1. Inicio
1.1. Objetivo del proyecto
1.1.1. Cubrir la demanda energética de Colombia, durante un periodo de 5 años. Como alternativa de energía renovable. (hidroeléctrica)
1.2. Alcance del proyecto
1.2.1. Contribuir con una mayor competitividad y productividad, en el sector energético del país, y mantener la cuota energética a mediano plazo, beneficiando a los colombianos.
1.3. Carta del proyecto
1.3.1. Para que?
1.3.2. Para quien?
1.3.3. Quien?
1.3.3.1. Empresas EPM, es la entidad encargada del proyecto.
1.3.4. Como?
1.3.4.1. Elaboración de una hidroeléctrica sobre el rio Cauca en el departamento de Antioquia, capaz de generar 2.400 MW de potencia, el proyecto mas ambicioso de Colombia hasta la fecha, capaz de cubrir el 17% de la energía en el territorio colombiano.
1.3.5. Cuando?
1.3.5.1. Inicio en noviembre del 2010 y se esperaba que iniciara operación en 2018, debido a un incidente esta fecha se postergo
1.3.6. M. Selección de proyecto
1.3.6.1. Se centraron en Hidroituango como piedra angular del plan de expansión energética de Colombia y por lo tanto fue el activo mas crucial para asegurar el suministro de electricidad a corto plazo. Además de su bajo costo y menor impacto ambiental.
2. Planeación
2.1. Estudio preliminares
2.1.1. - Iniciativa de desarrollo de naturaleza pública. Además, la producción de electricidad según el tipo de tecnología basado en 4 escenarios energéticos propuestos por el país. - Investigaciones, realizadas entre los años 1971 y 1974, sobre el potencial hidroeléctrico del río Cauca.
2.2. Estudios de factibilidad
2.2.1. Estudio tecnico
2.2.2. Estudio de financiero y económico
2.2.2.1. Inversión total de $11,5 billones
2.2.2.1.1. El accidente de Hidroituango tuvoun valor aproximado de 1,9 billones
2.2.2.2. Generación de empleo a nivel regional
2.2.2.3. Incentivo económico por parte del estado colombiano
2.2.3. Estudio ambiental
2.2.4. Localización y tamaño
2.3. Estudios de prefactibilidad
2.3.1. Identificación del problema
2.3.1.1. Suplir la necesidad energética del país en un periodo de 5 años. Además de una futura expansión de la hidroeléctrica para seguir cubriendo la demanda energética por otros 5 años.
2.3.2. Diagnostico de la situación actual
2.3.2.1. Se tenia que prever futuros cambios geológicos en la zona, ya que en el área de construcción de la hidroeléctricas atravesaba una falla geológica, lo que provocaría efectos futuros en la ejecución del proyecto
2.4. Estudios de impacto ambiental
2.4.1. Durante los años 2006, 2007 y 2008, se realizaron estudios detallados del medio social que contemplaron la caracterización socioeconómica de la población en sus dimensiones: espacial, cultural, económica, demográfica y político organizativa
2.5. Aprobación piloto del proyecto ante el gobierno nacional y empresas publicas.
2.5.1. Normativa general
2.5.2. Aceptación por parte de la comunidad (socialización del proyecto y recolección de información por medio encuesta popular)
2.5.3. Aprobación por el ministerio de ambiente y desarrollo sostenible / ministerio de minas y energías. (resolución 317 del 26 de agosto de 2018 - Min. minas y energia)
2.6. Elaboración de un plan de acción teniendo en cuenta los puntos de estudio anteriores.
2.6.1. Riesgos y amenazas
2.7. Estimación de recursos, duración de las actividades, cronograma y presupuesto, construcción de infraestructura
2.7.1. El embalse debía terminar en un periodo de planeación, de 10 años. Con el 30% de su capacidad máxima para evitar el desabastecimiento total
3. Ejecución
3.1. Dirección del proyecto
3.1.1. Acciones implantadas
3.1.1.1. Acciones preventivas ante futuras eventualidades.
3.1.1.2. Plan de contingencia
3.1.1.2.1. No se tuvo en cuenta en el plan de contingencia las posibles emergencias por causa de la falla geológica donde se ubicaba la hidroelectrica.
3.1.1.2.2. Las futuras inundaciones aguas abajo provocadas por un taponamiento de los tuneles.
3.1.1.3. Fortalecimiento del proyecto
3.1.2. Mejoras en la ejecución
3.2. Aseguramiento de calidad
3.2.1. Acciones correctivas
3.2.2. Calidad en insumos
3.2.2.1. Posible reducción de costos en los materiales de insumo, que provocaron que los túneles fueran vulnerables a derrumbes y filtración del agua
3.2.3. Calidad en la ejecución del trabajo
3.2.3.1. Cierre de túneles de que funcionaban como método preventivo de inundaciones. No se tuvieron en cuenta las futuras fallas.
3.2.4. Aseguramiento de procesos optimos y legales
3.2.5. Mejoras de calidad
3.2.6. Cambios requeridos
3.3. Formación, desarrollo de equipo de trabajos y maquinaria
3.3.1. Equipos y maquinaria
3.3.2. SGSST
3.3.2.1. Se puso en riesgo ante el desastre a los trabajadores e incluso la población cercana al proyecto
3.3.3. Bienestar del Recurso humano
3.3.4. Capacitación y formación
3.3.4.1. Personal no capacitado para afrontar un desastre te estas proporciones
4. Control
4.1. Distribución de información
4.2. Sistemas de control de cambio y calidad.
4.2.1. Control de costos
4.2.1.1. La empresa EPM y el consorcio el cual financiaba el proyecto, tenia bases solidad para sustentar cualquier eventualidad ocurrida en el proyecto. No se tenia en cuenta si este, afectaba a municipios completos.
4.2.2. Control de calidad
4.2.2.1. Para el control de cambio y calidad, la organización ejecutante a la mano del director del proyecto, deben supervisar todo los procesos de calidad y control realizados por los miembros del equipo. Los cuales en este caso, probablemente no se ejecutaron adecuadamente.
4.2.3. Seguimiento de desempeño del equipo
4.3. Control de riesgo
4.3.1. Supervisión y control
4.3.1.1. Falta de mecanismos que supervisen y controlen las actividades generadas en el proyecto, como también decisiones que coloquen en riesgo la seguridad del proyecto. Esto por parte del equipo de dirección y organización ejecutante
4.4. Control del cronograma
4.4.1. Debido al accidente y retrasos en la obra, los cambios de entrega del proyecto fueron modificados, afectando así, la ejecución y finalización de este. Como también la perdida de patrocinadores e influyentes. (aumento de detractores y menos apoyo de la sociedad en general)
4.5. Informes de resultados hasta la fecha
4.5.1. Los encargados del proyectos (EPM, Consorcio CCC Ituango) trabaja sin descanso para recuperar el control y finalizar el proyecto, y así ganar nuevamente la confianza del cliente y la sociedad en general.
5. Cierre
5.1. Se avanzará en el taponamiento definitivo de los túneles de desviación y el trabajo en casa de máquinas.
5.1.1. El proyecto ha avanzado cerca de un 75% respecto a cumplimiento total de la obra
5.1.1.1. La meta de iniciar operaciones se prevé para finales de 2021
5.1.1.1.1. Al finalizar el articulo, se propusieron 4 escenarios en los cuales se tiene en cuenta la ampliación de la presa de Hidroituango, para cumplir la demanda energética por otros 5 años. Además, la posibilidad de diversificar la red eléctrica del país teniendo presente la creación de otras dos hidroeléctricas.
5.1.1.2. Los índices de riesgos cambian a de categoría a bajo
5.2. Culminación de los trabajos que permitieron llevar esta estructura a la altura de 435 metros sobre el nivel del mar (msnm), es decir, la máxima establecida en los diseños originales de la futura central de energía.
5.2.1. Las autoridades competentes tendrán la obligación de realizar las verificaciones del caso para determinar la posibilidad de reducir la alerta roja en el proyecto
6. Consideraciones del articulo, con respecto al uso de energía hidroeléctrica en Colombia tras la crisis en Hidroituango
6.1. ARTICULO: Renewables in the optimal expansion of colombian power considering the Hidroituango crisis
6.1.1. 1. Las sequias provocadas por el fenómeno del niño, provocan la baja producción de energía en hidroeléctricas.
6.1.1.1. Los recursos hídricos son insuficientes para satisfacer las demandas futuras, además el riesgo de agotamiento del recurso hídrico en Colombia. Por lo tanto, se necesita una planificación adicional de la expansión de la energía
6.1.2. 2. Falta de una matriz de electricidad diversificada. (no depender únicamente de las hidroeléctricas)
6.1.2.1. En los escenarios de "negocio como de costumbre", las energías renovables no se promueven; por lo tanto, sólo se permiten nuevas adiciones de capacidad hidroeléctrica, gas y carbón. En los escenarios "verdes", las energías renovables pueden competir libremente con las tecnologías tradicionales.
6.1.3. 3. Mayor inversión financiera para promover energías alternativas (verdes)
6.1.4. 4. Expansión en Hidroituango solo proveerían las necesidades energéticas en periodo corto de 5 años, aun bajo costo y un alto riesgo.
6.1.4.1. La ausencia o inicio tardío de hidroituagno puede comprometer seriamente la seguridad energética de Colombia, además, de necesitar nuevas inversiones en la generación de energía para satisfacer la demanda eléctrica para 2032. Por lo tanto, el plan actual de expansión de energía debe ser revisado.
6.1.5. 5. Energías y proyectos atractivos para la sociedad
6.1.5.1. El modelo identifica la energía solar y eólica como las mejores opciones, siendo la solar la opción más atractiva
6.1.5.1.1. Cuando Hidroituango no se completó, el modelo sugiere que la capacidad faltante es reemplazada por la energía solar y eólica, en lugar de por otro proyecto hidroeléctrico. Además, debido a la crisis de Hidroituango, los futuros proyectos hidroeléctricos a gran escala tendrán más detractores y menos apoyo de la sociedad en general
6.1.6. 6. Energías amigables con el medio ambiente, que no requieran suficientes recursos naturales.
6.1.6.1. La inserción de energías renovables en la matriz colombiana también reduciría la emisión de gases generados por combustibles fósiles
6.1.6.1.1. Un aumento de la capacidad hidroeléctrica haría que el sistema dependiera más de los recursos hídricos y exacerbaría la vulnerabilidad del sistema a las sequías
6.2. Los escenarios se crearon en base a dos incertidumbres
6.2.1. La finalización de Hidroituango
6.2.2. Apertura del gobierno a la inserción de energías renovables a gran escala