregión, según el ESEE, 1979
SUBREGIÓN
Valle de Aburrá
RANGO DE
POTENCIA
30
3.164
Norte
5.978
Nordeste
765
Suroeste
5.364
Occidente
1.600
Oriente
4.327
0
Magdalena Medio
2.328
TOTAL ANTIOQUIA (ESEE)
23.556
POTENCIAL
HIDROELÉCTRICO PORCENTAJE
Megavatios
Mayores de 100 MW
22.723
96%
Entre 20 y 100 MW.
774
3.3%
Entre uno y 20 MW.
59
0.1%
TOTAL ANTIOQUIA
23.556
Tabla 3. Potencial hidroeléctrico de Antioquia
por nivel de desarrollo, según el ESEE, 1979
POTENCIAL
HIDROELÉCTRICO
Megavatios
Bajo Cauca
Urabá
Tabla 2. Potencial hidroeléctrico de Antioquia
por rango de potencia, según el ESEE, 1979
NIVEL DE DESARROLLO
POTENCIAL
HIDROELÉCTRICO
Megavatios.
Centrales hidroeléctricas en
operación
979
Centrales hidroeléctricas en
construcción
1.875
Centrales hidroeléctricas con
estudios de diseño
500
Centrales hidroeléctricas con
estudios de factibilidad
5.956
Centrales hidroeléctricas con
estudios previos a prefactibilidad
14.246
Total
23.556
El Estudio del Sector de Energía Eléctrica, ESEE,
mostró que en 1979 el potencial hidroeléctrico
de Colombia era de 93.085 megavatios, de los
cuales 23.556 correspondían a Antioquia.
40
Bird Antioquia
Megavatios
Megavatios
Potencial hidroeléctrico de Antioquia en 1979. Estudio del sector de energía eléctrica, ESEE
7000
7000
6000
6000
5000
5000
4000
4000
3000
3000
2000
2000
1000
1000
0
0
POTENCIAL
POTENCIAL
HIDROELÉCTRICO
HIDROELÉCTRICO
Subregiones
Subregiones
Gráfico 1. Potencial hidroeléctrico de Antioquia por subregiones en 1979
10%
10%
0%
0%
0%
0%
14%
14%
18%
18%
25%
25%
7%
7%
23%
23%
3%
3%
Valle de Aburrá
Valle de Aburrá
Bajo Cauca
Bajo Cauca
Norte
Norte
Nordeste
Nordeste
Suroeste
Suroeste
Occidente
Occidente
Oriente
Oriente
Urabá
Urabá
Magdalena Medio
Magdalena Medio
Gráfico 2. Distribución subregional del potencial hidroeléctrico de Antioquia en 1979
41
Prefactibilidad.
Prefactibilidad.
Factibilidad.
Factibilidad.
Diseño.
Diseño.
Construcción
Construcción
16000
14000
12000
10000
8000
6000
4000
2000
0
Operación
Operación
Megavatios
Megavatios
Potencial Hidroeléctrico de Antioquia. Inventario, perspectivas y estrategias
Nivel de desarrollo de las centrales
Gráfico 3. Potencial hidroeléctrico de centrales en Antioquia por nivel de desarrollo en 1979
Capacidad Hidroeléctrica por Nivel de Desarrollo de
Centrales en Antioquia, 1979
4%
8%
2%
Operación
Construcción
25%
61%
Diseño
Factibilidad
Prefactibilidad
Gráfico 4. Distribución por nivel de desarrollo del potencial hidroeléctrico de Antioquia en 1979
Según el ESEE, en 1979 Antioquia tenía ocho centrales
hidroeléctricas en operación con 979 megavatios y
cuatro en construcción para otros 1.875 megavatios.
42
Bird Antioquia
6. Potencial
hidroeléctrico de
Antioquia en 2010
Este capítulo presenta los resultados del
estudio del potencial hidroeléctrico de Antioquia
en 2010, de acuerdo con los alcances y la
metodología descritos. Se presenta esa capacidad
clasificada por subregión, por tamaño de las
centrales y proyectos y por el nivel de desarrollo
en que se encuentran.
La presentación de estos resultados se hace
en cada caso con el detalle siguiente:
• Información general para Antioquia
• Información recibida de entidades diferentes
a las Empresas Públicas de Medellín, EPM.
• Información recibida de las Empresas Públicas
de Medellín, EPM
sensiblemente igual a la que había identificado
el ESEE en 1979 de 23.556 megavatios.
Sin embargo, debe tenerse en cuenta que
el ESEE no identificó proyectos potencialmente
aprovechables con potencia menor de 100
megavatios. La capacidad con proyectos mayores
de 100 era en ese entonces de 22.723 megavatios,
mientras que en 2010 se identifica en ese rango
una capacidad de 20.418 megavatios, lo cual
significa una disminución en términos absolutos
en los proyectos grandes, debido principalmente
a reconsideración de la potencia por razones
ambientales, técnicas o económicas, y un
incremento importante en los de potencia media
y baja, como muestra de un renacimiento en el
interés por este tipo de aprovechamientos de
menor capacidad.
La razón para esta presentación en tres partes
es la forma del suministro de la información
por parte de EPM, que fue diferente a la de
las otras entidades consultadas.
Además, es claro que esta empresa
En 2010 el potencial
es la más importante del sector
hidroeléctrico de
hidroeléctrico en el Departamento.
Este trabajo ha encontrado que
Antioquia tiene en 2010 un potencial total de 23.947,26 megavatios.
De esta capacidad, 13.878,70 megavatios corresponden a Empresas
Públicas de Medellín y 10.068,56
a otras entidades. Esa potencia es
8
Antioquia es de 23.947
megavatios. A Empresas
Públicas de Medellín le
corresponden 13.879
MW y a otras entidades,
10.068 MW.
6.1
Por subregión
Las nueve subregiones de
Antioquia y los municipios que
las conforman, definidas por el
Departamento Administrativo
de Planeación8, son las siguientes
(ver ilustración 1):
•Valle de Aburrá (10 municipios)
Departamento de Antioquia, Departamento Administrativo de Planeación. República de Colombia. Instituto Geográfico Agustín
Codazzi. Antioquia, características geográficas. Medellín, 2007
43
Potencial Hidroeléctrico de Antioquia. Inventario, perspectivas y estrategias
Barbosa, Bello, Caldas, Copacabana, Envigado,
Girardota, Itagüí, La Estrella, Medellín y
Sabaneta
• Bajo Cauca (6 municipios)
El Bagre, Cáceres, Caucasia, Nechí, Tarazá y
Zaragoza.
Támesis, Tarso, Titiribí, Urrao, Valparaiso y
Venecia.
• Occidente (19 municipios)
• Norte (17 municipios)
Angostura, Belmira, Briceño, Campamento,
Carolina del Príncipe, Donmatías, Entrerríos,
Gómez Plata, Guadalupe, Ituango, San Andrés
de Cuerquia, San José de la Montaña, San
Pedro de los Milagros, Santa Rosa de Osos,
Toledo, Valdivia y Yarumal.
• Oriente (23 municipios)
• Nordeste (10 municipios)
Amalfi, Anorí, Cisneros, Remedios, San Roque,
Santo Domingo, Segovia, Vegachí, Yalí y
Yolombó.
Amagá, Andes, Angelópolis, Betania, Betulia,
Caramanta, Ciudad Bolívar, Concordia,
Fredonia, Hispania, Jardín, Jericó, La Pintada,
Montebello, Pueblo Rico, Salgar, Santa Bárbara,
Abejorral, Alejandría, Argelia, Carmen de
Viboral, Cocorná, Concepción, El Peñol,
El Retiro, El Santuario, Granada, Guarne,
Guatapé, La Ceja, La Unión, Marinilla, Nariño,
Rionegro, San Carlos, San Francisco, San Luis,
San Rafael, San Vicente y Sonsón.
• Urabá (11 municipios)
• Suroeste (23 municipios)
Abriaquí, Anzá, Armenia, Buriticá, Caicedo,
Cañasgordas, Dabeiba, Ebéjico, Frontino,
Giraldo, Heliconia, Liborina, Olaya, Peque,
Sabanalarga, San Jerónimo, Santa Fe de
Antioquia, Sopetrán y Uramita.
Apartadó, Arboletes, Carepa, Chigorodó,
Murindó, Mutatá, Necoclí, San Juan de Urabá,
San Pedro de Urabá, Turbo y Vigía del Fuerte.
• Magdalena Medio (6 municipios)
Caracolí, Maceo, Puerto Berrío, Purto Nare,
PuertoTriunfo Yod
Tabla 4. Potencial hidroeléctrico de Antioquia por subregión, 2010
Potencial hidroeléctrico sin
EPM Megavatios
Potencial hidroeléctrico
de EPM Megavatios
Total Antioquia Megavatios
Valle de Aburrá
39,50
365,90
405,40
Bajo Cauca
360,00
841,00
1.201,00
3.722,09
4.347,20
8.069,29
Nordeste
136,98
2.268,20
2.405,18
Suroeste
671,55
435,20
1.106,75
Occidente
1.371,52
31,60
1.403,12
Oriente
3.562,83
2.243,60
5.806,43
Urabá
27,50
1.430,00
1.457,50
Magdalena Medio
176,59
1.916,00
2.092,59
10.068,56
13.878,70
23.947,26
SUBREGIÓN
Norte
Total Antioquia
44
Bird Antioquia
Megavatios
Potencial hidroeléctrico de Antioquia en 2010
9000
8000
7000
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
Potencial
hidroeléctrico de
EPM
Potencial
hidroeléctrico sin
EPM
Subregión
Gráfico 5. Potencial hidroeléctrico de Antioquia por subregiones en 2010
2%
9%
5%
6%
Valle de Aburrá
Bajo Cauca
Norte
34%
24%
Nordeste
Suroeste
Occidente
Oriente
Urabá
Magdalena Medio
6%
4%
10%
Gráfico 6. Distribución subregional del potencial hidroeléctrico de Antioquia en 2010
Antioquia tiene seis centrales en construcción en 2010, con una potencia de 3.503 megavatios.
Empresas Públicas de Medellín construye dos centrales con 1.060 megavatios en total. Las otras
entidades construyen cuatro centrales con 2.443 megavatios. Se destaca Hidroituango con 2.400 MW.
45
Potencial Hidroeléctrico de Antioquia. Inventario, perspectivas y estrategias
Ilustración 1. Subregiones de Antioquia.
Fuente: Departamento Administrativo de Planeación, Gobernación de Antioquia.
46
Bird Antioquia
Potencial hidroeléctrico de Antioquia en 2010
Según las estimaciones de 2010, las
subregiones de Antioquia más ricas en capacidad
hidroeléctrica son el Norte y el Oriente. El
Norte posee 8.069,29 megavatios, la mayoría
correspondientes a proyectos en las cuencas de
los ríos Cauca, Porce, Grande y Guadalupe. Y el
Oriente, 5.806,43 megavatios, de las cuencas de
los ríos Nare, Guatapé, San Carlos y Samaná Norte.
La subregión Norte también predominaba
en el ESEE, con 5.978 megavatios, mientras el
Oriente estaba entonces en tercer lugar con 4.327
megavatios.
Es notoria la disminución de la capacidad
identificada en la subregión Suroeste, que baja de
5.364 megavatios en 1979 a 1.106,75 megavatios
en 2010, principalmente por reconsideración
del tamaño de proyectos en los ríos Cauca y
Penderisco-Murrí.
También se destaca la identificación en la
actualidad de 1.457,50 megavatios en Urabá,
subregión que no tenía proyectos identificados
en 1979.
6.2 Por potencia
Se han clasificado las centrales y los proyectos
hidroeléctricos en los siguientes rangos de
potencia:
• Iguales o mayores de 100 megavatios
• Entre 20 y 100 megavatios
• Menores de 20 megavatios
Los resultados se muestran en las tablas 5 y 6
Tabla 5. Potencial hidroeléctrico de Antioquia por rango de potencia, 2010
Potencial hidroeléctrico
sin EPM Megavatios
Potencial hidroeléctrico
de EPM Megavatios
Total Antioquia Megavatios
Mayores de 100
megavatios
7.944,00
12.474,00
20.418,00
Entre 1 y 100 megavatios
2.124,56
1.404,70
3.529,26
Total Antioquia
10.068,56
13.878,70
23.947,26
RANGO DE POTENCIA
Tabla 6. Potencial hidroeléctrico por rango de potencia, 2010. (Capacidad sin EPM)
RANGO DE POTENCIA
POTENCIAL HIDROELÉCTRICO
Megavatios
Mayores de 100 megavatios
7.944,00
Entre 20 y 100 MW.
689,31
Entre 1 y 20 MW.
1.435,25
TOTAL ANTIOQUIA (Sin EPM)
10.068,56
47
Potencial Hidroeléctrico de Antioquia. Inventario, perspectivas y estrategias
25.000,00
Megavatios
20.000,00
Potencial
hidroeléctrico de EPM
15.000,00
10.000,00
Potencial
hidroeléctrico sin EPM
5.000,00
0,00
Mayores de 100
megavatios
Entre 1 y 100
megavatios
Rango de Potencia de las Centrales
Gráfico 7. Capacidad hidroeléctrica de Antioquia por rango de potencia en 2010
6%
9%
33%
Mayores de 100 MW sin
EPM
Mayores de 100 MW EPM
Entre 1 y 100 MW sin EPM
Entre 1 y 100 MW EPM
52%
Gráfico 8. Distribución por rango de potencia de la capacidad hidroeléctrica de Antioquia en 2010
En 2010 Antioquia posee un potencial de
20.418 megavatios en centrales y proyectos con
más de 100 megavatios, mientras que el ESEE en
1979 identificó un total de 22.613 megavatios
en ese rango. La disminución se explica por la
refinación en los estudios de factibilidad de
los proyectos, que han bajado la potencia de
algunos aprovechamientos por consideraciones
económicas o ambientales.
48
En 2010 en el rango de centrales con potencia
menor de 100 megavatios se encuentra un total
de 3.529,26 megavatios y en el ESEE se tenían 833
megavatios, todos en operación. El incremento
se debe principalmente al énfasis actual en las
centrales con potencia menor de 20 megavatios,
que aumentaron en el período de un total de 59
a 1.435,25 megavatios.
Bird Antioquia
Potencial hidroeléctrico de Antioquia en 2010
6.3 Por nivel de desarrollo
De acuerdo con su estado de desarrollo, las
centrales y proyectos se han clasificado en los
siguientes grupos:
• Inventario de las centrales hidroeléctricas que
están en operación
• Inventario de las centrales hidroeléctricas que
están en construcción
• Inventario de las centrales hidroeléctricas que
tienen estudios de diseño
• Inventario de las centrales hidroeléctricas
que tienen estudios de prefactibilidad y
factibilidad
• Inventario de las centrales hidroeléctricas que
tienen estudios de reconocimiento
La tabla 7 muestra los resultados de esta
clasificación.
Tabla 7. Potencial hidroeléctrico de Antioquia por nivel de desarrollo, 2010
NIVEL DE DESARROLLO
Potencial hidroeléctrico
Potencial
Total Antioquia
sin EPM
hidroeléctrico de EPM
Megavatios
Megavatios.
Megavatios
Centrales hidroeléctricas que están en operación
1.599,21
2.203,70
3.802,91
Centrales hidroeléctricas que están en construcción
2.443,00
1.060,00
3.503,00
70,00
938,00
1.008,00
Centrales hidroeléctricas con estudio factibilidad
3.851,98
2.932,00
6.783,98
Centrales hidroeléctricas con estudios previos
2.104,37
6.745,00
8.849,37
TOTAL ANTIOQUIA
10.068,56
13.878.70
23.947,26
Megavatios
Centrales hidroeléctricas con diseño
10.000
9.000
8.000
7.000
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0
Capacidad
hidroeléctrica de
EPM
Capacidad
hidroeléctrica sin
EPM
Nivel de Desarrollo de las Centrales
Gráfico 9. Potencial hidroeléctrico de Antioquia por nivel de desarrollo en 2010
Capacidad Hidroeléctrica por Nivel de Desarrollo
de Centrales en Antioquia, 2010
Operación sin EPM
7%
9%
28%
Operación EPM
Construcción sin EPM
49
Nivel de Desarrollo de las Centrales
Potencial Hidroeléctrico de Antioquia. Inventario, perspectivas y estrategias
Capacidad Hidroeléctrica por Nivel de Desarrollo
de Centrales en Antioquia, 2010
Operación sin EPM
7%
Operación EPM
9%
28%
Construcción sin EPM
10%
Construcción EPM
Diseño sin EPM
Diseño EPM
5%
0%
4%
9%
Factibilidad sin EPM
Factibilidad EPM
Prefactibilidad sin EPM
12%
16%
Prefactibilidad EPM
Gráfico 10. Distribución por nivel de desarrollo del potencial hidroeléctrico de Antioquia en 2010
En 2010 Antioquia tiene 45 centrales en
operación con una potencia total de 3.802,91
megavatios. De éstos, 2.203,70 megavatios
corresponden a 24 centrales de Empresas
Públicas de Medellín. Los 1.599,21 restantes se
encuentran en 21 centrales de otras entidades. El
ESEE había identificado para Antioquia en 1979
ocho centrales en operación con 979 megavatios.
En la actualidad, Antioquia tiene seis centrales
en construcción con una potencia de 3.503
megavatios. Empresas Públicas de Medellín está
construyendo dos centrales con 1.060 megavatios
en total. Las otras entidades construyen cuatro
centrales con 2.443 megavatios, dentro de las
cuales se destaca Hidroituango con 2.400 MW.
En 1979 el ESEE reportó cuatro centrales en
construcción en Antioquia con un total de 1.875
megavatios.
En 2010 se encuentran proyectos en estudio
para un total de 16.641,35 megavatios. Los
50
proyectos en estudio identificados por el ESEE
equivalían a 20.592 megavatios.
6.4 Análisis cruzados
Se realizaron análisis cruzados entre las
variables enunciadas atrás, para mostrar la
interrelación de las centrales y proyectos
hidroeléctricos en Antioquia según: 1) capacidad
por subregión y por rango de potencia; 2)
capacidad por subregión y nivel de desarrollo, y
3) capacidad por nivel de desarrollo y rango de
potencia.
6.4.1 Potencial hidroeléctrico de
Antioquia por subregión y por
rango de potencia
Las tablas 8 y 9 muestran la interrelación de
centrales y proyectos por subregión y por la
potencia instalada o instalable.
Bird Antioquia
Potencial hidroeléctrico de Antioquia en 2010
Tabla 8. Potencial hidroeléctrico de Antioquia por región y por potencia, sin EPM, 2010
MAS DE 100 MW
ENTRE 20 Y 100 MW
Valle de Aburrá
Bajo Cauca
ENTRE 1 Y 20 MW
TOTAL MW
39,50
39,50
360,00
Norte
360,00
3.420,00
83,90
Nordeste
Suroeste
180,00
218,19
3.722,09
136,98
136,98
491,55
671,55
Occidente
1.000,00
196,00
175,52
1.371,52
Oriente
2.884,00
409,41
269,42
3.562,83
27,50
27,50
76,59
176,59
1.435,25
10.068,56
Urabá
Magdalena Medio
100,00
7.944,00
Megavatios
TOTAL (Sin EPM)
689,31
ENTRE 1 Y 20
MW
4000
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
ENTRE 20 Y
100 MW
MAS DE 100
MW
Subregion
Gráfico 11. Potencial hidroeléctrico de Antioquia en megavatios por nivel de desarrollo y potencia
sin EPM, 2010
0%
2% 0%
4%
El potencial hidroeléctrico por desarrollar en Antioquia es de 16.641 megavatios.
Valle de Aburrá
Bajo Cauca
Norte
35%
37%
Nordeste
Suroeste
Occidente
Oriente
Urabá
51
Subregion
Potencial Hidroeléctrico de Antioquia. Inventario, perspectivas y estrategias
0%
2% 0%
4%
Valle de Aburrá
Bajo Cauca
Norte
35%
37%
Nordeste
Suroeste
Occidente
Oriente
Urabá
Magdalena Medio
14%
7%
1%
Gráfico 12. Distribución por subregión del potencial hidroeléctrico de Antioquia sin EPM, 2010
MAS DE 100 MW
14%
ENTRE 20 Y 100 MW
ENTRE 1 Y 20 MW
7%
79%
Gráfico 13. Distribución por potencia de la capacidad hidroeléctrica de Antioquia sin EPM, 2010
52
Bird Antioquia
Potencial hidroeléctrico de Antioquia en 2010
Tabla 9. Potencial hidroeléctrico de EPM en Antioquia, por grupos de subregiones y por potencia,
2010
MAS DE 100 MW
ENTRE 1 Y 100 MW
TOTAL
Norte, Bajo Cauca y Nordeste
6.840,00
616,40
7.456,40
Suroeste, Occidente y Urabá
1.673,00
223,80
1.896,80
Magdalena Medio, Oriente y Valle de Aburrá
3.961,00
564,50
4.525,50
12.474,00
1.404,70
13.878,70
8.000
TOTAL
Megavatios
Megavatios
7.000
6.000
8.000
5.000
7.000
4.000
6.000
3.000
5.000
2.000
4.000
1.000
3.000
0
2.000
1.000
0
ENTRE 1 Y 100 MW
MAS DE 100 MW
Norte, Bajo
Suroeste,
Magdalena
Cauca y
Occidente y Medio, Oriente
Nordeste
Urabá
y Valle de
Aburrá
Norte, Bajo
Suroeste,
Magdalena
Cauca y
Occidente y Medio, Oriente
Grupos de Subregiones
Nordeste
Urabá
y Valle de
Aburrá
ENTRE 1 Y 100 MW
MAS DE 100 MW
Grupos de Subregiones
Gráfico 14. Potencial hidroeléctrico de EPM en Antioquia por subregión y potencia en 2010
Norte, Bajo Cauca y
Nordeste
32%
Norte, Bajo Cauca y
Nordeste
Suroeste, Occidente y
Urabá
32%
54%
54%
14%
Suroeste, Occidente y
Urabá
Magdalena Medio,
Oriente y Valle de
Aburrá Medio,
Magdalena
Oriente y Valle de
Aburrá
14%
Gráfico 15. Distribución por subregión del potencial hidroeléctrico de EPM en Antioquia en 2010
53
Potencial Hidroeléctrico de Antioquia. Inventario, perspectivas y estrategias
10%
MAS DE 100 MW
ENTRE 1 Y 100 MW
90%
Gráfico 16. Distribución por potencia de la capacidad hidroeléctrica de EPM en Antioquia, 2010
6.4.2 Potencial hidroeléctrico de Antioquia por subregión y por nivel de desarrollo
Las tablas 10 y 11 muestran la interrelación de la potencia instalada e instalable en Antioquia,
distribuida por subregión y por nivel de desarrollo.
Tabla 10. Potencial hidroeléctrico de Antioquia por subregión y por nivel de desarrollo, sin EPM, 2010

Operación
Construcción
Diseño
Valle de Aburrá
Factibilidad
Estudios
previos
TOTAL MW
16,00
23,50
39,50
360,00
360,00
826,40
436,19
3.722,09
39,20
77,81
136,98
17,75
604,07
671,55
1.111,59
259,93
1.371,52
1.827,60
152,22
3.562,83
27,50
27,50
13,44
163,15
176,59
3.851,98
2.104,37
10.068,56
Bajo Cauca
Norte
19,50
Nordeste
19,97
Suroeste
29,73
2.420,00
20,00
20,00
Occidente
Oriente
1.530,01
3,00
50,00
Urabá
Magdalena Medio
TOTAL (Sin EPM)
54
1.599,21
2.443,00
70,00
Bird Antioquia
Potencial hidroeléctrico de Antioquia en 2010
Tabla 11. Potencial hidroeléctrico de EPM por región y por nivel de desarrollo
POTENCIAL HIDROELÉCTRICO DE EPM
Megavatios
SUBREGIÓN
Operación Construcción Diseño Factibilidad Prefactibilidad Reconocimiento
Valle de Aburrá
365,90
365,90
Bajo Cauca
841,00
Norte
614,20
Nordeste
408,20
Suroeste
1,20
Occidente
31,60
Oriente
782,60
887,00
1.060,00
32,00
93,00
419,00
688,00
2.668,20
334,00
91,00
435,20
9,00
3.947,20
31,60
32,00
425,00
97,00
907,00
1.430,00
Magdalena Medio
1.060,00
938,00
2.932,00
2.243,60
1.430,00
10,00
2.203,70
841,00
2.414,00
Urabá
TOTALES
Total
2.312,00
1.906,00
1.916,00
4.433,00
13.878,70
4000
Megavatios
3500
3000
Estudios previos
2500
Factibilidad
2000
Diseño
1500
Construcción
1000
500
0
Operación
Subregiones
Gráfico 17. Potencial hidroeléctrico de Antioquia por subregión y nivel de desarrollo, sin EPM, 2010
55
Megavatios
Potencial Hidroeléctrico de Antioquia. Inventario, perspectivas y estrategias
4500
4000
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
Reconocimiento
Prefactibilidad
Factibilidad
Diseño
Construccion
Operación
Subregión
Gráfico 18. Potencial hidroeléctrico de EPM en Antioquia por subregión y nivel de desarrollo en 2010
6.4.3 Potencial hidroeléctrico de Antioquia por nivel de desarrollo y por rango de
potencia
Las tablas 12 y 13 muestran la capacidad hidroeléctrica de Antioquia por nivel de desarrollo y por
rango de potencia.
Tabla 12. Potencial hidroeléctrico de Antioquia por potencia y por nivel de desarrollo, sin EPM, 2010.
MAS DE 100 MW
ENTRE 20 Y 100 MW
ENTRE 1 Y 20 MW
TOTAL MW
Operación
1.410,00
72,41
116,80
1.599,21
Construcción
2.400,00
43,00
2.443,00
30,00
40,00
70,00
3.224,00
312,00
315,98
3.851,98
Estudios previos
910,00
274,90
919,47
2.104,37
TOTAL (Sin EPM)
7.944,00
689,31
1.435,25
10.068,56
Diseño
Factibilidad
56
Bird Antioquia
Potencial hidroeléctrico de Antioquia en 2010
9.000,00
8.000,00
Megavatios
7.000,00
6.000,00
5.000,00
Estudios previos
4.000,00
Factibilidad
3.000,00
Diseño
2.000,00
Construcción
1.000,00
Operación
0,00
MAS DE 100 ENTRE 20 Y 100 ENTRE 1 Y 20
MW
MW
MW
Capacidad de las Centrales
Gráfico 19. Potencial hidroeléctrico de Antioquia por potencia y nivel de desarrollo, sin EPM, 2010
Tabla 13. Potencial hidroeléctrico de EPM por nivel de desarrollo y potencia, 2010.
MAS DE 100 MW
1.961,0
1.060,0
9.453,0
12.474,0
Operación
Construcción
Estudio
TOTAL
ENTRE 1 Y 100 MW
242,7
0
1.162,0
1.404,7
TOTAL MW
2.203,7
1.060,0
10.615,0
13.878.7
14.000,00
12.000,00
Megavatios
10.000,00
8.000,00
Estudio
6.000,00
Construcción
4.000,00
Operación
2.000,00
0,00
MAS DE 100 MW
ENTRE 1 Y 100 MW
Capacidad de las centrales
Gráfico 20. Capacidad hidroeléctrica de EPM en Antioquia por potencia y nivel de desarrollo, 2010
Nota: Al momento de la realización del estudio no se había definido quien operaría y construiría Hidroituango, por ende, este no está
incluido como un proyecto de EPM.
57
58
Bird Antioquia
7. Visión estratégica
del sector hidroeléctrico
en Antioquia
Oportunidades, amenazas, fortalezas y
debilidades del sector hidroeléctrico en Antioquia.
7.1 Factores externos
7.1.1 Oportunidades
O-1 Alto potencial hidroeléctrico de Antioquia
y variedad de características y tamaños de
centrales
O-2 Estímulos para centrales menores de 20
megavatios
La regulación es favorable en Colombia para
construir centrales con potencia menor de 20
megavatios porque las exime de pagar cargos
de capacidad (confiabilidad) y les permite el libre
despacho dentro del sistema interconectado de
su energía producida. Debe tenerse en cuenta
que este tipo de centrales tiene en general costos
unitarios más altos por falta de economías de
escala, por lo que estos estímulos en ocasiones
son definitivos para la factibilidad financiera de
algunos proyectos de ese tamaño.
Antioquia tiene buenas condiciones de
hidrología, geología, topografía e infraestructura
para centrales hidroeléctricas. Las cuencas
antioqueñas tienen una mejor regulación
natural de los caudales, gracias
a la topografía y la geología. La
Antioquia tiene
cobertura boscosa es buena,
aunque se ha deteriorado por la tala
grandes oportunidades
indiscriminada. Adicionalmente,
por su alto potencial
Antioquia tiene la oportunidad de
hidroeléctrico, por
construir centrales muy diversas,
los estímulos a las
tanto grandes con embalse y alta
centrales menores de
potencia, como a filo de agua y
20 megavatios, por las
de menor tamaño; las primeras
buenas condiciones
permiten un alto aprovechamiento
del mercado eléctrico
del potencial, mientras que las
colombiano e
segundas tienen menor impacto
ambiental y permiten la aplicación
internacional y por
de los Mecanismos del Desarrollo
el Mecanismo de
Limpio. Hay mucha preocupación
Desarrollo Limpio.
por el tema ambiental.
O-3 Demanda creciente de electricidad, precios sustentables
para su comercialización y alta
estabilidad institucional.
La oferta de electricidad en
Colombia opera en un mercado
abierto y la demanda ha mostrado
un buen comportamiento en
las décadas recientes. Por un
lado, la demanda interna ha
evolucionado favorablemente,
pues durante la década de 2000
aumentó al 2,9% anual y para
la década de 2010 se espera un
crecimiento del 3,6% anual. Se
ha incrementado y consolidado
la red de interconexión nacional
59
Potencial Hidroeléctrico de Antioquia. Inventario, perspectivas y estrategias
y la vinculación de regiones lejanas a los
centros de producción. Además, existe una
buena perspectiva de exportación a países
vecinos como Venezuela, Ecuador y también a
Centroamérica, tanto por el precio como por la
oferta insuficiente de electricidad que se tiene en
estos lugares. Además, desde 2008 el mercado
mayorista de electricidad en Colombia ha venido
dando señales de riesgo de racionamiento, lo
cual ha hecho subir los precios de la electricidad
en los contratos de largo plazo. Es bueno para el
productor, aunque costoso para el consumidor.
En la actualidad hay un buen precio de venta de
energía para el productor.
comunidad una porción del valor recibido por los
bonos, se pueden conseguir mejores condiciones
de compra y además se reduce el riesgo del país
involucrado en la tasa interna de retorno, TIR.
7.1.2 Amenazas
A-1 Demoras en el desarrollo de los proyectos
Muchos proyectos hidroeléctricos después
de identificados y estudiados no se desarrollan
en corto plazo. Esos proyectos normalmente se
guardan en espera de condiciones favorables
para su construcción. La legislación vigente
en Colombia establece algunas normas que
regulan esta condición mediante permisos de
Fuera de los dos factores anteestudio, concesiones de aguas y
riores, Colombia tiene un régimen
licencias ambientales, que tienen
Deben controlarse las
institucional estable y confiable,
duraciones diferentes entre sí
amenazas de la demora
que permite a los inversionistas
y preservan por un tiempo el
en desarrollo de
privados condiciones favorables
derecho de los inversionistas. Sin
proyectos, el deterioro
para invertir en desarrollo de cenembargo, esta práctica genera
trales hidroeléctricas.
ambiental de las
demoras en el crecimiento del
cuencas hidrográficas,
La legislación y la forma como
sector pues no permite que otros
opera son sólidas y confiables,
la revaluación del
inversionistas puedan acceder a la
atractivas para inversionistas
peso colombiano, la
posibilidad de construirlos y afecta
extranjeros y estimulantes para
el uso racional de los recursos
corrupción política
inversionistas locales.
naturales. Debe tenerse en cuenta
y las deficiencias
que esta situación también se
regulatorias.
O-4 Mecanismo de Desarrollo
presenta cuando especuladores
Limpio
se apropian de los proyectos para
La electricidad producida por
negociar con ellos. Igualmente se manifiesta
centrales hidroeléctricas que no tengan embalses
cuando empresas promotoras y constructoras
se considera de poco impacto ambiental. Esto es
serias, por diversos motivos, guardan estudios
cierto porque se evita emisión de gases de efecto
de proyectos que no construirán en corto plazo.
invernadero (dióxido de carbono) proveniente
de la utilización de combustibles fósiles. El MeA-2 Deterioro del ambiente en las cuencas
canismo de Desarrollo Limpio, MDL, consiste en
hidrográficas
vender en el mercado internacional bonos de
En Colombia no hay manejo integral de las
emisión evitada de carbón a la atmósfera. Los
cuencas hidrográficas, que queda principalmente
compradores son empresas grandes o gobiernos
sometido al arbitrio de los propietarios de
de países obligados por el protocolo de Kioto. En
las tierras, con muy leve participación de las
este compromiso está vigente hasta el año 2012
autoridades ambientales y las acciones, pocas y
y pendiente de prorrogarse, el Banco Mundial acaisladas, de los municipios. El daño ambiental en
túa como promotor. Si el beneficiario entrega a la
las cuencas se manifiesta en la deforestación, la
60
Bird Antioquia
Visión estratégica del sector hidroeléctrico en Antioquia
invasión de las planicies de inundación de los ríos
y la contaminación de las aguas. Todo ello afecta
los aprovechamientos hidroeléctricos, porque
disminuye la regulación natural de los caudales.
Falta una mayor cultura ciudadana de protección
de cuencas, en particular de los propietarios de
las tierras, y control policial más efectivo sobre
los daños ambientales. También influyen los
asentamientos humanos en zonas rurales con
inadecuados fraccionamientos de los suelos
(parcelas por debajo del área necesaria para ser
una unidad agrícola familiar).
A-3 Falta de conciencia de la comunidad sobre
los costos reales de electricidad en Colombia
y los riesgos de racionamiento
Comparadas con las de otros países, las tarifas
locales de electricidad para el consumidor final
son relativamente bajas. Muy relacionado con
lo anterior, en el país las señales del mercado
eléctrico sobre riesgos de racionamiento son
débiles, lo que hace que la comunidad no tenga
conciencia clara de la importancia económica del
recurso. Por esta razón la implantación de medidas de racionalidad económica en el desarrollo y
comercialización de la energía con frecuencia se
enfrenta a dificultades sociales y políticas.
A-4 Presencia de especuladores en el sector de
aprovechamientos hidroeléctricos
Dentro del régimen de libre acceso a los
proyectos hidroeléctricos se mueven algunas
personas cuyo interés es identificar proyectos,
obtener las autorizaciones ambientales requeridas
y finalmente negociar con ellas. Es muy frecuente
que los estudios que respaldan esos trámites
no tengan todo el rigor de una evaluación de
factibilidad completa. Esta actividad, si bien no
riñe con la ley, genera un obstáculo para el buen
desarrollo del sector.
A-5 Revaluación del peso colombiano
La tendencia de la revaluación del peso
colombiano frente al dólar norteamericano en
los últimos años, que aparentemente puede
continuar en el futuro inmediato, beneficia
la importación de bienes y servicios para la
construcción de los proyectos, pero tiene
consecuencias negativas grandes en la vinculación
de capitales de inversionistas extranjeros en los
proyectos y en la exportación de electricidad a
otros países.
A-6 Corrupción política y administrativa
Colombia sufre un grave proceso de corrupción o el mal uso del poder para obtener beneficios individuales. Esta situación incluye un poder
que puede estar en el sector público o privado
y que se utiliza de mala forma para favorecer
distintos intereses económicos y políticos en detrimento del bien común. Este fenómeno afecta
los proyectos hidroeléctricos en los procesos de
su aprobación y su contratación con el Estado.
A-7 Desequilibrio para Antioquia en el
tratamiento regulatorio
Antioquia posee ventajas comparativas en
sus recursos hidroeléctricos por las condiciones
de hidrología, geología y topografía naturales.
Igualmente, por las fortalezas que ha alcanzado
en su desarrollo institucional y humano para el
aprovechamiento de esos recursos. Sin embargo,
la regulación nacional referente al sector eléctrico
hace caso omiso de estas ventajas y no permite
que el Departamento maximice su aprovechamiento, sino que inexorablemente se tiene que
someter al régimen regulatorio de la interconexión nacional que en ocasiones, beneficia a
entidades ineficientes a costa de los productos
de las más eficientes.
A-8 Subsidios de solidaridad con las tarifas de
electricidad
Los subsidios por solidaridad social en las
tarifas de energía afectan la industria. Las grandes
empresas manufactureras buscan establecerse
en otros países con legislación menos exigente,
para conseguir suministro de electricidad a
61
Potencial Hidroeléctrico de Antioquia. Inventario, perspectivas y estrategias
mejores precios. Obviamente hay que tener en
cuenta que esos subsidios han sido necesarios
para atender los sectores más pobres de la
población, de tal manera que si se eliminasen,
deberá sustituirse la fuente de financiación de
los fondos de solidaridad.
A-9 Conflictos del sector hidroeléctrico con los
parques naturales, las explotaciones mineras
y los actores del conflicto armado
yectos hidroeléctricos, tanto del sector público
como del privado. Se caracterizan en general
por la seriedad de los estudios, así como por la
eficiencia en la construcción y operación de las
centrales.
Las empresas oficiales tradicionales
que trabajan en generación eléctrica en el
departamento de Antioquia siguen siendo
líderes, pues cuentan con ventajas para la
identificación y desarrollo de proyectos
hidroeléctricos, frente a otros competidores.
Por otro lado, se han instalado y desarrollado
empresas privadas y oficiales serias que están
participando positivamente en los estudios,
promoción, construcción y operación de centrales
hidroeléctricas. Lo anterior permite generar
acuerdos de cooperación entre distintos actores
para aprovechar las ventajas comparativas y
competitivas de cada uno, produciendo sinergias
que redundan en beneficios para dichos actores
Un aprovechamiento hidroeléctrico es un
recurso natural escaso y no renovable, que está
compuesto por la unión de tres recursos naturales
que en Antioquia son de buena calidad y aparentemente abundantes, como son el agua, las caídas
y la geología. Es frecuente que el emplazamiento
de los proyectos hidroeléctricos coincida con el
de aprovechamientos mineros o con parques naturales. Todo ello genera un conflicto de intereses
entre los inversionistas de esos sectores y de éstos
con la autoridad de parques nacionales, lo que
redunda en un ineficientel aprovechamiento de
F-2 Conocimiento y capacidad técnica de las
esos recursos naturales por falta de regulación
firmas consultoras y capacitación y especiay control adecuados. Además, la ocupación y el
lización de los profesionales en hidroelectricontrol relativo que ejercen sobre el territorio los
cidad
actores del conflicto armado colombiano, guerriEn Antioquia existe buen conocimiento eslla, paramilitares y narcotráfico, dificulta la conspecializado en el aprovechamiento de recursos
trucción y operación de centrales hidroeléctricas.
hidráulicos en general y, en particular, en proyecPor esta razón el mercado eléctrico en Colombia
tos hidroeléctricos. Este conocimiento lo poseen
no ha crecido como debería y las explotaciones
personas formadas en la academia y en la práctica
mineras y el uso y conservación de
profesional, dentro de las universilos parques naturales no han gedades y las firmas de consultoría.
Las principales
nerado suficiente valor agregado
Adicionalmente, las universidades
fortalezas de Antioquia
a la economía del país.
tienen en Antioquia buenos pro-
7.2 Factores internos
7.2.1 Fortalezas
F-1 Entidades sólidas y fuertes
dentro del sector de aprovechamientos hidroeléctricos
En Antioquia existen entidades
con experiencia y solidez en pro-
62
para el desarrollo
hidroeléctrico son,
además de sus
recursos naturales, sus
instituciones fuertes
que intervienen
en el sector y sus
profesionales bien
capacitados.
gramas de pregrado y postgrado (cinco especializaciones, tres
maestrías y tres doctorados) relacionados con energía y recursos
hidráulicos y existen tres centros
o institutos de investigación aplicada a esos temas. En las regiones
antioqueñas existen universidades
locales y sedes descentralizadas
de las grandes universidades, las
Bird Antioquia
Visión estratégica del sector hidroeléctrico en Antioquia
cuales tienen un papel importante por cumplir
en ese proceso, pues el desarrollo hidroeléctrico
debe nacer y consolidarse en las zonas ricas en
estos recursos y luego convertirse en generador
de crecimiento económico sostenido para esos
territorios y municipios, como parte de la visión
de un nuevo ruralismo.
F-3 Estudios previos para centrales
hidroeléctricas
Se posee un acopio importante de estudios
previos para centrales hidroeléctricas de
diferentes tamaños en Antioquia, que constituyen
un valioso conocimiento acumulado. Dichos
estudios sirven como base para profundizar en
su análisis mediante su actualización y afinación.
F-4 Información hidrológica abundante y
confiable
una función muy importante mediante la
expedición de normas que regulan y controlan los
aprovechamientos hidroeléctricos. Esa regulación
está en proceso de maduración y consolidación
y en la actualidad tiene vacíos y contradicciones
ante todo en materias como el uso racional de
los recursos naturales, pero en la medida en
que se afine es una fortaleza para el desarrollo
organizado del sector hidroeléctrico. Las normas
legales evitan que los proyectos permanezcan
indefinidamente sin aprovecharse, porque los
permisos de estudio, las concesiones de agua y
las licencias ambientales son por tiempo limitado
7.2.2 Debilidades
D-1 Necesidad de más firmas de consultoría
y nuevos profesionales en proyectos hidroeléctricos
El agua es el insumo productivo de las
A pesar de la fortaleza que tiene Antioquia
centrales hidroeléctricas, por lo tanto, la
en la disponibilidad de firmas de consultoría y
información de lluvias y caudales
personas calificadas, deben inde las cuencas donde se localizan
crementarse y fortalecerse. En las
Deben superarse las
estos aprovechamientos es uno
últimas décadas han desaparecido
debilidades por falta
de los factores más sensibles para
firmas de consultoría y ha dismide suficientes recursos
la calidad de los estudios y para la
nuido la capacitación de nuevos
buena operación. En Antioquia se
humanos capacitados,
profesionales en el aprovechadispone de una red de medición
deficiencias en la
miento de recursos hidráulicos.
de lluvias y caudales de buena
En consecuencia, se requiere que
regulación, carencia de
cobertura y con series históricas
se organicen nuevas empresas
estudios de factibilidad
confiables, por su longitud de
de consultoría y que se estimule
y mal uso de los
registro y calidad de los datos.
la formación de nuevos profesioestímulos a centrales
Además, las universidades y otras
nales para reforzar los equipos
hidroeléctricas menores
instituciones han adelantado
de las entidades que desarrollan
de 20 megavatios.
estudios de regionalización de
proyectos, las mismas firmas de
esta información.
consultoría y las corporaciones
F-5 Regulación y control de los aprovechamientos hidroeléctricos
Las entidades reguladoras y controladoras
de los recursos naturales, es decir el Ministerio
del Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial
y las corporaciones autónomas regionales
del departamento de Antioquia cumplen
autónomas regionales.
D-2 Restricciones de uso de información
hidrológica
La información hidrológica es abundante
y confiable en Antioquia. Tiene, sin embargo,
restricciones de uso, pues parte de ella es
propiedad de entidades que consideran los datos
63
Potencial Hidroeléctrico de Antioquia. Inventario, perspectivas y estrategias
como elementos estratégicos y confidenciales.
La información que tiene carácter público no
siempre se procesa con la rapidez y oportunidad
necesarias. Además, no existen datos suficientes
de estas variables en las microcuencas donde se
localiza la mayoría de las centrales en estudio, lo
cual obliga a confiar en estudios de regionalización
de la información.
de construcción y condiciones de operación.
El mal uso que se hace de los estímulos que la
regulación les concede a las centrales con menos
de 20 megavatios no permite realizar análisis
confiables de la factibilidad o los distorsiona. En
mucha parte se debe a que la colocación libre de
la energía en el sistema interconectado camufla
energía secundaria como si fuese energía firme.
D-3 Uso inadecuado de los estímulos para
centrales menores de 20 megavatios
D-5 Falta de calidad y rigor en estudios
ambientales
La normativa vigente estipula que las centrales
hidroeléctricas con potencia menor de 20 megavatios tienen dos estímulos importantes, a saber:
su energía producida se despacha libremente
en el sistema interconectado y no pagan cargos
de capacidad que retribuyen la confiabilidad
de las centrales de respaldo. Estas dos ventajas
normalmente significan para esos proyectos beneficios financieros importantes que favorecen su
factibilidad técnica y económica. El propósito de
esa norma es propiciar el aprovechamiento del
recurso hidroeléctrico en los rangos inferiores de
potencia, pues las centrales de ese tamaño pierden las economías de escala que por lo general
tienen las centrales grandes. En algunos casos
este estímulo se utiliza de forma inadecuada,
porque se volvió común la práctica de reducir la
potencia de los proyectos hasta ese límite, aun
donde se pueda aprovechar un potencial mayor.
Esto redunda en desaprovechamiento de sitios de
proyectos como recurso natural no renovable y
en distorsión de la calificación de la factibilidad de
los aprovechamientos. Las autoridades que pueden regular y controlar este problema no lo hacen
debido a un uso inadecuado de sus atribuciones.
Buena parte de los estudios de impacto
ambiental, diagnóstico ambiental de alternativas
y planes de manejo de impactos adolecen de
falta de calidad y rigor suficientes. Además, las
corporaciones autónomas regionales carecen
de personal técnico suficiente para su revisión y
evaluación y, posteriormente, para el control de
las acciones respectivas.
D-4 Deficiencia en el estudio de factibilidad
de los proyectos
El factor más determinante en la calificación
de la factibilidad de un proyecto es la energía
firme que puede producir confiablemente. Su
estimación es el resultado de buenos estudios,
principalmente de hidrología, geología, costos
64
D-6 Falta de homogeneidad, claridad, aplicabilidad y control de la legislación ambiental,
deficiencias operativas y autonomía sin control en las corporaciones autónomas regionales
Falta claridad en la regulación para conceder
permisos de estudio y concesiones de agua, pues
existe discrepancia de criterios entre el Ministerio
del Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial y las
corporaciones autónomas regionales. La legislación para aprobar y asignar los proyectos es débil
y poco clara. Se aceptan solicitudes de proyectos
sin el debido soporte de estudios técnicos y en
algunas corporaciones basta la presentación de
la respectiva solicitud. Fuera de lo anterior, las
corporaciones autónomas regionales adolecen
de falta de capacidad operativa suficiente para
atender en forma oportuna las funciones que les
corresponden. Su personal profesional y técnico
está bien capacitado pero no es suficiente en número para los trabajos de revisión de las solicitudes
ambientales. Tampoco para realizar un control
suficiente en el campo. Esta deficiencia produce
demoras en los trámites de las solicitudes y, en
Bird Antioquia
Visión estratégica del sector hidroeléctrico en Antioquia
oportunidades, errores en su evaluación. Además,
la Constitución Política de Colombia de 1991
otorga a las corporaciones regionales un carácter
autónomo que en la práctica permite que cada
una de ellas establezca normas y procedimientos
sin consultar ni unificar criterios con otras corporaciones o con los ministerios del Ambiente y de
Minas y Energía en las materias relacionadas con el
aprovechamiento de los recursos hidroeléctricos.
Esto causa disminución en la optimización de los
recursos hidráulicos y menor aprovechamiento del
potencial existente por dispersión en la planeación
y aplicación de las normas.
7.3 Acciones estratégicas
para la gestión del sector
hidroeléctrico en Antioquia
La fase comparativa del análisis y evaluación
de los factores estratégicos de un sector de la
economía se puede fundamentar en la matriz que
se ha denominado DOFA: fortalezas y debilidades
del área interna y oportunidades y amenazas del
área externa del respectivo sector analizado.
Con base en ese marco analítico comparativo se hace una correlación de cada uno de los
factores internos con cada uno de los externos
y así se formulan estrategias OF (aprovechar
oportunidades mediante el uso de fortalezas), OD
(aprovechamiento de oportunidades para vencer
debilidades), AF (evitar amenazas mediante el uso
de fortalezas) y AD (evitar amenazas reduciendo
al mínimo las debilidades). De ese análisis cruzado, se seleccionan aquellas combinaciones que
tienen mayor relevancia y se presentan como las
acciones estratégicas para la gestión respectiva.
A continuación se presentan las quince acciones estratégicas identificadas. Las definiciones de
las convenciones utilizadas se hacen al inicio de
este capítulo. La tabla 14 presenta la matriz DOFA
del sector hidroeléctrico de Antioquia, de acuerdo con estas acciones estratégicas identificadas.
Tabla 14. Matriz DOFA para el sector hidroeléctrico de Antioquia
F2
D1
D3
D6
F5
FI
Buenos
F3
F4
Faltan
Abuso DebilidaBuena
Entidades Consulto- Estudios Información
Consultores centrales des en la
regulación
y profesio- menores regulafuertes res y profe- Previos hidrológica
y control
sionales
nales
de 20 MW
ción
O1
Alto potencial
hidroeléctrico
02
Ventajas de centrales
menores 20
megavatios
O3
Condiciones mercado
eléctrico
A1
Demoras en
desarrollo de
proyectos
A2
Daño ambiental en
cuencas
A4
Especuladores de
proyectos
O1F1
O1F2
O1F3
O1F4
O1D1
O2D3
O3F1
O3D1
A1F5
A1D1
A1D6
A2F5
A2D6
A4F5
A4D6
65
Potencial Hidroeléctrico de Antioquia. Inventario, perspectivas y estrategias
7.3.1 Estrategias OF
El primer grupo de estrategias se obtiene
aprovechando algunas oportunidades, O,
mediante el uso a la vez de varias fortalezas, F.
O1F1. Alto potencial hidroeléctrico y entidades
sólidas y fuertes para el desarrollo del sector
en Antioquia
Las diferentes entidades que actúan dentro
del sector hidroeléctrico en Antioquia deben
hacer un mayor aprovechamiento del alto
potencial existente, para la construcción de más
centrales de diferentes características y tamaños
y así incrementar dicho potencial y maximizar el
aprovechamiento de los recursos disponibles, en
la medida que el mercado lo requiera.
O1F2. Alto potencial hidroeléctrico y
amplio conocimiento, capacidad técnica y
capacitación técnica de los profesionales de
las firmas consultoras en Antioquia
El amplio conocimiento y capacidad técnica
de las firmas consultoras existentes así como
la disponibilidad de profesionales capacitados
se deben aprovechar al máximo posible para el
desarrollo eficaz de los recursos hidroeléctricos
existentes en la región.
O1F3. Alto potencial hidroeléctrico y suficientes
estudios previos para la construcción de
diversas centrales hidroeléctricas en Antioquia
El importante volumen de estudios previos
para centrales de diferentes tamaños que tienen las entidades que actúan dentro del sector
hidroeléctrico en Antioquia se debe poner a
disposición de todos aquellos actores públicos y
privados que estén interesados en participar en
el desarrollo del potencial existente, en el caso
de que la dueña de esos estudios no tenga contemplada su construcción en el inmediato futuro.
O1F4. Alto potencial hidroeléctrico e información hidrológica abundante y confiable
en Antioquia
66
La abundante y confiable información
hidrológica que existe en el Departamento
debe ser mejor aprovechada para incrementar el
potencial hidroeléctrico y construir más centrales
de diversos tamaños y características.
O3F1. Demanda creciente, precios sustentables, estabilidad institucional y entidades sólidas y fuertes dentro del sector hidroeléctrico
de Antioquia
Las empresas de diversa índole, públicas
y privadas, que actúan dentro del sector
hidroeléctrico en Antioquia deben hacer una
máxima utilización de la creciente demanda de
electricidad, de los precios competitivos para
su comercialización y del régimen institucional
estable existentes en Colombia.
7.3.2 Estrategias AF
En el segundo grupo de estrategias, se
propone evitar algunas amenazas, A, utilizando
varias fortalezas, F.
A1F5. Demoras en el desarrollo de los proyectos y suficiente regulación y control de los
desarrollos hidroeléctricos en Antioquia
Las entidades que regulan y controlan el uso y
manejo de los aprovechamientos hidroeléctricos
en Antioquia deben ser más estrictas en la
exigencia del cumplimiento de los plazos y de las
normas técnicas y de construcción y operación de
las centrales, una vez se otorgan las concesiones
de aguas y licencias ambientales, para evitar las
injustificadas demoras y uso inadecuado de los
recursos que se presentan en el desarrollo de
muchos proyectos.
A2F5. Deterioro del ambiente en las cuencas
y suficiente regulación y control de los
desarrollos hidroeléctricos en Antioquia
El control y la regulación que hacen las
autoridades ambientales para los aprovechamientos hidroeléctricos deben ser más estrictos
e integrales para evitar el acelerado deterioro
Bird Antioquia
Visión estratégica del sector hidroeléctrico en Antioquia
del ambiente en las cuencas hidrográficas por
parte de los propietarios de las tierras y poder
proteger e incrementar la regulación natural de
los caudales. Además, se deben considerar compensaciones económicas para propietarios de
tierras que protejan las cuencas, y en particular,
los nacimientos de agua.
A4F5. Presencia de especuladores dentro del
sector y suficiente regulación y control de los
desarrollos hidroeléctricos en Antioquia
Si la legislación en materia ambiental fuera
más amplia y las normas de control y regulación
de aprovechamientos hidroeléctricos fueran
más precisas y estrictas en materia de exigencias
técnicas y ambientales, se podría frenar la participación de especuladores dentro del sector, y
las personas y entidades verdaderamente interesadas en promover el crecimiento del potencial
existente podrían actuar más racionalmente.
7.3.3 Estrategias OD
En este tercer grupo, se procura aprovechar
opor tunidades, O, para vencer algunas
debilidades, D.
O1D1. Alto potencial hidroeléctrico y
necesidad de más firmas de consultoría dentro
del sector en Antioquia
Se necesita la creación de más firmas de
consultoría y la formación de un mayor número
de profesionales en proyectos hidroeléctricos,
para aprovechar en toda su magnitud el alto
potencial de recursos existente y la posibilidad de
desarrollar proyectos de distintas características
y tamaños en Antioquia. Debe tenerse en
cuenta que en Antioquia las universidades
tienen capacidad adecuada para esa formación
profesional, que no se utiliza suficientemente.
O2D3. Estímulos para centrales menores de
20 megavatios y uso inadecuado de dichos
estímulos en Antioquia.
Se debe exigir a las entidades que desarrollan
centrales menores de 20 megavatios el adecuado
uso de los importantes estímulos y beneficios
financieros que incluye la normativa vigente,
para hacer más racional el uso de los recursos y
maximizar la utilización de los caudales, evitando
pérdida de optimización en proyectos que por
su tamaño mayor de 20 megavatios no tienen
esos estímulos, aunque no por ello dejan de
ser necesarios y factibles. El Ministerio de Minas
y Energía debe dar concepto previo sobre el
tamaño adecuado de cada proyecto en ese rango,
antes de que la respectiva autoridad ambiental
otorgue el permiso del uso del recurso hidráulico.
O3D1. Demanda creciente de electricidad y
necesidad de más firmas de consultoría dentro
del sector hidroeléctrico de Antioquia.
Las buenas condiciones del mercado que se
manifiestan en demanda creciente de electricidad,
los precios competitivos y la estabilidad
institucional en el país, hacen necesarias la
creación de más empresas de consultoría y
la formación de nuevos profesionales para
proyectos hidroeléctricos.
7.3.4 Estrategias AD
Finalmente, en el cuarto grupo de estrategias
se procura evitar amenazas, A, mediante la
reducción al mínimo de algunas debilidades, D.
A1D1. Demoras en el desarrollo de proyectos y
necesidad de más firmas de consultoría dentro
del sector hidroeléctrico en Antioquia
Es necesario que se incremente el número de
firmas consultoras en Antioquia y se capaciten
nuevos profesionales en el área de proyectos
hidroeléctricos, para agilizar el desarrollo del
potencial existente, tanto por parte de las firmas
de consultoría como de las corporaciones autónomas regionales.
67
Potencial Hidroeléctrico de Antioquia. Inventario, perspectivas y estrategias
A1D6. Demoras en el desarrollo de proyectos
hidroeléctricos y deficiencias de las corporaciones autónomas regionales en Antioquia
Los criterios y procedimientos de las distintas
corporaciones autónomas regionales se deben
revisar y reformar, pues son poco claros, no son
homogéneos y no permiten evitar las injustificadas
demoras en los proyectos. La autonomía que la
Constitución de 1991 otorga a las corporaciones
permite esa falta de coordinación y coherencia
de las normas y procedimientos, que debe
evitarse mediante mecanismos de concertación
y acuerdo entre las corporaciones y de éstas con
el Ministerio del Ambiente, Vivienda y Desarrollo
Territorial. Además, se deben ampliar las plazas
de personal técnico capacitado y experimentado
para cumplir cabalmente sus funciones de
regulación y control de proyectos.
68
7.4 Factores críticos para el
éxito de la gestión del sector
hidroeléctrico de Antioquia
De las entrevistas con las entidades del sector
y los análisis de la información, se han identificado
varios factores críticos fundamentales para el
éxito de la gestión para el mejor aprovechamiento
de los recursos hidroeléctricos en Antioquia.
Dichos factores están constituidos por aquellos
asuntos que necesariamente se deben, aplicar,
mejorar o corregir para lograr los objetivos de
crecimiento de este sector. Los principales FCE
seleccionados son:
• Existe normativa ambiental suficiente, pero
falta una autoridad más estricta para hacerla
cumplir, lo cual se presta al riesgo de corrupción.
A2D6. Deterioro del ambiente en las cuencas
hidrográficas y deficiencia de las corporaciones
autónomas regionales en Antioquia.
• Faltan controles estrictos para la explotación
racional de los recursos naturales, en particular,
los recursos hidroeléctricos.
Las corporaciones autónomas regionales
deben tener en su nómina personal técnico
experto exclusivo para impedir y controlar el
deterioro ambiental de las cuencas por parte de
los propietarios de las tierras.
• Se otorgan concesiones de agua y licencias
ambientales con estudios muy débiles.
• Se presentan demoras injustificadas en
la respuesta a solicitudes de concesiones
de aguas y licencias ambientales en las
corporaciones autónomas regionales.
A4D6. Presencia de especuladores dentro
del sector hidroeléctrico y deficiencias de
las corporaciones autónomas regionales en
Antioquia
• Es necesario controlar la presencia de
especuladores en el mercado hidroeléctrico.
Las normas ambientales de las corporaciones
regionales para la concesión de permisos y
licencias para adelantar proyectos hidroeléctricos
deben ser precisas, de estricto cumplimiento y
con un adecuado control interno para evitar
decisiones que afectan el desarrollo del sector
por la participación de especuladores en el
mercado.
• La legislación que trata de establecer justicia
regional en el desarrollo del sector se basa en
niveles medios de eficiencia y crecimiento.
Esta legislación impide que Antioquia pueda
sacar provecho de sus ventajas naturales e
institucionales
• Existe permisividad con concesiones sin
estudios previos suficientes
• Ocurren conflictos del desarrollo hidroeléctrico con los parques nacionales y los aprovechamientos mineros.
Bird Antioquia
Visión estratégica del sector hidroeléctrico en Antioquia
• Hay falta de conciencia de la comunidad sobre
los riesgos de racionamiento y los costos de
la energía (Colombia tiene bajas señales de
racionamiento y costos bajos con respecto a
otros países).
• Se presenta falta de optimización de los
aprovechamientos hidroeléctricos por
debilidad y ausencia de coordinación de las
autoridades ambientales y energéticas
• Falta personal calificado suficiente en las
entidades reguladoras y de control.
• Han desaparecido empresas consultoras y
constructoras locales y no han sido sustituidas
en la medida requerida por las necesidades del
mercado.
• Se requiere que la legislación
que aplican las corporaciones
regionales para la regulación
dentro del mercado sea clara y
sin ambigüedades de criterios,
para poder ejercer un estricto
control de la gestión de los distintos actores dentro del sector.
• El sector hidroeléctrico podría
aprovechar más el Mecanismo
de Desarrollo Limpio, pero
falta mayor conciencia de los
agentes que intervienen y una
autoridad que promueva su
utilización..
• Se requieren más firmas de consultoría para
atender adecuadamente las necesidades
de estudios para aprovechar el potencial
hidroeléctrico.
• Falta planeación y decisión centralizada para el
aprovechamiento y manejo del recurso agua.
7.5 Factores de decisión para
centrales pequeñas
A veces se ha recurrido a pequeñas centrales,
menores de un megavatio, para satisfacer
demanda en sitios aislados donde no llega la
interconexión eléctrica nacional.
Sin embargo, no siempre esta solución es
factible, pues los proyectos hidroeléctricos,
independiente de su tamaño,
requieren trabajos de ingeniería
Las centrales menores
completos, lo cual incrementa los
de un megavatio
costos de instalación.
de potencia tienen
dificultades financieras
por costos fijos
elevados. Pero
pueden ser útiles en
casos especiales, para
suministro local de
energía eléctrica.
• Debe aprovecharse más la oportunidad de
vender electricidad a mercados extranjeros.
• Se advierte lentitud de las corporaciones
autónomas regionales en el cumplimiento
de sus funciones por falta de personal idóneo
suficiente.
• Al construir pequeñas centrales hidroeléctricas
en lugares que permitirían aprovechamientos
con más capacidad, se pierde definitivamente
el potencial restante. No es fácil desmontar
centrales pequeñas para construir otras
mayores.
Otra causa de un costo mayor
en proyectos de esta naturaleza
son los gastos de operación, pues
mantener operarios disponibles
es oneroso. Se considera la
posibilidad de asociar varios
proyectos pequeños en regiones
vecinas atendidos por un conserje
técnico electricista, para mejorar la
rentabilidad.
Las centrales de tamaño cercano a un
megavatio necesitan, además, disponer de línea
de interconexión para el transporte de la energía,
pues la electricidad que generan usualmente
es excesiva para el consumo local de pequeñas
comunidades.
Colinversiones tiene en sus planes el desarrollo de generación eléctrica distribuida con redes
inteligentes (medidores computarizados) para
aislar pequeñas redes de distribución e independizarlas del sistema interconectado. Con ello se
reducen o eliminan los costos de transporte de
69
Potencial Hidroeléctrico de Antioquia. Inventario, perspectivas y estrategias
energía. Están estudiando un proyecto piloto en
el Valle del Cauca para 1.200 usuarios residenciales. El mismo principio puede aplicarse para alimentar vehículos eléctricos. Están contemplando
todas las posibilidades de picogeneración, como
celdas fotovoltaicas, motores, cogeneración y
similares.
En zonas rurales este concepto puede aplicarse
a comunidades aisladas con generación en
picocentrales hidroeléctricas
La instalación de pequeñas centrales, con
menos de un megavatio, se justifica cuando se
recuperan obras construidas antiguamente, su
valor no se considera como parte del costo del
proyecto nuevo, y sólo se incluye la inversión en
reparación y renovación. En principio, en estos
70
casos son preferibles aprovechamientos con
caídas altas a los de caudales grandes, ya que
producen menos intervención sobre el ambiente
Los proveedores de equipos suministran
paquetes de soluciones integrales (turbina más
generador), de acuerdo con las características del
proyecto. Es necesario que el proveedor garantice
permanencia en el mercado, en razón de los mantenimientos y reposición futuros de los equipos.
Algunos casos de recuperación de pequeñas
centrales antiguas se han dado recientemente
en el corregimiento Encarnación del municipio
de Urrao, con capacidad de 55 kilovatios, la
central del mismo municipio de Urrao, con 780
kilovatios y la central Santa Rita en Andes, con
1.400 kilovatios.
Bird Antioquia
8. Demanda de
electricidad
8.1 Demanda de electricidad en
Colombia y en Antioquia
Megavatios
La capacidad instalada de generación eléctrica
de Colombia a junio de 2010 es de 13,531 MW,
de los cuales 67,4% corresponde a generación
hidráulica, 20,4% térmica con gas natural; 7,2%
generación térmica con carbón, y el restante
5,0% lo constituyen plantas de cogeneración,
fuel oil y eólicas. La demanda pico de potencia
en 2010 ha sido de 8.960 MW, lo cual significa
una sobreinstalación de potencia de 4.761 MW9.
10000
9000
8000
7000
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
Capacidad
Tipo de Energía
Gráfico 21. Capacidad instalada de generación de energía en Colombia, Junio 2010
La capacidad instalada de generación eléctrica de Colombia a junio de 2010 es de 13,531 MW y la
demanda pico de potencia en este año ha sido de 8.960 MW, aproximadamente, lo cual significa
una sobre instalación de potencia de 4.761 MW
9
Ministerio de Minas y Energía. Unidad de Planeación Minero Energética. “Proyección de demanda de energía eléctrica y potencia
máxima” Revisión, octubre de 2010. http://www.upme.gov.co/Docs/Energia/PROYECC_DEMANDA_ENERGIA_OCTUBRE_2010.pdf
71
Potencial Hidroeléctrico de Antioquia. Inventario, perspectivas y estrategias
5%
7%
Hidráulica
Térmica con gas natural
21%
Térmica con carbón
Cogeneración, fuel oil y
eólicas
67%
Gráfico 22. Distribución de la capacidad instalada de generación de energía en Colombia, Junio 2010
La generación eléctrica del país se encuentra
concentrada en tres regiones, que producen
el 82,4% de la electricidad, a saber: Antioquia,
con una capacidad instalada principalmente
hidráulica; Centro, también mayoritariamente
hidráulica y en segundo lugar generación con
carbón; y en tercer lugar la Costa Atlántica, donde
la electricidad se produce a partir de gas natural
en su mayor parte. En las regiones restantes se
produce el 17,6% de la energía eléctrica del país.
La demanda eléctrica de Colombia creció
de 42.275 gigavatios hora en 2000 hasta 54,679
gigavatios hora en 2009, con una tasa promedia
anual de 2,9%. Para el período 2010 a 2020 se
prevé para la demanda del país una tasa de
crecimiento promedio anual de 3,6% y en la
década 2021 a 2030, del 3,1%.10
Las necesidades de expansión de generación
en Colombia se analizan en el documento Plan
de Expansión de Referencia, producido por la
UPME11. Las estimaciones de la proyección de
potencia se muestran en la tabla 15 y el gráfico
23. Las proyecciones de demanda de energía se
muestran en la tabla 16 y la figura 24.
Tabla 15. Proyección de potencia máxima de Colombia, en megavatios
AÑO
Escenario alto
Escenario medio
Escenario bajo
2020
13.107
11.890
10.789
2031
21.675
18.556
15.826
10 Ministerio de Minas y Energía. Unidad de Planeación Minero Energética “Proyección de demanda de energía eléctrica y potencia máxima”
Revisión, noviembre de 2010 http://www.siel.gov.co/siel/documentos/documentacion/Demanda/proyeccion_demanda_ee_nov_2010.
pdf
11 Ministerio de Minas y Energía. Unidad de Planeación Minero Energética “Plan de Expansión de Referencia Generación y Transmisión,
2010 – 2024. Preliminar” Bogotá, 2010. http://www.upme.gov.co/Index3.htm
72
Bird Antioquia
Demanda de electricidad
25.000
Megavatios
20.000
15.000
Escenario alto
Escenario medio
10.000
Escenario bajo
5.000
0
2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030
Gráfico 23. Proyección en megavatios de la potencia máxima en Colombia12
Tabla 16. Proyección de demanda de energía anual de Colombia, en gigavatios hora
AÑO
Escenario alto
Escenario medio
Escenario bajo
2020
89.289
80.993
73.632
2031
139.376
119.52
102.550
160000
140000
Gigavatios
120000
100000
Escenario Medio
80000
Escenario Bajo
60000
Escenario Alto
40000
20000
0
2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030
Gráfico 24. Proyección en gigavatios de la demanda anual de energía en Colombia de 2010 a 203013
La demanda eléctrica de Colombia creció de 42.275 gigavatios hora en 2000 hasta 54,679
gigavatios hora en 2009. Para el período 2010 a 2020 se prevé para la demanda del país una tasa
de crecimiento promedio anual de 3.6% y en la década 2021 a 2030, del 3,1%
12 Proyección de demanda de potencia máxima en Colombia. Fuente: Ministerio de Minas y Energía. Unidad de Planeación Minero
Energética. “Plan de Expansión de Referencia Generación Transmisión, 2010-2024. Preliminar”. Bogotá, 2010.
13 Proyecciones de demanda de energía en Colombia 2010-2030. Fuente: Ministerio de Minas y Energía. Unidad de Planeación Minero
Energética “Plan de Expansión de Referencia Generación Transmisión, 2010 – 2024. Preliminar”. Bogotá, 2010.
73
Potencial Hidroeléctrico de Antioquia. Inventario, perspectivas y estrategias
En Antioquia la demanda de electricidad
en 2009 fue de 16.000 gigavatios hora, que
corresponde al 29% del país. Creció desde 10.000
gigavatios hora en 2000, que equivalía al 24% del
total nacional. Este crecimiento de la demanda
en Antioquia, que es alto en términos absolutos
y relativos, se debe en buena parte al programa
Antioquia Iluminada de los gobiernos nacional,
departamental y municipal y de Empresas Públicas
de Medellín, para incrementar la electrificación
de las zonas rurales del departamento. La tabla
17 muestra los consumos de electricidad en
Medellín en 2007 y 2008.14
Es conveniente hacer una breve consideración
de los precios de energía en el mercado mayorista
de electricidad en Colombia. Las ventas se hacen
mediante los contratos de largo plazo o mediante
la bolsa de energía. Entre los años 2000-2009 el
precio de energía en bolsa y en contratos se ha
incrementado en términos reales. En los últimos
años, afectado por los bajos aportes hidrológicos
con ocasión del fenómeno del Niño, el precio de
bolsa se ha triplicado y el precio de los contratos
ha elevado su valor igualmente en términos reales.
Para la próxima década se espera que los precios
bajen, ante la mayor oferta de electricidad de las
centrales que se encuentran en construcción.
La tabla 18 muestra el comportamiento de los
precios y su proyección según la UPME15.
Tabla 17. Consumo de energía eléctrica en Medellín, 2007-2008 Primer semestre (Gigavatios hora)
Usos
2007
2008
Variación absoluta
Industrial
925,2
907,9
-17,3
Comercial
541,0
574,8
33,8
Residencial
1.172,9
1.201,3
28,4
Otros
247,4
236,4
-11,0
Total
2.886,5
2.920,4
33,9
Tabla 18. Precios de venta de electricidad en el mercado mayorista en Colombia (Pesos por
kilovatio hora a precios de diciembre de 2009)
AÑO 2000
AÑO 2010
AÑO 2018
Ventas por contratos
39
55
N. D.
Ventas en bolsa
32
90
39
14 Empresas Públicas de Medellín. Citado en Informe de Coyuntura Económica Regional. Departamento de Antioquia. 2008.
15 Ministerio de Minas y Energía. Unidad de Planeación Minero Energética. “Proyección de demanda de energía eléctrica y potencia
máxima” Revisión, octubre de 2010. http://www.upme.gov.co/Docs/Energia/PROYECC_DEMANDA_ENERGIA_OCTUBRE_2010.pdf
74
Bird Antioquia
Demanda de electricidad
3500
3000
Gigavatios/hora
2500
2000
Otros
Residencial
1500
Comercial
1000
Industrial
500
0
2007
2008
Usos de la Energía Eléctrica
Gráfico 25. Consumo de energía eléctrica en Medellín 2007-2008
100
90
80
Pesos/Kilovatio/hora
70
60
50
40
Ventas por contratos
30
Ventas en bolsa
20
10
0
2000
2010
2018
Tipos de Venta
Gráfico 26. Precios de venta de electricidad en el mercado mayorista en Colombia
En los últimos años, afectado por los bajos aportes hidrológicos con ocasión del Fenómeno
del Niño, el precio de bolsa se ha triplicado y el precio de los contratos ha elevado su valor en
términos reales. Para la próxima década se espera que los precios bajen, ante la mayor oferta de
electricidad de las centrales que se encuentran en construcción.
75
Potencial Hidroeléctrico de Antioquia. Inventario, perspectivas y estrategias
8.2 El potencial hidroeléctrico
de Antioquia en el Plan de
Referencia de Expansión de
Generación y Transmisión
para Colombia.
La demanda eléctrica de Colombia y de cada
una de sus regiones se atiende a través del sistema interconectado nacional, que transporta la
electricidad desde las plantas productoras hasta
las regiones consumidoras. Esto significa que no
puede hacerse una comparación o correlación entre el potencial hidroeléctrico de Antioquia con las
demandas tanto del departamento como del país.
Por lo tanto, en esta sección se incluyen consideraciones puramente cualitativas y no cuantitativas o
concluyentes en relación con el tema.
De acuerdo con la legislación y las prácticas
vigentes en Colombia, la expansión de la generación eléctrica en el país es iniciativa de todos
los agentes del sector eléctrico que participan
libremente en este mercado. El Gobierno nacional, por medio del Ministerio de Minas y Energía,
supervisa el comportamiento de ese mercado y
entrega periódicamente el Plan de Expansión de
Referencia de Generación y Transmisión.
En la actualidad la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, tiene un registro de proyectos
de generación que pueden construirse para satisfacer las necesidades y demandas. Son en total 69
proyectos con una capacidad inscrita de 14.383,5
MW de los cuales 8.500,5 MW corresponden a 24
proyectos hidráulicos con capacidad mayor o igual
a 20 MW; 2.884,6 MW, a 14 proyectos de carbón
mineral; 2.520,5 MW a 11 proyectos de gas natural;
305 MW a 5 proyectos de fuel oil; 127,9 MW a 12
proyectos hidráulicos con capacidad menor de 20
MW; 25 MW a 2 proyectos de cogeneración y 20
MW de un proyecto eólico.
76
La tabla 19 muestra la lista de proyectos
hidroeléctricos de Antioquia incluidos en el
registro de la UPME para el Plan de Expansión de
Referencia. Son 13 proyectos con una capacidad
instalable de 4.783,6 megavatios. Equivalen al
23,7% de los 20.144,35 megavatios que en total
posee Antioquia con los proyectos que están en
construcción o en estudio.
El Ministerio de Minas y Energía también
interviene en la expansión de la generación
eléctrica mediante subastas para compra de
energía firme a las empresas generadoras que
se comprometen a instalar nuevas centrales. Esta
intervención tiene el propósito de garantizar el
suministro de electricidad en períodos en que se
prevé déficit de oferta eléctrica en el país.
El instrumento de las subastas de compra de
energía se utilizó por primera vez en Colombia
en 2008. Se realizaron dos de ellas el 5 y 6 de
mayo de 2008. Los resultados se resumen en las
tablas 20 y 21.
Tabla 19. Proyectos hidroeléctricos de Antioquia
registrados en el Plan de Expansión de Referencia
de la UPME para el período 2010 a 2024
PROYECTO
Porce III
Porce IV
Hidroituango
Espíritu Santo
Cañaveral
Encimadas
El Doce
San Miguel
Caruquia
Guanaquitas
Barroso
Santiago
El Popal
TOTAL
POTENCIA
megavatios
660,0
400,0
2.400,0
700,0
68,0
94,0
360,0
40,0
9,5
9,5
19,9
2,8
19,9
4.783,6
Estado de
desarrollo
Construcción
Construcción
Construcción
Factibilidad
Factibilidad
Factibilidad
Prefactibilidad
Prefactibilidad
Factibilidad
Factibilidad
Prefactibilidad
Prefactibilidad
Prefactibilidad
Fuente: UPME: Plan de Expansión de Referencia de Generación
Transmisión, 2010 - 2024
La UPME incluye en el Plan de Expansión de Referencia incluye 13 proyectos en Antioquia
que, con una capacidad de 4.783,6 megavatios, equivalen al 23,7% del potencial que tiene el
departamento, en construcción o en estudio.
Bird Antioquia
Demanda de electricidad
3000
2500
Megavatios
2000
1500
Prefactibilidad
1000
Factibilidad
Construcción
500
El Popal
Santiago
Barroso
El Doce
San Miguel
Guanaquitas
Caruquia
Encimadas
Cañaveral
Espíritu Santo
Porce IV
Hidroituango
Porce III
0
Proyecto Hidroeléctrico
Gráfico 27. Proyectos hidroeléctricos de Antioquia según Plan de Expansión de Referencia de la
UPME, 2010 a 2024
Tabla 20. Plantas nuevas con plazo de construcción menor de 4 años
CENTRAL
ANO DE INICIO
MEGAVATIOS
GIGAVATIOS-HORA/AÑO
Gecelca
2012
150
1.116
Termocol
2010
202
1.678
Amoyá
2011
78
214
430
3.008
TOTAL
Fuente: Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG.
Tabla 21. Plantas nuevas con plazo de construcción mayor de 4 años
CENTRAL
AÑO DE INICIO
MEGAVATIOS
GIGAVATIOS-HORA/AÑO
Cucuana
2013
60
50
Miel II
2014
135
184
Sogamoso
2013
800
2.350
El Quimbo
2014
396
1.650
Porce IV
2015
400
962
HidroItuango
2018
1.200
1.085
2.991
6.281
TOTAL
Fuente: Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG.
77
Potencial Hidroeléctrico de Antioquia. Inventario, perspectivas y estrategias
2500
Potencia
2000
1500
MEGAVATIOS
1000
500
GIGAVATIOSHORA/AÑO
0
Central Hidroeléctrica
Gráfico 28. Plantas nuevas con plazo de construcción mayor a 4 años, subastas 2008
Igualmente se hizo el análisis de la conveniencia
de realizar una subasta de obligaciones de
energía firme para el período 2013 - 2014 y se
publicó el proyecto de resolución de carácter
general con el fin de fijar la oportunidad en que
se asignarán las obligaciones de energía firme
del cargo por confiabilidad para el período
comprendido entre el 1 de diciembre de 2013
y el 30 de noviembre de 2014. Se encontró que
para el período 2013 - 2014 no se requería hacer
la subasta, porque el crecimiento de la demanda
fue menor al esperado, con lo cual con la oferta
que se tendría para esa época era suficiente.
Adicionalmente, se publicó el documento
para comentarios sobre demanda desconectable
voluntaria, mecanismo para complementar el
mercado secundario de confiabilidad, mediante
la Circular 107 de 2008. Con esto el Minminas
buscó que la nueva energía esté disponible
para participar activamente en el mercado de la
energía firme.
En las subastas de
energía firme para
el período 2014 –
2018 se incluyeron
Hidroituango y Porce IV
en Antioquia, con 1.600
megavatios y 2.047
gigavatios hora por año.
78
Bird Antioquia
9. Proyecto Hidroeléctrico
Pescadero Ituango
“José Tejada Sáenz”
El proyecto Pescadero Ituango es en la
actualidad el más importante en el sector
hidroeléctrico que tiene, no sólo Antioquia,
sino también el País con 2400 MW de capacidad
instalada y cerca de 5000 empleos generados en
su pico de construcción.
manteniéndose paralelo a la costa Colombiana
sobre el mar Pacífico, para desembocar en el río
Magdalena, luego de un recorrido de 1.290 km
y a los 90 msnm.
9.1 Antecedentes
para aprovechar el potencial hidroeléctrico
del río Cauca en su tramo medio, conocido como
Cañón del Cauca; en este tramo, en un recorrido
de aproximadamente 425 km, el río desciende
cerca de 800 m.
El río Cauca nace en el extremo sur-occidental
del país, a 4.200 msnm, corre hacia el norte
entre las cordilleras Central y Occidental,
El Proyecto Hidroeléctrico Ituango, propuesto
sobre este río, hace parte de la cadena de
proyectos identificados
Ilustración 2. Panorámica sitio del proyecto
79
Potencial Hidroeléctrico de Antioquia. Inventario, perspectivas y estrategias
EL proyecto aprovecha un caudal de aproximadamente 1.000 m3/s, alcanzado por el río Cauca
luego de un recorrido de 900 km a lo largo de los cuales drena un área aproximada de 37.820 km2.
Características técnicas generales
CARACTERÍSTICA
VALOR
Valor estimado de la inversión (MM USD constantes de 31/12/2009 )
Altura de presa (m)
225
Tipo de presa
ECRD
Volumen de la presa (millones de m3)
19
Caudal de diseño (m /s)
1.350
Capacidad instalada Total (MW)
Primera etapa
Segunda etapa
2.400
1.200
1.200
3
Energía media anual (GWh)
14. 060
Factor de planta
0,67
Energía Base ENFICC (GWh/año)
9.200
Empleos generados en pico de construcción.
5.000
9.2 Localización
Las obras principales del proyecto están
localizadas en la margen derecha del río Cauca,
entre las desembocaduras del río Ituango por
el costado izquierdo y del río San Andrés por el
derecho, al norte del Departamento de Antioquia,
a 170 km por carretera desde Medellín y a unos 8
km abajo del denominado Puente de Pescadero,
sobre el río Cauca, en donde cruza la carretera que
comunica la capital entrando por San Andrés de
Cuerquia hasta el municipio de Ituango.
Si bien las obras principales del Proyecto
comprometen de manera directa terrenos de
los municipios de Ituango, Toledo y Briceño, la
cuenca inmediata del embalse incluye además
zonas de los municipios de Peque y Buriticá, por
la margen izquierda, y de Sabanalarga y Liborina,
por la derecha, e inundará por completo los
poblados de Orobajo (Sabanalarga) y Barbacoas
(Peque). La zona corresponde a un cañón
profundo, estrecho y escarpado; caracterizado
80
3.049
por su escasa productividad agropecuaria y su
baja densidad poblacional.
La infraestructura vial de la zona es deficiente y
está constituida por la vía que conecta a Ituango
con la carretera Troncal que une a Medellín con la
Costa Atlántica y por la que comunica a Sabanalarga con la vía que une a la capital antioqueña
con Santa Fe de Antioquia.
En investigaciones y estudios realizados entre
1971 y 1974, sobre el potencial hidroeléctrico
del río Cauca en su tramo medio conocido
como cañón del río Cauca, se evaluaron
varias alternativas de cadenas o “cascadas”
de proyectos para el aprovechamiento de la
caída, seleccionándose la conformada, además
del Proyecto Hidroeléctrico Ituango, por los
proyectos de Cañafisto, Farallones y Xarrapa,
hacia aguas arriba, y por Apaví, hacia abajo. Entre
todos, el Proyecto de Ituango se destacó por
presentar las características más atractivas, dadas
las condiciones físicas del sitio en el que se han de
Bird Antioquia
Proyecto Hidroeléctrico Pescadero Ituango “José Tejada Sáenz”
desarrollar las obras, las características de la zona
ocupada por el embalse, los mínimos impactos de
carácter ambiental y las posibilidades que puede
ofrecer para el desarrollo de una región social y
económicamente deprimida.
Entre marzo de 1979 y junio de 1983,
Interconexión Eléctrica S. A. –ISA– contrató
con Integral S.A. el Estudio de Factibilidad del
Proyecto Hidroeléctrico Ituango, con el objeto de
determinar la localización ideal, características y
dimensiones básicas de las obras principales del
proyecto, y elaborar un programa aproximado
para la fase de construcción. Como resultado de
dicho estudio, se concibió un esquema formado
por una presa de enrocado de 225 m de altura,
localizada aguas abajo del puente de Pescadero,
con una capacidad instalada de 2.400 MW y
una energía media anual de 13.900 GWh; la
ejecución de este proyecto, que fue incluido en
los diferentes planes de expansión del sector
eléctrico, fue postergada debido principalmente
a la inexistencia de un mercado local para el
consumo de la energía que generaría y a sus
altos costos, no alcanzables en su época por las
empresas generadoras de entonces.
En 1995, y como parte del proceso de división
del propietario de los estudios en dos empresas,
ISAGEN, encargada de la generación, e ISA,
encargada de la transmisión, la primera recibió los
estudios que en 1982 se habían realizado sobre
el proyecto Ituango.
Ilustración 3. Obras superficiales – vista desde aguas arriba de la presa
81
Potencial Hidroeléctrico de Antioquia. Inventario, perspectivas y estrategias
En junio de 1998 fue creada la Sociedad Promotora Pescadero Ituango (Hoy HIDROELÉCTRICA ITUANGO S.A. E.S.P.) como la entidad encargada de impulsar lo que se llamó en su momento la
etapa de actualización de los estudios de factibilidad del proyecto y de definir la viabilidad de su
construcción en las actuales condiciones del país
y del mercado de la energía. La HIDROELÉCTRICA
está conformada por las siguientes entidades
principales (accionistas mayoritarios):
• Instituto para el Desarrollo del Departamento
de Antioquia - IDEA
• Empresas Públicas de Medellín E.S.P.
• Gobernación de Antioquia
En agosto de 1998, la Sociedad Hidroeléctrica
Ituango S.A. E.S.P. encargó a la Firma INTEGRAL S.A.
la actualización de los estudios de factibilidad
para redefinir el proyecto optimizando el
aprovechamiento del recurso hídrico, el entorno
ambiental y socioeconómico en su área de
influencia, con una rentabilidad atractiva para
posibles inversionistas.
Finalmente en agosto de 2006, se contrató la
complementación de la factibilidad del proyecto
a la luz de las nuevas condiciones económicas y
de desarrollo de este tipo de proyectos en el país.
Mediante Contratos 002-2008 y 003-2008
se contrató, también con la Firma INTEGRAL, el
diseño de vías y la Actualización Socioeconómica
y Predial, respectivamente, mediante Contrato
007-2008, con orden de inicio en diciembre de
2008, se contrató los diseños definitivos del
proyecto con el Consorcio Generación Ituango
(compuesto por Integral y Solingral).
enrocado con núcleo de tierra con una altura de
225 m, con corona de 18 m de ancho y 550 m de
longitud a la cota 435 msnm y de un volumen
de 20.200.000 de m3 y la construcción de una vía
interna de acceso a través de la cara de aguas
abajo. Además, por la cresta de la presa pasa
la carretera sustitutiva hacia el municipio de
Ituango.
El vertedero de crecientes será en canal
abierto, diseñado para evacuar la creciente
máxima probable, cuyo caudal de entrada es de
25.300 m3/s.
La desviación del río Cauca para la construcción
de la presa, se ha dispuesto mediante dos túneles,
de una sección de 14 m X 14 m cada uno,
paralelos emplazados en la margen derecha,
cuyas longitudes aproximadas son 811 m y 1.065
m, respectivamente.
El embalse que se conformará, será de 70 km
de longitud y un volumen de 2.720’000.000 m3
Las obras subterráneas se componen de una
casa de máquinas de 240,1 m de longitud, 23
m de ancho y 49,05 m de altura; dos almenaras
de aguas abajo de 100 m de largo, 18 m de
ancho, 48,3 m de alto cada una; una caverna
de transformadores de 200,8 m de largo, 16
m de ancho y 18,9 m de alto. Todas éstas son
adyacentes unas a otras. A éstas se llega por un
túnel de acceso vehicular de 950 m de longitud.
La central constará de ocho (8) unidades
generadoras de energía de 300 MW cada una
para generar 13.900 GWh de energía media
anual. Ésta se conectará al sistema de trasmisión
nacional (STN).
Para su redimensionamiento, incluye las
siguientes estructuras: una presa del tipo de
82
Bird Antioquia
Proyecto Hidroeléctrico Pescadero Ituango “José Tejada Sáenz”
Ilustración 4. Presa - Corte transversal
Ilustración 5. Obras subterráneas
83
Potencial Hidroeléctrico de Antioquia. Inventario, perspectivas y estrategias
Ilustración 6. Disposición de las obras de la central
9.3 Vías de acceso
En la zona del Proyecto sólo se cuenta con
la carretera que comunica a Medellín con el
municipio de Ituango. Ésta utiliza un tramo de la
Troncal Occidental (Medellín-Cartagena), hasta
los Llanos de Cuivá, en donde se desprende un
ramal de reducidas especificaciones que pasa
inicialmente por el municipio de San Andrés
de Cuerquia y luego por el corregimiento de
El Valle (del municipio de Toledo), para más
adelante cruzar el río Cauca en el sitio Pescadero y
dirigirse finalmente a Ituango. Los tramos de esta
carretera próximos al río serán inundados por el
embalse, por lo que será necesario construir una
vía sustitutiva.
84
Los estudios y trabajos realizados en esta etapa,
han comprendido los diseños de factibilidad
de las vías sustitutivas y de acceso requeridas
para la construcción y posterior operación del
Proyecto Ituango, la fijación de los parámetros de
diseño correspondientes y la determinación de
sus aspectos más relevantes, como volúmenes,
estructuras y obras y zonas de depósito de
materiales. En los siguientes numerales se
presenta un resumen del trabajo realizado.
Con base en las necesidades de sustitución
vial, creación de accesos a zonas específicas, o
vías necesarias para la construcción, se plantean
ocho vías nuevas, las cuales, de acuerdo con sus
respectivos propósitos, se han catalogado dentro
de los siguientes grupos:
Bird Antioquia
Proyecto Hidroeléctrico Pescadero Ituango “José Tejada Sáenz”
Ilustración 7. Ubicación
9.3.1 Vías principales
Comprende las vías El Valle-Presa por la
margen izquierda del río Cauca, y PescaderoPresa por la margen derecha, que sirven de
sustitución al tramo de la vía intermunicipal
existente entre San Andrés de Cuerquia e Ituango
que se verá inundado por el embalse; incluye,
también, la variante vial para rodear el municipio
de San Andrés de Cuerquia.
9.3.2 Vías secundarias
Son las vías necesarias en el proceso de
construcción de las obras principales y en la etapa
de operación de la Hidroeléctrica. Corresponde
a las vías de acceso a casa de máquinas, a la
subestación de 500 kV y a los campamentos
en donde se alojará el personal vinculado a la
construcción del Proyecto.
9.3.3 Vías terciarias
Son las vías necesarias para el proceso
constructivo, a saber: las vías de acceso a los
portales de aguas arriba y de aguas abajo de los
túneles de desviación.
9.3.4 Vía sustitutiva entre el valle y la
presa
En esta vía será necesario construir un puente
de inicio cruzando el río San Andrés de 242 m de
longitud; más adelante será necesario construir
85
Potencial Hidroeléctrico de Antioquia. Inventario, perspectivas y estrategias
otro puente de 70 m sobre la quebrada Chirí;
además, en el sitio de las obras tendrá dos
puentes de 80 m y 25 m en las captaciones y
en el vertedero respectivamente. Y también es
necesaria la construcción de un túnel vehicular
de 1 km de longitud,
Vía sustitutiva entre pescadero y la presa.
Requiere la construcción de dos puentes sobre
las quebradas Tenche y Orejón, de 30 m y 35 m
de longitud, respectivamente; además, incluye el
puente sobre el vertedero de 87 m de longitud.
Variante en San Andrés de Cuerquia. La
construcción de esta vía incluirá un puente de
34 m de longitud
Vía de acceso a casa de máquinas
Vías de acceso a la entrada y salida de túneles
de desviación
9.3.5 Campamentos
En relación con los requerimientos de infraestructura de campamentos y oficinas necesarios
para la Empresa HIDROITUANGO alojar y atender
el personal que estará vinculado a la construcción
del proyecto, y más tarde a su operación; en los
estudios de 1982 se adelantaron investigaciones
de campo y estudios de los posibles sitios de
localización y el alcance y criterios fundamentales a tener en cuenta en los diseños de estas
facilidades.
Para los presentes estudios se han acogido los
criterios y resultados de 1982, redimensionando
las magnitudes de acuerdo con los nuevos diseños
y el estado del arte en cuanto a experiencias
recientes sobre número de personas de la
Empresa requeridas directa e indirectamente
para asistir e intervenir la construcción del
proyecto.
La zona de campamentos para el personal
de la HIDROELÉCTRICA está situada al costado
izquierdo del río San Andrés, cerca de la
desembocadura de la quebrada Tacuí, al lado
de la carretera actual entre El Valle e Ituango, y
86
contigua al sitio donde comienza la vía sustitutiva.
Esta zona ofrece unas aceptables condiciones en
cuanto a pendientes del terreno, fuentes de agua
y posibilidades de implementación de obras para
tratamiento de aguas residuales. El acceso a los
campamentos se hace a través de la denominada
vía 1 que conecta con la vía sustitutiva entre el
Valle y la presa, en la margen izquierda del río
San Andrés.
9.3.6 Energía para construcción
La energía para construcción será proporcionada mediante una línea de transmisión de
energía a 110 kV, entre la subestación Yarumal de
EPM y la subestación de construcción localizada
en el sitio de la obra.
9.4 Requerimientos
ambientales
9.4.1 Introducción
El desarrollo de proyectos de infraestructura
engloba una serie de acciones encaminadas a dar
solución a problemáticas ambientales específicas.
En su ejecución, las obras comprometen el
territorio en el cual se emplazan. La Constitución
Política de Colombia consagra los derechos
colectivos y del ambiente para garantizar el
derecho de las personas a gozar de un ambiente
sano mediante la protección y la conservación
de los recursos y el fomento de la educación
para el logro de estos fines, de tal manera, que
el desarrollo sea sostenible en la medida en que
las actuaciones del presente no comprometan la
disponibilidad de recursos para las generaciones
futuras.
El desarrollo de las obras públicas está
enmarcado dentro de las anteriores premisas
teniendo en cuenta la responsabilidad de las
instituciones estatales y privadas. Es así como el
Proyecto Hidroeléctrico Pescadero Ituango es una
obra con unos impactos ambientales identificados
Bird Antioquia
Proyecto Hidroeléctrico Pescadero Ituango “José Tejada Sáenz”
en las distintas escalas territoriales de su área
de influencia y a través de la implementación
de las medidas contenidas en los estudios
y requerimientos normativos se realizará su
manejo.
En concordancia, la gestión ambiental se
entiende como el conjunto de actividades
encaminadas a lograr una adecuada inserción de
la obra en los medios físico, biótico y social de las
comunidades, mediante un manejo responsable
de los impactos que deberán ser prevenidos,
mitigados, controlados, compensados o
potenciados.
Para ello, se proveen dos tipos de herramientas:
Preventivas
• El Estudio de Impacto Ambiental (EIA) que
contiene: el Plan de Manejo Ambiental (PMA),
Plan de Monitoreo y Seguimiento (PMS), Plan
de Contingencias (PC) y Plan de Inversión
Forzosa (PIF)
• El marco de planificación territorial determinado por el ordenamiento y la planeación
ambiental
• La educación ambiental
• La normatividad
Medidas correctivas
• De tratamiento como son la restauración y la
rehabilitación
• Estándares
9.4.2 Marco Normativo y Licencia
Ambiental
Constitución Política
Desde la Constitución Política de 1991, se
fundamentan los principios rectores a saber:
Participación, protección de la diversidad
étnica y natural, saneamiento ambiental como
servicio público a cargo del Estado
Función social y ecológica de la propiedad,
función social de la educación
Derecho a un ambiente sano, obligación
estatal de planificar el uso de los recursos
naturales acorde con el desarrollo sostenible,
acción de tutela y acción popular
Obligación ciudadana de proteger los recursos
naturales y velar por la conservación de un
ambiente sano
Licencia Ambiental
La cual se enmarca en el desarrollo legislativo
a través de las siguientes normativas:
Ley 99 de 1993 (Art. 49) reglamentado
mediante el Decreto 1220 de 2005
Decreto-Ley 2811 de 1974: código de recursos
naturales
Ley 388 de 1997: ordenamiento usos del suelo
en municipios
Ley 56 de 1981 y sus decretos reglamentarios
Otros decretos y resoluciones relacionados
con la calidad ambiental (vertimientos, emisiones,
manejo de residuos sólidos y peligrosos, uso del
agua, aprovechamiento forestal, entre otros).
Licencia ambiental (D1220/2005 y 500 de
2006). Es la autorización que otorga la autoridad
ambiental competente para la ejecución de
un proyecto, obra o actividad, la cual sujeta
al beneficiario de ésta al cumplimiento de los
requisitos, términos, condiciones y obligaciones
que la misma establezca en relación con la
prevención, mitigación, corrección, compensación
y manejo de los efectos ambientales del proyecto,
obra o actividad autorizada.
La licencia lleva implícitos todos los permisos,
autorizaciones y/o concesiones para el uso,
aprovechamiento y/o afectación de los recursos
naturales renovables, que sean necesarios para
el desarrollo y operación del proyecto, obra o
actividad.
Debe obtenerse previamente a la iniciación
del proyecto, obra o actividad. Ningún proyecto,
obra o actividad requerirá más de una licencia
ambiental.
87
Potencial Hidroeléctrico de Antioquia. Inventario, perspectivas y estrategias
De manera específica para el Proyecto Hidroeléctrico Pescadero Ituango, el Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial (MAVDT),
emitió la Resolución 0155 del 30 de enero de 2009
a través de la cual se otorga licencia ambiental.
• Manejo de vegetación
Hacen parte las subsiguientes modificaciones
contenidas en las Resoluciones 1034 de junio 4
de 2009, 1891 de octubre 16 de 2009 y 1980 de
octubre 12 de 2010.
• Manejo del medio social
• Lo licenciado
Actividades y obras de las fases de construcción, llenado y operación del Proyecto Hidroeléctrico Ituango, localizado en jurisdicción de los
municipios de Santa Fe de Antioquia, Buriticá,
Peque, Liborina, Olaya, Sabanalarga, Toledo, Briceño, San Andrés de Cuerquia, Yarumal e Ituango,
en el Departamento de Antioquia.
La prevención, mitigación, corrección o
compensación de los impactos ambientales
negativos identificados y evaluados con algún nivel
de significación, así como el manejo de los impactos
positivos. Se abordará mediante la ejecución de 26
proyectos, cuyas actividades son coherentes con el
objetivo de minimizar la incidencia de los efectos
adversos y potenciar los impactos favorables.
9.4.3 Programas del Plan de Manejo
Ambiental
• Manejo de zonas de obras
Manejo fuentes fijas y móviles, manejo
zonas de depósito, manejo residuos líquidos,
manejo y disposición residuos sólidos,
desmantelamiento y abandono, mitigación
impactos tránsito vehicular, manejo canteras,
estabilidad geotécnica.
• Manejo del embalse
Llenado y operación del embalse, remoción
macrófitas, control residuos flotantes.
• Manejo hábitats y organismos
88
Rescate fauna terrestre, manejo hábitats terrestres, rescate peces en llenado embalse,
repoblamiento con especies migratorias.
Remoción biomasa y aprovechamiento
forestal, viveros transitorios, recuperación
germoplasma, reforestación manejo suelos y
revegetalización.
Apoyo manejo medio social, indemnización y
restablecimiento condiciones vida, generación
de empleo, fortalecimiento institucional y
apoyo gestión local, arqueología preventiva.
Actividades autorizadas
• Desviación temporal del río Cauca
• Construcción de vías principales
Sustitutivas, rectificación San Andrés-El
Valle, variante a San Andrés de Cuerquia);
secundarias (accesos a casa de máquinas, a
subestación a 500 kV y a campamentos); y
terciarias (industriales); Túnel de Chirí.
• Construcción de infraestructuras
Campamentos (Tacuí, Chirí, Orejón 1 y 2,
Bolivia), plantas trituradoras, plantas de
asfalto, plantas de concreto, talleres, zona
de depósitos, rellenos sanitarios y sitios para
disposición de macrófitas.
Permisos, concesiones y autorizaciones
• Concesión de aguas superficiales
En los ríos Cauca y San Andrés y en las
quebradas Tacuí, Chirí, Orejón 1, Tenche y
Bolivia.
• Permisos de vertimientos
De aguas residuales domésticas e industriales
en los ríos Cauca y San Andrés. Se especifican
coordenadas de sitios de vertido y se reiteran
exigencias normativas sobre vertimientos.
• Aprovechamiento forestal
El volumen total de aprovechamiento es
de 558.529,44 m3 en un total de 4.962 ha
afectadas por el Proyecto Hidroeléctrico
Pescadero Ituango, para lo cual se requiere
de un plan de compras de predios para la
compensación forestal.
Bird Antioquia
Proyecto Hidroeléctrico Pescadero Ituango “José Tejada Sáenz”
La compensación por afectación de la cobertura vegetal impuesta en la licencia está determinada para cada tipo de zona intervenida,
así: 1:1 en bosque húmedo tropical, 1:5 en
bosque seco tropical y 1:5 en robledales. Las
áreas a reforestar por requerimientos técnicos,
como la franja de protección, no se consideran
como compensación.
De acuerdo con los inventarios forestales, se
requiere compensar 15.442,5 ha distribuidas
de la siguiente manera: 3,5 ha para robledales,
12.868 ha para bosque seco tropical y 2.396 ha
para bosque húmedo tropical y 175 ha en las
márgenes de los cuerpos de agua que sean
objeto de afectación por la construcción de
las vías y zonas de depósito, con énfasis en las
quebradas Orejón y Chirí.
El aprovechamiento es paralelo a la construcción de infraestructuras y de la presa; se dan
pautas sobre el cómo hacerlo y cómo registrarlo, para dar cuenta de ello en los Informes de
Cumplimento Ambiental (ICA) que se deben
ser presentados semestralmente al MAVDT.
• Calidad del aire y ruido
Permiso de emisiones atmosféricas en el
proceso de trituración; se exige humectar
el material procesado mediante flautas de
microaspersión como medida de control de
emisiones.
• Autorización de ocupación de cauces
Se especifican coordenadas para ocupación
de 51 cauces menores con alcantarillas y box
coulverts; también para 9 puentes sobre las
corrientes mayores.
• Concesiones de agua
Se adicionan las concesiones otorgadas por
las nuevas actividades del proyecto
• Autorización para la disposición de materiales sobrantes de las excavaciones
Se autorizan en total 22 zonas de depósito,
especificando su localización y su funcionamiento.
• Autorización de rellenos sanitarios para
la disposición de residuos sólidos y de
macrófitas
9.4.4 Exigencias que implica la Licencia
Ambiental (Art. 9)
Cumplimiento del PMA y de la normatividad
ambiental. Informes de Cumplimiento Ambiental
y su entrega semestral al MAVDT.
• Obligaciones adicionales
Medidas de manejo ambiental para el llenado
del embalse y garantizar caudal de 450 m3/s, sin
operar casa de máquinas.
 En la operación del embalse: descargas que
garanticen caudal ecológico que sumado
al caudal del río Ituango se mantenga una
lámina de agua entre la presa y casa de
máquinas que permita el tránsito de peces
entre el río Cauca y el río Ituango.
 Proponer diseños y obras en el lecho del río
Cauca: estudio hidrológico e hidráulico para
determinar el efecto remanso de la descarga,
con miras a definir la mejor medida para
contrarrestar su impacto sobre el paso de los
peces hacia el río Ituango.
 Estudio ecológico preliminar-EEP: el cual
comprende el estudio de actualización del
componente flora y el estudio de actualización
de componente fauna.
 Programa de manejo de hábitats y organismos: señalización vial; protección y rescate de
fauna terrestre que incluya la actualización de
inventarios de fauna; programa de salvamento
contingente para el llenado del embalse; estudio ecológico preliminar de sitios reubicación
de fauna; proyecto protección y conservación
de hábitats terrestres; proyecto de seguimiento y conservación de la guacamaya verde
oscura.
 Estudio hidrológico e hidráulico: brigadas de
rescate de peces en el llenado del embalse;
programa manejo y protección del recurso
89
Potencial Hidroeléctrico de Antioquia. Inventario, perspectivas y estrategias
íctico y pesquero en las cuencas baja y media
del río Cauca que incluye:
- Optimización de hábitats reproductivos y
de desarrollo de peces
- Mitigación por pérdida de zonas de desove
- Repoblamiento íctico (siembra de especies,
estación piscícola, fomento piscícola
- Seguimiento a la actividad reproductiva de
las especies migratorias de la cuenca baja y
media del río Cauca (estudio ciclo biológico
especies migratorias)
- Manejo íctico del embalse (programa de
repoblamiento
- Estudio de biología del recurso íctico y pesquero y monitoreo de ictioplancton para
identificar zonas de desove. Ordenamiento
pesquero
Todas estas actividades se deben integrar al
Programa Protección y Conservación de hábitats
terrestres.
• Programa para el manejo de vegetación
 Estudio para establecer condiciones de
regeneración natural de Bosque seco tropical
• Embalse y cuerpos de agua
 Monitoreo de las propiedades físico-químicas
de aguas residuales (afluente y efluente de
plantas y sistemas de tratamiento)
 Monitoreo de las propiedades físico-químicas
de corrientes afectadas por construcción de
vías
 Obras desviación del río
 Monitoreo calidad de agua en el río Cauca
 Monitoreo calidad aguas en el embalse
(quincenal en llenado y tres meses más;
trimestral en operación)
 Monitoreo macrófitas
 Aguas abajo presa: monitoreo de comunidades
hidrobiológicas
Proyecto de remoción de biomasa y aprovechamiento forestal: Compensación simultánea
con el aprovechamiento forestal, que se incluirá
en los ICA y contempla:
 Monitoreo de cobertura vegetal y hábitats
terrestres: para medir eficacia de medidas
compensatoria; restauración de coberturas en
zonas de taludes; seguimiento características
ecológicas del paisaje
 Establecimiento de viveros temporales y recuperación de germoplasma
 Monitoreo caudales río Cauca: estaciones
limnigráficas
 Para la revegetalización de los predios identificados como compensación, deberá aplicar
la metodología contenida en el documento:
“Guía Técnica de Restauración, 2010”. Elaborada por Grupo de Restauración GREUNALConvenio MAVDT.
 Seguimiento y monitoreo geomorfológico
en río Cauca: estudio con base en imágenes
o en fotografías (1:10.000) del trayecto de 180
km entre la desembocadura del río Ituango y
Margento
 Actualizar la caracterización de la flora
• Programa para el manejo de fauna
 Ahuyentamiento en fase previa desmonte y
llenado embalse
 Estudio poblacional sujeto a la especie que
sea avistada
90
 Estudios poblacionales para el manejo,
protección y conservación de Toche Enjalmado,
Tucán Limón y Habia Ahumada
 Monitoreo de sedimentación en embalse y sus
colas: batimetrías
 Monitoreo de procesos erosivos en la zona del
embalse
 Monitoreos de calidad del aire (PST, PM10,O3,
CO,SO2 y NO2)
Bird Antioquia
Proyecto Hidroeléctrico Pescadero Ituango “José Tejada Sáenz”
• Requerimientos del Componente
socioeconómico
Cumplir políticas y normas sociales para el
manejo de los IA mediante la puesta en marcha
del Programa para el Manejo del Medio Social
contemplado en el PMA, garantizando:
 Par ticipación ciudadana, procesos de
interlocución, impulso a las veedurías
ciudadanas y su representación, procesos de
concertación
 Cumplir con estrategias de comunicación
e información, garantizando socialización
oportuna y veraz de las acciones de manejo a
implementar. Actor clave: Personerías
 Cumplir con evaluación pertinente de sitios
clave para reasentamiento de afectados de
Orobajo, Barbacoas, Ituango, San Andrés,
entre otros
 Establecer lineamientos de indemnización
y acompañamiento social, económico y
jurídico para quienes sufran afectación en su
actividad económica, aunque no sean objeto
de reasentamiento.
 Cumplir con oferta de contratación de mano
de obra local
 Como parte del proyecto de información y
comunicación, abrir oficinas para la recepción
de quejas y reclamos para escuchar a las
comunidades y brindarles información
 Socialización del proyecto a las autoridades
locales y a las comunidades afectadas
 Identificación e implementación de
mecanismos adecuados de coordinación
interinstitucional como parte de proyecto
de fortalecimiento institucional y apoyo a la
gestión local: Estrategia transversal
 En el proyecto de educación ambiental para la
convivencia se debe abordar el problema de
la presión por la venta de terrenos, mediante
labores pedagógicas que induzcan a los
afectados a permanecer en sus territorios
 Dentro del subproyecto emprendimientos
productivos, se dará apoyará a los municipios
con la identificación de proyectos turísticos
con la participación de las comunidades
afectadas
 Articular acciones con autoridades para
enfrentar impactos de descomposición social
• Plan de Inversión Forzosa
 Protección y manejo de áreas estratégica
(retiros de fuentes hídricas, humedales,
nacimientos de agua, corredores biológicos,
áreas protegidas)
 Protección y manejo de áreas estratégicas
(compra, reforestación, aislamiento de áreas
de influencia de nacimiento de fuentes
abastecedoras de acueductos)
 Saneamiento ambiental
 Formulación de planes de ordenamiento y
manejo de cuencas
 Educación ambiental
• Programa de comunicación, capacitación
y fortalecimiento de CLOPAD municipios
ribereños aguas abajo de la presa: Ajustes
Plan Contingencia
• Plan de Monitoreo y Seguimiento (PMS)
9.5
Estructuración financiera del
proyecto
Desde el año 2009, Hidroituango empezó la
estructuración financiera para el desarrollo de la
central bajo un esquema de BOOMT, el cual es un
mecanismo de financiación de proyectos –Project
Finance–, que tiene como premisa general que
las inversiones demandadas para la construcción
de la central se sustentan en la capacidad del
proyecto para generar flujos de caja que puedan
atender la devolución de los aportes hechos por
los diversos participantes del proyecto y asegurar
la rentabilidad del proyecto con una adecuada
distribución de riesgos dentro de los actores que
directamente actúan en el desarrollo del mismo.
91
Potencial Hidroeléctrico de Antioquia. Inventario, perspectivas y estrategias
Bajo este esquema, Hidroituango reemplazaría
los tradicionales riesgos que como dueño del
proyecto le implicaría asumir para el desarrollo
del mismo, como son los riesgos de construcción,
financiación (crediticios y de liquidez), operación,
mercado, regulatorios, etc. por un riesgo de
contraparte, al concesionar el proyecto a una
firma experta en el manejo de dichos riesgos, y
exigiendo por ello una remuneración.
Para explicar las expectativas que llevaron tanto a Hidroituango como a Empresas Públicas de
Medellín (EPM) a realizar una negociación directa
para que este último desarrollara el proyecto.
El IDEA, como representante del gobierno
departamental y socio mayoritario de la Sociedad,
tiene como objetivo que el proyecto se desarrolle
lo antes posible con el fin de que con las regalías
del mismo se incrementen y diversifiquen las
rentas departamentales y con las mismas atender
las necesidades del departamento en otros
sectores como salud, educación, infraestructura,
etc. Sin embargo, buscaba también que lo
invertido hasta ahora en el proyecto le fuera
retribuido con creces y dado que no cuenta con
el músculo financiero ni con la calidad crediticia
para emprender un proyecto de esta magnitud,
buscaba también no tener que capitalizar
nuevamente para la construcción de la central
y no perder la mayoría accionaria dentro de la
sociedad Hidroituango.
EPM por su parte, empresa con capacidad
crediticia, financiera y técnica para emprender
el proyecto, estaba dispuesta a realizar el
proyecto pero sin tomar por cuenta propia los
riesgos de construcción y los sobrecostos que
se pudiesen derivar de la materialización de los
mismos, dado que a pesar de haber desarrollado
los proyecto hidroeléctricos más grandes del
país, su naturaleza es de operador del mercado
energético y no de constructor de grandes obras
de infraestructura. Por tanto, EPM como operador
del mercado de energía en Colombia, busca
como todo agente de esta naturaleza, que las
92
inversiones realizadas tengan una rentabilidad
acorde con el sector de generación de energía,
la cual refleja los riesgos que estas empresas
asumen al desarrollar esta actividad económica.
Para la materialización de la negociación
directa entre Hidroituango y EPM, tomando como
eje las expectativas de los socios mayoritarios
anteriormente expuestas, se desarrolló un
esquema tal que el IDEA y los socios minoritarios
obtuvieran una remuneración inmediata por
la concesión del proyecto a EPM Ituango,
empresa surgida de la escisión patrimonial de
Hidroituango, la cual hace parte de los costos
del proyecto y la posibilidad de obtener una
remuneración periódica futura que reflejara todo
el valor generado (medido en valor presente
neto) por la operación del negocio, después
de cumplir con obligaciones de los acreedores
y financistas del proyecto, entre los cuales está
EPM Ituango. Así mismo, dentro de la distribución
de riesgos, EPM o su filial que desarrollaría el
proyecto se pactó que ésta no asume los riesgos
de construcción, los cuales serían asumidos por
Hidroituango como dueño del proyecto, pero
EPM Ituango sí tendrá a cargo los riesgos de
financiación y operación de la central.
Por tanto, EPM Ituango oficiará como el
financiador del 100% del proyecto y buscará
obtener una rentabilidad preestablecida sobre
el patrimonio dispuesto para construir la central.
Dicha rentabilidad deberá ser retribuida a EPM
Ituango únicamente con los flujos propios que
genere el proyecto en su operación, la cual estará
a su cargo. Hidroituango por su parte asume
todos los riesgos de construcción y los riesgos
financieros de tasa de cambio y tasa de interés
que ocurran durante la etapa de construcción,
dado que los mismos también juegan en pro o
en contra del costo del proyecto.
Como conclusión, bajo el esquema de
negociación directa entre Hidroituango y EPM
Ituango, el contratista está con la expectativa de
lograr únicamente la rentabilidad preestablecida
Bird Antioquia
Proyecto Hidroeléctrico Pescadero Ituango “José Tejada Sáenz”
sobre el patrimonio (TIR del inversionista), caso
contrario al de Hidroituango que tiene como
expectativa que el proyecto genere la mayor
cantidad de valor posible (medido mediante valor
presente neto y convertido como porcentaje de
ingresos netos durante la operación), por lo que
tiene como función principal velar por que la
construcción del proyecto se lleve en los términos
preestablecidos en los cronogramas de obra y
los costos estén enmarcados en la eficiencia y la
racionalidad económica, dado que la efectividad
lograda en estos dos aspectos jugará en pro
de obtener un mayor valor presente neto al
momento de la valoración del proyecto, valor que
será destinado enteramente a Hidroituango vía
remuneración periódica.
93
94
Bird Antioquia
10. Consideraciones
finales
1. Potencial disponible
Por su topografía y por sus condiciones
hídricas y geológicas, Antioquia tiene un gran
potencial para construir y operar centrales
hidroeléctricas de todos los tamaños, potencial
que debe aprovecharse en los próximos años al
máximo posible. En la segunda década del siglo
XXI se duplicará la capacidad instalada al pasar de
3.800 MW a más de 7.300 MW adicionalmente, los
proyectos en diseño o en estudio de factibilidad
superarán la cifra de 6.000 MW.
2. Energía eléctrica con tendencia a incrementar precios
Las características de la energía hidroeléctrica
de ser recurso renovable poco contaminante, lo
pone en gran ventaja frente a los combustibles
de origen fósil y a mediano plazo fortalecen su
posición en el mercado de energéticos. Es decir, a
mediano plazo es de esperar que habrá mayores
demandas de energía hidroeléctrica y a mejores
precios de mercado mayorista.
3. Fortalecimiento de la economía regional
Para Antioquia es trascendental acelerar el
aprovechamiento ordenado de los recursos
hidroeléctricos disponibles por ser una fuente
de mejoramiento de las economías regional
y local ya que su construcción genera mucho
empleo, se hacen inversiones con un alto
componente externo y se genera un producto
que es una fuente de ingresos permanentes para
las empresas generadoras, para los oferentes
de bienes y servicios, para las corporaciones
autónomas regionales y para los municipios.
4. Posibilidades de exportación de energía a
otros países
Con la integración de líneas de alta tensión
con los países vecinos (Venezuela y Ecuador) y
posteriormente con la construcción de nuevas
líneas hacia Panamá y Centroamérica, se abren
posibilidades de incrementar las exportaciones de
energía eléctrica desde las centrales localizadas
en Antioquia.
5. Importancia de los recursos hidroenergéticos para el desarrollo de Antioquia y de sus
regiones
Muchas regiones de Antioquia tienen como
único recurso natural el potencial hidroeléctrico.
Su aprovechamiento oportuno y ordenado
contribuiría a mejorar las condiciones sociales,
económicas y ambientales de poblaciones que
permanecen alejadas del mundo moderno. Este
planteamiento se puede ilustrar con el desarrollo
acelerado y el mejoramiento de la calidad de
vida que han tenido comunidades como las de
El Peñol y Guatapé, las cuales después de un
proceso de ajuste a las nuevas realidades, que no
estuvo exento de conflictos y dificultades, están
logrando una transformación de su economía
agropecuaria estancada y de bajo rendimiento
a una economía orientada al sector de servicios
95
Potencial Hidroeléctrico de Antioquia. Inventario, perspectivas y estrategias
(agroindustria, ecoturismo, deportes náuticos)
con imagen y proyecciones internacionales. El
uso de los recursos hidroenergéticos dinamiza y
acelera el desarrollo local y contribuye de manera
trascendental al mejoramiento del bienestar de
las comunidades
6. Efectos positivos ambientales de los
desarrollos hidroeléctricos
En general, tal como se están construyendo
las centrales hidroeléctricas en Colombia, los
beneficios por los efectos positivos ambientales
superan el costo de los efectos negativos.
La destinación de recursos económicos para
programas de reforestación, recuperación de
suelos, protección ambiental, recuperación de
fauna y flora, saneamiento, promoción de la
cultura ambiental y disminución de impactos no
deseables hace que normalmente las condiciones
ambientales generales de las áreas territoriales
alrededor de las centrales hidroeléctricas
sea mejor que las condiciones previas a la
construcción de los proyectos.
7. Conveniencia de que los proyectos
hidroeléctricos previstos comiencen a
tenerse en cuenta en los procesos de
ordenamiento regional y en los POT y EOT
municipales
Con el acelerado proceso de construcción y
operación de centrales hidroeléctricas el paisaje
rural de Antioquia variará y en algunas regiones
de manera trascendental. Ejemplo de ello son las
zonas de embalse de la cadena del río Nare, en
operación, y el futuro embalse en el Cauca Medio,
en construcción. Ello obliga a que este aspecto
se tenga en cuenta en los planes regionales
que formula el Departamento Administrativo
de Planeación de Antioquia y los planes de
ordenamiento territorial (POT) y los planes de
desarrollo municipal que formulan y aprueban
los entes locales. En estos planes se deben incluir
análisis prospectivos que incluyan la creación de
nuevos polos de desarrollo regional o el refuerzo
de algunos de los existentes.
96
8. Oportunidad para que se cree o refuerce
una cadena industrial alrededor de los
proyectos
La construcción de centrales hidroeléctricas
en Antioquia ha contribuido a crear a su alrededor
un sector de producción de bienes y servicios
que se benefician de una demanda real, bien de
las empresas generadoras como de las empresas
que participan en el resto de la cadena eléctrica.
Esta cadena es muy dinámica y debe consolidarse
cada día, en los diferentes frentes tales como
las firmas de consultoría, las empresas de obras
civiles y las productoras de insumos para el sector.
9. Mayor valor agregado de la producción
hidroeléctrica
La gran producción de energía hidroeléctrica
en Antioquia debe inducir a definir políticas que
fomenten la instalación de plantas productivas
más competitivas y diversificadas que fabriquen
bienes con valor agregado que tengan en la
electricidad un insumo importante.
10. Conveniencia de que el Gobierno
Departamental y los municipios participen
en la promoción y gestión de los proyectos
hidroeléctricos
Es muy satisfactoria la vinculación del Gobierno
Departamental, a través del IDEA, en el proceso de
formulación, financiación, gestión, construcción y
operación de centrales hidroeléctricas de diversos
tamaños así como la vinculación de los municipios
en las sociedades que se están creando para este
fin, porque se emplean mecanismos de gestión,
financiación y propiedad novedosos que aceleran
el aprovechamiento de las fuentes hídricas y
darán recursos permanentes y crecientes a los
entes territoriales, Departamento y municipios.
11. Necesidad de que se fortalezcan las
alianzas universidad - empresa - Estado
para promover proyectos de investigación,
innovación, y capacitación
La cadena del sector eléctrico apoyada en el
aprovechamiento de los recursos hídricos debe
Bird Antioquia
Consideraciones finales
estar soportada en un programa de ciencia,
tecnología, innovación, educación y capacitación
que esté en condiciones de responder a los retos
de todo el sector. Por esa razón se hace necesario
reforzar los mecanismos de integración de
esfuerzos y propósitos entre el sector público,
los empresarios y las universidades e incrementar
los recursos para ciencia, tecnología e innovación
y para fomentar la educación y la capacitación
en todos los niveles de técnicos, tecnólogos y
estudios de pregrado y postgrado.
12. Creación de sistemas de información para
la cadena del sector eléctrico
De manera similar a como existe y funciona
de manera eficiente el sistema de información
para el mercado mayorista de energía eléctrica, es
necesario y conveniente la creación de sistemas
de información que suministren a los diferentes
agentes estadísticas, proyecciones e información
actualizada sobre las ofertas y demandas de
bienes y servicios de la cadena eléctrica, tanto
del mercado nacional colombiano como de los
mercados internacionales.
13. Catálogos bilingües que promuevan la
construcción de centrales hidroeléctricas
en Antioquia
La construcción de nuevas centrales en
Antioquia demandará grandes magnitudes
de recursos financieros que deben provenir
de distintas fuentes tanto nacionales como
extranjeras (los proyectos en construcción
necesitan más de cuatro mil millones de dólares
y los proyectos en diseño y estudio de factibilidad
demandarán un valor superior a dicha cifra). Por
esa razón, deberían divulgarse folletos y plegables
bilingües para promover la vinculación de
capitales nacionales y externos a la financiación
de los proyectos hidroeléctricos, provenientes de
fondos de inversión, fondos de pensiones, fondos
de riesgo y otras fuentes de recursos financieros.
14. El sector eléctrico en el Plan Nacional de
Desarrollo 2010–2014
El Plan Nacional de Desarrollo 2010–2014
del presidente Juan Manuel Santos considera
que el sector eléctrico colombiano ha logrado
posicionarse como un sector de talla mundial
que debe consolidarse como un motor para el
desarrollo económico. El sector hace parte de
las denominadas “locomotoras del crecimiento”.
Para su fortalecimiento, el Plan propone: primero
el ajuste institucional del sector eléctrico “con
el propósito de potenciar el aprovechamiento
óptimo y sostenible de los distintos recursos
de generación, administrar de manera eficiente
las oportunidades de inversión con que cuenta
el país, y fomentar la competitividad del sector
eléctrico como sector de talla mundial”; segundo
el mercado de energía transparente; tercero la
cadena productiva para el crecimiento y cuarto
la energía para el desarrollo de las poblaciones
más vulnerables.
15. Antioquia: Fuente de energía limpia de
calidad mundial
Es conveniente crear y fortalecer la imagen,
en el país y el exterior, de que Antioquia es una
región de excelentes oportunidades para invertir
en la instalación de centrales hidroeléctricas
y de plantas industriales que tengan procesos
que requieran grandes cantidades de energía
eléctrica confiable y a precios competitivos.
16. Sector eléctrico, motor del crecimiento y
desarrollo de Antioquia
En síntesis, parodiando la terminología del
Plan Nacional de Desarrollo 2010–2014, el sector
eléctrico de Antioquia ha sido, es y debe ser
la locomotora del crecimiento y del desarrollo
de Antioquia y todos los esfuerzos deben
estar orientados a consolidar esta posición de
liderazgo.
97
98
Bird Antioquia
11. Bibliografía
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volumen 2, número 1, enero-marzo, 1980.
101
102
Bird Antioquia
12. Entrevistas
realizadas
Entidades consultadas en este
trabajo
Las entidades consultadas para el desarrollo de
este trabajo y sus respectivos representantes
son los siguientes:
Compañía Colombiana de Inversiones S.A. E.
S. P., Colinversiones. Rafael Pérez Cardona,
Vicepresidente de Energía. José Vicente
Guzmán Sossa, Gerente de Ingeniería y
Desarrollo
Integral S.A. Gabriel Jaime Cano, Vicepresidente
de Operaciones y Víctor Pérez, ingeniero
Isagén S.A. E. S. P. Luis Alberto Posada, Director
Desarrollo de Proyectos y María Luz Pérez
López, Gerente Proyectos de Generación
Igualmente se consultó con las tres corporaciones
regionales que tienen jurisdicción en
Antioquia:
Empresa de Generación de Energía de Antioquia
S.A. E. S. P., Emgea. Iván Correa Calderón,
Gerente General
Corporación para el Desarrollo Sostenible
del Urabá, Corpourabá. Gabriel Ceballos
Echeverri, Director General
Empresas Públicas de Medellín E. S. P. Diego
Duque G., María Eucaris Quintero Z., Luis
Arturo Rhénals F., ingenieros de Planeación
Energía
Corporación Autónoma Regional de las Cuencas
de los Ríos Negro y Nare, Cornare. María Berrío,
Coordinadora Sistema Información Regional;
Luz Stella Vélez, Coordinadora y Mauricio Villa,
Abogado
Generadora Unión S.A. E. S. P. Gabriel Jaime
Ortega R., Gerente
Hidroeléctrica Ituango S.A. E. S. P. Luis Guillermo
Gómez Atehortúa, Gerente.
Hidroturbinas Delta S.A. Luis Javier Mazo Uribe,
Gerente General
HMV Ingenieros Ltda. Carlos Felipe Ramírez
González, Presidente.
Instituto para el Desarrollo de Antioquia, IDEA.
Hugo Alejandro Mora Tamayo, Secretario
General
Corporación Autónoma Regional del Centro de
Antioquia, Corantioquia. Mónica del Pilar
Gómez Vallejo, abogada, y Arbey Osorio
Restrepo, ingeniero civil.
Se entrevistó también a los ingenieros Jorge
Eduardo Cock y Carlos Alberto Uribe Mejía,
promotores del aprovechamiento de los
recursos hidroeléctricos.
103
104
Bird Antioquia
Anexos
ANEXO 1
Centrales y proyectos hidroeléctricos en antioquia, según el
estudio del sector de energía eléctrica, ESEE, 1979
Tabla 22. Inventario de centrales y proyectos hidroeléctricos de Antioquia, según el ESEE, 1979
CUENCA
Samaná Norte
La Miel
Magdalena
CENTRAL
CAPACIDAD MW
SUBREGIÓN
ESTADO
Guatapé I
280
E
O
Guatapé II
280
E
O
Jaguas
280
E
C
San Carlos
1.550
E
C
Playas
240
E
D
Santo Domingo
48
E
R
Cocorná
33
E
R
Tafetanes
49
E
R
Calderas
83
E
R
Samaná Norte
196
E
R
Guaira
115
E
R
Gurquinal
69
E
R
Palmera
312
E
R
La Suecia
66
E
R
San Diego
54
E
R
Puente Linda
52
E
R
Samaná Medio
228
E
F
Butantán
268
E
F
Nus
189
MM
R
Marañal
461
MM
R
Patagón
170
MM
R
Carbonero
269
MM
R
Carolina
349
MM
R
Carare
582
MM
R
Yondó
308
MM
R
Tamar
132
NE
R
105
Potencial Hidroeléctrico de Antioquia. Inventario, perspectivas y estrategias
CUENCA
CENTRAL
CAPACIDAD MW
SUBREGIÓN
ESTADO
Nechí
Riogrande I
74
N
O
Cauca
Atrato
TOTAL ANTIOQUIA
Troneras I
32
N
O
Troneras II
26
N
C
Guadalupe I
22
N
O
Guadalupe II
10
N
O
Guadalupe III
270
N
O
Guadalupe IV
260
N
D
Piedras Blancas
11
VA
O
Ayurá
19
VA
C
Riogrande II
204
N
P
Porce II
195
NE
R
Porce III
338
NE
R
Porce IV
235
NE
R
Tenche
19
N
P
Riachón
100
NE
R
Chagualo
100
N
R
Valdivia
700
N
P
Dos Bocas
340
BC
R
Bellavista
197
BC
R
Basilio
253
BC
R
Xarrapa
330
SO
P
Farallones
2.120
SO
P
Cañafisto
1.600
O
F
Ituango
3.860
N
F
Apaví
1.920
BC
P
Apaví (Desviación Nechí)
120
BC
R
Toloso
334
BC
R
Hispania
145
SO
R
Cuerquia
75
N
R
El Palmar
91
N
R
Aguadas
124
E
R
Penderisco
1.329
SO
R
Murrí
1.165
SO
R
Bajo Murrí
275
SO
R
59 centrales y proyectos
23.556
Convenciones
Subregiones: VA, Valle de Aburrá. BC, Bajo Cauca. N, Norte. NE, Nordeste. SO, Suroeste. O, Occidente. E, Oriente. U, Urabá. MM, Magdalena
Medio
Estado de desarrollo: O, operación. C, construcción. F, estudio de factibilidad. P, estudio de prefactibilidad. R. Estudio de reconocimiento.
106
Bird Antioquia
Anexos
ANEXO 2
Centrales en operación y en construcción en Antioquia, año 2010
Tabla 23. Centrales en Antioquia en operación y en construcción. No incluye las de EPM.
NOMBRE DE LA CENTRAL
ENTIDAD
MUNICIPIO
POTENCIA MW
ESTADO
San Carlos
ISAGÉN
San Carlos
1.240,00
Operación
Jaguas
ISAGÉN
San Rafael
170,00
Operación
Calderas
ISAGÉN
San Carlos
26,00
Operación
Agua Fresca
Aguas de la Cabaña y Generadora Unión
Jericó
7,50
Operación
Río Piedras
Colinversiones
Jericó
20,00
Operación
Santa Rita
Generadora Santa Rita
Andes
1,40
Operación
Caruquia
HMV
9,76
Operación
Guanaquitas
HMV
9,74
Operación
La Cascada
HMV
Santa Rosa de Osos
Gómez Plata,
Santa Rosa de Osos
San Roque
2,30
Operación
San Roque
0,77
Operación
La Rebusca
El Limón
Santo Domingo
0,90
Operación
Santiago
Santiago
16,00
Operación
Urrao
Urrao
0,78
Operación
Encarnación
Urrao
0,06
Operación
San Vicente
1,13
Operación
La Ceja
0,73
Operación
Aures
Abejorral
22,41
Operación
Yeguas I
Abejorral
0,81
Operación
Yeguas II
Abejorral
7,92
Operación
Santa Bárbara
Granada
1,50
Operación
Pantanillo
El Retiro
17,10
Operación
Hidroituango
Ituango
2.400,00
Construcción
HMV
Salgar
20,00
Construcción
Colinversiones
Santa Rosa de Osos
20,00
Construcción
Hidroturbinas Delta
Abejorral
3,00
Construcción
Río Negro
Piedras
Hidroituango
Barroso
Montañitas
Abejorral
107
Potencial Hidroeléctrico de Antioquia. Inventario, perspectivas y estrategias
ANEXO 3
Tabla 24. Centrales de EPM en operación y en construcción
108
NOMBRE DE LA CENTRAL
MUNICIPIO DE INSTALACIÓN
POTENCIA MW
ESTADO
Dolores
Angostura
8,3
Operación
Pajarito
Yarumal
4,9
Operación
Guatapé
San Rafael
560
Operación
Playas
San Carlos
204
Operación
Guadalupe III
Gómez Plata
270
Operación
Guadalupe IV
Gómez Plata
216
Operación
La Herradura
Frontino
19,8
Operación
La Vuelta
Frontino
11,8
Operación
Niquia
Bello
21
Operación
La Tasajera
Barbosa
306
Operación
Troneras
Carolina del Príncipe
40
Operación
Riogrande I
Santa Rosa
75
Operación
Ayurá
Envigado
12.1
Operación
Piedras Blancas
Medellín
20.1
Operación
Porce II
Amalfi
405
Operación
Caracolí
Caracolí
3.2
Operación
Támesis
Támesis
1.2
Operación
Sonsón I
Sonsón
8.6
Operación
Sonsón II
Sonsón
10
Operación
Manantiales
Bello
3.8
Operación
América
Medellín
0.3
Operación
Nutibara
Medellín
0.9
Operación
Bello
Bello
0.6
Operación
Campestre
Medellín
1.1
Operación
Porce III
Anorí
660
Construcción
Porce IV
Amalfi
400
Construcción
Bird Antioquia
Impreso en
en junio de 2011