Diseño de una mini central hidroeléctrica en el Río Lenguazaque, municipio de Lenguazaque - Cundinamarca
Autor Cristyan Camilo Madrigal Castillo
Tutor PhDEng., MEng., Esp., Ing. Lindsay Álvarez Pomar
UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS Especialización en Gestión de Proyectos de Ingeniería Facultad de Ingeniería Bogotá, Colombia diciembre de 2018 Diseño de una mini central hidroeléctrica en el Río Lenguazaque, municipio de Lenguazaque - Cundinamarca
CONTENIDO
Contenido ...... 2
Índice de Tablas ...... 5
Índice de Figuras ...... 7
Resumen ...... 9
Palabras Clave ...... 9
Introducción ...... 10
1. CONTEXTO E IDENTIFICACIÓN DEL PROYECTO ...... 11
1.1 Árbol de problema y objetivos ...... 15
1.2 Análisis de Alternativas ...... 16
1.3 Análisis de Involucrados ...... 18
2. ANÁLISIS DEL MERCADO ...... 20
2.1 Definición del Producto ...... 20
2.2 Caracterización del Mercado Eléctrico ...... 21
2.3 Análisis de la Demanda ...... 22
2.3.1 Comportamiento Histórico de la Demanda de Energía Eléctrica ...... 22
2.3.2 Proyección de la Demanda de Energía Eléctrica ...... 26
2.4 Análisis de la Oferta ...... 30
2.4.1 Comportamiento Histórico de la Oferta de Energía Eléctrica ...... 36
2.4.2 Proyección de la Oferta de Energía Eléctrica...... 37
2.5 Análisis de Demanda y Oferta para el Proyecto ...... 38
2.6 Análisis de Competidores ...... 39
2.7 La Comercialización ...... 41
2.8 El Precio ...... 42
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3. PLANIFICACIÓN DEL PROYECTO ...... 47
3.1 Objetivos del proyecto ...... 47
3.1.1 Objetivo General ...... 47
3.1.2 Objetivos Específicos ...... 47
3.2 Actividades a Desarrollar ...... 47
3.3 Política integral ...... 50
3.3.1 Política de Calidad ...... 50
3.3.2 Política de Ambiental ...... 51
3.3.3 Política de Seguridad Industrial y Salud Ocupacional ...... 51
3.3.4 Política de Responsabilidad Social ...... 51
3.4 Análisis de Riesgos ...... 52
4. INGENIERÍA DEL PROYECTO ...... 55
4.1 Localización del proyecto ...... 55
4.1.1 Microlocalización ...... 55
4.1.2 Macrolocalización ...... 56
4.2 Tamaño del Proyecto ...... 58
4.2.1 Características Hidrológicas del Río Lenguazaque ...... 58
4.2.2 Características Topográficas ...... 61
4.2.3 Potencia Máxima Generada ...... 63
4.3 Ingeniería del Proyecto ...... 64
4.3.1 Proceso de Producción ...... 64
4.3.2 Selección de la Turbina ...... 65
4.3.3 Selección del Generador ...... 68
4.3.4 Regulación, control y protección ...... 72
4.3.5 Automatización ...... 73
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4.3.6 Obras Civiles ...... 75
4.3.7 Proceso de Diseño ...... 79
5. ESTUDIO ADMINISTRATIVO ...... 84
5.1 Estudio Organizacional ...... 84
5.2 Estudio Ambiental ...... 87
5.2.1 Impacto Ambiental ...... 87
5.2.2 Normograma Ambiental ...... 89
5.3 Estudio Legal ...... 91
5.3.1 Normograma Legal ...... 93
6. ESTUDIO FINANCIERO ...... 95
6.1 Presupuesto de Estudios (Diseño), Maquinaria y Equipo ...... 95
6.2 Costos de Inversión y AO&M ...... 98
6.3 Punto de Equilibrio...... 102
6.4 Flujo de Caja ...... 103
6.5 Indicadores de Rentabilidad ...... 104
6.6 Análisis de Sensibilidad ...... 105
6.6.1 Escenario 1: Cambio de precios de venta de energía ...... 105
6.6.2 Escenario 2: Cambio de venta total de energía ...... 106
6.6.3 Escenario 3: Cambio en la tasa de interés bancario ...... 106
6.6.4 Escenario 4: Cambio en el porcentaje de financiamiento ...... 107
7. CONCLUSIONES ...... 108
8. RECOMENDACIONES ...... 110
9. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ...... 112
10. ANEXOS ...... 117
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ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1.Análisis de Alternativas ...... 17 Tabla 2. Análisis de Involucrados...... 19 Tabla 3. Comportamiento de la demanda anual de energía eléctrica en Colombia ...... 23 Tabla 4. Participación promedio regional histórica ...... 25 Tabla 5. Proyección de Demanda de EE sin CGE ni Panamá ...... 27 Tabla 6. Proyección de la demanda de EE – Escenario Medio (GWh) ...... 28 Tabla 7. Proyección de demanda de energía eléctrica 2016-2031. Escenario actual y Escenario eficiente. Provincia de Ubaté...... 29 Tabla 8. Proyección demanda total. Provincia de Ubaté...... 30 Tabla 9. Capacidad instalada por tecnología/recurso...... 31 Tabla 10. Generación Mensual por Tipo de Central...... 32 Tabla 11. Generación Mensual por Tipo de Central y Departamentos...... 33 Tabla 12. Clasificación de centrales hidráulicas ...... 35 Tabla 13. Evolución de la Generación en Colombia ...... 36 Tabla 14. Capacidad instalada anual por tipo de generación (GW) ...... 38 Tabla 15. Lista de pequeñas centrales eléctricas ...... 40 Tabla 16. Cantidad de suscriptores a empresas comercializadoras ...... 41 Tabla 17. Valores promedio de precios en Bolsa Nacional y Contratos Bilaterales ...... 45 Tabla 18. Planificación de Actividades ...... 47 Tabla 19. Análisis de Riesgos ...... 53 Tabla 20. Calificación de Factores Locacionales ...... 57 Tabla 21. Características de la sub cuenca del río Lenguazaque ...... 59 Tabla 22. Distribución de Caudales Medios ...... 60 Tabla 23. Comparación entre generadores síncronos y asíncronos ...... 69 Tabla 24. Rendimientos típicos de los pequeños generadores ...... 71 Tabla 25. Normograma Ambiental ...... 89 Tabla 26. Normograma Legal ...... 93 Tabla 27. Resumen Actividades de Diseño ...... 95 Tabla 28. Dedicación Horaria por actividad y profesional ...... 96
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Tabla 29. Costos por hora de profesional ...... 97 Tabla 30. Costos de Diseño ...... 97 Tabla 31. Especificaciones del generador y la turbina ...... 98 Tabla 32. Resultados modelo mini central GeoLCOE ...... 100 Tabla 33. Costos Totales de Inversión, Administración, Operación y Mantenimiento ..... 101 Tabla 34. Indicadores de rentabilidad ...... 104 Tabla 35. Sensibilidad respecto al precio de venta de energía ...... 105 Tabla 36. Sensibilidad respecto a la cantidad de energía vendida ...... 106 Tabla 37. Sensibilidad respecto a la tasa de interés bancario ...... 107 Tabla 38. Sensibilidad respecto a los porcentajes de financiamiento ...... 107
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ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1.Árbol del Problema ...... 15 Figura 2.Árbol de Objetivos...... 15 Figura 3.Estructura del Mercado Mayorista de Energía ...... 22 Figura 4. Comportamiento de la demanda anual de energía eléctrica en Colombia ...... 23 Figura 5. Mapa de la desagregación de la Demanda Nacional del SIN por Regiones ...... 24 Figura 6. Participación promedio regional histórica...... 25 Figura 7. Escenario de la proyección de demanda de Energía Eléctrica sin GCE ni Panamá ...... 26 Figura 8. Proyección de la demanda de energía eléctrica – Escenario Medio ...... 27 Figura 9. Proyección de demanda 2016-2031. Provincia de Ubaté...... 29 Figura 10. Participación por tecnología en la matriz energética ...... 31 Figura 11. Participación por tecnología en la matriz energética en la región centro ...... 33 Figura 12. Ubicaciones en Cundinamarca con potencial hidroenergético ...... 34 Figura 13. Histograma del comportamiento dinámico del promedio anual de los caudales medios mensuales, provincia de Ubaté...... 35 Figura 14. Evolución de la Generación en Colombia...... 36 Figura 15. Capacidad instalada anual acorde con proyectos de expansión considerados 37 Figura 16. Comportamiento precio de bolsa y escasez ...... 44 Figura 17. Precio de Bolsa y Aportes Hídricos 2017 ...... 44 Figura 18. Elasticidad Precio – Demanda Energía Eléctrica según Mercado ...... 46 Figura 19. Ruta crítica del proyecto...... 49 Figura 20. Provincia de Ubaté ...... 55 Figura 21. Ubicación del Proyecto ...... 56 Figura 22. Oferta Hídrica Mensual (1959-2013) (m3/s) ...... 59 Figura 23.Curva de Duración de Caudal Mensual (m3/s vs %) ...... 60 Figura 24. Central hidroeléctrica al filo de agua ...... 61 Figura 25. Diseño Constructivo de la mini central...... 62 Figura 26. Central hidroeléctrica a filo de agua ...... 64 Figura 27. Gráfico de utilización de turbinas ...... 66
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Figura 28. Esquema de corte longitudinal de una turbina Banki ...... 67 Figura 29. Diagrama de eficiencias hidráulicas de turbinas ...... 67 Figura 30. Conjunto Turbina – Generador ...... 68 Figura 31. Esquema general de un sistema de automatización ...... 74 Figura 32. Procesos para Diseño ...... 79 Figura 33. Estudios Preliminares ...... 79 Figura 34. Diseño Eléctrico ...... 80 Figura 35. Diseño Civil ...... 81 Figura 36. Estructuración Legal ...... 81 Figura 37. Gestión Ambiental ...... 82 Figura 38. Gestión Administrativa ...... 82 Figura 39. Gestión Financiera ...... 83 Figura 40. Dirección del Proyecto ...... 83 Figura 41. Organigrama para el diseño ...... 85 Figura 42. Organigrama de la etapa de construcción ...... 86 Figura 43. Organigrama para la operación de la Mini Central ...... 87 Figura 44. Estructura normativa del sector eléctrico en Colombia ...... 92 Figura 45. Organigrama del sector eléctrico en Colombia ...... 92 Figura 44. Información General GeoLCOE ...... 99
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RESUMEN
El presente documento describe brevemente el dilema en el que se encuentra Colombia actualmente, respecto a la demanda y oferta de energía eléctrica en el país, así como los impactos por el uso de fuentes convencionales de energía renovables y no renovables. De igual forma se expone una posible solución para mitigar en parte las consecuencias de la problemática planteada, junto con los estudios necesarios para determinar la viabilidad técnica, legal, ambiental, administrativa y financiera de la solución propuesta.
Específicamente se evalúa la factibilidad de la implementación de una mini central hidroeléctrica, la cual estaría ubicada en el Municipio de Lenguazaque en el Departamento de Cundinamarca. Por tal razón, este documento permitirá identificar la conveniencia de estructurar la implementación de un proyecto de este tipo y servirá como guía para la toma de decisiones.
PALABRAS CLAVE
Centrales Hidroeléctricas, Energías Alternativas, Generación de Energía, Caída Hidráulica, Caudal de diseño.
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INTRODUCCIÓN
El presente proyecto propone una opción para la generación de energía eléctrica en el Municipio de Lenguazaque, Cundinamarca, dónde se presentan condiciones favorables para la implementación de una mini central hidroeléctrica que supla en parte las necesidades energéticas de un país con demanda creciente e ininterrumpida.
A nivel local, existen necesidades de suministro de energía continuo y que generen un impacto ambiental mínimo. A nivel regional y nacional se presenta la necesidad de minimizar la dependencia de combustibles fósiles y grandes centrales eléctricas, de cara al cambio climático y el aseguramiento de energía eléctrica para el país.
El proyecto consta de cuatro partes fundamentales: el estudio de mercado, el estudio técnico, el estudio financiero y el estudio legal-ambiental. Estos componentes permitirán determinar la factibilidad de la implementación de un proyecto de este tipo, dado que es necesario evaluar el contexto general en el cual se desarrollará el mismo.
En primer lugar, es preciso conocer la oferta de energía eléctrica en el sector del proyecto, y realizar un análisis a nivel regional y nacional para determinar la demanda de energía y la pertinencia del proyecto. En segundo lugar, se requiere evaluar las condiciones existentes del sitio que permitan definir los requerimientos técnicos para la mini central hidroeléctrica. En tercer lugar, se requiere realizar un análisis de la normatividad legal y ambiental aplicable para definir el marco legal en el cual se desarrolle el proyecto. Por último, se requiere evaluar la rentabilidad económica que genere el proyecto para efectos de inversión y financiamiento de personas naturales o jurídicas que estén interesadas en esta propuesta.
El alcance del proyecto se cumple con los estudios mencionados anteriormente, de tal forma que permitan tomar una decisión acerca de la viabilidad técnico-económico-legal de la propuesta. A través de los resultados de estos estudios se podrá evaluar si se logrará desarrollar el proyecto con los objetivos y resultados esperados por las partes interesadas.
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1. CONTEXTO E IDENTIFICACIÓN DEL PROYECTO
La energía eléctrica ha permitido a la humanidad desarrollarse y expandir sus horizontes significativamente, debido a sus múltiples usos en el sector económico, tecnológico, social, etc. Por lo tanto, este tipo de energía es un factor importante para el crecimiento productivo de una nación (Melo Poveda, 2013).
A nivel mundial, la demanda de energía eléctrica presentó un incremento del 3.1% del 2017 al 2018. La generación de energía eléctrica alcanzó un valor de 25570 TWh en el 2017, con una participación del 38% de carbón como fuente de generación, seguido del 25% correspondiente a fuentes de energía renovable, y en tercer lugar se encuentra el gas con 23% (IEA International Energy Agency, 2017). Con estos valores presentes, es clara la dependencia de los combustibles fósiles en la generación de energía eléctrica en el mundo.
Así como el uso de la electricidad ha impactado positivamente la actividad del ser humano, su forma de generación ha afectado la naturaleza, pero de manera negativa. De acuerdo con el quinto informe del Grupo Intergubernamental de expertos sobre el Cambio Climático (IPCC por sus siglas en inglés), en el 2010 el 25% de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) corresponde a la generación de energía eléctrica (IPCC, 2014), lo que involucra la quema de combustibles fósiles en plantas térmicas. De las conclusiones de este estudio, se afirma que el calentamiento global es inequívoco y se debe al aumento de la concentración de GEI por influencia del hombre. Por lo tanto, a mayor demanda de energía eléctrica, mayor uso de estos combustibles.
En Colombia, la contribución de emisión de GEI por parte del sector energético en el 2012 equivale al 10%, superado por la deforestación (36%), sector agropecuario (26%), industria (11%) y transporte (11%) (IDEAM, 2016). A nivel internacional, la participación de Colombia en la emisión de GEI en el 2014 es bajo (0,23%), comparado con naciones desarrolladas como Estados Unidos (14.54%), Rusia (4.71%), China (28.48%) o India (6.19%) (Banco Mundial, 2018). Sin embargo, el país no es ajeno a las consecuencias del aumento de GEI en la atmósfera, cuya repercusión es de carácter global.
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Respecto a las fuentes de generación eléctrica en el país, las centrales térmicas cuentan con una participación del 25.57% dentro de la capacidad total instalada, mientras que las centrales hidroeléctricas representan el 69.97% (UPME, 2018), lo cual indica que la dependencia de los recursos hídricos es considerable.
La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), como entidad encargada de establecer planes para el desarrollo minero energético en Colombia, analizó el impacto del cambio climático en la generación de energía eléctrica, concluyendo que, bajo este escenario, habrá consecuencias para el país respecto a la disminución de los aportes hídricos, incremento en los precios, riesgos de déficit en la oferta de energía eléctrica y aumento en la emisión de GEI debido al aumento en la generación con centrales térmicas (UPME, 2013). El estudio sugiere, además, que la demanda de energía puede aumentar debido al uso de equipos eléctricos para aire acondicionado y refrigeración, respondiendo al aumento de la temperatura ambiente.
Para el mes de marzo del 2018, las centrales hidroeléctricas mayores, suministraron el 70.91% de la energía eléctrica en el país, seguidas por las plantas térmicas con un 21.62%. Las plantas menores, cuya capacidad total instalada sea menor a 20MW, sólo aportaron un 4.57% del total de energía eléctrica (UPME, 2018). Esto implica un alto grado de dependencia de este tipo de centrales que tienen un impacto ambiental y social considerable, en relación con una central hidroeléctrica menor (Sierra V., Sierra A., & Guerrero F., 2011), aparte de los altos costos de inversión y los tiempos de construcción de las mismas.
Un ejemplo del impacto de una central hidroeléctrica es el caso de Hidroituango, cuya capacidad total instalada es de 2400MW y cuenta con un caudal de 1010 m3/s, suministrado por el Río Cauca (Hidroeléctrica Ituango, 2018). Esta central es considerada una de las mega obras de ingeniería más importantes del país y se viene configurando desde hace 50 años. Su construcción comenzó desde el año 2010 y tenía una duración estimada de ocho años, por lo que comenzaría su operación por etapas a finales del 2018. Sin embargo, una serie de problemas de índole técnico, ambiental y gerencial, ha generado retrasos considerables para la entrada en operación de la hidroeléctrica, causando otro tipo de impactos para el suministro de energía eléctrica en Colombia.
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Este atraso inminente, aunque no compromete la oferta de energía eléctrica a corto y mediano plazo, implica una afectación a largo plazo, por lo que en el año 2022 puede ser necesaria la operación de plantas térmicas, con lo cual se incrementarían los costos marginales de energía eléctrica, mayor consumo de combustible fósil y por supuesto, mayor emisión de GEI (UPME, 2018). Esto último implica un incumplimiento en los compromisos adquiridos por Colombia ante la COP21 (Conferencia de las Partes 2021) para la reducción del 20% en la emisión de GEI para el 2030.
Ante este panorama de alta dependencia de grandes centrales hidroeléctricas, los impactos económicos y ambientales de la operación de grandes centrales térmicas y las consecuencias del cambio climático en el país, la generación distribuida (GD) se configura como una opción viable para atender la creciente demanda de energía en Colombia (Carvajal Q. & Marín J., 2013). Las ventajas de la generación distribuida consisten en; a) producción y construcción a pequeña escala, por lo que su masificación puede abaratar costos; b) generación dispersa con base en fuentes energéticas locales, lo que permite diversificar recursos y aumentar la autosuficiencia; c) uso de GD por parte de empresas eléctricas con restricciones en distribución de energía eléctrica, evitando costos altos, obras largas y pérdidas por transmisión y distribución; d) disminución de impactos ambientales, aumentando la eficiencia de las pequeñas plantas en comparación con una gran central (Valencia Q., 2008).
Por otra parte, el Estado Colombiano, a través del Ministerio de Minas y Energía (MME), ha establecido estrategias de diversa índole para integrar las fuentes de energía renovables para el abastecimiento de energía eléctrica en el país, y minimicen la dependencia de recursos no renovables, de cara al cambio climático y al agotamiento de estos recursos.
En primer lugar, ha adelantado varios estudios técnicos por medio de la UPME para determinar el potencial energético del país respecto a recurso eólico, hídrico y solar. Estos estudios se consolidaron en los denominados Atlas: Un Primer Atlas Hidroenergético y un Atlas Interactivo Climatológico de Radiación solar y Vientos, los cuales se configuran como un referente técnico para evaluar el potencial de una fuente alternativa de energía en una región determinada del país.
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En segundo lugar, ha establecido políticas públicas por medio del Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas (IPSE) para promover proyectos en zonas retiradas del Sistema Interconectado Nacional (SIN), o Zonas No Interconectadas (ZIN). Entre sus políticas se incluyen fondos de financiación con diferentes enfoques y los denominados Planes de Energización Rural Sostenibles (PERS), inicialmente para algunos departamentos del país. Específicamente, en el departamento de Cundinamarca estos estudios fueron realizados por la Universidad Distrital Francisco José de Caldas, los cuales revelaron la oportunidad de estructurar proyectos de generación de energía eléctrica con fuentes renovables en varias provincias del departamento.
En tercer lugar, ha regulado el sector eléctrico colombiano por medio de la Comisión de Regulación de Energía y GAS (CREG), con lo cual se ha fortalecido en los últimos años la normatividad que permita la inclusión de fuentes de energía alternativas y así mismo, la intervención de diversos agentes que no se consideraban años atrás. Entre ellos se resalta la resolución CREG 030 de 2018, donde se da vía libre a la participación de autogeneradores (quienes generan energía para su propio consumo) a pequeña escala y generadores distribuidos para la venta de excedentes energía al SIN, contribuyendo también al fortalecimiento de la matriz energética del país.
Teniendo en cuenta la problemática expuesta para la atención de la demanda de energía eléctrica en Colombia con los diversos inconvenientes en varios contextos (ambiental, económico, técnico, etc.), y en base a las herramientas disponibles por parte del Estado para hacer frente a estos obstáculos, se presenta una oportunidad para estructurar un proyecto de generación distribuida que contribuya al abastecimiento de electricidad (ver Figuras 1 y 2) y genere rentabilidad económica por la venta de energía al SIN. Se opta por la evaluación de los resultados del estudio PERS Cundinamarca, como insumo para el presente proyecto por la disponibilidad de información.
Puesto que el presente proyecto pretende evaluar la viabilidad técnica, legal-ambiental, administrativa y financiera de un proyecto de generación distribuida, es conveniente analizar las alternativas existentes y las partes interesadas, de tal manera que la alternativa seleccionada responda a las particularidades del proyecto y satisfaga las necesidades y expectativas de los involucrados.
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1.1 ÁRBOL DE PROBLEMA Y OBJETIVOS
Figura 1.Árbol del Problema
Fuente: Autor
Figura 2.Árbol de Objetivos
Fuente: Autor
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1.2 ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS
Las Fuentes No Convencionales de Energías Renovables (FNCER) ofrecen diferentes soluciones de acuerdo a la necesidad particular a satisfacer. En Colombia, las energías alternativas son principalmente: hidráulica, solar, eólica, biomasa, mareomotriz y geotérmica (UPME, 2015). Las energías eólica, hidráulica y solar tienen la desventaja de la variabilidad del recurso por condiciones climáticas; las energías mareomotriz y geotérmica tienen la desventaja de ser tecnologías en desarrollo, y la generación de energía por biomasa tiene la desventaja de ser una tecnología poco eficiente y con impactos ambientales considerables si no se trata adecuadamente (Saldías & Ulloa, 2008).
Estas fuentes de energía son aptas para la atención de demanda de energía de una necesidad particular en zonas aisladas (ZNI). Sin embargo, su uso no se debe limitar a este tipo de proyectos, al tener presente que, gracias a la nueva regulación para los autogeneradores, éstos pueden vender su excedente de energía al SIN.
Entre todas estas energías alternativas exploradas actualmente, la energía hidráulica ofrece mayores ventajas respecto a las demás, puesto que la eficiencia en las centrales de generación de este tipo es mayor en comparación con las otras fuentes, esto es, el requerimiento de recurso para la transformación de energía. Adicionalmente, la continuidad que ofrece este tipo de energía es permanente en relación con la energía eólica o solar, dado que las condiciones climáticas afectan el caudal del río y por ende la potencia total generada, en vez de las energías eólicas y solar, donde se presentan períodos de tiempo con poca y/o nula generación de energía (Oviedo-Salazar, Badii, Guillen, & Lugo S., 2015).
Con los criterios anteriormente mencionados, se realiza una evaluación cualitativa de las alternativas posibles para configurar un proyecto de generación distribuida de energía eléctrica, de tal forma que permita una selección objetiva y que responda a las necesidades particulares del presente proyecto.
Puesto que en el departamento de Cundinamarca, las fuentes energéticas evaluadas fueron energía solar, eólica, biomasa e hidráulica (PERS Cundinamarca, 2016), se evaluarán estas opciones de acuerdo a los siguientes criterios:
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a) Costos de inversión y operación: Este criterio califica los costos de desarrollo del proyecto de inversión y operación. Se evaluará en una escala de 1 a 5, donde 1 representa costo alto y 5 costo bajo. b) Eficiencia del tipo de tecnología: Este criterio evalúa la eficiencia del sistema propuesto, es decir, que tanta cantidad de recurso se requiere para producir energía y cuanta energía se obtiene después de todo el proceso de conversión. En la escala de 1 a 5, 1 representa una eficiencia baja y 5 una eficiencia alta. c) Puesta en marcha: Este criterio evalúa el tiempo transcurrido para poner en funcionamiento la central de acuerdo a la tecnología seleccionada. En la escala de 1 a 5, 5 representa una puesta en marcha lenta y 5 una puesta en marcha rápida. d) Impacto ambiental: Este criterio evalúa el impacto ambiental por el uso de la tecnología seleccionada. En la escala de 1 a 5, 1 se considera impacto alto y 5 impacto bajo. e) Continuidad del servicio suministrado: Este criterio califica por cuánto tiempo puede generar energía un tipo de tecnología. En la escala de 1 a 5, 5 se considera permanente y 1 se considera tiempo mínimo.
A los anteriores criterios se les asigna una calificación de 1 a 5 dentro del desarrollo del proyecto, para ofrecer una solución al problema identificado. 5 es un impacto alto y 1 un impacto bajo. Los resultados se muestran en la Tabla 1.
Tabla 1.Análisis de Alternativas
Energía Energía Energía Energía Criterio Valor por Eólica Solar Hidráulica Biomasa Costo 5 2 10 3 15 2 10 3 15 Eficiencia 4 3 12 3 12 4 16 2 8 Puesta en marcha 3 3 9 4 12 2 6 3 9 Impacto ambiental 4 3 12 3 12 2 8 2 8 Continuidad servicio 5 3 15 2 10 5 25 2 10 Total 58 61 65 50 Fuente: Autor
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Si bien las energía eólica y solar tienen un puntaje cercano, la energía hidráulica es la alternativa con mayor viabilidad para atender las necesidades del proyecto de acuerdo a los criterios establecidos. Esto obedece a que el proyecto de GD debe generar energía de forma continua, de tal forma que se pueda asegurar la confiabilidad de la central hidroeléctrica y así garantizar la venta de energía al SIN y la correspondiente rentabilidad económica del proyecto.
Al ser Colombia un país con riqueza hídrica, optar por pico centrales, micro centrales o mini centrales hidroeléctricas puede ser una alternativa favorable, ya que disminuye la dependencia de los recursos no renovables, no genera gases de efecto invernadero y la inversión económica se recupera a mediano plazo (UPME, 2015). Las pequeñas comunidades pueden hacer uso de este tipo de centrales hidroeléctricas para autoabastecerse y aportar al SIN, como una fuente alternativa de ingresos. El objetivo de estos proyectos también debe apuntar a una minimización de los impactos ambientales, al ser estos proyectos de poca envergadura y/o complejidad.
De acuerdo con los resultados del estudio PERS Cundinamarca realizado por la Universidad Distrital Francisco José de Caldas, en el municipio de Lenguazaque, Cundinamarca, el río Lenguazaque puede suministrar el caudal necesario para implementar una mini central hidroeléctrica, y al encontrarse el municipio en una zona montañosa se puede obtener provecho de la elevación para generar energía eléctrica limpia y continua.
1.3 ANÁLISIS DE INVOLUCRADOS
Dentro de la identificación y formulación del proyecto se puede identificar diferentes tipos de involucrados (Ver Tabla 2). Los involucrados directamente en el desarrollo del proyecto son las empresas comercializadoras de energía eléctrica, cuya participación dentro del mercado eléctrico colombiano consiste en la compra y venta de energía eléctrica. usuarios de la energía eléctrica, quienes demandan un suministro de energía ininterrumpido para sus diferentes necesidades. También se pueden contar dentro de los involucrados directos a las personas naturales y jurídicas que deseen participar en la implementación del proyecto, en búsqueda de una utilidad económica.
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Los involucrados de manera indirecta son la comunidad, el Estado Colombiano junto con sus entidades gubernamentales y por supuesto el medio ambiente, puesto que se está generando energía eléctrica a través de fuentes de energía renovables sin emisión de gases de efecto invernadero y se presenta la opción de vender excedente de energía a personas naturales o jurídicas que deseen un servicio permanente de energía eléctrica.
Como involucrados neutrales se consideran las empresas generadoras, transmisoras y distribuidoras de energía eléctrica a nivel regional, puesto que estas empresas tienen su propio rol dentro del mercado eléctrico y no se ven afectadas por la operación del proyecto.
Por último, los posibles oponentes pueden ser los habitantes aledaños a la zona del proyecto, puesto que pueden existir impactos durante la construcción de la mini central, en especial por las obras civiles necesarias, así como el uso del recurso hídrico durante la operación. Estas consideraciones deben evaluarse dentro del estudio legal-ambiental, para así determinar la viabilidad en este contexto.
Tabla 2. Análisis de Involucrados
Perjudicados/ Beneficiarios Beneficiarios Excluidos/Neutrales Oponentes Directos Indirectos potenciales Comunidad Transmisores Comercializadores Entidades Habitantes Aledaños Distribuidores Inversionistas Gubernamentales a la zona del proyecto Generadores Medio Ambiente Fuente: Autor
Por todo lo anterior, el alcance del presente proyecto se limita al estudio de factibilidad para la implementación de una mini central hidroeléctrica. Los resultados de los diferentes estudios permitirán evaluar la viabilidad de la implementación del proyecto por parte de un tercero (personas naturales o jurídicas), de manera que se convierta en una base para la toma de decisiones.
En resumen, el presente proyecto pretende responder a la pregunta:
¿Es viable técnica, legal, ambiental, administrativa y financieramente la implementación de una mini central hidroeléctrica en el río Lenguazaque, Cundinamarca?
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2. ANÁLISIS DEL MERCADO
2.1 DEFINICIÓN DEL PRODUCTO
El producto final del proyecto será el diseño de la mini central hidroeléctrica, que aprovechará el recurso hídrico del río Lenguazaque para generar energía limpia y continua, la cual contribuirá a suplir la demanda requerida por el Sistema Interconectado Nacional (SIN), a través de la venta de energía a los comercializadores, actividad regulada por lo dispuesto en la resolución CREG 030 del 2018.
En la ingeniería del proyecto se identificarán las actividades y recursos necesarios para realizar el diseño de la mini central, donde se determinarán los requerimientos técnicos de la mini central hidroeléctrica, de tal forma que se garantice el cumplimiento de especificaciones técnicas de la energía eléctrica a suministrar por la implementación del proyecto, en cuanto a calidad de potencia y continuidad del servicio. Estas especificaciones están a cargo del Ministerio de Minas y Energía (MME) como ente responsable en el país.
Las especificaciones relacionadas con la calidad de potencia son múltiples, entre las cuales se encuentran las variaciones de frecuencia, transitorios electromagnéticos, variaciones de corta duración (Sags, Swells), variaciones de larga duración (interrupciones, bajas tensiones, sobretensiones), desbalances, distorsión de la forma de onda y fluctuaciones de tensión (Flicker) (Puello M. & Moreno P., 2012). El propósito de esta normatividad es garantizar un adecuado funcionamiento de las redes eléctricas que hacen parte del SIN y ofrecer un servicio de calidad.
La energía eléctrica proveniente de la mini central hidroeléctrica se caracterizará por ser generada a partir de una fuente de energía renovable, es decir, que el recurso con el cual se genera la energía (agua) es un recurso renovable. Su propósito dentro del proceso de generación es transferir su energía cinética y potencial a la turbina hidráulica para la posterior transformación de energía mecánica en eléctrica con ayuda del generador eléctrico. En todo el proceso no hay consumo de agua puesto que ésta finalmente vuelve a su cauce.
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La operación de la mini central no emitirá Gases de Efecto Invernadero (GEI) y el servicio se ofrecerá de manera permanente. Aunque el caudal del río Lenguazaque dependerá de las condiciones climáticas en el momento (temporadas secas o húmedas), se diseñará la mini central con el caudal mínimo, de tal forma que se asegure una cantidad de energía mínima que no se vea afectada por estas temporadas. Así mismo, se tendrá en cuenta el caudal ecológico dispuesto por las entidades ambientales para regular el uso del agua.
2.2 CARACTERIZACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO
El mercado mayorista eléctrico colombiano se caracteriza por reunir a los agentes generadores, transmisores, distribuidores, comercializadores y grandes consumidores o clientes no regulados, en un mercado de grandes bloques de energía, el cual opera bajo las condiciones de oferta y demanda de energía eléctrica. Esto debido a lo dispuesto en la Ley 143 de 1994 en la que se dispuso de una estructura donde pueden participar agentes económicos públicos y privados, quienes deben estar integrados al Sistema Interconectado Nacional (SIN) (XM, 2018).
Este mercado se divide en dos segmentos: mercados de contratos bilaterales (largo plazo) y la bolsa de energía (corto plazo). En los mercados largo plazo los comercializadores y grandes consumidores celebran contratos con los generadores, donde se establece el precio de la electricidad sin intervención por parte del Estado.
La bolsa de energía (corto plazo) es un mercado de 24 horas al día siguiente, donde deben participar todos los generadores registrados en el mercado, con reglas explicitas de cotización de precios regulados por la CREG. En este mercado los comercializadores realizan transacciones para atender a los clientes regulados de acuerdo al comportamiento de los precios en el mercado.
Por último, los generadores reciben un ingreso adicional, denominado cargo por confiabilidad, cuyo pago depende del aporte de la energía que cada generador aporte para fortalecer al SIN y su disponibilidad.
En la Figura 3 se representa la estructura del Mercado Mayorista de Energía en Colombia.
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Figura 3.Estructura del Mercado Mayorista de Energía
Fuente: XM Expertos en Mercado
2.3 ANÁLISIS DE LA DEMANDA
2.3.1 Comportamiento Histórico de la Demanda de Energía Eléctrica
En los últimos 10 años, la demanda de energía eléctrica en Colombia ha ido aumentando paulatinamente, excepto en el año 2016 cuando se presentó el fenómerno de La Niña y se implementó por parte del Estado la política de Apagar Paga, con el fin de evitar el colapso en el suministro de energía eléctrica debido a la disminución del nivel de las represas. Este comportamiento demuestra que la necesidad de energía eléctrica siempre existirá, por lo que se deben articular proyectos que den respuesta a la creciente demanda de energía (ver Figura 4 y Tabla 3) (XM, 2017).
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Figura 4. Comportamiento de la demanda anual de energía eléctrica en Colombia
Fuente: XM
Tabla 3. Comportamiento de la demanda anual de energía eléctrica en Colombia
Año GWh Porcentaje (*)
2005 48,829 4.1%
2006 50,815 4.2%
2007 52,853 4.0%
2008 53,870 1.6%
2009 54,679 1.8%
2010 56,148 2.7%
2011 57,155 1.6%
2012 59,370 3.8%
2013 60,890 2.8%
2014 63,571 4.4%
2015 66,174 4.2%
2016 66,318 -0.2%
2017 66,893 1.3% Fuente: XM. (*) % basado en el año anterior
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Al analizar la demanda por regiones en Colombia, se realizó una desagregación por parte de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), el cual se muestra en la Figura 5. El departamento de Cundinamarca, junto con Meta y Guaviare constituyen la zona centro en el análisis (UPME, 2017).
Figura 5. Mapa de la desagregación de la Demanda Nacional del SIN por Regiones
Fuente: UPME
En la Tabla 4 y la Figura 6, se advierte que la zona con mayor consumo de energía es la región centro, donde se encuentra el departamento de Cundinamarca. Esta región consume un 25% de la energía eléctrica a nivel nacional (UPME, 2017).
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Tabla 4. Participación promedio regional histórica
Fuente: UPME
Figura 6. Participación promedio regional histórica.
Fuente: UPME
Esto indica que en los últimos 15 años la región centro se ha configurado como una zona clave para el consumo de energía eléctrica en comparación a las demás regiones, puesto que demanda casi la cuarta parte de la energía a nivel nacional.
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2.3.2 Proyección de la Demanda de Energía Eléctrica
De acuerdo al Plan de Expansión de Referencia Generación Transmisión 2017-2031, expedido por la UPME, se realiza la proyección de la demanda de energía eléctrica a nivel nacional basado en el comportamiento histórico de la demanda y contemplando variables como el comportamiento del PIB, los datos demográficos y variaciones de temperatura.
Se tuvo en cuenta varios escenarios, donde se incluían las demandas de Grandes Consumidores Especiales (GCE) como Cerromatoso, Cerrejón, Ecopetrol, OXY, Drumond, Pacific Rubiales, etc., así como la futura venta de energía a Panamá (UPME, 2018) También se tuvo en cuenta la demanda de energía eléctrica por la utilización de vehículos eléctricos, que ya es una realidad en el país, y la demanda asociada al Metro de Bogotá (ver Figura 7).
Figura 7. Escenario de la proyección de demanda de Energía Eléctrica sin GCE ni Panamá
Fuente: UPME
Los datos numéricos que corresponden a la anterior figura, se relacionan en la Tabla 5, con lo cual se evidencia que la demanda de energía continuará creciendo en el país, en los distintos escenarios.
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Tabla 5. Proyección de Demanda de EE sin CGE ni Panamá
Fuente. UPME
A nivel regional también se puede observar la misma tendencia en la zona centro (ver Figura 8). Sin embargo, la zona con mayor crecimiento proyectado es la zona caribe (Ver Tabla 6). El centro tendría un crecimiento moderado (UPME, 2017).
Figura 8. Proyección de la demanda de energía eléctrica – Escenario Medio
Fuente: UPME
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Se estima que la demanda de energía eléctrica regional tenga un crecimiento promedio para el período 2017 a 2031 en el escenario medio del 2,99%; el cual es conformado por los crecimientos de cada una las regiones: Centro (3,10%), Costa – Caribe (3,68%), Noroeste (1,58%), Oriente (3,54%), Valle (1,03%), CQR (0,60%), Tolima Grande (2,72%) y Sur (2,36%) (UPME, 2017).
Tabla 6. Proyección de la demanda de EE – Escenario Medio (GWh)
Fuente: UPME
Para la zona de desarrollo del proyecto, el estudio PERS Cundinamarca realizó una proyección de demanda de energía eléctrica bajo una metodología diferente. En primer lugar, se proyectó la demanda de energía por hogar al mes (kWh/mes) en las diferentes provincias del departamento y tuvo en cuenta un escenario donde se implementaban medidas para uso de equipos eléctricos con eficiencia energética. En segundo lugar, tuvo en cuenta el número total de hogares y el crecimiento poblacional de las provincias para proyectar la demanda total (PERS Cundinamarca, 2017).
La proyección de demanda individual residencial para la provincia de Ubaté, donde se encuentra el Municipio de Lenguazaque se muestra en la Tabla 7 y la Figura 9. La proyección de demanda total mensual y anual se muestra en la Tabla 8. En ambos casos se evidencia que el aumento en la demanda de energía a nivel local es inminente, así como ocurre a nivel regional y local.
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Tabla 7. Proyección de demanda de energía eléctrica 2016-2031. Escenario actual y Escenario eficiente. Provincia de Ubaté.
Fuente: PERS Cundinamarca
Figura 9. Proyección de demanda 2016-2031. Provincia de Ubaté.
Fuente: PERS Cundinamarca
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Tabla 8. Proyección demanda total. Provincia de Ubaté.
Fuente: PERS Cundinamarca
2.4 ANÁLISIS DE LA OFERTA
La oferta de energía eléctrica en el país se evalúa de acuerdo al tipo de recurso utilizado en la generación de energía. Colombia cuenta en su capacidad instalada con centrales de generación con base en recurso hídrico, cuya participación es del 69,77% y en segundo lugar se encuentran las centrales térmicas con un 25,57%. Finalmente, las otras centrales de energías alternativas representan tan solo un 1% de la capacidad instalada actual conectada al SIN (ver Tabla 9 y Figura 10) (UPME, 2018).
Estos valores en sí representan una alta dependencia de centrales hidroeléctricas para generación de energía eléctrica en el país, suministrada principalmente al SIN por medio de centrales de gran tamaño. Por lo tanto, los cambios climáticos pueden generar graves afectaciones en el suministro de energía y la consecuente necesidad de aumentar la participación de centrales térmicas.
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Tabla 9. Capacidad instalada por tecnología/recurso
Fuente: UPME
Figura 10. Participación por tecnología en la matriz energética
Fuente: UPME
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Si se desagrega cada tipo de tecnología utilizada por tamaños de centrales, se encuentra que la generación hidráulica en plantas menores constituye el 4,57% del total de la generación mensual de energía (ver Tabla 10), lo que indica que en menor escala las centrales hidroeléctricas también tienen una alta participación en la generación de energía eléctrica (UPME, 2018).
Tabla 10. Generación Mensual por Tipo de Central.
Fuente: UPME
Al evaluar la capacidad instalada por tipo de tecnología a nivel regional, se encuentra que la región Centro cuenta con centrales hidroeléctricas en su gran mayoría (89,70%), seguida por centrales térmicas, bagazo y biogás por el restante (10,3%). Ver Tabla 11 y Figura 11 (UPME, 2018).
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Tabla 11. Generación Mensual por Tipo de Central y Departamentos.
Fuente: UPME
Figura 11. Participación por tecnología en la matriz energética en la región centro
Fuente: UPME
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Respecto al departamento de Cundinamarca, el estudio PERS realizó diversos análisis para evaluar el potencial, eólico, biomasa e hidráulico. Para este último recurso, se identificaron las dos variables principales que permiten establecer el potencial energético del departamento: caída hidráulica y caudal de la fuente hídrica, siendo esta última un factor clave en una pequeña central hidroeléctrica a filo de agua.
Con esto presente, el estudio identificó lugares con potencial hidráulico para desarrollar proyectos de pico, micro, mini y pequeñas centrales hidroeléctricas, las cuales se relacionan en la Figura 12.
Figura 12. Ubicaciones en Cundinamarca con potencial hidroenergético
Fuente: PERS Cundinamarca
La definición del tipo de central hidráulica, depende de la potencia máxima desarrollada por ésta y el tipo de usuario (ver Tabla 12) (PERS Cundinamarca, 2017).
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Tabla 12. Clasificación de centrales hidráulicas
Fuente: PERS Cundinamarca
Para el proyecto se escogió una mini central hidroeléctrica en la provincia de Ubaté, específicamente en el municipio de Lenguazaque, que permitiera obtener una potencia superior a 50 kW con el fin de generar energía eléctrica para venta al SIN, de acuerdo a lo estipulado en la Resolución CREG 030 del 2018 para generadores distribuidos.
El análisis de caudal medio mensual en la provincia de Ubaté arroja el siguiente comportamiento (Figura 13), del cual se determinó en un valor de 0.65 m3/s (PERS Cundinamarca, 2016). Esta y otras variables se analizarán con detalle en el estudio técnico.
Figura 13. Histograma del comportamiento dinámico del promedio anual de los caudales medios mensuales, provincia de Ubaté.
Fuente: PERS Cundinamarca
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2.4.1 Comportamiento Histórico de la Oferta de Energía Eléctrica
La generación de energía eléctrica en Colombia durante los últimos 5 años ha presentado en general una evolución creciente. Específicamente para el año 2017, la generación se situó en 66,667.01 GWh, un 1.1 % superior al valor registrado en 2016. Se resalta que para el año 2016 se presentó descenso en el crecimiento de la generación (XM, 2017). Estos valores se registran en la Figura 14 y Tabla 13.
Figura 14. Evolución de la Generación en Colombia
Fuente: XM
Tabla 13. Evolución de la Generación en Colombia
Generación Generación No Generación GWh Generación total Renovable Renovable
2013 44,769 17,427 62,196.59
2014 45,254 19,074 64,327.85
2015 45,264 21,284 66,548.47
2016 47,448 18,495 65,942.17
2017 57,984 8,682 66,666.16 Fuente: XM
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La generación renovable en Colombia, incluye generación hidráulica, eólica, solar fotovoltaica, y biomasa, mientras que la no renovable incluye generación con combustibles fósiles, entre los cuales está el carbón, gas, combustóleo, ACPM y mezcla de combustibles fósiles.
Esta evolución implica un crecimiento significativo de la generación eléctrica a través de fuentes alternativas en los últimos cinco años, lo cual es un panorama favorable para el proyecto dada su importancia dentro de la matriz energética del país.
2.4.2 Proyección de la Oferta de Energía Eléctrica
Respecto a los cambios regulatorios, que comenzaron con la Ley 1715 de 2014 y recientemente la Resolución CREG 030 del 2018, con los cuales se buscar estimular la implementación de proyectos de generación de energía eléctrica con fuentes renovables no convencionales, se puede establecer un panorama de proyección de la oferta de energía con la incorporación de estas fuentes (ver Figura 15 y Tabla 14), de tal manera que se expanda la matriz energética del país y disminuya el uso de combustibles fósiles para este fin (XM, 2017).
Figura 15. Capacidad instalada anual acorde con proyectos de expansión considerados
Fuente: XM
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Tabla 14. Capacidad instalada anual por tipo de generación (GW)
Fuente: XM
Se resalta el aumento de la participación de centrales menores, junto con el aumento de centrales eólicas, solares e hidráulicas, lo cual implica el desarrollo de proyectos de generación que contribuyan a fortalecer la matriz energética del país y asegure el abastecimiento de energía eléctrica.
2.5 ANÁLISIS DE DEMANDA Y OFERTA PARA EL PROYECTO
Con base en el comportamiento histórico y las proyecciones tanto de demanda como oferta de energía eléctrica en el país, así como la regulación del mercado eléctrico y las particularidades de un proyecto de este tipo, se puede determinar lo siguiente:
La oferta de energía eléctrica propia de la mini central hidroeléctrica depende de variables como la caída hidráulica y el caudal del río Lenguazaque, así como la eficiencia de la conversión de energía por la turbo maquinaria. Por lo tanto, existe una oferta máxima de la mini central que depende de estas condiciones, la cual no se puede superar.
El proyecto puede ofrecer una energía máxima para la venta que depende de la regulación establecida actualmente por la resolución CREG 030 de 2018, donde se permite la participación de generadores distribuidos con capacidad instalada máxima de 100kW. Por tal razón se debe considerar esta restricción.
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El estudio técnico determinará la potencia máxima para la mini central hidroeléctrica, que se espera sea mayor a 100 [kW]. Esto se proyecta teniendo en cuenta que la resolución dispuesta para la venta de excedente de energía por parte de autogeneradores y generadores distribuidos está en una fase de implementación y es posible que, en los próximos años, la regulación permita a los generadores distribuidos con potencia total superior a 100kW participar en la venta de energía al SIN, luego de establecer condiciones técnicas más detalladas para la entrada de estos nuevos agentes en el mercado eléctrico colombiano (RES CREG 030 del 2018, Art. 4). Por lo tanto, si el proyecto puede desarrollar una potencia superior a 100 [kW], aumentarían los ingresos por la venta de energía al SIN o en su defecto se puede considerar vender el excedente a personas naturales o jurídicas.
La demanda de energía sin duda alguna seguirá en aumento a nivel local, regional y nacional, y dada la estructura actual del mercado eléctrico (ver Figura 1), el suministro de energía eléctrica al SIN por el proyecto se realizará a través del Operador de Red Local (ORL) (agente distribuidor) con la intermediación de una de las empresas comercializadoras de energía eléctrica (agente comercializador), quien se encargará de comprar la energía eléctrica del proyecto y venderla al ORL. Esto implica que toda la energía generada por el proyecto se venderá a un solo comercializador.
La elección del agente comercializador y los precios establecidos por la regulación actual, se abordarán en los siguientes apartados.
2.6 ANÁLISIS DE COMPETIDORES
Las pequeñas centrales hidroeléctricas (PCH’s) tienen una capacidad total instalada entre 500kW y 20.000kW (0,5MW y 20MW) (UPME, 2015), de las cuales tiene registro el agente operador y administrador del SIN, XM. Las PCH’s ubicadas en Bogotá y Cundinamarca se relacionan en la Tabla 15 (XM, 2018).
Puesto que la capacidad instalada de la central hidroeléctrica del proyecto se encuentra en el rango de 50kW a 500kW, se considera como una mini central hidroeléctrica. También se tiene en cuenta la definición de generador distribuido que puede vender energía al SIN con una capacidad máxima instalada de 100kW para considerarse un competidor.
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Tabla 15. Lista de pequeñas centrales eléctricas
Capacidad/Efectiva Fecha de Central Tipo Departamento Municipio MW entrada Bogotá DOÑA JUANA 1.7 Térmica Bogotá D.E. D.C 29/04/2016 SUEVA 2 6 Hidráulica Cundinamarca Junin 24/05/2002 SUBA 2.6 Hidráulica Bogotá D.E. Suba 15/04/2013 USAQUEN 1.8 Hidráulica Bogotá D.E. Usaquén 15/04/2013 Puerto RIONEGRO 10.2 Hidráulica Cundinamarca Salgar 1/01/1975 San Antonio EL LIMONAR 18 Hidráulica Cundinamarca de Tena 6/12/2003 San Antonio LAGUNETA 18 Hidráulica Cundinamarca de Tena 17/12/2014 San Antonio TEQUENDAMA 1 14.2 Hidráulica Cundinamarca de Tena 28/02/2018 San Antonio TEQUENDAMA 2 14.2 Hidráulica Cundinamarca de Tena 28/02/2018 San Antonio TEQUENDAMA 3 14.2 Hidráulica Cundinamarca de Tena 28/02/2018 San Antonio TEQUENDAMA 4 14.2 Hidráulica Cundinamarca de Tena 28/02/2018 CHARQUITO 19.4 Hidráulica Cundinamarca Soacha 22/08/2003 SANTA ANA 8 Hidráulica Cundinamarca Ubala 9/06/2005 GUAVIO MENOR 9.9 Hidráulica Cundinamarca Ubala 27/04/2016 Apulo (R. LA NAVETA 4.8 Hidráulica Cundinamarca Reyes) 27/11/2014 Fuente: XM
Sin embargo, puesto que la regulación de venta de excedente de energía se expidió el 28 de febrero del presente año, actualmente no se cuenta con un registro actualizado de estos nuevos agentes, dado que cualquier usuario que se ajuste a las especificaciones descritas en la resolución, es un potencial generador de energía y por ende competidor.
No obstante, al ser la energía eléctrica una necesidad en continuo crecimiento y bajo la necesidad de fortalecer la matriz energética del país con fuentes de energías alternativas, los potenciales competidores (generadores distribuidos con potencia menor a 100kW) no se consideran una amenaza latente para la venta de energía eléctrica de la mini central.
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2.7 LA COMERCIALIZACIÓN
En el análisis de las empresas comercializadoras en el departamento de Cundinamarca (ver Tabla 16), se tienen las siguientes cifras respecto a los clientes vinculados (SUI, 2018).
Tabla 16. Cantidad de suscriptores a empresas comercializadoras
Total Empresa Residencial Industrial Comercial Oficial Otros AES CHIVOR & CIA SCA ESP 9 CODENSA S.A. ESP 882636 12729 60961 4198 4681 COMPAÑÍA ENERGÉTICA DEL TOLIMA S.A E.S.P 2869 3 149 28 47 DISTRIBUIDORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA ELECTRICA S.A. E.S.P. 32 74 39 6 ELECTRIFICADORA DEL CARIBE S.A. E.S.P. 2 4 EMGESA S.A. E.S.P. 156 33 1 15 EMPRESA DE ENERGIA DE BOYACA S.A. ESP 42 2 2 EMPRESA DE ENERGÍA DEL PACÍFICO S.A. E.S.P. 31 5 7 EMPRESAS MUNICIPALES DE CALI E.I.C.E E.S.P 1 1 2 EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLIN E.S.P. 50 15 2 1 ENERGIA & AGUA SAS ESP 1 ENERTOTAL S.A. E.S.P. 135 87 32 5 ISAGEN S.A. E.S.P. 23 3 ITALCOL ENERGIA S.A. ESP. 2 PROFESIONALES EN ENERGÍA S.A E.S.P 35 6 4 RUITOQUE S.A. E.S.P. 11 1 1 TERPEL ENERGIA S.A.S E.S.P 4 VATIA S.A. E.S.P. 8 43 176 18 Fuente: SUI
En el mercado eléctrico la comercialización consiste en la compra de grandes cantidades de energía a los generadores para luego vender esta energía tanto a usuarios regulados como no regulados. Consiste entonces en un negocio de intermediación entre el generador y el usuario final.
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Puesto que los agentes comercializadores participan de la compra de energía en el mercado eléctrico colombiano, éstos interactúan con los generadores como demandantes y se pacta el precio de la energía de acuerdo a los precios de bolsa regulados por la CREG. En el caso de que los comercializadores actúen en representación de clientes no regulados, el precio será acordado por las partes y se establecerá un contrato bilateral de largo plazo.
Con base en la información de la Tabla 16, se observa que el comercializador con mayor número de suscriptores es la empresa Codensa S.A. ESP, seguido de Compañía Energética del Tolima. Puesto que Codensa S.A. ESP también es propietaria de la red de distribución de energía eléctrica (ORL) en el municipio de Lenguazaque, se escoge esta empresa como primera opción para la comercialización de la energía producida por la mini central.
2.8 EL PRECIO
Puesto que la actividad del mercado eléctrico colombiano está regida por las leyes 142 y 143, junto con la regulación por parte de la CREG, la determinación del precio también se normaliza a través de estos entes gubernamentales en el caso de la bolsa de energía.
El precio de la energía está definido en unidades de pesos por kilovatio hora de energía [$/kWh] y está constituido por diferentes componentes (CREG, 2012)como lo son:
a) Costos por Generación: Corresponde al costo de compra de energía por parte del comercializador y representa también el costo de generar energía, sin importar el lugar de producción. b) Costos de Transmisión: Costos por transporte de energía desde las centrales de generación hasta los grandes centros de consumo. c) Costos por Distribución: costos por el transporte desde las subestaciones que hacen parte del Sistema de Transmisión Nacional hasta el usuario final. d) Costos por Comercialización: remuneración de los costos fijos de la actividad de comercialización y costos variables dependiendo de la energía consumida. Estos costos están asociados con la atención al usuario tales como facturación, lectura de medidores, etc.
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e) Costos por Pérdidas Reconocidas: estos costos son una remuneración a las pérdidas técnicas de energía que se producen a lo largo del proceso de generación y transmisión, así como los planes implementado para la reducción de las mismas. f) Costos por Restricciones: costos por mantener la continuidad del servicio en condiciones de fallas.
A nivel internacional existen dos tipos de mercados, uno multimodal donde hay un precio por cada uno de los nodos del sistema y estos precios están condicionados por las restricciones de la red y la ubicación relativa de generadores y consumidores. En el mercado uninodal no se consideran restricciones para la transmisión y por tal motivo, hay un solo precio para todo el mercado (Diez Restrepo, 2015). Para el caso de Colombia, El Mercado Mayorista de Energía (MEM) corresponde a un sistema de nodo único.
Puesto que en el mercado existen usuarios regulados, con control de tarifas por parte de la CREG, y usuarios no regulados, cuya demanda de energía supera los 2 MW, la determinación del precio de la energía también cambia. En los mercados no regulados se establecen contratos bilaterales mientras que en mercados regulados se fija el precio de acuerdo a la oferta y demanda de energía por parte de los agentes generadores y comercializadores.
La bolsa de energía, al ser uninodal y concurrente (interacción de agentes en el mismo sistema de transmisión), tiene un único precio para las transacciones de energía. En ese ámbito se manejan precios de bolsa y precios de escasez. El precio de bolsa corresponde al mayor precio de oferta de energía en condiciones normales de operación y el precio de escasez es el techo de venta de energía que corresponde al valor máximo que puede pagar la demanda de energía del país. En caso de que el precio de escasez supere el precio de bolsa se genera una advertencia de una condición crítica en el SIN. Estos dos precios están regulados por la CREG.
Para el año 2017, se obtuvieron precios de bosa cercanos al precio de escasez en el primer semestre en ciertos periodos puntuales, y en el segundo semestre se estabilizó el precio, debido a la disponibilidad de recursos hidroeléctricos (XM, 2017). El comportamiento de estos precios se muestra en la Figura 16.
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Figura 16. Comportamiento precio de bolsa y escasez
Fuente: XM
En la Figura 17, se puede observar otro comportamiento del precio de bolsa respecto de los aportes hídricos de centrales hidroeléctricas, donde existe una relación inversa entre estas variables (XM, 2017).
Figura 17. Precio de Bolsa y Aportes Hídricos 2017
Fuente: UPME
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Teniendo en cuenta la regulación de los precios por parte de la CREG en la Bolsa Nacional y evaluando los promedios de precios pactados en contratos bilaterales (UPME, 2018), este es un criterio para fijar el precio de generación de la energía que será puesto en oferta en el mercado (ver Tabla 17).
Tabla 17. Valores promedio de precios en Bolsa Nacional y Contratos Bilaterales
Bolsa Promedio Codensa Codensa Año Mes Nacional Contrato Gm,i,j PR 1 ($/kW-h) ($/kW-h) ($/kW-h) ($/kW-h) Enero 119,63 175,83 155,9 31,70 Febrero 133,13 176,78 178,78 35,51 Marzo 171,37 177,95 181,78 36,30 Abril 116,19 177,36 190,96 37,93 Mayo 67,44 178,51 180,28 35,39 Junio 69,1 178,34 183,05 36,35 2018 Julio 76,52 177,88 185,68 36,69 Agosto 87,69 178,31 189,71 37,43 Septiembre 95,4 180,7 Octubre 105,04 181,52 Noviembre 98,31 182,04 Promedio 2018 103,62 178,66 180,77 35,91 Enero 108,18 165,74 154,74 31,33119 Febrero 160,08 168,58 159,86 32,87689 Marzo 111,37 168,03 170,24 34,32699 Abril 88,22 166,6 158,49 32,75208 Mayo 70,43 165,53 155,39 30,60307 Junio 60,58 165,9 153,24 29,80324 2017 Julio 66,89 166,69 156,64 31,5326 Agosto 87,45 167,47 159,53 32,61127 Septiembre 126,84 168,58 162,47 32,61903 Octubre 139,93 169,41 166,89 33,48802 Noviembre 119,82 170,46 168,45 33,77774 Diciembre 93,82 170,18 167,11 33,50691 Promedio 2017 102,8 167,76 161,09 32,44 Enero 554,43 154,93 178,44 35,96 Febrero 646,14 156,13 184,78 36,63 Marzo 830,4 156,5 196,64 39,10 Abril 332,48 151,78 190,3 37,63 Mayo 140,59 149,9 175,62 35,08 Junio 168,52 152,56 161,17 32,78 2016 Julio 129,16 155,45 164,86 33,02 Agosto 198,01 159,53 162,65 33,15 Septiembre 150,59 158,47 167,09 33,80 Octubre 184,91 160,19 161,79 32,45 Noviembre 161,19 161,3 166,62 33,22 Diciembre 105,74 158,18 168,49 33,93 Promedio 2016 300,18 156,24 173,21 34,73 Promedio 2016-2018 168,87 167,55 171,69 34,36 Fuente: UPME-SUI
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Por otro lado, se evalúa el costo máximo de generación (Gm,i,j) y el costo máximo de las pérdidas técnicas de nivel 1 (PR 1) que la empresa comercializadora Codensa S.A. ESP puede incluir en su tarifa (SUI, 2018). La información reportada por el Sistema Único de Información (SUI) de servicios públicos domiciliarios sólo reporta hasta el mes de agosto del presente año. El promedio de los años 2016 a 2018 se obtuvo al promediar los valores medios de cada año.
La resolución CREG 030 de 2018 establece el cálculo del precio de venta de la energía producida por los generadores distribuidos, como la suma del precio de bolsa más beneficios, que consisten en el reconocimiento de 50% de las pérdidas técnicas de nivel 1. Con base en lo anterior, se selecciona un precio de 168.87+(0.5*34.36), equivalente a 186.05 COP/kW-h.
Por último, la UPME determinó la elasticidad de la demanda de energía eléctrica en el país, con un valor de 0.4 en el último año para el mercado regulado y 1.43 para el mercado no regulado. En promedio, la elasticidad es de 0.81 (UPME, 2018) lo cual implica que a variaciones de precio la demanda no se ve mayormente alterada (demanda inelástica), al tratarse de una necesidad importante para todos los sectores. La Figura 18 muestra el comportamiento de la elasticidad de demanda de energía eléctrica en los últimos siete años.
Figura 18. Elasticidad Precio – Demanda Energía Eléctrica según Mercado
Fuente: UPME
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3. PLANIFICACIÓN DEL PROYECTO
3.1 OBJETIVOS DEL PROYECTO
3.1.1 Objetivo General
Realizar el diseño de una mini central hidroeléctrica en el río Lenguazaque, Municipio de Lenguazaque – Cundinamarca.
3.1.2 Objetivos Específicos
Analizar la demanda y oferta de energía eléctrica con objeto de evaluar la necesidad de este servicio a nivel regional y nacional. Determinar los requerimientos de equipos y recursos necesarios para la mini central hidroeléctrica en la zona del proyecto. Identificar la normatividad legal y ambiental aplicable para el normal funcionamiento de una mini central hidroeléctrica. Evaluar a través de un estudio financiero la viabilidad económico-financiera de la mini central hidroeléctrica para la toma de decisiones
3.2 ACTIVIDADES A DESARROLLAR
Para el cumplimiento de los objetivos propuestos, se establecieron una serie de actividades junto con la respectiva duración en días y la ruta crítica (Ver Tabla 18 y Figura 19).
Tabla 18. Planificación de Actividades
Tiempo de No de Actividad Descripción técnica ejecución Predecesora Actividad (días) Identificar las características del A Definición del Producto producto 2 Definir la estructura del mercado de B Estructura del Mercado energía eléctrica 4 A
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Comportamiento Histórico de Evaluar el historial de demanda de C la demanda energía eléctrica 4 B Evaluar la proyección de demanda D Proyección de la Demanda de energía eléctrica 4 C Comportamiento Histórico de Investigar el historial de oferta de E la Oferta energía eléctrica 4 B Validar la proyección de la oferta de F Proyección de la Oferta energía eléctrica 4 E Evaluar los componentes del precio G Precio de la Energía de la energía 4 B Verificar los comercializadores H Comercialización de la energía existentes en el mercado de energía 2 G Identificar geográficamente la zona I Localización del Proyecto de desarrollo del proyecto 4 H Determinación del Caudal del Identificar el caudal disponible del J río río 10 I Determinación de la Caída Definir la caída hidráulica bruta en el K Hidráulica Bruta sitio del proyecto 6 I Determinación de la Potencia Obtener la potencia generada por el L Generada proyecto 5 J,K Determinación de los equipos Identificar los equipos eléctricos M eléctricos necesarios para el proyecto 6 L Validar las obras civiles necesarias N Análisis de las obras civiles para el proyecto 8 M Evaluar la estructura organizacional O Organigrama del Proyecto del proyecto 3 N Identificar las normas legales P Análisis legal aplicables al proyecto 7 O Realizar el análisis ambiental del Q Análisis Ambiental proyecto 7 I Determinar el precio final de venta R Evaluación del precio de venta de energía 6 P,Q Costos de inversión del Investigar los costos iniciales del S proyecto proyecto 8 R Costos de Operación del Identificar los costos de operación T Proyecto del proyecto 7 R U Flujo de Caja Realizar el flujo de caja del proyecto 4 S,T Realizar un análisis de sensibilidad V Análisis de Sensibilidad para diferentes escenarios 3 U Evaluar los resultados obtenidos W Evaluación de resultados para el desarrollo del proyecto 10 V Conclusiones y Emitir conclusiones y X recomendaciones recomendaciones para el proyecto 4 W
Página | 48 Figura 19. Ruta crítica del proyecto.
Fuente: Autor
Aplicando el método PERT-CPM se establece que la ruta crítica debe contener la ejecución de las actividades en el orden A-B-C-D-E-F-I-K-L-M-N-O-P-R-S-U-V-W-X con una duración de 88 días, si se tiene en cuenta que hay actividades que se pueden realizar de forma simultánea
Esto implica que las actividades contenidas en la ruta crítica son muy importantes puesto que no tienen tiempo de holgura, por lo que no puede haber retrasos en estas actividades. En caso de suceder lo anterior, se puede ver comprometida la duración total del proyecto, y por ende se pueden generar sobrecostos e incumplimientos en la entrega del producto.
3.3 POLÍTICA INTEGRAL
El desarrollo del proyecto y la consecución de los objetivos propuestos están enmarcados dentro de una política integral orientada al aseguramiento de la calidad del producto final, la aceptación de los resultados del estudio de factibilidad bajo criterios técnicos soportados, el cumplimiento de normas enfocadas a la seguridad industrial y salud ocupacional, el respeto por la naturaleza y la minimización de impactos ambientales, y por último la satisfacción de las necesidades y expectativas de los involucrados directos e indirectos del proyecto.
Estas políticas obedecen a la necesidad de articular el proyecto de forma que se cumplan con los objetivos y se incentive la generación distribuida con fuentes alternativas como una forma de contribuir a la demanda de energía eléctrica limpia, confiable y responsable con el entorno ambiental, social y económico del país y sus habitantes.
3.3.1 Política de Calidad
La calidad es uno de los enfoques principales para el desarrollo del proyecto, donde se busca suministrar resultados que cumplan con los criterios mínimos para un estudio de este tipo. De igual forma se establecen los criterios de índole técnico, legal-ambiental y financiero, necesarios para la implementación de la mini central hidroeléctrica y garanticen la satisfacción de las necesidades y expectativas de los involucrados. Diseño de una mini central hidroeléctrica en el Río Lenguazaque, municipio de Lenguazaque - Cundinamarca
3.3.2 Política de Ambiental
El respeto y la conservación del medio ambiente son clave para el desarrollo del proyecto, puesto que se busca incentivar la implementación de centrales alternativas de generación de energía eléctrica de baja complejidad, contribuir a la reducción de gases de efecto invernadero y minimizar los impactos ambientales de una obra de este tipo. Con ello se espera una afectación mínima del recurso hídrico y el entorno donde se implementaría el proyecto.
3.3.3 Política de Seguridad Industrial y Salud Ocupacional
El proyecto debe garantizar el cumplimiento de las normas relacionadas con la seguridad industrial y salud ocupacional. Estas normas se aplican directamente a las etapas de construcción y operación de la mini central hidroeléctrica, de tal forma que el personal, la infraestructura y el medio ambiente no se vean afectados por los riesgos inherentes del proyecto. En este sentido, la selección de los componentes que hacen parte de la mini central hidroeléctrica deben cumplir con los requerimientos técnicos y legales para una instalación eléctrica de este tipo.
3.3.4 Política de Responsabilidad Social
La responsabilidad social derivada de la implementación del proyecto es una necesidad innegable debido a las implicaciones que conlleva el desarrollo de este tipo de proyectos. La mini central hidroeléctrica debe asegurar el uso del recurso hídrico de forma responsable, la mínima afectación por la construcción en el entorno ambiental y social y la satisfacción de las necesidades y expectativas de los posibles inversionistas, el mercado eléctrico colombiano, las entidades gubernamentales, la comunidad aledaña y la naturaleza.
Página | 51 Diseño de una mini central hidroeléctrica en el Río Lenguazaque, municipio de Lenguazaque - Cundinamarca
3.4 ANÁLISIS DE RIESGOS
A continuación, se presenta un análisis de riesgos, donde se establecen las causas y las posibles medidas para abordarlos. Estos riesgos se encuentran tanto en los resultados del estudio de factibilidad como en el desarrollo de los mismos.
Por lo tanto, desde la planificación del proyecto se determinan los riesgos posibles que puedan afectar tanto los objetivos como el desarrollo normal del mismo. En la Tabla 19 se relacionan los riesgos detectados junto a las posibles causas, los desencadenantes y los entregables afectados. De igual forma se establecen las medidas a adoptar para mitigar los riesgos y cumplir con los objetivos propuestos. Sin embargo, durante el desarrollo del proyecto se pueden presentar otros riesgos, para los cuales se debe realizar el mismo análisis y determinar la mejor forma de abordarlos.
Página | 52 Tabla 19. Análisis de Riesgos
Descripción del Entregables Tipo de Respuestas Tipo de Causa Raíz Desencadenante riesgo afectados riesgo Planificadas Respuesta Recopilar información Bajo Caudal del Condiciones climáticas Caudal del río reciente de las río Lenguazaque y/o hidrológicas propias por debajo del Estudio condiciones para la del río y la zona de Bajo Aceptar caudal mínimo de Técnico hidrológicas del río generación de implementación de la mini diseño Determinar un caudal energía central hidroeléctrica mínimo aprovechable Analizar diversas Condiciones geográficas Baja Caída Pérdidas fuentes de carácter y topográficas propias de Hidráulica para la hidráulicas Estudio cartográfico de la zona la zona de Moderado Aceptar generación de superiores a las Técnico Determinar la máxima implementación de la mini energía proyectadas caída hidráulica central hidroeléctrica aprovechable Evaluar los posibles Existencia de mecanismos legales Restricciones leyes que necesarios para superar legales y Restricciones para el uso restrinjan o las restricciones que ambientales en la del recurso hídrico prohíban la Estudio puedan presentarse zona de Restricciones legales en implementación Legal- Bajo Mitigar Ajustar los implementación la zona de desarrollo del de una mini Ambiental requerimientos de la mini central proyecto central técnicos, legales y hidroeléctrica hidroeléctrica en ambientales de la mini la zona central hidroeléctrica
Realizar un análisis detallado de Precios de bolsa menores comercializadores Poca rentabilidad a lo proyectado Bajo flujo de caja Determinar los costos generada por la Estudio Costos de inversión y Reducción de Bajo mínimos de inversión y Mitigar micro central Financiero operación superiores a precios operación hidroeléctrica los proyectados Determinar otras posibles fuentes de ingreso Diseño de una mini central hidroeléctrica en el Río Lenguazaque, municipio de Lenguazaque - Cundinamarca
Realizar un estudio Condiciones detallado de técnicas propias Bajo inventario en el Estudio proveedores Costos elevados del río y la zona mercado con las Técnico Seleccionar los de la turbo de Muy Bajo Mitigar especificaciones técnicas Estudio componentes de la mini maquinaria implementación diseñadas Financiero central hidroeléctrica en de la mini central función de calidad, hidroeléctrica operatividad y costo Condiciones Determinar los técnicas de la requerimientos de obra zona de Costos elevados Distancia entre la civil en función de implementación Estudio de las obras bocatoma y la casa de Moderado operatividad y costo Mitigar de la zona de Financiero civiles máquinas Realizar un estudio implementación detallado de de la mini central proveedores hidroeléctrica Evaluar semanalmente Tiempos de Demoras en el Falla de planeación de las el cumplimiento del entrega por fuera desarrollo del actividades Todos los cronograma de las fechas y Moderado Mitigar cronograma del Falta de recursos estudios Tomar las medidas tiempos proyecto económicos o logísticos correctivas y establecidas preventivas del caso Evaluar los Estudios con Inconvenientes con Devolución de los requerimientos mínimos criterios técnicos recopilación de estudios por de cada estudio Todos los por debajo de lo información parte de los Moderado Consultar diversas Mitigar estudios estipulado por el Falta de recursos evaluadores del fuentes de información cliente económicos o logísticos proyecto Solicitar asesoría en caso de requerirse Realizar un estricto Retrasos en el control de costos y Sobrecostos por cronograma Fallas en la planeación de Todos los gastos recursos Aumento de los Moderado Mitigar las actividades estudios Evaluar semanalmente logísticos varios costos del el cumplimiento del proyecto cronograma Fuente: Autor
Página | 54 4. INGENIERÍA DEL PROYECTO
4.1 LOCALIZACIÓN DEL PROYECTO
4.1.1 Microlocalización
El proyecto de la mini central hidroeléctrica se desarrollará en el Municipio de Lenguazaque, Provincia de Ubaté en el Departamento de Cundinamarca (Secretaría de Planeación Cundinamarca, 2015). (Ver Figura 20).
Figura 20. Provincia de Ubaté
Fuente: Gobernación de Cundinamarca
La ubicación de la mini central hidroeléctrica se encuentra en el río Lenguazaque, en la frontera de los municipios de Lenguazaque y Guachetá. Coordenadas 5.339368, - 73.684776, como se muestra en la Figura 21 (círculo rojo). Se seleccionó esta ubicación en base a las condiciones hídricas del río Lenguazaque y la elevación del terreno. También se cuenta con el estudio realizado por la Universidad Distrital Francisco José de Caldas para los Planes de Energización Rural Sostenible en el departamento de Cundinamarca, en convenio con el Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas IPSE y la Unidad de Planeación Minero Energética (IGAC, 2018). Diseño de una mini central hidroeléctrica en el Río Lenguazaque, municipio de Lenguazaque - Cundinamarca
Figura 21. Ubicación del Proyecto
Fuente: IGAC
4.1.2 Macrolocalización
Para determinar la localización de la oficina donde se ubicará el personal que realizará el diseño de la mini central hidroeléctrica, se tienen diferentes opciones: una oficina en el municipio de Lenguazaque, una oficina en la ciudad de Bogotá y una oficina en el municipio de Zipaquirá.
La primera opción obedece a la cercanía al sitio donde se realizarán los estudios, la segunda opción obedece a la cercanía del personal que realizará el diseño y la tercera opción es una ubicación intermedia.
Para la selección de la localización de la oficina, se utilizará el método del análisis dimensional (Arboleda V., 2013). En este método se tienen en cuenta factores locacionales propios de proyecto, la unidad de medida, la cual se calificará con puntaje de 01 a 10, y el factor de prioridad dentro del proyecto, también con una calificación de 01 a 10. Para obtener el índice de comparación, estos valores se incluirán en la ecuación (1):
푚 푃푘 퐶퐴푘 퐼퐴퐵 = ∏ [ ] (1) 퐶퐵푘 푘=1
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Dónde:
IAB = índice de comparación de las localizaciones A y B.
Cik = unidades monetarias o puntos correspondientes a la localización i en relación con el factor locacional k. k= 1,2,3,…,m. Dónde m es el número de factores locacionales que se considera son importantes para la decisión. i= A,B,C,…,n. Dónde n es el número de opciones de localización.
Pk = ponderación relativa del factor k, asociada a su prioridad.
La decisión final se toma con base en el valor de índice, es decir:
IAB >1: La localización B es mejor que la A.
IAB <1: La localización A es mejor que la B.
IAB =1: ambas opciones de localización son indiferentes.
Los valores de cada factor locacional y su prioridad para cada opción se muestran en la Tabla 20.
Tabla 20. Calificación de Factores Locacionales
OPCIÓN DE LOCALIZACIÓN FACTOR LOCACIONAL FACTOR PRIORIDAD 1 2 3 1. Transporte 8 6 7 6 2. Arrendamiento 8 6 5 9 3. Servicios Públicos 5 9 7 8 4. Espacio 7 5 5 7 5. Adquisición de papelería 5 8 7 7 6. Alquiler de dispositivos 4 9 7 7 7. Tiempo de estadía 4 6 6 10 8. Domicilio de empleados 4 8 6 8 Fuente: Autor
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Aplicando el método de análisis dimensional se comparan las opciones de la siguiente forma:
8 6 8 9 5 8 7 7 5 7 4 7 4 10 4 8 퐼 = [ ] [ ] [ ] [ ] [ ] [ ] [ ] [ ] = 6.19푥10−5 12 6 6 9 5 8 9 6 8
La opción 1 es mejor que la opción 2
8 6 8 9 5 8 7 7 5 7 4 7 4 10 4 8 퐼 = [ ] [ ] [ ] [ ] [ ] [ ] [ ] [ ] = 1.40푥10−4 13 6 6 9 5 8 9 6 8
La opción 1 es mejor que la opción 3.
Por lo anterior, se ubicará la oficina en el municipio de Lenguazaque.
4.2 TAMAÑO DEL PROYECTO
4.2.1 Características Hidrológicas del Río Lenguazaque
Localización Geográfica La cuenca del río Lenguazaque formada por los municipios de Cucunubá, Guacheta, Lenguazaque y Suesca, todos ellos pertenecientes al departamento de Cundinamarca, con una extensión total de 28.862 Ha de las cuales el 52% pertenece al municipio de Lenguazaque y en donde se ubica la cabecera municipal. El río Lenguazaque es el cauce principal de la cuenca y se forma por la unión del río Tibita y las Quebradas Ovejeras, Gachaneca, Arenosa y las Lajas, posteriormente el río Lenguazaque se une al río Ubaté en la vereda Punta Grande (Charry Otalora & Riaño Cantor, 2015).
Características de la Cuenca El análisis morfológico de la cuenca se realiza con el fin de conocer las propiedades hidrográficas y tipologías principales empleadas para analizar el comportamiento hídrico de la misma. Entre las características principales se encuentra área, forma, longitud de cauces, relieve, pendientes, entre otros que sirven para el análisis de la cuenca (Charry Otalora & Riaño Cantor, 2015) (Ver Tabla 21).
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Tabla 21. Características de la sub cuenca del río Lenguazaque
Fuente: Charry Otálora & Riaño Cantor
Caudal del Río Lenguazaque La cuenca del río Lenguazaque posee información hidrométrica registrada en las estaciones ubicadas a lo largo del área de estudio. Para este caso se toma como referencia la estación hidrometereológica del Boquerón, de la cual se realiza un promedio de caudal anual mensual del año 1959 a 2013. Los caudales promedio por mes se registran en la Figura 22 (Charry Otalora & Riaño Cantor, 2015).
Figura 22. Oferta Hídrica Mensual (1959-2013) (m3/s)
Fuente: Charry Otálora & Riaño Cantor
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La distribución de los caudales es de tipo bimodal al igual que la precipitación, presentando registros máximos en los meses de mayo y noviembre con valores de 2.65 y 3.34 m3/s respectivamente (Charry Otalora & Riaño Cantor, 2015), el mes que evidencia menores caudales es febrero con un registro de 0.56 m3/s, es importante resaltar que de enero a marzo hay una disminución significativa en los caudales respecto al resto del año, su valor promedio anual es de 0.73 m3/s (ver Figura 23).
Figura 23.Curva de Duración de Caudal Mensual (m3/s vs %)
Fuente: Charry Otálora & Riaño Cantor
A partir de los caudales medios mensuales, se determina la curva de duración para la estación El Boquerón, la cual indica los caudales para una probabilidad en términos del porcentaje de tiempo, en donde los caudales mayores tienen menor probabilidad de ocurrir en un año, esto quiere decir, que se presentan en un porcentaje de tiempo menor que los caudales mínimos. Esta curva puede ser utilizada para la planificación en cuanto a abastecimiento de agua del municipio de Lenguazaque (Charry Otalora & Riaño Cantor, 2015) (Ver Tabla 22).
Tabla 22. Distribución de Caudales Medios
Fuente: Charry Otálora & Riaño Cantor
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Con base en lo anterior y con el fin de asegurar un caudal mínimo para abastecer a la mini central hidroeléctrica en condiciones climáticas adversas, se cuenta con un caudal máximo de diseño de 0,6m3/s, con el fin de tener mayor probabilidad de contar con este caudal.
4.2.2 Características Topográficas
Para el diseño de la mini central hidroeléctrica se implementará una central a filo de agua, cuya constitución se observa en la Figura 24 (Good Energy Management, 2018).
Figura 24. Central hidroeléctrica al filo de agua
Fuente: Good Energy Managment
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De acuerdo a esta configuración, el recurso hídrico se capta aguas arriba de la casa de máquinas por medio de una bocatoma y se conduce hasta la cámara de carga por medio de un canal de derivación. En este punto el agua desciende a través de la tubería forzada o de carga hasta la casa de máquinas donde se encuentra la turbina. Debido a la elevación de la cámara de carga existe una energía potencial que se convierte en energía cinética a medida que el agua va “cayendo” hacia la turbina. Esta energía cinética del agua causa el movimiento de la turbina, quien tiene un generador de energía acoplado.
A través de planos de relieve se determina la posible ubicación de la cámara de carga, la tubería forzada, la casa de máquinas y el canal de salida del agua, como se observa en la siguiente imagen (Google Maps, 2018). (Ver Figura 25).
Figura 25. Diseño Constructivo de la mini central.
Fuente: Google Maps
A través de las curvas de nivel, se puede determinar que la diferencia de elevación entre la cámara de carga y la casa de máquinas donde se encuentra la turbina, o caída hidráulica bruta, corresponde a 100m aproximadamente.
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4.2.3 Potencia Máxima Generada
La potencia máxima generada se obtiene con base en el caudal del río, la caída hidráulica bruta y la eficiencia de los equipos turbina-generador. La potencia se obtiene a partir de la siguiente ecuación (Roldán V., 2013):
푃푒 = 훾 ∗ 휂푡 ∗ 휂𝑔 ∗ 휂푚 ∗ 푄 ∗ 퐻 (2)
Donde:
Pe = Potencia Eléctrica
γ = Peso específico de fluido [kg/m3] (9807 N/m3 para el caso del agua)
ηt = rendimiento de la turbina hidráulica (generalmente entre 0,75 y 0,90)
ηg = rendimiento del generador eléctrico (generalmente entre 0,92 y 0,97)
ηm = rendimiento mecánico del acople turbina-generador (generalmente entre 0,95 y 0,99)
Q = Caudal [m3/s] (0,6 m3/s en este caso)
H = Caída Hidráulica Bruta [m] (100m en este caso)
Reemplazando los anteriores valore en (2) con valores de eficiencia promedio se obtiene una potencia máxima de 460895 W o 461 kW aproximadamente. Si la mini central está trabajando a plena carga en el año (24 horas por 365 días), generaría una energía máxima de 4037 MWh.
No obstante, la regulación CREG 030 del 2018 limita la potencia total del generador distribuido a 100kW. Esto quiere decir que, si se utiliza un caudal de 0.2 m3/s, con una caída hidráulica neta de 90m (10% menos por pérdidas hidráulicas (IDAE, 2006)), el valor de potencia supera los 100kW ampliamente (138 kW aproximadamente). Por lo tanto, la potencia sobrante se destina a uso propio de la casa de máquinas como iluminación, alimentación de equipos de regulación y control, emergencias, etc.
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4.3 INGENIERÍA DEL PROYECTO
4.3.1 Proceso de Producción
Una central hidroeléctrica de pequeña escala es un conjunto de instalaciones que tienen como objetivo utilizar la energía potencial (asociada a la altura) y cinética (asociada al movimiento) que tiene un río, y transformarla en energía eléctrica (Fundación Solar, 2013) Existen diferentes tipos de centrales hidroeléctricas de pequeña escala, que varían según su concepción arquitectónica, su régimen de flujo y su altura de caída de agua. En el caso de la mini central del proyecto, es una central hidroeléctrica a filo de agua que aprovecha la energía potencial del agua que se almacena rápidamente en la cámara de carga, ubicada en un sitio con elevación mayor que la casa de máquinas (Ver Figura 26).
Figura 26. Central hidroeléctrica a filo de agua
Fuente: Fundación Solar
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Las partes y el funcionamiento de todas las centrales hidroeléctricas poseen generalmente los mismos principios (Fundación Solar, 2013). En la Figura 26 se muestra el funcionamiento de la central hidroeléctrica a filo de agua, que inicia con captar el agua a la orilla de un río por medio de una bocatoma, para luego transportarla a través de un canal de concreto hacia un desarenador y luego hacia la cámara.
El agua que es almacenada en esta estructura es conducida por una tubería de alta presión hacia la casa de máquinas, en donde en su recorrido va transformando su energía potencial en cinética (pierde su fuerza y adquiere su velocidad). Al llegar el agua a la casa de máquinas y mover la turbina hidráulica, la energía cinética se convierte en energía mecánica de rotación la cual mueve el eje de la turbina hidráulica produciendo energía eléctrica a través de un generador controlado por un sistema de cómputo y supervisado por un operario de planta (Fundación Solar, 2013).
Finalmente, en una subestación esta energía es transformada, transportada y distribuida hacia las áreas de consumo como viviendas, comercios e industrias.
Para el presente proyecto, la energía del generador es suministrada a la red de distribución eléctrica del Operador de Red Local, Codensa, S.A. ESP, quien también funge como comercializador.
4.3.2 Selección de la Turbina
La turbina hidráulica debe seleccionarse de tal forma que se obtenga facilidad de operación y mantenimiento, dando gran importancia a su robustez (INEA, 1997). Como criterios de selección se tienen:
Precio y garantías. Aprovechamiento de cualquier salto con rendimiento elevado Disposición del eje (Vertical u Horizontal) Regulación de la turbina. Velocidad Angular
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Para la selección de la turbina del presente proyecto, se tendrá en cuenta, tanto la potencia máxima a generar como la caída hidráulica neta y el caudal de diseño.
En la Figura 27 se pueden observar algunas turbinas con características específicas (Gómez G., Palacio H., & Paredes G., 2008).
Figura 27. Gráfico de utilización de turbinas
Fuente: Gómez G., Palacio H., & Paredes G.
De acuerdo a la gráfica anterior, se puede observar que para una potencia máxima de 460kW, una caída hidráulica bruta de 100m y un caudal de 0,6 m3/s (600 l/s) se puede optar por una turbina tipo Michell Banki. Si se considera la limitación de potencia de 100kW, con un caudal de 0,2 m3/s (200 l/s) y una caída hidráulica neta de 90m aproximadamente, la turbina Michell Banki sigue siendo una opción viable para la mini central hidroeléctrica.
Por lo tanto, si en un futuro se presenta la opción de aumentar la capacidad total instalada para venta de energía al SIN, no habrá necesidad de reemplazar la turbina, y solo se tendría que verificar los requerimientos técnicos del generador.
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El esquema de una turbina Michell Banki se observa en la Figura 28.
Figura 28. Esquema de corte longitudinal de una turbina Banki
Fuente: Gómez G., Palacio H., & Paredes G.
Finalmente, en la Figura 29 se muestran las eficiencias de las diferentes turbinas en relación con el porcentaje de caudal de diseño (Zuloeta B., 2012). Esto quiere decir que la eficiencia de la turbina Michell-Banki maneja eficiencias del 85% para porcentajes de caudal superior al 50% del caudal de diseño.
Figura 29. Diagrama de eficiencias hidráulicas de turbinas
Fuente: Zuloeta B.
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4.3.3 Selección del Generador
Después de haber seleccionado la turbina, el paso siguiente es la escogencia del generador para la mini central.
Si bien un buen diseño de la turbina implica buenos resultados en la eficiencia de la central, la correcta elección del generador se asocia directamente con los costos del proyecto, no solamente por el costo de inversión inicial, sino principalmente por los costos asociados a fallas o problemas, ya que en general los repuestos para un generador son caros y a veces pueden ser difíciles de conseguir (Carhuamaca C., 2014).
La Figura 30 muestra el acople de un generador con una turbina Michell Banki (Pineda, 2018).
Figura 30. Conjunto Turbina – Generador
Fuente: Pineda
Los generadores, también conocidos como alternadores, pueden clasificarse en generadores síncronos y asíncronos, cuyas características se describen a continuación.
Generadores síncronos Cuentan con un sistema de excitación asociado a un regulador de tensión para que pueda generar energía eléctrica de forma aislada o antes de ser conectado a la red, con el mismo voltaje, frecuencia y ángulo de desfase, así como la energía reactiva requerida por el sistema una vez conectados (Díaz M., 2014).
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Generadores asíncronos Son simples motores de inducción con rotor en jaula de ardilla, sin posibilidad de regulación de tensión, por lo que giran a una velocidad proporcional a la frecuencia de la red a la que están conectados, de la que extraen su corriente de excitación y absorben la energía reactiva necesaria para su propia magnetización. Esta energía reactiva puede compensarse con baterías de condensadores, si se considera conveniente. No pueden suministrar su propia corriente de excitación, por lo que no son capaces de generar corriente cuando están desconectados de la red o de las baterías (Díaz M., 2014).
Tabla 23. Comparación entre generadores síncronos y asíncronos
Fuente: Díaz M.
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La Tabla 23 muestra las diferencias más significativas entre generadores síncronos y asíncronos. Por lo tanto, para el proyecto se selecciona un generador síncrono en razón de que, a pesar de tener un costo mayor al de un generador asíncrono, presenta una mayor eficiencia que el generador asíncrono y tiene dispositivos de control y regulación que aseguran el suministro de energía con los criterios de calidad de potencia que exige la reglamentación vigente.
Algunas de las características que se van a tener en cuenta para la elección del generador, por ejemplo, la velocidad de giro, dependen estrictamente de las características de la turbina a la que se va a acoplar. Para obtener la velocidad de giro, o velocidad de sincronismo, se recurre a la ecuación (3) (Díaz M., 2014):
60 ∗ 푓 푁 = (3) 푝
Donde:
N: Velocidad de sincronismo (r.p.m.) f: Frecuencia (60 Hz para Colombia) p: número de pares polos del generador.
Por razonas económicas, en pequeñas centrales hidroeléctricas se recomienda la utilización de alternadores de dos o cuatro polos. Si se considera un generador de 4 polos o dos pares de polos, que es una característica común en el mercado, se obtiene una velocidad de sincronismo de 1800 r.p.m.
Ahora, para calcular la velocidad específica de la turbina se utiliza la ecuación (4) (Díaz M., 2014):
푁 ∗ √푃 푁푆 = 5 (4) 퐻 ⁄4
Dónde:
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NS: Velocidad específica (r.p.m.)
N=Velocidad de giro del generador (r.p.m.)
P: Potencia generada por la turbina (Caballos de Vapor, CV, HP)
H: Altura de la caída (m)
Reemplazando estos valores en (4) se obtiene:
1800 ∗ √138,3 ∗ 1,34102 푁푆 = 5 ≅ 88 90 ⁄4
Teniendo en cuenta que 1kW equivale a 1.34102 HP, se obtiene una velocidad específica aproximada de 88 r.p.m., la cual se encuentra dentro del rango de velocidad específica de una turbina Michell-Banki de 40 a 160 r.p.m. (Zuloeta B., 2012). Por último, se evalúa la eficiencia del generador de acuerdo a la potencia del mismo (ESHA, 2006).
Tabla 24. Rendimientos típicos de los pequeños generadores
Fuente: ESHA
Se puede concluir que para la mini central se tendrá un generador con una eficiencia de aproximadamente el 95% (Ver Tabla 24). La tensión de salida del generador síncrono trifásico de 4 polos, será de 208V para conexión a la red de distribución de BT del Operador de Red Local Codensa S.A. ESP.
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4.3.4 Regulación, control y protección
La instalación de estos elementos es necesaria para regular y controlar el buen funcionamiento de la central, además de los dispositivos de protección que deben colocarse en la central y la línea eléctrica, y que actuarán cuando se produzca algún fallo en la central (IDAE, 2006).
Los principales bucles de control y sistemas de supervisión y mando para una mini central hidroeléctrica son.
Para el control de la turbina:
Regulador de velocidad en instalaciones con grupos síncronos. Regulador de caudal turbinado.
Para el control del generador:
Regulador de tensión para grupos síncronos. Equipo de sincronización, cuando existen grupos síncronos funcionando conectados a la red.
Para el control de la turbina y el generador se presenta la configuración (IDAE, 2006):
Central con generador síncrono funcionando conectado a la red
Aunque el control de la turbina no necesita un regulador de velocidad porque la frecuencia está mantenida por la red, es conveniente su instalación. El mando del distribuidor se realiza por medio de un servo-oleo hidráulico, y las órdenes de apertura y cierre proceden del regulador de nivel.
El control del generador es una regulación del factor de potencia, ya que al estar conectado a la red está fija la tensión, y la variación de la excitación modifica la potencia reactiva suministrada por el grupo.
El equipo automático de sincronización estará provisto de ajuste de velocidad y tensión del grupo, a través de un relé de sincronismo.
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Las protecciones de los sistemas que componen la mini central actúan al producirse un hecho anormal en su funcionamiento, provocando una alarma, la parada de algún grupo e incluso la parada total de la central. Esto depende del motivo que haya provocado dicha irregularidad (IDAE, 2006).
Las principales causas que pueden accionar las protecciones son:
Protecciones mecánicas
Embalamiento de turbina y generador. Temperatura de eje y cojinetes. Nivel de circulación del fluido de refrigeración. Temperatura de aceite del multiplicador de velocidad. Nivel mínimo hidráulico. Desconexión de la bomba del aceite de regulación.
Protecciones eléctricas del generador
Intensidad máxima. Retorno de potencia (máxima admitida 5% de la nominal). Calentamiento del generador. Derivación en el estator. Nivel de tensión (entre el 85 y el 100% de la tensión nominal). Nivel de frecuencia (entre 47,5 y 51 HZ).
4.3.5 Automatización
La automatización de una mini central permite reducir los costes de operación y mantenimiento, aumentar la seguridad de los equipos y optimizar el aprovechamiento energético de la instalación (IDAE, 2006).
La automatización será total cuando incluya el arranque, regulación y parada de la central, y será parcial cuando mande solamente parada y alarma, en caso de que actúen las protecciones de la central.
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En cuanto a la tecnología se puede distinguir entre: a) Convencional: Basada en los relés electromecánicos o estáticos. La utilización de relés convencionales es la forma más sencilla y económica de automatizar una central, aunque tiene la desventaja de ser más limitada. Esta tecnología permite automatizar: Secuencias de arranque Secuencias de parada por protecciones. b) Digital: Se refiere a técnicas informáticas que permiten la gestión de todas las funciones de la central. Los equipos de automatización que funcionan con microprocesadores ofrecen un abanico mayor de posibilidades de automatización, siendo posible la programación de distintas secuencias. Arranque y parada normal de grupo. Parada de emergencia de grupo. Regulación del grupo por nivel o caudal. Optimización de funcionamiento del conjunto de la instalación.
De acuerdo con la Figura 31, se selecciona la tecnología digital de automatización a través de un PC local, puesto que, aunque implique mayor costo, requerirá de menos personal para la operación de la mini central hidroeléctrica.
Figura 31. Esquema general de un sistema de automatización
Fuente: IDAE
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4.3.6 Obras Civiles
Obras de Captación Se denominan obras de toma o de captación a toda estructura hidráulica construida sobre el cauce de un río, con el fin de captar o derivar el agua necesaria que para los proyectos de PCH será utilizada en la generación de energía; impidiendo que el caudal de diseño sea excedido durante las crecientes y evitando que entren materiales sólidos como ramas o piedras que puedan causar obstrucciones posteriores (INEA, 1997). Las obras de captación deben ubicarse en un tramo recto, de no ser posible esto, se localizan en la parte exterior de una curva, ya que por allí es donde tiende a irse el agua en las épocas de verano, asegurando así su captación. Además, se evita la penetración de material de acarreo, que cuando hay crecientes se deposita en la parte interior de dicha curva. El terreno donde estará la bocatoma, debe ser lo más firme y estable posible, para que la erosión no ponga en peligro de destrucción las obras o se presenten problemas de sedimentación a la entrada de la rejilla.
Obras de Conducción Son los canales que transportan el agua desde la toma a la cámara de carga, y pueden realizarse a cielo abierto, enterrados o en conducción a presión (Díaz M., 2014).
Las conducciones superficiales pueden construirse excavando el terreno, sobre la propia ladera o mediante estructura de hormigón. Generalmente se construyen sobre la propia ladera, con muy poca pendiente, aproximadamente el 0,5 por mil, para que el agua circule a baja velocidad y así evitar al máximo las pérdidas de carga. Esta velocidad de conducción del agua hacia la turbina, depende también del material del que sea construido el canal y no solo de la pendiente.
Al realizar los trazados de estas conducciones, hay que procurar que sigan las líneas de nivel para que el movimiento de tierras sea el mínimo posible, adaptándose al terreno. A lo largo del canal, dependiendo de su longitud, puede haber varias compuertas para limpieza y vaciado del canal en caso necesario, y al final del canal, antes de la cámara de carga, suelen instalarse otra reja de finos con su correspondiente máquina limpiarejas, así como una compuerta de seguridad.
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Trampas de sedimentos Las tomas de agua en el cauce del río se diseñan para que no entren, ni los arrastres de fondo ni la broza flotante, pero no pueden impedir la entrada de sedimentos suspendidos (ESHA, 2006).
El objetivo de las cubetas de sedimentación es impedir que los sedimentos se depositen en los canales hidráulicos, entren en las tuberías forzadas y, por encima de un cierto tamaño, dañen las turbinas y sus órganos de control. Para ello hay que introducir un ensanchamiento en la estructura hidráulica, para disminuir la velocidad del agua, y producir la precipitación. Estas obras son conocidas como trampa de sedimentos o desarenador.
Cámara de carga La cámara de carga es un depósito localizado al final del canal del cual arranca la tubería forzada. En algunos casos se utiliza como depósito final de regulación, aunque normalmente tiene solo capacidad para suministrar el volumen necesario para el arranque de la turbina sin intermitencias (IDAE, 2006).
Cuando la conducción entre la toma de agua y la cámara de carga se realiza en presión, ésta última será cerrada y tendrá además una chimenea de equilibrio, para amortiguar las variaciones de presión y protegerla de los golpes de ariete.
Al diseñar la geometría de la cámara hay que evitar al máximo las pérdidas de carga y los remolinos que puedan producirse, tanto aguas arriba como en la propia cámara. Si la tubería forzada no está suficientemente sumergida, un flujo de este tipo puede provocar la formación de vórtices que arrastren aire hasta la turbina, produciendo una fuerte vibración que bajaría el rendimiento de la mini central.
La cámara de carga debe contar además con un aliviadero, ya que en caso de parada de la central el agua no turbinada se desagua hasta el río o arroyo más próximo. También es muy útil la instalación en la cámara de una reja con limpia-rejas y compuertas de desarenación y limpieza.
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Tubería Forzada La tubería forzada conduce el agua desde la cámara de carga hasta la turbina, aunque en algunas ocasiones, se suprime el canal de derivación y las tuberías forzadas se aplican directamente desde las tomas de agua de la presa derivando el agua hasta la cámara de presión (Díaz M., 2014).
Debe estar preparada para aguantar la presión que ocasiona la columna de agua, además de la sobrepresión que provoca el golpe de ariete en caso de parada brusca de la mini central.
Al inicio de la tubería se instala un órgano de cierre que permite evitar el paso de agua y vaciar la tubería poco a poco en caso necesario, de mantenimiento o reparación
La colocación de la tubería forzada está en función de la orografía del terreno y de los factores medioambientales, pudiendo ser enterrada o aérea. En este último caso, se debe de sujetar la tubería mediante apoyos, además de los anclajes necesarios en cada cambio de dirección de ésta y la disposición de juntas de dilatación que compensen los esfuerzos originados por los cambios de temperatura.
En el caso de tubería enterrada, se suele disponer apoyada sobre una cama de arena en el fondo de la zanja, y se instalan anclajes de hormigón en los cambios de dirección de la tubería. En este caso estará sometida a menores variaciones de temperatura, por lo que no será necesario, en general, la instalación de juntas de dilatación, aunque en función del tipo de terreno sí pueden sufrir problemas de corrosión, por lo cual se suele instalar protección catódica para contrarrestarlo.
Casa de Máquinas El edificio o casa de máquinas es una edificación a donde llega la tubería forzada y donde se alojan los equipos electromecánicos (turbina y generador), además de las instalaciones complementarias para el funcionamiento de la central hidroeléctrica. El diseño de la casa de máquinas debe cumplir ciertas especificaciones como (OLADE, 1985):
Dimensiones de los equipos electromecánicos. Materiales de construcción disponibles en el lugar.
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Zona o región del país en la que se construirá la PCH; se tendrá que pensar en las características del lugar tales como el clima, para proyectar la casa de máquinas de acuerdo a estas condiciones. Facilidades de acceso. Simplicidad de la construcción, mínimo uso de estructuras de acero o concreto armado. Ubicación de la casa de máquinas en relación al río, investigando la elevación de la creciente máxima y el comportamiento del río en relación a su cauce, pues el río puede cambiar su cauce erosionando sus orillas. Para la fundación de la casa de máquinas hay que considerar entre otros factores el esfuerzo admisible del suelo y los materiales existentes en la zona. La fundación de los equipos tendrá que complementar su diseño de acuerdo a datos de los fabricantes y cuando éstos proporcionen sus esquemas. En ocasiones el diseño final deberá hacerse durante la construcci6n y después de recibir un esquema definitivo de las máquinas que están suministrando, ya que se necesita a un anclaje sólido para evitar vibraciones o rupturas durante la operación. Los planos de construcción deberán contener todos los detalles posibles, para que un albañil o maestro de obra pueda fácilmente interpretarlos. Prever espacio para el operador.
Canal de Desagüe Es la conducción a través de la que se restituye el agua al cauce. Se dimensiona de manera que el retorno del caudal al río se realice de la forma que altere menos el cauce. Su diseño y características son similares al canal de entrada (Díaz M., 2014).
En todo caso es fundamental considerar que no se provoque erosión en la salida disponiendo un elemento de amortiguación. En cuanto al diseño estructural se deberán considerar los principios de diseño que aseguren su estabilidad y resistencia (OLADE, 1985).
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4.3.7 Proceso de Diseño
El diseño de la mini central hidroeléctrica, consistirá en los siguientes procesos (Figura 32):
Figura 32. Procesos para Diseño
Dirección de Proyecto
Gestión Gestión Diseño Diseño Administrativo- Eléctrico Civil Ambiental Financiera
Fuente: Autor
Para los procesos de Diseño Eléctrico, Diseño Civil y Gestión Ambiental se requiere realizar las actividades de recopilación de información en oficina y terreno para elaborar los estudios cartográficos, geotécnicos, hidrológicos y ambientales, cuyas tareas y responsables se describen a continuación (Ver Figura 33):
Figura 33. Estudios Preliminares
•Análisis Planos Cartográficos Estudio •Ubicación de zona, vías de acceso, ríos y curvas de nivel Cartográfico •Responsable (Profesional Civil)
•Evaluación geológica y geoformológica del terreno •Evaluación de suelos para obras civiles Estudio Geotécnico •Responsable (Profesional Civil)
•Recolección de histórico de caudales en estaciones •Medición de Caudal en el río Estudio Hidrológico •Responsable (Profesional Eléctrico); Apoya (Profesional Civil)
•Definir Impactos ambientales (Flora, Fauna, Paisaje) •Definir impacto por uso del recurso hídrico Estudio Ambiental •Responsable (Profesional Ambiental)
Fuente: Autor
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El estudio hidrológico cuenta con apoyo del Profesional Civil, sin embargo, la responsabilidad del estudio recae sobre el Profesional Eléctrico.
Para el proceso de Diseño Eléctrico se describen a continuación las siguientes actividades con sus tareas y el responsable, que será el Profesional Eléctrico con experiencia en este tipo de diseños (Ver Figura 34):
Figura 34. Diseño Eléctrico
•Determinación Curva de Duración de Caudal •Determinación Caudal Ecológico Caudal de •Determinación Caudal mínimo de diseño diseño y Caída •Determinación Caída Hidráulica Neta Hidráulica •Responsable (Profesional Eléctrico)
•Selección Turbina •Selección Generador Turbo •Especificaciones técnicas Maquinaria •Responsable (Profesional Eléctrico)
•Esquema de Regulación •Esquema de Control Componentes •Instalación Eléctrica Complementaria Eléctricos •Responsable (Profesional Eléctrico)
•Especificación punto de conexión a ORL •Listado de Materiales Conexión al SIN •Cálculos de Regulación •Responsable (Profesional Eléctrico)
Fuente: Autor
Las actividades correspondientes al proceso de Diseño Civil, junto con las tareas se describen en la Figura 35, las cuales están a cargo de un Profesional Civil con experiencia en este tipo de diseños.
De nuevo, el dimensionamiento de la casa de máquinas cuenta con apoyo del Profesional Eléctrico, sin embargo, la responsabilidad del estudio recae sobre el Profesional Civil.
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Figura 35. Diseño Civil
•Cálculos Pérdidas por Fricción •Cálculos Pérdidas por Turbulencia •Cálculos Pérdidas en emboques y salidas de tuberías Pérdidas •Cálculos Pérdidas en curvas, valvulas y turbina Hidráulicas •Responsable (Profesional Civil)
•Cálculo Bocatoma •Cálculo Canal de Carga •Cálculo Cámara de Carga Obras Civiles •Cálculo Tubería de Presión •Responsable (Profesional Civil)
•Dimensionamiento área y estructura de casa de máquinas •Ubicación de Turbomaquinaria y Elementos complementarios Casa de •Cálculo Canal de Desague Máquinas •Responsable (Profesional Civil); Apoya (Profesional Eléctrico)
Fuente: Autor
Las siguientes actividades, que corresponden a la estructuración legal del proyecto de construcción y operación de la mini central, son responsabilidad del Director de Proyecto y se encuentran dentro del proceso de Dirección (Ver Figura 36):
Figura 36. Estructuración Legal
•Determinar Restricciones de tipo legal (propiedad del terreno, zonas protegidas) •Definir Política de Responsabilidad Social Estudio Legal •Responsable (Director de Proyecto)
•Estructuración contratos con proveedores y constructores •Determinar Constitución Sociedad Personería Jurídica Contratos •Responsable (Director de Proyecto)
Fuente: Autor
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La Gestión Ambiental incluye la siguiente actividad (Ver Figura 37), a cargo del Profesional Ambiental:
Figura 37. Gestión Ambiental
•Definir Impactos ambientales (Flora, Fauna, Paisaje) •Definir impacto por uso del recurso hídrico Estudio •Responsable (Profesional Ambiental) Ambiental
•Definir Planes de Manejo Ambiental para Construcción y Operación Plan de •Definir Plan de Abandono Manejo •Responsable (Profesional Ambiental) Ambiental
Fuente: Autor
La Gestión Administrativa, a cargo del Profesional Industrial, tiene las siguientes actividades, concernientes a la estructuración administrativa del proyecto en la etapa de construcción y operación (Ver Figura 38):
Figura 38. Gestión Administrativa
•Determinar los procesos de construcción y operación •Elaborar los organigramas de las etapas de operación y construcción Organigramas •Responsable (Profesional Industrial). Apoya (Profesional Eléctrico-Civil)
•Determinar los perfiles para el personal en la etapa de construcción y operación •Elaborar el estudio de nómina para los anteriores perfiles Perfiles •Responsable (Profesional Industrial)
Fuente: Autor
En la Figura 39 se relacionan las actividades en la gestión financiera, a cargo del Profesional Industrial:
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Figura 39. Gestión Financiera
•Determinar los costos de equipos y materiales •Determinar los costos de mano de obraElaborar el presupuesto general Presupuestos •Responsable (Profesional Industrial). Apoya (Profesional Eléctrico-Civil)
•Elaborar el cronograma de construcción •Elaborar la planeación del proyecto de construcción Cronograma •Responsable (Profesional Industrial). Apoya (Profesional Eléctrico-Civil)
Fuente: Autor
Por último, se describen las tareas en el proceso de Dirección, a cargo del Director de Proyecto (Ver Figura 40):
Figura 40. Dirección del Proyecto
•Dirigir el equipo de trabajo •Realizar seguimiento al cronograma de ejecución del diseño •Controlar los costos derivados del proyecto Dirección y •Revisar y aprobar los resultados de los estudios Supervisión •Responsable (Director de Proyecto)
•Recopilar la información de los diferentes procesos •Elaboración Documento Final Documento •Responsable (Director de Proyecto) Final
•Entregar los resultados al patrocinador •Liquidación de personal Cierre del •Cierre financiero del proyecto Proyecto •Responsable (Director de Proyecto)
Fuente: Autor
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5. ESTUDIO ADMINISTRATIVO
5.1 ESTUDIO ORGANIZACIONAL
Para realizar el diseño se requieren los siguientes perfiles (Ver Figura 41) para conformar el grupo de trabajo (Bolaños Almeyda, 2014):
a) Director de Proyecto: Ingeniero Eléctrico o Civil con posgrado y cinco (5) años de experiencia en el sector. Responsable de todas las actividades necesarias para la formulación del proyecto. Encargado del estudio legal del proyecto. b) Coordinador Administrativo Financiero: Ingeniero Industrial con tres (3) años de experiencia en el sector. Responsable de estructurar la planeación del proyecto a nivel administrativo y financiero. c) Coordinador de Obras Eléctricas: Ingeniero Electricista con tres (3) años de experiencia en el sector. Encargado de las obras eléctricas y las especificaciones técnicas de la turbo maquinaria de la casa de máquinas. d) Coordinador Obras Civiles: Ingeniero Civil con tres (3) años de experiencia en el sector. Responsable del levantamiento topográfico y determinar las obras civiles necesarias para estructurar el proyecto. e) Especialista Ambiental: Ingeniero Ambiental con tres (3) años de experiencia en el sector. Encargado de realizar los estudios y planes de manejo ambiental con conocimiento de la normatividad aplicable al sector. f) Auxiliar de Ingeniería 1: Tecnólogo o estudiante de últimos semestres de Ingeniería Eléctrica con conocimientos de regulación y control para apoyar las labores del Coordinador de Obras Eléctricas. g) Auxiliar de Ingeniería 2: Tecnólogo o Estudiante de últimos semestres de Ingeniería Civil con conocimientos en recursos hídricos para apoyar las labores del Coordinador de Obras Civiles. h) Auxiliar de Ingeniería 3: Tecnólogo o Estudiante de últimos semestres de Ingeniería Industrial con conocimientos en estructuración de procesos y perfiles como apoyo Coordinador Administrativo-Financiero.
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Figura 41. Organigrama para el diseño
Director de Proyecto
Coordinador Especialista Coordinador Coordinador Ambiental Administrativo Obras Obras Civiles Eléctricas Financiero
Auxiliar de Auxiliar de Auxiliar de Ingeniería 3 Ingeniería 1 Ingenieria 2
Fuente: Autor
Para la fase de construcción se requieren los siguientes perfiles (ver Figura 42) para conformar el grupo de trabajo (IPSE, 2001).
a) Director de Proyecto: Ingeniero Eléctrico o Civil con posgrado y diez (10) años de experiencia en el sector. Responsable de todas las actividades necesarias para la ejecución del proyecto. b) Asistente: Tecnólogo en carreras administrativas con cinco (5) años de experiencia. Será la persona encargada de apoyar las tareas administrativas del Director de Proyecto. c) Coordinador de Obras Eléctricas: Ingeniero Electricista con cinco años (5) años de experiencia en el sector. Encargado del montaje de la subestación eléctrica en la casa de máquinas y la infraestructura eléctrica correspondiente. d) Ingeniero de Apoyo 1: Ingeniero mecánico o electromecánico con tres (3) años de experiencia en el sector. Responsable del montaje de los equipos electromecánicos en la casa de máquinas. e) Coordinador Obras Civiles: Ingeniero Civil con cinco (5) años de experiencia en el sector. Responsable de la construcción de las obras civiles necesarias para el proyecto.
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f) Especialista Ambiental: Ingeniero Ambiental con cinco (5) años de experiencia en el sector. Encargado de implementar los planes de manejo ambiental. g) Ingeniero de Apoyo 2: Ingeniero Civil con dos (2) años de experiencia en el sector. Apoyará las labores del Coordinador de Obras Civiles.
Figura 42. Organigrama de la etapa de construcción
Director de Proyecto
Asistente
Coordinador Coordinador Especialissta Obras Eléctricas Obras Civiles Ambiental
Ingeniero de Ingeniero de Apoyo 1 Apoyo 2
Fuente: Autor
Finalmente, para la etapa de operación se proponen los siguientes perfiles (ver Figura 43) junto con el organigrama (Morales Rodriguez & Castaño Gamboa, 2017).
a) Gerente de Planta: Ingeniero Civil, Mecánico o Electricista con tres (3) años de experiencia en el sector. Responsable de todas las actividades de administración, mantenimiento y operación de la mini central. Tiempo de dedicación: 3 días a la semana. b) Operador de Planta: Técnico en electricidad, electromecánica o mecánica con (2) años de experiencia en el sector. Encargado de supervisar la operación y realizar el mantenimiento a todo el equipo electromecánico de la mini central. Tiempo de dedicación: 6 días a la semana.
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Figura 43. Organigrama para la operación de la Mini Central
Junta Administrativa
Gerente de Planta
Operario de Planta
Fuente: Autor
5.2 ESTUDIO AMBIENTAL
5.2.1 Impacto Ambiental
A continuación se indican los posibles impactos ambientales tanto negativos como positivos por el desarrollo del proyecto (Morales Rodriguez & Castaño Gamboa, 2017).
Impactos Negativos Los posibles impactos negativos pueden identificarse como:
Suelo Ocupación invasiva de terrenos por construcciones y vías. Erosión del suelo debido al movimiento de tierra durante la construcción.
Vegetación Pérdida de la cobertura vegetal en el área ocupada por las construcciones. Cambio en la estructura vegetal ribereña.
Paisaje Cambio negativo del paisaje: Repoblar taludes y terraplenes.
Medio Social Invasión de sistemas agropecuarios.
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Fauna Disminución de la población piscícola. Disminución de animales terrestres. Mortandad de aves silvestres por electrocución con línea de transmisión. Alejamiento de especies sensibles a los ruidos ocasionados por la turbina y generador.
Sistema Acuático Alteración del caudal del río Deposición de materiales que se desplazan en suspensión (aguas arriba), aumento de la capacidad erosiva (aguas abajo), alteración del microclima en el área adyacente al agua embalsada. Vertidos de sólidos accidentalmente durante la construcción y desarrollo de algas en el embalse.
Impactos Positivos Los posibles aspectos positivos del proyecto pueden identificarse como:
El agua del río no se consume, ya que después de pasar por las turbinas se restituye al río. Disminución de la dependencia del sector externo en cuanto al consumo de combustibles hidrocarburíferos refinados como el diesel para la generación de electricidad. Generación local, evitando costos muy grandes de transmisión eléctrica. Se trata de energía limpia, sin residuos contaminantes. Amigable con el medio ambiente, ya que muchos de los impactos negativos pueden evitarse o mitigarse y los impactos positivos son importantes. Es completamente renovable gracias al ciclo hidrológico del agua, ya que se trata de un recurso inagotable.
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5.2.2 Normograma Ambiental
En la Tabla 25 se muestran las leyes aplicables en el ámbito ambiental y social en el presente proyecto (CREG, 2008). Estas legislaciones hacen referencia a las licencias ambientales, al uso del agua, del aire, y lo referente a posibles consultas populares que deban ser atendidas. Esto con el fin de establecer un marco normativo que oriente las actividades desarrolladas durante el proyecto (Iglesias Carvajal, 2011).
Tabla 25. Normograma Ambiental
N° de Fecha de Título de la Ente que Aspecto observaciones norma expedición norma expide Capítulo 3: De Establece principios y valores, así Constitución los derechos Social - como derechos y deberes del Capítulo 3 13/06/1991 Política de colectivos y del Ambiental Estado y de los particulares en Colombia ambiente relación con el medio ambiente Reglamenta el Título VIII de la Ley Ley 99 de 1993 Congreso de Ley 99 22/12/1993 Ambiental 99 de 1993, sobre licencias Nivel Nacional Colombia ambientales Por la cual se dictan normas sobre obras públicas de generación eléctrica y acueductos, sistemas Congreso de Ley 56 5/10/1981 Ley 56 de 1981 Ambiental de regadío y otras y se regulan las Colombia expropiaciones y servidumbres de los bienes afectados por tales obras Por la cual se crean el Fondo Nacional de Regalías, la Comisión Nacional de Regalías, se regula el Ley 141 de derecho del Estado a percibir Congreso de Social - Ley 141 28/06/1994 1994 Nivel regalías por la explotación de Colombia Ambiental Nacional recursos naturales no renovables, se establecen las reglas para su liquidación y distribución y se dictan otras disposiciones. Por la cual se acogen los términos de referencia para la elaboración Ministerio de del Estudio de Impacto Ambiental Resolución Resolución Ambiental 30/06/2006 Medio para la construcción y operación 1280 1280 de 2006 - Eléctrico Ambiente de centrales hidroeléctricas generadoras y se adoptan otras determinaciones Ministerio de Por el cual se reglamenta el Titulo Decreto Decreto 2041 Ambiente y 15/10/2014 Ambiental VIII de la Ley 99 de 1993 sobre 2041 de 2014 Desarrollo licencias ambientales Sostenible
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Por el cual se reglamenta parcialmente el Código de Minas. Artículo 6o. No se podrá otorgar Presidencia Decreto Decreto 136 de licencia de exploración para 15/01/1990 de la Ambiental 136 1990 proyectos de pequeña minería en República aluviones de los ríos, de su margen, o de las islas ubicadas en sus márgenes. Por el cual se reglamenta la consulta previa con las Decreto Decreto 1320 Ministerio del Social - 13/07/1998 comunidades indígenas y negras 1320 de 1998 Interior Ambiental para la explotación de los recursos naturales dentro de su territorio. Por el cual se reglamentan, parcialmente, la Ley 23 de 1973, los artículos 33, 73, 74, 75 y 76 del Decreto - Ley 2811 de 1974; los Ministerio del Decreto Decreto 948 de artículos 41, 42, 43, 44, 45, 48 y 49 5/06/1995 Medio Ambiental 948 1995 de la Ley 9 de 1979; y la Ley 99 de Ambiente 1993, en relación con la prevención y control de la contaminación atmosférica y la protección de la calidad del aire. Por el cual se reglamenta la Parte III del Libro II del Decreto - Ley 2811 de 1974: "De las aguas no Decreto Decreto 1541 Ministerio de Ambiental 26/07/1978 marítimas" y parcialmente la Ley 1541 de 1978 Agricultura - Eléctrico 23 de 1973. En ella se reglamenta el uso del agua para fines energéticos Decreto 2811 de 1974 o Por el cual se dicta el Código Presidencia Decreto Código Nacional de Recursos Naturales 18/12/1974 de la Ambiental 2811 Nacional de Renovables y de Protección al República Recursos Medio Ambiente Naturales Reglamenta parcialmente la Ley 9 Decreto 1594 Presidencia de 1979, así como el Decreto 2811 Decreto 26/06/1984 de 1984 Nivel de la Ambiental de 1974 en cuanto a usos del agua 1594 Nacional República y residuos líquidos, actualmente vigente. Reglamenta el parágrafo del Ministerio de artículo 43 de la Ley 99 de 1993 Ambiente, relativo a la inversión forzosa del Decreto Decreto 1900 12/06/1996 Vivienda y Ambiental 1% para la recuperación, 1900 de 2006 Desarrollo conservación, preservación y Social vigilancia de las cuencas hidrográficas Reglamenta el Decreto - Ley 2811 Decreto Decreto 1541 Ministerio de de 1974 y parcialmente la Ley 23 26/07/1978 Ambiental 1541 de 1978 Agricultura de 1973 en relación con las aguas no marítimas
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Reglamenta las tasas retributivas Decreto 3100 Presidencia por la utilización directa del agua Decreto 30/10/2003 de 2003 Nivel de la Ambiental como receptor de los vertimientos 3100 Nacional República puntuales y se toman otras determinaciones. Reglamenta el Decreto Ley 2811 Decreto 1729 Presidencia de 1974 sobre cuencas Decreto 6/08/2002 de 2002 Nivel de la Ambiental hidrográficas, parcialmente el 1729 Nacional República numeral 12 del Artículo 5° de la Ley 99 de 1993 Por la cual se desarrolla el artículo transitorio 55 de la Constitución Política con el objeto reconocer a Ley 70 de 1993 Congreso de Ley 70 27/08/1993 Social las comunidades negras que han Nivel Nacional Colombia venido ocupando tierras baldías en la zonas rurales ribereñas de los ríos de la Cuenca del Pacífico Modifica la Ley 9ª de 1989, y la Ley Ley 388 de Congreso de 3ª de 1991 y se dictan otras Ley 388 18/07/1997 1997 Nivel Social Colombia disposiciones acerca de Nacional ordenamiento territorial Por la cual se establece el Ministerio de procedimiento y requisitos para la Resolución Resolución Ambiente y expedición de la certificación del 25/08/2016 Ambiental N° 1283 1283 de 2016 Desarrollo beneficio ambiental para obtener Sostenible los beneficios tributarios de la Ley 1715 de 2014 Mediante la cual se fomenta el uso racional y eficiente de la energía, Ley 697 de Congreso de Ambiental Ley 697 3/10/2001 se promueve la utilización de 2001 Colombia - Eléctrico energías alternativas y se dictan otras disposiciones.
Mediante la cual se fomenta el uso Decreto 3683 Presidencia racional y eficiente de la energía, Decreto Ambiental 19/12/2003 de 2003 Nivel de la se promueve la utilización de 3683 - Eléctrico Nacional República energías alternativas y se dictan otras disposiciones.
Fuente: CREG, Iglesias C., S., Morales R., V. & Castaño G., N
5.3 ESTUDIO LEGAL
La estructura legal del sector eléctrico en Colombia está compuesta por diversas entidades gubernamentales que se encargan de legislar, regular, controlar y supervisas todas las actividades del sector. En la Figura 44 se visualiza la estructura jerárquica estatal (CREG, 2018).
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Figura 44. Estructura normativa del sector eléctrico en Colombia
Fuente: CREG
En cuanto a la estructura organizacional del Ministerio de Minas y Energía, está constituido por las entidades adscritas y vinculadas al ministerio (SIEL, 2018) (Ver Figura 45).
Figura 45. Organigrama del sector eléctrico en Colombia
Fuente: SIEL
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5.3.1 Normograma Legal
Tabla 26. Normograma Legal
N° de Fecha de Título de la Ente que Aspecto observaciones norma expedición norma expide Ley 142 de Congreso de Social - Del régimen de los servicios públicos Ley 142 11/07/1994 1994 Colombia Eléctrico domiciliarios.
Régimen para la generación, Ley 143 de Congreso de interconexión, transmisión, distribución y Ley 143 11/07/1994 1994 o Ley Eléctrico Colombia comercialización de Eléctrica electricidad en el territorio nacional.
Por la cual se acogen los términos de referencia para la elaboración del Estudio Ministerio de Resolución Resolución Ambiental de Impacto Ambiental para la construcción 30/06/2006 Medio 1280 1280 de 2006 - Eléctrico y operación de centrales hidroeléctricas Ambiente generadoras y se adoptan otras determinaciones Por el cual se reglamenta la Parte III del Libro II del Decreto - Ley 2811 de 1974: Decreto Decreto 1541 Ministerio de Ambiental "De las aguas no marítimas" y 26/07/1978 1541 de 1978 Agricultura - Eléctrico parcialmente la Ley 23 de 1973. En ella se reglamenta el uso del agua para fines energéticos Por medio de la cual se regula la Ley 1715 de Congreso de integración de las energías renovables no Ley 1715 13/05/2014 Eléctrico 2014 Colombia convencionales al sistema energético nacional. Mediante la cual se fomenta el uso racional Ley 697 de Congreso de Ambiental y eficiente de la energía, se promueve la Ley 697 3/10/2001 2001 Colombia - Eléctrico utilización de energías alternativas y se dictan otras disposiciones.
Mediante la cual se fomenta el uso racional Decreto 3683 Presidencia Decreto Ambiental y eficiente de la energía, se promueve la 19/12/2003 de 2003 Nivel de la 3683 - Eléctrico utilización de energías alternativas y se Nacional República dictan otras disposiciones.
Resolución Comisión de Por la cual se establece el Código de CREG 025 de Resolución Regulación Redes como parte del Reglamento de 13/07/1995 1995 o Eléctrico 025 de Energía y Operación del Sistema Interconectado Código de Gas CREG Nacional Redes
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Comisión de Por la cual se determinan los requisitos y Resolución Resolución Regulación condiciones técnicas que deben cumplir 1/02/2010 CREG 005 de Eléctrico 005 de Energía y los procesos de cogeneración y se regula 2010 Gas CREG esta actividad. Comisión de Por la cual se dictan normas con el fin de Resolución Resolución Regulación promover la libre competencia en las 27/02/1996 CREG 020 de Eléctrico 020 de Energía y compras de energía eléctrica en el 1996 Gas CREG mercado mayorista Comisión de Por la cual se reglamenta la actividad de Resolución Resolución Regulación generación con plantas menores de 20 15/10/1996 CREG 086 de Eléctrico 086 de Energía y MW que se encuentra conectado al 1996 Gas CREG Sistema Interconectado Nacional (SIN). Comisión de Resolución Por la cual se reglamenta la Resolución Regulación 13/03/2015 CREG 024 de Eléctrico autogeneración a gran escala en el SIN. 024 de Energía y 2015 (Plantas mayores a 1 MW). Gas CREG Comisión de Se paga el respaldo en el nivel de tensión Resolución Resolución Regulación en el que se encuentre conectado. El auto 25/02/2016 CREG 024 de Eléctrico 024 de Energía y generador debe estar representado por un 2016 Gas CREG comercializador. Unidad de Resolución Resolución Planeación Definió límite autogeneración pequeña 5/06/2015 UPME 281 de Eléctrico 281 Minero escala: 1MW. 2015 Energética Por la cual se adopta el Reglamento de la Subasta de Sobre Cerrado para Comisión de participantes con Plantas y/o Unidades de Resolución Resolución Regulación Generación con Períodos de Construcción 10/04/2008 CREG 040 de Eléctrico 040 de Energía y Superiores al Período de Planeación de la 2008 Gas CREG subasta del Cargo por Confiabilidad (GPPS) y se modifica el Anexo 11 de la Resolución CREG-071 de 2006. Comisión de Resolución Resolución Regulación Expansión en Generación de Energía 22/10/2014 CREG 07 de Eléctrico 077 de Energía y Eléctrica y Cargo por Confiabilidad (CxC) 2014 Gas CREG Comisión de Resolución Reglas del CxC para incentivar el concurso Resolución Regulación 3/03/2015 CREG 019 de Eléctrico de plantas que presten confiabilidad a bajo 019 de Energía y 2015 costo variable. Gas CREG Comisión de Por la cual se regulan las actividades de Resolución Resolución Regulación autogeneración a pequeña escala y de 26/02/2018 CREG 030 de Eléctrico 030 de Energía y generación distribuida en el Sistema 2018 Gas CREG Interconectado Nacional Fuente: CREG, Iglesias C., S., Morales R., V. & Castaño G., N
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6. ESTUDIO FINANCIERO
6.1 PRESUPUESTO DE ESTUDIOS (DISEÑO), MAQUINARIA Y EQUIPO
Para el diseño de la mini central hidroeléctrica, se estructura el presupuesto de acuerdo a las actividades descritas en el apartado 4.3.7., resumidas en la Tabla 27:
Tabla 27. Resumen Actividades de Diseño
Duración N° Actividad Predecesora [Semanas] 1 Recopilación de información en BD y SIG 0,2 2 Levantamiento de Información en Terreno 0,6 1 3 Análisis de Estudios y Resultados Levantamientos 0,2 2 4 Elaboración Estudio Cartográfico 0,5 3 5 Elaboración Estudio Geotécnico 0,5 3 6 Elaboración Estudio Hidrológico 0,5 3 7 Determinación Caudal Diseño y Caída Hidráulica 0,5 6 8 Especificación Turbo maquinaria 1 7 9 Especificación Componentes Eléctricos 0,6 8 10 Especificación Punto de conexión al SIN 0,4 9 11 Cálculo de Pérdidas Hidráulicas 0,7 4 12 Cálculo de Obras Civiles Complementarias 0,7 5 13 Dimensionamiento Casa de Máquinas 0,6 12 14 Elaboración Estudio Ambiental 1,5 3 15 Elaboración Planes de Manejo Ambiental 1,5 14 16 Elaboración Estudio Legal 1 14,23 17 Determinación Contratos 1 20,21 18 Elaboración Organigramas de Construcción y Operación 1 17 19 Determinación Perfiles de Construcción y Operación 1 18 20 Elaboración Presupuestos 2 8,13 21 Elaboración Cronograma de Construcción 2 20 22 Elaboración Documento Final 2 20,21 23 Dirección y supervisión 5 24 Cierre del Proyecto 1 22 Fuente: Autor
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De acuerdo a la Tabla 27, se identifica la dedicación horaria por cada profesional, como se muestra en la Tabla 58:
Tabla 28. Dedicación Horaria por actividad y profesional
Dedicación Recurso Humano (Horas) N° Director Ing. Tecnol. Tecnol. Ing. Tecnol. Ing. Actividad Ing. Civil de Elec Elec Civil Industrial Industrial Ambiental Proyecto 1 9,6 9,6 9,6 9,6 9,6 2 28,8 28,8 28,8 28,8 28,8 3 9,6 9,6 9,6 9,6 9,6 4 24,0 24,0 5 24,0 24,0 6 24,0 24,0 7 24,0 24,0 8 48,0 48,0 9 28,8 28,8 10 19,2 19,2 11 33,6 33,6 12 33,6 33,6 13 28,8 28,8 14 72,0 15 72,0 16 48,0 17 48,0 18 48,0 48,0 19 48,0 48,0 20 96,0 96,0 21 96,0 96,0 22 96,0 23 240,0 24 48,0 Total Dedicación Horaria 192,0 192,0 192,0 192,0 288,0 288,0 192,0 480,0 Fuente: Autor
En la Tabla 29 se relacionan los costos del personal por hora:
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Tabla 29. Costos por hora de profesional
Total Total Costo Rubro Costo Unitario Unidad Horas Profesional Hora Ing. Eléctrico $ 22.000 $/H 192,0 $ 4.224.000,0 Hora Tecnólogo Eléctrico $ 10.000 $/H 192,0 $ 1.920.000,0 Hora Ing. Industrial $ 22.000 $/H 288,0 $ 6.336.000,0 Hora Tecnólogo Industrial $ 10.000 $/H 288,0 $ 2.880.000,0 Hora Ing. Civil $ 22.000 $/H 192,0 $ 4.224.000,0 Hora Tecnólogo Civil $ 10.000 $/H 192,0 $ 1.920.000,0 Hora Ing. Ambiental $ 22.000 $/H 192,0 $ 4.224.000,0 Hora Director de Proyecto $ 32.000 $/H 480,0 $ 15.360.000,0 Fuente: Autor
Teniendo en cuenta el costo del personal para el diseño de la mini central hidroeléctrica, este valor se suma a los costos asociados a arriendos y servicios, equipos de oficina y papelería, alquiler de equipos de medición y viáticos para las inspecciones en campo, por lo que finalmente se obtiene un costo total del diseño de $53´488.000 (ver Tabla 30), el cual hace parte de los costos de inversión en el ítem de estudios.
Tabla 30. Costos de Diseño
Rubro Costo Total Costo Personal $ 41.088.000 Equipos de oficina $ 5.000.000 Arriendos $ 2.400.000 Servicios $ 1.000.000 Alquiler Equipos de Medida $ 1.000.000 Papelería $ 1.000.000 Viáticos $ 2.000.000 Total Costos Diseño $ 53.488.000 Fuente: Autor
Los equipos esenciales de la mini central hidroeléctrica son la turbina hidráulica Michell- Banki y el generador síncrono, los cuales se detallan en la Tabla 30, con el fin de determinar los costos referentes a estos equipos. Estos costos se incluyen dentro de los costos de inversión en el ítem de Maquinaria y Equipos.
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Tabla 31. Especificaciones del generador y la turbina
Generador Síncrono N° de Polos 4 Frecuencia 60Hz Velocidad 1800rpm Potencia 120kW Turbina Michell Banki Caudal 60 a 1500 l/s Altura 35 a 320m Modelo R389 Fabricante Turbinas 3HC Precio USD 75000 Tablero de Control Componentes Adicionales Regulador de velocidad Sistema de Transmisión Fuente: Catálogo Turbinas 3HC
6.2 COSTOS DE INVERSIÓN Y AO&M
Para calcular los costos de inversión y AO&M (Administración, Operación y Mantenimiento) se utilizó el aplicativo web de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) llamado GeoLCOE, diseñado para calcular los costos nivelados de generación de electricidad. La dirección web de este aplicativo es http://www.geolcoe.siel.gov.co/ y es de uso gratuito.
Dentro de las bondades de este aplicativo se encuentran los modelamientos de diferentes tipos de tecnologías para generación de energía eléctrica (renovables y no renovables) y la localización aproximada del proyecto a través del visor geoespacial, lo que permite incluir más variables en los cálculos, almacenadas por defecto en el aplicativo.
De igual forma, este aplicativo permite evaluar modelos flexibles y paramétricos, los primeros solicitan una información básica y los segundos son modelos más complejos, cuyos resultados se basan en valores de variables ingresadas por el usuario. El modelo permite la modificación de la mayoría de estos valores para obtener resultados más precisos. Las unidades de los resultados son en USD/kW, esto quiere decir que los costos totales se obtienen al multiplicar estos valores por la potencia total del proyecto.
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Para el caso del proyecto, se seleccionó el modelo paramétrico para una mini central, donde se ingresaron los datos generales del proyecto, como ubicación, caudal, caída hidráulica y potencia instalada, esenciales para la descripción técnica del proyecto. En la Figura 44 se muestran los datos ingresados en el aplicativo.
Figura 46. Información General GeoLCOE
Fuente: GeoLCOE
Otros valores solicitados por el aplicativo son el Salario Mínimo Mensual Legal Vigente ($781.242 COP), la Tasa Representativa del Mercado TRM ($3.153,29 COP), el IVA (19%) y el impuesto a la renta (33%).
Dentro del análisis para los costos de inversión, se incluyó el presupuesto del diseño (estudios) con un valor de $120.208 USD/kW y los costos de la turbo maquinaria con un valor de $625 USD7kW. De igual forma se incluyó el valor de los salarios del Gerente de Planta y Operario de Planta, para los costos de operación, con asignación salarial de 4 y 2 SMMLV respectivamente.
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Una vez ingresadas estas y otras variables del proyecto en los diferentes módulos, se exportan los resultados a un archivo plano, los cuales se muestran en la Tabla 32:
Tabla 32. Resultados modelo mini central GeoLCOE
Descripción Valor Unidad Código 7553 Identificador Centro poblado EL BOQUERON Lugar Municipio LENGUAZAQUE Lugar Capacidad del proyecto 140 kW Caudal de diseño 0,2 m3/s Caída 90 m WACC 8,124359915 % Factor de Planta 34,67483963 % Energía Anual 425,2522332 MWh Viviendas Abastecidas 393 Usuarios Obras Civiles 342,7397376 US$/kW Equipos Electromecánicos 795,1256513 US$/kW Equipos Eléctricos 147,6232981 US$/kW Costos Suaves 306,5160237 US$/kW RSI Preoperativa 0 US$/kW Costos de Inversión Total 1592004,711 USD/MW Costos Fijos Anuales 154556,9183 US$/MW-año Costos Ocasionales 0 US$/MW Costos Variables 0 US$/kWh LCOE de la Inversión 60,51944071 USD/MWh LCOE de los Combustibles 0 USD/MWh LCOE de las Externalidades 0 USD/MWh LCOE de los O&M Fijos 59,31259319 USD/MWh LCOE de los O&M Variables 0 USD/MWh LCOE Total 119,8320339 USD/MWh Fuente: GeoLCOE
Los costos totales desglosados se muestran en la Tabla 33, los cuales se incluirán en la elaboración del Flujo de Caja para obtener los indicadores de rentabilidad de la mini central hidroeléctrica. El análisis de estos indicadores permitirá identificar la viabilidad financiera del proyecto para la toma de decisiones.
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Tabla 33. Costos Totales de Inversión, Administración, Operación y Mantenimiento
Costo Costos Rubro Costo COP/kW Costo Total COP USD/kW Costos Estudios $ 108,29 $ 342.375,08 $ 41.085.009,42 Preliminares Estructura $ 26,42 $ 83.530,79 $ 10.023.695,16 Bocatoma Canal de conducción al $ 19,35 $ 61.177,93 $ 7.341.351,30 desarenador Estructura Obras Civiles $ 30,62 $ 96.809,72 $ 11.617.166,76 Desarenador Cámara Hidráulica $ 8,10 $ 25.609,37 $ 3.073.123,80 Tubería de $ 90,87 $ 287.299,14 $ 34.475.896,26 conducción Casa de Máquinas $ 59,08 $ 186.790,28 $ 22.414.833,84 Subestación $ 101,76 $ 321.729,50 $ 38.607.540,48 Obras Red Eléctrica de Eléctricas $ 45,87 $ 145.024,89 $ 17.402.986,26 Conexión Maquinaria y Costos del equipo $ 795,13 $ 2.513.922,76 $ 301.670.731,74 Equipo electromecánico Capital de Costos Indirectos $ 295,02 $ 932.749,98 $ 111.929.997,96 Trabajo Seguros $ 11,50 $ 36.358,98 $ 4.363.077,00 Costo Total de Inversión $ 1.592,01 $ 5.033.378,42 $ 604.005.409,98 Gastos Anuales Administración $ 78,87 $ 249.359,34 $ 24.935.933,55 Administración Costos Anuales Operación $ 54,35 $ 171.835,68 $ 17.183.567,75 Operación Mantenimiento $ 21,34 $ 67.469,61 $ 6.746.961,10 Costos Anuales Seguros Mantenimiento $ 7,96 $ 25.166,73 $ 2.516.673,40 Operativos Fuente: GeoLCOE, Autor
Se utilizó una tasa de cambio de 1USD equivalente a 3161.65 COP y se multiplicaron por 120kW para hallar los costos totales de inversión. Para los costos de Administración, Operación y Mantenimiento se utiliza un factor de 100kW, teniendo en cuenta que esta es la potencia aprobada por la resolución CREG 030 de 2018 para venta de energía al SIN y la potencia restante se destina a uso interno de la mini central hidroeléctrica.
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6.3 PUNTO DE EQUILIBRIO
Para obtener el punto de equilibrio se utilizará la siguiente ecuación:
퐶퐹푇 푃퐸(푄) = (5) 푃푈 − 퐶푉푈
Los Costos Fijos Totales (CFT) correspondientes a AO&M, que suministra el aplicativo GeoLCOE, son costos anuales, por lo que es necesario obtener la energía total anual suministrada por la mini central para comparar este valor con la cantidad de energía a generar para alcanzar el punto de equilibrio. Para un proyecto de generación de este tipo no existen costos variables asociados, puesto que los costos generados por el proyecto no dependen de la cantidad de energía que se genere, es decir, los costos permanecerán así la mini central hidroeléctrica genere energía a plena carga o no genere nada.
Si la mini central hidroeléctrica suministra energía las 24 horas del día, los 365 días del año, es decir, trabaja con la máxima capacidad instalada, se están generando 876000kWh al año. Los costos anuales de AO&M, es decir, los costos fijos totales equivalen a $51’383.135,8 COP y el precio unitario por la venta de 1kWh es de $ 186.05 COP. Al sustituir estos valores en la ecuación (5) se obtiene:
$51383135,8 ( ) 푃퐸 푘푊ℎ = $186.05 = 276179푘푊ℎ 푘푊ℎ
Es decir, que el punto de equilibrio se alcanza al generar anualmente 276179 kWh y se cubrirían los costos ampliamente, si se generan los 876000kWh.
De acuerdo a la regulación actual en Colombia (Ley 99 de 1993, Art. 45), las empresas generadoras de energía eléctrica cuya capacidad total instalada sea superior a 10MW deben pagar un porcentaje de la venta bruta de energía a las corporaciones autónomas regionales (CAR) y al municipio donde se encuentre el proyecto, por concepto de transferencia de energía, o lo que equivale a una tasa de utilización del agua, que podría asumirse como un costo variable por el aprovechamiento del recurso hídrico. La capacidad del proyecto es de 0.12MW por lo que no aplica este pago.
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6.4 FLUJO DE CAJA
Para la elaboración del flujo de caja se tienen en cuenta las siguientes consideraciones:
Se realiza el flujo de caja con precios constantes. Se financiará el 40% de los costos totales de inversión del proyecto con una tasa de interés de crédito del 13.69% efectivo anual para un crédito de libre consumo mayor de 1825 días (5 años) (SuperFinanciera de Colombia, 2018). El pago de la financiación se realizará a lo largo de la vida útil de la mini central, es decir, 30 años. Los ingresos operacionales equivalen a la venta de energía a plena carga durante todo el año. Puesto que la capacidad total instalada está limitada actualmente por la resolución CREG 038 para venta de energía, los ingresos se mantienen durante la vida útil del proyecto. El impuesto a la renta es de 33% de la Utilidad Antes de Impuestos (UAI). Los costos de depreciación se obtienen al distribuir el costo total de maquinaria durante la vida útil del proyecto. Los gastos diferidos se obtienen al distribuir los costos preliminares durante la vida útil del proyecto. Se asigna un valor de salvamento del 10% del costo total de maquinaria y equipos. Se calcula una Tasa Interna de Oportunidad (TIO) de 11.48%, teniendo en cuenta una tasa de riesgo del 10%, la distribución del capital de inversión (60% capital propio y 40% capital financiado) y la tasa de interés de financiamiento. El período 0 equivale al período donde se realizan los estudios preliminares y se realiza la instalación de la mini central hidroeléctrica, por lo que en este periodo no hay ingresos operacionales.
El flujo de caja y la tabla de amortización, con las consideraciones mencionadas, se encuentra al final del documento como Anexo. Con base en los resultados del Flujo de Caja Libre del proyecto, se obtiene el Flujo de Caja Descontado, con objeto de realizar los cálculos de rentabilidad del proyecto como Tasa Interna de Retorno (TIR), Valor Presente Neto (VPN), Relación Beneficio-Costo (B/C) y Costo Anual Uniforme Equivalente (CAUE).
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6.5 INDICADORES DE RENTABILIDAD
Al realizar el flujo de caja con las consideraciones iniciales, se obtienen los valores para los indicadores financieros en la Tabla 34. Para cada uno de los indicadores financieros, se realizará un breve análisis y posteriormente se evaluarán bajo diferentes escenarios.
Tabla 34. Indicadores de rentabilidad
TIO 11,48% VPN $ 102.965.708 TIR 15,07% B/C 1,001000511 CAUE -$ 164.897.816,06 Fuente: Autor
Análisis TIO El valor de la TIO es un valor bajo, por lo que el proyecto puede parecer poco atractivo económicamente, sin embargo, los beneficios a nivel ambiental, social, energético, se configuran como un valor agregado que puede impulsar una Alianza Público Privada (APP). Un valor mayor de esta tasa de oportunidad implicaría una reducción de la TIR, sin embargo, la TIO se ve influenciada por la Tasa de Interés Bancario, la cual se escogió como un valor promedio en el presente año (Banco de Occidente).
Análisis VPN El VPN, con la TIO calculada anteriormente, da como resultado un valor positivo, en donde se suman todos los valores del Flujo de Caja Libre en periodo 0 o en periodo presente. Esto indica que, a pesar de la alta inversión inicial, la inversión se recupera durante la vida útil de la mini central. Un valor de VPN positivo sugiere que el proyecto es rentable.
Análisis TIR El valor de TIR, calculado con los Flujos de Caja Libre de cada período, es valor mayor que la TIO, lo cual implica que el proyecto generaría una rentabilidad superior a la esperada por los inversionistas. Por lo tanto, el costo de oportunidad de un inversionista es menor si decide invertir en el proyecto. El valor de TIR junto con el VPN muestran, por ahora, que el proyecto es viable desde el punto de vista financiero.
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Análisis Relación B/C El valor de la relación B/C es un valor mayor a 1, lo que sugiere que la proporción de beneficio económico del proyecto es mayor que sus costos. Sin embargo, a diferencia de los anteriores indicadores, el valor de B/C tan cercano a 1 implica también que los beneficios del proyecto son equiparables a los costos del mismo, es decir, no habría un margen de ganancia significativa. Pese a ello, este indicador junto con los indicadores de TIR y VPN bajo las condiciones expuestas inicialmente, sugieren que el proyecto es viable financieramente.
Análisis CAUE El valor del CAUE es un valor del costo total del proyecto, asociado a los egresos operacionales y costo de inversión, distribuido de manera uniforme como una serie de anualidades o pagos durante la vida útil del proyecto. Se realizará la comparación de estos indicadores bajo diferentes escenarios.
6.6 ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD
6.6.1 Escenario 1: Cambio de precios de venta de energía
El precio de la energía puede sufrir alteraciones, tanto por la escasez de oferta energética como por la abundancia de la misma. Bajo este panorama, se evalúan los indicadores de rentabilidad para un 80% y un 120% del precio de venta establecido (Ver Tabla 35), y se comparará con el escenario realista (100%).
Tabla 35. Sensibilidad respecto al precio de venta de energía
Indicador 80% 100% 120% TIO 11,48% 11,48% 11,48% VPN -$ 80.026.841 $ 102.965.708 $ 285.958.258 TIR 8,57% 15,07% 21,25% B/C 0,880311199 1,001000511 1,108860271 CAUE -$ 164.897.816,06 -$ 164.897.816,06 -$ 164.897.816,06 Fuente: Autor
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Se evidencia que la viabilidad financiera del proyecto guarda estrecha relación con el precio de venta de la energía, por lo tanto, es necesario tener presente que los ingresos operacionales dependen de este valor y en ese sentido, se debe buscar el mayor precio de venta posible, lo que implicaría la permanente verificación con otros comercializadores.
6.6.2 Escenario 2: Cambio de venta total de energía
Es prudente contemplar un escenario donde se puedan presentar salidas temporales de la mini central hidroeléctrica por mantenimiento, lo que implica una reducción de la venta total de energía. En caso contrario se puede presentar la opción de venta de excedente de energía, teniendo en cuenta que la capacidad total es de 120kW, por lo que la capacidad adicional puede venderse tanto al SIN, en caso de una modificación positiva de la reglamentación actual, como a otro tipo de usuarios. Se contemplan variaciones del 80% y 120% del total de la venta de energía (ver Tabla 36).
Tabla 36. Sensibilidad respecto a la cantidad de energía vendida
Indicador 80% 100% 120% TIO 11,48% 11,48% 11,48% VPN -$ 80.026.841 $ 102.965.708 $ 285.958.258 TIR 8,57% 15,07% 21,25% B/C 0,880311199 1,001000511 1,108860271 CAUE -$ 164.897.816,06 -$ 164.897.816,06 -$ 164.897.816,06 Fuente: Autor
De nuevo, la sensibilidad del proyecto es considerable respecto a la cantidad de energía vendida, por tal razón es necesario el suministro continuo de energía y reducir al mínimo las interrupciones del servicio por mantenimiento.
6.6.3 Escenario 3: Cambio en la tasa de interés bancario
En este escenario, se evalúa la incidencia de una tasa de interés bancario mayor y menor a la tasa seleccionada (13,69%) con objeto de financiar el 40% de la inversión. Para tal efecto, se selecciona una tasa de interés del 11.56% y una tasa del 15.48% para analizar los efectos de la selección de las tasas para el financiamiento del proyecto (Ver Tabla 37).
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Tabla 37. Sensibilidad respecto a la tasa de interés bancario
Indicador 11,56% 13.69% 15.48% TIO 10,62% 11,48% 12,19% VPN $ 162.986.886 $ 102.965.708 $ 57.317.527 TIR 15,94% 15,07% 14,30% B/C 1,032503628 1,001000511 0,975816988 CAUE -$ 154.728.707,18 -$ 164.897.816,06 -$ 173.512.969,66 Fuente: Autor
Bajo este panorama, se observa una sensibilidad moderada del proyecto, siempre y cuando la TIO esté relacionada con la tasa de interés bancario. En este escenario, a diferencia de los anteriores, se observa una variación del CAUE, lo que implica que este valor guarda relación con la tasa de interés bancario, debido a la variación de la TIO y los costos financieros.
6.6.4 Escenario 4: Cambio en el porcentaje de financiamiento
Como último escenario, se puede evaluar el cambio en el financiamiento del proyecto, con valores de 20% y 60%, en comparación con el 40% inicial (ver Tabla 38).
Tabla 38. Sensibilidad respecto a los porcentajes de financiamiento
Indicador 20% 40% 60% TIO 11,48% 11,48% 11,48% VPN $ 81.339.314 $ 102.965.708 $ 124.592.103 TIR 13,61% 15,07% 17,98% B/C 0,986710389 1,001000511 1,013627998 CAUE -$ 149.559.883,79 -$ 164.897.816,06 -$ 180.235.748,34 Fuente: Autor
El proyecto presenta una alta sensibilidad al porcentaje de financiamiento, por lo que se deben evaluar las posibles formas de financiar el proyecto.
Es posible que, en un futuro, la regulación en Colombia para los pequeños generadores distribuidos impulse con mayor fuerza la implementación de proyectos de generación con fuentes renovables, incentivando a los inversionistas a estructurar proyectos de este tipo por medio de fondos de financiación o beneficios tributarios.
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7. CONCLUSIONES
Después de realizados los estudios de identificación del problema, mercado, técnico, administrativo y financiero, se puede concluir lo siguiente:
De acuerdo a la dinámica del sector eléctrico colombiano, se pueden configurar proyectos de generación de energía eléctrica para distintos usos, como lo son la autogeneración, la generación distribuida para centro de consumo cercano al proyecto y por último la venta de energía eléctrica al Sistema Interconectado Nacional. Por tal motivo es fundamental el apoyo del Estado con la legislación correspondiente para ampliar la participación de pequeños generadores y fomentar el interés del sector privado con la aplicación de diversas estrategias, como la estructuración de APP, fondos de financiación o beneficios tributarios. El recurso hídrico de la zona permite diseñar un proyecto hidroeléctrico pequeño con una potencia máxima de 461kW. Sin embargo, por la regulación actual sólo se puede realizar venta de energía si la capacidad neta instalada no supera los 100kW. Se espera que, en un futuro no muy lejano, exista la debida argumentación técnico- económica de los entes reguladores que permitan una mayor participación de generadores distribuidos en el mercado eléctrico colombiano. Existe un impacto ambiental debido a la construcción y operación de un proyecto de estas características. Aunque la afectación es mucho menor en comparación con un megaproyecto, es necesario conocer las implicaciones a nivel ambiental y social de este tipo de obras y establecer planes de mitigación o manejo ambiental para minimizar estos impactos. Tanto por normatividad aplicable como por respeto y cuidado del medio ambiente. La normatividad legal y ambiental es amplia, pero se deben considerar todas las implicaciones de tipo jurídico, por lo tanto, es necesario conocer toda la legislación concerniente al proyecto, con el fin de evitar futuros inconvenientes de tipo legal o ambiental durante las fases de construcción y operación de la obra, las cuales pueden acarrear sanciones de toda índole.
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Existen actualmente las condiciones para generar un proyecto de generación distribuida en la zona de estudio, debido a la existencia de un mercado que demanda energía con un crecimiento constante a lo largo del tiempo. Sin embargo, al ser un sector regulado, los precios de venta de energía se ajustan a los precios promedios de la bolsa de energía, por lo que las variaciones en este pueden afectar la viabilidad financiera del proyecto. Uno de los inconvenientes de una pequeña central hidroeléctrica, son los altos costos de inversión, tanto para estudios preliminares, como para la etapa de construcción. Sin embargo, como ventaja se tiene una larga vida útil, el suministro de energía de manera permanente y una eficiencia en la conversión de energía, lo que puede ser una inversión atractiva para personas naturales y/o jurídicas. La viabilidad financiera del proyecto depende de diversas variables y siempre existirá el riesgo de generar una rentabilidad menor a la esperada, por lo tanto, es necesario tener en cuenta todas estas variables y realizar una debida planeación del proyecto, así como la mitigación de los riesgos en las etapas de construcción y operación, de manera que los imprevistos puedan ser atendidos sin alterar de manera considerable el alcance, el costo, el tiempo y la calidad del servicio ofrecido. Un ingreso opcional puede ser la venta de excedente de energía a clientes cercanos al proyecto. Sin embargo, se debe evaluar la viabilidad técnico-financiera de la instalación, operación y administración de las redes de distribución BT para poder suministrar este servicio en el sector. Debido a que la mini central hidroeléctrica está generando energía a plena carga, y esta cantidad depende tanto de la regulación actual, como las características técnicas de la central (caudal y caída hidráulica), existe un límite de generación de energía que no se puede superar. Por lo tanto, la TIO y la TIR arrojan valores bajos. Esto es, debido al pago de la cuota de financiamiento a lo largo de la vida útil y los costos de AO&M. Puesto que estos costos son fijos, es ideal que se pueda aumentar los ingresos operacionales (por aumento de precio o cantidad de energía vendida) y de esta forma disminuir el impacto de los costos fijos totales para tener un aumento en la TIO y la TIR y por supuesto la relación B/C.
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8. RECOMENDACIONES
Después de realizar los diferentes estudios que hacen parte del proyecto se formulan las siguientes recomendaciones.
La información base para la identificación del sitio de desarrollo del proyecto, parte de estudios técnicos desarrollados en el departamento de Cundinamarca por un grupo de personal especializado en diferentes áreas del conocimiento, con el fin de entregar un informe viable que incentive la generación de proyectos con base en la información descrita. Por tal motivo, es necesario que en el estudio de factibilidad participen profesionales de otras ramas de la ingeniería que permitan estructurar de mejor manera un proyecto con las características propias de una mini central hidroeléctrica. En el presente documento se realiza el estudio de mercado en base a fuentes secundarias, cuya información es recopilada y analizada por los diversos entes gubernamentales. Esto implica que existe un grupo interdisciplinario que se encarga de esta labor con el fin de emitir informes, boletines, estadísticas o indicadores de diferente naturaleza, lo cual permite inferir que el desarrollo de un estudio de mercado debe ser mucho más riguroso en el estudio de factibilidad. El estudio técnico presentado, se basa en proyectos similares en otras regiones del país e incluso en otras naciones. El estudio de factibilidad debe contar con profesionales expertos en ingeniería eléctrica y civil que contribuyan a generar una investigación con mayor profundidad y estructurar un proyecto mucho más sólido dada la complejidad de este tipo de obras. En cuanto a los aspectos legales y ambientales, es necesario realizar una investigación más exhaustiva en la etapa de factibilidad, con el fin de conocer, recopilar y argumentar toda la base legal y ambiental del proyecto para que no genere conflictos durante la etapa de construcción y operación. Se debe contar con la asesoría de profesionales expertos en estas áreas que permitan blindar el desarrollo del proyecto ante tales inconvenientes.
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En el estudio de factibilidad, el estudio financiero debe ser la recopilación de todos los demás estudios, que permitan realizar un análisis detallado de los costos de desarrollo del proyecto y los beneficios del mismo, por lo que en su estructuración deben aportar los ingenieros de otras áreas, de forma que se asegure la generación de valor para los inversionistas y se minimicen los sobrecostos. Por último, el estudio de factibilidad debe ser riguroso en todos los aspectos (técnicos, legales, financieros, ambientales, etc.) pero desde el punto de vista ingenieril, el estudio técnico debe ser la base de todo el proyecto. Esto debido a que se pueden cumplir con los requisitos y expectativas en los demás estudios, pero el análisis técnico debe ser mucho más detallado y riguroso, para así soportar cualquier decisión en conjunto con las conclusiones que aporten los demás estudios.
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Página | 116 10. ANEXOS
Periodo 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Ingresos $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Operacionales 162.979.800 162.979.800 162.979.800 162.979.800 162.979.800 162.979.800 162.979.800 162.979.800 162.979.800 162.979.800 Egresos $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Operacionales 95.883.663 95.785.129 95.673.105 95.545.745 95.400.949 95.236.330 95.049.176 94.836.400 94.594.495 94.319.473 Costos $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Operacionales 17.183.568 17.183.568 17.183.568 17.183.568 17.183.568 17.183.568 17.183.568 17.183.568 17.183.568 17.183.568 Costos $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Depreciación 10.055.691 10.055.691 10.055.691 10.055.691 10.055.691 10.055.691 10.055.691 10.055.691 10.055.691 10.055.691 Costos $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Mantenimiento 9.263.635 9.263.635 9.263.635 9.263.635 9.263.635 9.263.635 9.263.635 9.263.635 9.263.635 9.263.635 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Gastos Diferidos 1.369.500 1.369.500 1.369.500 1.369.500 1.369.500 1.369.500 1.369.500 1.369.500 1.369.500 1.369.500 Gastos $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Administración 24.935.934 24.935.934 24.935.934 24.935.934 24.935.934 24.935.934 24.935.934 24.935.934 24.935.934 24.935.934 Gastos $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Financieros 33.075.336 32.976.802 32.864.777 32.737.417 32.592.622 32.428.003 32.240.849 32.028.073 31.786.168 31.511.146 Utilidad Antes de $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Impuestos 67.096.137 67.194.671 67.306.695 67.434.055 67.578.851 67.743.470 67.930.624 68.143.400 68.385.305 68.660.327 Impuesto de $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Renta 22.141.725 22.174.242 22.211.209 22.253.238 22.301.021 22.355.345 22.417.106 22.487.322 22.567.151 22.657.908 Utilidad Después $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ de Impuestos 44.954.412 45.020.430 45.095.486 45.180.817 45.277.830 45.388.125 45.513.518 45.656.078 45.818.155 46.002.419 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Abono a la deuda 719.757 818.291 930.315 1.057.676 1.202.471 1.367.090 1.554.244 1.767.020 2.008.925 2.283.947 Costos de $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Depreciación 10.055.691 10.055.691 10.055.691 10.055.691 10.055.691 10.055.691 10.055.691 10.055.691 10.055.691 10.055.691 Valor de Salvamento $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Gastos Diferidos 1.369.500 1.369.500 1.369.500 1.369.500 1.369.500 1.369.500 1.369.500 1.369.500 1.369.500 1.369.500 Recuperación de Capital $ Estudios 41.085.009 Máquinas y $ Equipos 301.670.732 Capital de $ Trabajo 116.293.075 $ Instalación 144.956.594 Financiamiento $ (40%) 241.602.164 Total Flujo de -$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Caja 362.403.246 55.659.846 55.627.330 55.590.362 55.548.333 55.500.550 55.446.226 55.384.465 55.314.249 55.234.421 55.143.663 Total Flujo de -$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Caja descontado 362.403.246 49.929.892 44.763.647 40.128.726 35.970.421 32.239.656 28.892.408 25.889.182 23.194.553 20.776.740 18.607.235 Periodo 0 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 Ingresos $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Operacionales 162.979.800 162.979.800 162.979.800 162.979.800 162.979.800 162.979.800 162.979.800 162.979.800 162.979.800 162.979.800 Egresos $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Operacionales 94.006.801 93.651.323 93.247.181 92.787.712 92.265.342 91.671.459 90.996.273 90.228.655 89.355.950 88.363.771 Costos $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Operacionales 17.183.568 17.183.568 17.183.568 17.183.568 17.183.568 17.183.568 17.183.568 17.183.568 17.183.568 17.183.568 Costos $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Depreciación 10.055.691 10.055.691 10.055.691 10.055.691 10.055.691 10.055.691 10.055.691 10.055.691 10.055.691 10.055.691 Costos $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Mantenimiento 9.263.635 9.263.635 9.263.635 9.263.635 9.263.635 9.263.635 9.263.635 9.263.635 9.263.635 9.263.635 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Gastos Diferidos 1.369.500 1.369.500 1.369.500 1.369.500 1.369.500 1.369.500 1.369.500 1.369.500 1.369.500 1.369.500 Gastos $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Administración 24.935.934 24.935.934 24.935.934 24.935.934 24.935.934 24.935.934 24.935.934 24.935.934 24.935.934 24.935.934 Gastos $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Financieros 31.198.473 30.842.996 30.438.854 29.979.385 29.457.015 28.863.132 28.187.946 27.420.328 26.547.623 25.555.444 Utilidad Antes de $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Impuestos 68.972.999 69.328.477 69.732.619 70.192.088 70.714.458 71.308.341 71.983.527 72.751.145 73.623.850 74.616.029 Impuesto de $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Renta 22.761.090 22.878.397 23.011.764 23.163.389 23.335.771 23.531.753 23.754.564 24.007.878 24.295.871 24.623.290 Utilidad Después $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ de Impuestos 46.211.910 46.450.079 46.720.855 47.028.699 47.378.687 47.776.589 48.228.963 48.743.267 49.327.980 49.992.739 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Abono a la deuda 2.596.619 2.952.097 3.356.239 3.815.708 4.338.078 4.931.961 5.607.147 6.374.765 7.247.470 8.239.649 Costos de $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Depreciación 10.055.691 10.055.691 10.055.691 10.055.691 10.055.691 10.055.691 10.055.691 10.055.691 10.055.691 10.055.691 Valor de Salvamento $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Gastos Diferidos 1.369.500 1.369.500 1.369.500 1.369.500 1.369.500 1.369.500 1.369.500 1.369.500 1.369.500 1.369.500 Recuperación de Capital $ Estudios 41.085.009 Máquinas y $ Equipos 301.670.732 Capital de $ Trabajo 116.293.075 $ Instalación 144.956.594 Financiamiento $ (40%) 241.602.164 Total Flujo de -$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Caja 362.403.246 55.040.482 54.923.174 54.789.807 54.638.182 54.465.800 54.269.819 54.047.008 53.793.694 53.505.701 53.178.282 Total Flujo de -$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Caja descontado 362.403.246 16.660.463 14.913.484 13.345.716 11.938.698 10.675.869 9.542.372 8.524.879 7.611.436 6.791.315 6.054.897
Diseño de una mini central hidroeléctrica en el Río Lenguazaque, municipio de Lenguazaque - Cundinamarca
Periodo 0 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Ingresos Operacionales 162.979.800 162.979.800 162.979.800 162.979.800 162.979.800 162.979.800 162.979.800 162.979.800 162.979.800 162.979.800 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Egresos Operacionales 87.235.763 85.953.331 84.495.334 82.837.737 80.953.214 78.810.701 76.374.878 73.605.591 70.457.188 66.877.769 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Costos Operacionales 17.183.568 17.183.568 17.183.568 17.183.568 17.183.568 17.183.568 17.183.568 17.183.568 17.183.568 17.183.568 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Costos Depreciación 10.055.691 10.055.691 10.055.691 10.055.691 10.055.691 10.055.691 10.055.691 10.055.691 10.055.691 10.055.691 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Costos Mantenimiento 9.263.635 9.263.635 9.263.635 9.263.635 9.263.635 9.263.635 9.263.635 9.263.635 9.263.635 9.263.635 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Gastos Diferidos 1.369.500 1.369.500 1.369.500 1.369.500 1.369.500 1.369.500 1.369.500 1.369.500 1.369.500 1.369.500 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Gastos Administración 24.935.934 24.935.934 24.935.934 24.935.934 24.935.934 24.935.934 24.935.934 24.935.934 24.935.934 24.935.934 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Gastos Financieros 24.427.436 23.145.004 21.687.006 20.029.409 18.144.887 16.002.374 13.566.551 10.797.264 7.648.861 4.069.442 Utilidad Antes de $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Impuestos 75.744.037 77.026.469 78.484.466 80.142.063 82.026.586 84.169.099 86.604.922 89.374.209 92.522.612 96.102.031 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Impuesto de Renta 24.995.532 25.418.735 25.899.874 26.446.881 27.068.773 27.775.803 28.579.624 29.493.489 30.532.462 31.713.670 Utilidad Después de $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Impuestos 50.748.505 51.607.734 52.584.592 53.695.183 54.957.812 56.393.296 58.025.298 59.880.720 61.990.150 64.388.361 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Abono a la deuda 9.367.657 10.650.089 12.108.086 13.765.683 15.650.206 17.792.719 20.228.542 22.997.829 26.146.232 29.725.651 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Costos de Depreciación 10.055.691 10.055.691 10.055.691 10.055.691 10.055.691 10.055.691 10.055.691 10.055.691 10.055.691 10.055.691 $ Valor de Salvamento 30.167.073 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Gastos Diferidos 1.369.500 1.369.500 1.369.500 1.369.500 1.369.500 1.369.500 1.369.500 1.369.500 1.369.500 1.369.500 $ Recuperación de Capital 116.293.075 $ Estudios 41.085.009 $ Máquinas y Equipos 301.670.732 $ Capital de Trabajo 116.293.075 $ Instalación 144.956.594 $ Financiamiento (40%) 241.602.164 -$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Total Flujo de Caja 362.403.246 52.806.039 52.382.837 51.901.697 51.354.690 50.732.798 50.025.769 49.221.947 48.308.082 47.269.109 192.548.049
Página | 119 Período Cuota Interés Abono a Capital Saldo Deuda 0 $ 241.602.163,99 1 $ 33.795.092,84 $ 33.075.336,25 $ 719.756,59 $ 240.882.407,40 2 $ 33.795.092,84 $ 32.976.801,57 $ 818.291,27 $ 240.064.116,14 3 $ 33.795.092,84 $ 32.864.777,50 $ 930.315,34 $ 239.133.800,80 4 $ 33.795.092,84 $ 32.737.417,33 $ 1.057.675,51 $ 238.076.125,29 5 $ 33.795.092,84 $ 32.592.621,55 $ 1.202.471,29 $ 236.873.654,00 6 $ 33.795.092,84 $ 32.428.003,23 $ 1.367.089,61 $ 235.506.564,39 7 $ 33.795.092,84 $ 32.240.848,67 $ 1.554.244,17 $ 233.952.320,22 8 $ 33.795.092,84 $ 32.028.072,64 $ 1.767.020,20 $ 232.185.300,01 9 $ 33.795.092,84 $ 31.786.167,57 $ 2.008.925,27 $ 230.176.374,75 10 $ 33.795.092,84 $ 31.511.145,70 $ 2.283.947,14 $ 227.892.427,61 11 $ 33.795.092,84 $ 31.198.473,34 $ 2.596.619,50 $ 225.295.808,11 12 $ 33.795.092,84 $ 30.842.996,13 $ 2.952.096,71 $ 222.343.711,40 13 $ 33.795.092,84 $ 30.438.854,09 $ 3.356.238,75 $ 218.987.472,65 14 $ 33.795.092,84 $ 29.979.385,01 $ 3.815.707,83 $ 215.171.764,82 15 $ 33.795.092,84 $ 29.457.014,60 $ 4.338.078,24 $ 210.833.686,58 16 $ 33.795.092,84 $ 28.863.131,69 $ 4.931.961,15 $ 205.901.725,44 17 $ 33.795.092,84 $ 28.187.946,21 $ 5.607.146,63 $ 200.294.578,81 18 $ 33.795.092,84 $ 27.420.327,84 $ 6.374.765,00 $ 193.919.813,81 19 $ 33.795.092,84 $ 26.547.622,51 $ 7.247.470,33 $ 186.672.343,48 20 $ 33.795.092,84 $ 25.555.443,82 $ 8.239.649,02 $ 178.432.694,46 21 $ 33.795.092,84 $ 24.427.435,87 $ 9.367.656,97 $ 169.065.037,50 22 $ 33.795.092,84 $ 23.145.003,63 $ 10.650.089,21 $ 158.414.948,29 23 $ 33.795.092,84 $ 21.687.006,42 $ 12.108.086,42 $ 146.306.861,87 24 $ 33.795.092,84 $ 20.029.409,39 $ 13.765.683,45 $ 132.541.178,42 25 $ 33.795.092,84 $ 18.144.887,33 $ 15.650.205,51 $ 116.890.972,91 26 $ 33.795.092,84 $ 16.002.374,19 $ 17.792.718,65 $ 99.098.254,26 27 $ 33.795.092,84 $ 13.566.551,01 $ 20.228.541,83 $ 78.869.712,43 28 $ 33.795.092,84 $ 10.797.263,63 $ 22.997.829,21 $ 55.871.883,22 29 $ 33.795.092,84 $ 7.648.860,81 $ 26.146.232,03 $ 29.725.651,19 30 $ 33.795.092,84 $ 4.069.441,65 $ 29.725.651,19 $ 0,00