Diseño de una mini central hidroeléctrica en el Río...

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

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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

Criterio Valor Energía Eólica

Energía Solar

Energía Hidráulica

Energía por

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

Beneficiarios Directos

Beneficiarios Indirectos

Excluidos/Neutrales Perjudicados/ Oponentes potenciales

Comercializadores Inversionistas

Comunidad Entidades Gubernamentales Medio Ambiente

Transmisores Distribuidores Generadores

Habitantes Aledaños a la zona del proyecto

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?


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.



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Tabla 8. Proyección demanda total. Provincia de Ubaté.


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


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


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.



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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 GWh Generación Renovable

Generación No Renovable

Generación total

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

Central Capacidad/Efectiva

MW Tipo Departamento Municipio

Fecha de entrada

DOÑA JUANA 1.7 Térmica Bogotá D.E. Bogotá 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

RIONEGRO 10.2 Hidráulica Cundinamarca Puerto Salgar 1/01/1975

EL LIMONAR 18 Hidráulica Cundinamarca

San Antonio de Tena 6/12/2003

LAGUNETA 18 Hidráulica Cundinamarca


TEQUENDAMA 1 14.2 Hidráulica Cundinamarca








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

LA NAVETA 4.8 Hidráulica Cundinamarca Apulo (R. 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

Empresa Total 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.


Cundinamarca

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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.


Cundinamarca

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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

Año Mes Bolsa

Nacional ($/kW-h)

Promedio Contrato ($/kW-h)

Codensa Gm,i,j

($/kW-h)

Codensa PR 1

($/kW-h)

2018

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

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

2017

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

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

2016

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

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

No de Actividad

Actividad Descripción técnica Tiempo de ejecución

(días) Predecesora

A Definición del Producto Identificar las características del producto 2

B Estructura del Mercado Definir la estructura del mercado de energía eléctrica 4 A


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C Comportamiento Histórico de la demanda

Evaluar el historial de demanda de energía eléctrica 4 B

D Proyección de la Demanda Evaluar la proyección de demanda de energía eléctrica 4 C

E Comportamiento Histórico de la Oferta

Investigar el historial de oferta de energía eléctrica 4 B

F Proyección de la Oferta Validar la proyección de la oferta de energía eléctrica 4 E

G Precio de la Energía Evaluar los componentes del precio de la energía 4 B

H Comercialización de la energía Verificar los comercializadores existentes en el mercado de energía 2 G

I Localización del Proyecto Identificar geográficamente la zona de desarrollo del proyecto 4 H

J Determinación del Caudal del río

Identificar el caudal disponible del río 10 I

K Determinación de la Caída Hidráulica Bruta

Definir la caída hidráulica bruta en el sitio del proyecto 6 I

L Determinación de la Potencia Generada

Obtener la potencia generada por el proyecto 5 J,K

M Determinación de los equipos eléctricos

Identificar los equipos eléctricos necesarios para el proyecto 6 L

N Análisis de las obras civiles Validar las obras civiles necesarias para el proyecto 8 M

O Organigrama del Proyecto Evaluar la estructura organizacional del proyecto 3 N

P Análisis legal Identificar las normas legales aplicables al proyecto 7 O

Q Análisis Ambiental Realizar el análisis ambiental del proyecto 7 I

R Evaluación del precio de venta Determinar el precio final de venta de energía 6 P,Q

S Costos de inversión del proyecto

Investigar los costos iniciales del proyecto 8 R

T Costos de Operación del Proyecto

Identificar los costos de operación del proyecto 7 R

U Flujo de Caja Realizar el flujo de caja del proyecto 4 S,T

V Análisis de Sensibilidad Realizar un análisis de sensibilidad para diferentes escenarios 3 U

W Evaluación de resultados Evaluar los resultados obtenidos para el desarrollo del proyecto 10 V

X Conclusiones y recomendaciones

Emitir conclusiones y recomendaciones para el proyecto 4 W

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.


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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.


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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.

Tabla 19. Análisis de Riesgos

Descripción del riesgo

Causa Raíz Desencadenante Entregables afectados

Tipo de riesgo

Respuestas Planificadas

Tipo de Respuesta

Bajo Caudal del río Lenguazaque para la generación de energía

Condiciones climáticas y/o hidrológicas propias del río y la zona de implementación de la mini central hidroeléctrica

Caudal del río por debajo del caudal mínimo de diseño

Estudio Técnico

Bajo

Recopilar información reciente de las condiciones hidrológicas del río Determinar un caudal mínimo aprovechable

Aceptar

Baja Caída Hidráulica para la generación de energía

Condiciones geográficas y topográficas propias de la zona de implementación de la mini central hidroeléctrica

Pérdidas hidráulicas superiores a las proyectadas

Estudio Técnico

Moderado

Analizar diversas fuentes de carácter cartográfico de la zona Determinar la máxima caída hidráulica aprovechable

Aceptar

Restricciones legales y ambientales en la zona de implementación de la mini central hidroeléctrica

Restricciones para el uso del recurso hídrico Restricciones legales en la zona de desarrollo del proyecto

Existencia de leyes que restrinjan o prohíban la implementación de una mini central hidroeléctrica en la zona

Estudio Legal-Ambiental

Bajo

Evaluar los posibles mecanismos legales necesarios para superar las restricciones que puedan presentarse Ajustar los requerimientos técnicos, legales y ambientales de la mini central hidroeléctrica

Mitigar

Poca rentabilidad generada por la micro central hidroeléctrica

Precios de bolsa menores a lo proyectado Costos de inversión y operación superiores a los proyectados

Bajo flujo de caja Reducción de precios

Estudio Financiero

Bajo

Realizar un análisis detallado de comercializadores Determinar los costos mínimos de inversión y operación Determinar otras posibles fuentes de ingreso

Mitigar

Diseño de una mini central hidroeléctrica en el Río Lenguazaque, municipio de Lenguazaque - Cundinamarca

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Costos elevados de la turbo maquinaria

Bajo inventario en el mercado con las especificaciones técnicas diseñadas

Condiciones técnicas propias del río y la zona de implementación de la mini central hidroeléctrica

Estudio Técnico Estudio Financiero

Muy Bajo

Realizar un estudio detallado de proveedores Seleccionar los componentes de la mini central hidroeléctrica en función de calidad, operatividad y costo

Mitigar

Costos elevados de las obras civiles

Distancia entre la bocatoma y la casa de máquinas

Condiciones técnicas de la zona de implementación de la zona de implementación de la mini central hidroeléctrica

Estudio Financiero

Moderado

Determinar los requerimientos de obra civil en función de operatividad y costo Realizar un estudio detallado de proveedores

Mitigar

Demoras en el desarrollo del cronograma del proyecto

Falla de planeación de las actividades Falta de recursos económicos o logísticos

Tiempos de entrega por fuera de las fechas y tiempos establecidas

Todos los estudios

Moderado

Evaluar semanalmente el cumplimiento del cronograma Tomar las medidas correctivas y preventivas del caso

Mitigar

Estudios con criterios técnicos por debajo de lo estipulado por el cliente

Inconvenientes con recopilación de información Falta de recursos económicos o logísticos

Devolución de los estudios por parte de los evaluadores del proyecto

Todos los estudios

Moderado

Evaluar los requerimientos mínimos de cada estudio Consultar diversas fuentes de información Solicitar asesoría en caso de requerirse

Mitigar

Sobrecostos por recursos logísticos varios

Fallas en la planeación de las actividades

Retrasos en el cronograma Aumento de los costos del proyecto

Todos los estudios

Moderado

Realizar un estricto control de costos y gastos Evaluar semanalmente el cumplimiento del cronograma

Mitigar

Fuente: Autor

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).


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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):

𝐼𝐴𝐵 = ∏ [𝐶𝐴𝑘

𝐶𝐵𝑘]

𝑃𝑘

(1)

𝑚

𝑘=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

FACTOR LOCACIONAL OPCIÓN DE LOCALIZACIÓN

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:

𝐼12 = [8

6]

6

[8

6]

9

[5

9]

8

[7

5]

7

[5

8]

7

[4

9]

7

[4

6]

10

[4

8]

8

= 6.19𝑥10−5

La opción 1 es mejor que la opción 2

𝐼13 = [8

6]

6

[8

6]

9

[5

9]

8

[7

5]

7

[5

8]

7

[4

9]

7

[4

6]

10

[4

8]

8

= 1.40𝑥10−4

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)



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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 %)


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



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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):

𝑃𝑒 = 𝛾 ∗ 𝜂𝑡 ∗ 𝜂𝑔 ∗ 𝜂𝑚 ∗ 𝑄 ∗ 𝐻 (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):

𝑁 =60 ∗ 𝑓

𝑝 (3)

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):

𝑁𝑆 =𝑁 ∗ √𝑃

𝐻5

4⁄ (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:

𝑁𝑆 =1800 ∗ √138,3 ∗ 1,34102

905

4⁄≅ 88

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

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

Fuente: Autor

DiseñoEléctrico

Diseño Civil

Gestión Ambiental

Gestión Administrativo-

Financiera

Dirección de Proyecto

Estudio Cartográfico

•Análisis Planos Cartográficos

•Ubicación de zona, vías de acceso, ríos y curvas de nivel

•Responsable (Profesional Civil)

Estudio Geotécnico

•Evaluación geológica y geoformológica del terreno

•Evaluación de suelos para obras civiles


Estudio Hidrológico

•Recolección de histórico de caudales en estaciones

•Medición de Caudal en el río

•Responsable (Profesional Eléctrico); Apoya (Profesional Civil)

Estudio Ambiental

•Definir Impactos ambientales (Flora, Fauna, Paisaje)

•Definir impacto por uso del recurso hídrico

•Responsable (Profesional Ambiental)


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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

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.

Caudal de diseño y Caída

Hidráulica

•Determinación Curva de Duración de Caudal

•Determinación Caudal Ecológico

•Determinación Caudal mínimo de diseño

•Determinación Caída Hidráulica Neta

•Responsable (Profesional Eléctrico)

Turbo

Maquinaria

•Selección Turbina

•Selección Generador

•Especificaciones técnicas


Componentes Eléctricos

•Esquema de Regulación

•Esquema de Control

•Instalación Eléctrica Complementaria


Conexión al SIN

•Especificación punto de conexión a ORL

•Listado de Materiales

•Cálculos de Regulación



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Figura 35. Diseño Civil

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

Fuente: Autor

Pérdidas Hidráulicas

•Cálculos Pérdidas por Fricción

•Cálculos Pérdidas por Turbulencia

•Cálculos Pérdidas en emboques y salidas de tuberías

•Cálculos Pérdidas en curvas, valvulas y turbina


Obras Civiles

•Cálculo Bocatoma

•Cálculo Canal de Carga

•Cálculo Cámara de Carga

•Cálculo Tubería de Presión


Casa de Máquinas

•Dimensionamiento área y estructura de casa de máquinas

•Ubicación de Turbomaquinaria y Elementos complementarios

•Cálculo Canal de Desague

•Responsable (Profesional Civil); Apoya (Profesional Eléctrico)

Estudio Legal

•Determinar Restricciones de tipo legal (propiedad del terreno, zonas protegidas)

•Definir Política de Responsabilidad Social

•Responsable (Director de Proyecto)

Contratos

•Estructuración contratos con proveedores y constructores

•Determinar Constitución Sociedad Personería Jurídica



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La Gestión Ambiental incluye la siguiente actividad (Ver Figura 37), a cargo del Profesional

Ambiental:

Figura 37. Gestión 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

Fuente: Autor

En la Figura 39 se relacionan las actividades en la gestión financiera, a cargo del Profesional

Industrial:

Estudio Ambiental

•Definir Impactos ambientales (Flora, Fauna, Paisaje)

•Definir impacto por uso del recurso hídrico


Plan de Manejo

Ambiental

•Definir Planes de Manejo Ambiental para Construcción y Operación

•Definir Plan de Abandono


Organigramas

•Determinar los procesos de construcción y operación

•Elaborar los organigramas de las etapas de operación y construcción

•Responsable (Profesional Industrial). Apoya (Profesional Eléctrico-Civil)

Perfiles

•Determinar los perfiles para el personal en la etapa de construcción y operación

•Elaborar el estudio de nómina para los anteriores perfiles

•Responsable (Profesional Industrial)


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Figura 39. Gestión Financiera

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

Fuente: Autor

Presupuestos

•Determinar los costos de equipos y materiales

•Determinar los costos de mano de obraElaborar el presupuesto general


Cronograma

•Elaborar el cronograma de construcción

•Elaborar la planeación del proyecto de construcción


Dirección y Supervisión

•Dirigir el equipo de trabajo

•Realizar seguimiento al cronograma de ejecución del diseño

•Controlar los costos derivados del proyecto

•Revisar y aprobar los resultados de los estudios


Documento Final

•Recopilar la información de los diferentes procesos

•Elaboración Documento Final


Cierre del Proyecto

•Entregar los resultados al patrocinador

•Liquidación de personal

•Cierre financiero del proyecto



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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

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.

Director de Proyecto

Coordinador Obras

Eléctricas

Auxiliar de Ingeniería 1

Coordinador Obras Civiles

Auxiliar de Ingenieria 2

Especialista Ambiental

Coordinador Administrativo

Financiero

Auxiliar de Ingeniería 3


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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

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.

Director de Proyecto

Coordinador Obras Eléctricas

Ingeniero de Apoyo 1

Coordinador Obras Civiles

Ingeniero de Apoyo 2

Especialissta Ambiental

Asistente


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Figura 43. Organigrama para la operación de la Mini Central

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.

Junta Administrativa

Gerente de Planta

Operario de Planta


Cundinamarca

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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.


Cundinamarca

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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 norma

Fecha de expedición

Título de la norma

Ente que expide

Aspecto observaciones

Capítulo 3 13/06/1991

Capítulo 3: De los derechos colectivos y del ambiente

Constitución Política de Colombia

Social - Ambiental

Establece principios y valores, así como derechos y deberes del Estado y de los particulares en relación con el medio ambiente

Ley 99 22/12/1993 Ley 99 de 1993 Nivel Nacional

Congreso de Colombia

Ambiental Reglamenta el Título VIII de la Ley 99 de 1993, sobre licencias ambientales

Ley 56 5/10/1981 Ley 56 de 1981 Congreso de Colombia

Ambiental

Por la cual se dictan normas sobre obras públicas de generación eléctrica y acueductos, sistemas de regadío y otras y se regulan las expropiaciones y servidumbres de los bienes afectados por tales obras



Social - Ambiental

Por la cual se crean el Fondo Nacional de Regalías, la Comisión Nacional de Regalías, se regula el derecho del Estado a percibir regalías por la explotación de recursos naturales no renovables, se establecen las reglas para su liquidación y distribución y se dictan otras disposiciones.

Resolución 1280

30/06/2006 Resolución 1280 de 2006

Ministerio de Medio Ambiente

Ambiental - Eléctrico

Por la cual se acogen los términos de referencia para la elaboración del Estudio de Impacto Ambiental para la construcción y operación de centrales hidroeléctricas generadoras y se adoptan otras determinaciones

Decreto 2041

15/10/2014 Decreto 2041 de 2014

Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible

Ambiental Por el cual se reglamenta el Titulo VIII de la Ley 99 de 1993 sobre licencias ambientales


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Decreto 136

15/01/1990 Decreto 136 de 1990

Presidencia de la República

Ambiental

Por el cual se reglamenta parcialmente el Código de Minas. Artículo 6o. No se podrá otorgar licencia de exploración para proyectos de pequeña minería en aluviones de los ríos, de su margen, o de las islas ubicadas en sus márgenes.

Decreto 1320

13/07/1998 Decreto 1320 de 1998

Ministerio del Interior

Social - Ambiental

Por el cual se reglamenta la consulta previa con las comunidades indígenas y negras para la explotación de los recursos naturales dentro de su territorio.

Decreto 948

5/06/1995 Decreto 948 de 1995

Ministerio del Medio Ambiente

Ambiental

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 artículos 41, 42, 43, 44, 45, 48 y 49 de la Ley 9 de 1979; y la Ley 99 de 1993, en relación con la prevención y control de la contaminación atmosférica y la protección de la calidad del aire.

Decreto 1541

26/07/1978 Decreto 1541 de 1978

Ministerio de Agricultura


Por el cual se reglamenta la Parte III del Libro II del Decreto - Ley 2811 de 1974: "De las aguas no marítimas" y parcialmente la Ley 23 de 1973. En ella se reglamenta el uso del agua para fines energéticos

Decreto 2811

18/12/1974

Decreto 2811 de 1974 o Código Nacional de Recursos Naturales


Ambiental

Por el cual se dicta el Código Nacional de Recursos Naturales Renovables y de Protección al Medio Ambiente

Decreto 1594

26/06/1984 Decreto 1594 de 1984 Nivel Nacional


Ambiental

Reglamenta parcialmente la Ley 9 de 1979, así como el Decreto 2811 de 1974 en cuanto a usos del agua y residuos líquidos, actualmente vigente.

Decreto 1900

12/06/1996 Decreto 1900 de 2006

Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Social

Ambiental

Reglamenta el parágrafo del artículo 43 de la Ley 99 de 1993 relativo a la inversión forzosa del 1% para la recuperación, conservación, preservación y vigilancia de las cuencas hidrográficas

Decreto 1541

26/07/1978 Decreto 1541 de 1978


Ambiental

Reglamenta el Decreto - Ley 2811 de 1974 y parcialmente la Ley 23 de 1973 en relación con las aguas no marítimas


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Decreto 3100



Ambiental

Reglamenta las tasas retributivas por la utilización directa del agua como receptor de los vertimientos puntuales y se toman otras determinaciones.

Decreto 1729



Ambiental

Reglamenta el Decreto Ley 2811 de 1974 sobre cuencas hidrográficas, parcialmente el numeral 12 del Artículo 5° de la Ley 99 de 1993



Social

Por la cual se desarrolla el artículo transitorio 55 de la Constitución Política con el objeto reconocer a las comunidades negras que han venido ocupando tierras baldías en la zonas rurales ribereñas de los ríos de la Cuenca del Pacífico



Social

Modifica la Ley 9ª de 1989, y la Ley 3ª de 1991 y se dictan otras disposiciones acerca de ordenamiento territorial

Resolución N° 1283

25/08/2016 Resolución 1283 de 2016

Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible

Ambiental

Por la cual se establece el procedimiento y requisitos para la expedición de la certificación del beneficio ambiental para obtener los beneficios tributarios de la Ley 1715 de 2014

Ley 697 3/10/2001 Ley 697 de 2001



Mediante la cual se fomenta el uso racional y eficiente de la energía, se promueve la utilización de energías alternativas y se dictan otras disposiciones.

Decreto 3683





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 norma

Fecha de expedición

Título de la norma

Ente que expide

Aspecto observaciones

Ley 142 11/07/1994 Ley 142 de 1994


Social - Eléctrico

Del régimen de los servicios públicos domiciliarios.

Ley 143 11/07/1994 Ley 143 de 1994 o Ley Eléctrica


Eléctrico

Régimen para la generación, interconexión, transmisión, distribución y comercialización de electricidad en el territorio nacional.

Resolución 1280

30/06/2006 Resolución 1280 de 2006

Ministerio de Medio Ambiente


Por la cual se acogen los términos de referencia para la elaboración del Estudio de Impacto Ambiental para la construcción y operación de centrales hidroeléctricas generadoras y se adoptan otras determinaciones

Decreto 1541

26/07/1978 Decreto 1541 de 1978



Por el cual se reglamenta la Parte III del Libro II del Decreto - Ley 2811 de 1974: "De las aguas no marítimas" y parcialmente la Ley 23 de 1973. En ella se reglamenta el uso del agua para fines energéticos

Ley 1715 13/05/2014 Ley 1715 de 2014


Eléctrico

Por medio de la cual se regula la integración de las energías renovables no convencionales al sistema energético nacional.

Ley 697 3/10/2001 Ley 697 de 2001




Decreto 3683





Resolución 025

13/07/1995

Resolución CREG 025 de 1995 o Código de Redes

Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG

Eléctrico

Por la cual se establece el Código de Redes como parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional


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Resolución 005

1/02/2010 Resolución CREG 005 de 2010


Eléctrico

Por la cual se determinan los requisitos y condiciones técnicas que deben cumplir los procesos de cogeneración y se regula esta actividad.

Resolución 020



Eléctrico

Por la cual se dictan normas con el fin de promover la libre competencia en las compras de energía eléctrica en el mercado mayorista

Resolución 086



Eléctrico

Por la cual se reglamenta la actividad de generación con plantas menores de 20 MW que se encuentra conectado al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Resolución 024



Eléctrico Por la cual se reglamenta la autogeneración a gran escala en el SIN. (Plantas mayores a 1 MW).

Resolución 024



Eléctrico

Se paga el respaldo en el nivel de tensión en el que se encuentre conectado. El auto generador debe estar representado por un comercializador.

Resolución 281

5/06/2015 Resolución UPME 281 de 2015

Unidad de Planeación Minero Energética

Eléctrico Definió límite autogeneración pequeña escala: 1MW.

Resolución 040



Eléctrico

Por la cual se adopta el Reglamento de la Subasta de Sobre Cerrado para participantes con Plantas y/o Unidades de Generación con Períodos de Construcción Superiores al Período de Planeación de la subasta del Cargo por Confiabilidad (GPPS) y se modifica el Anexo 11 de la Resolución CREG-071 de 2006.

Resolución 077



Eléctrico Expansión en Generación de Energía Eléctrica y Cargo por Confiabilidad (CxC)

Resolución 019



Eléctrico Reglas del CxC para incentivar el concurso de plantas que presten confiabilidad a bajo costo variable.

Resolución 030



Eléctrico

Por la cual se regulan las actividades de autogeneración a pequeña escala y de generación distribuida en el Sistema 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

N° Actividad Duración

[Semanas] Predecesora

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

N° Actividad

Dedicación Recurso Humano (Horas)

Ing. Elec

Tecnol. Elec

Ing. Civil Tecnol.

Civil Ing.

Industrial Tecnol.

Industrial Ing.

Ambiental

Director de

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

Rubro Costo Unitario Unidad Total Horas

Total Costo 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

Componentes Adicionales Tablero de Control 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.

http://www.geolcoe.siel.gov.co/


Cundinamarca

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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

Costos Rubro Costo USD/kW

Costo COP/kW Costo Total COP

Estudios Costos Preliminares

$ 108,29 $ 342.375,08 $ 41.085.009,42

Obras Civiles

Estructura Bocatoma

$ 26,42 $ 83.530,79 $ 10.023.695,16

Canal de conducción al desarenador

$ 19,35 $ 61.177,93 $ 7.341.351,30

Estructura Desarenador

$ 30,62 $ 96.809,72 $ 11.617.166,76

Cámara Hidráulica $ 8,10 $ 25.609,37 $ 3.073.123,80

Tubería de conducción

$ 90,87 $ 287.299,14 $ 34.475.896,26

Casa de Máquinas $ 59,08 $ 186.790,28 $ 22.414.833,84

Obras Eléctricas

Subestación $ 101,76 $ 321.729,50 $ 38.607.540,48

Red Eléctrica de Conexión

$ 45,87 $ 145.024,89 $ 17.402.986,26

Maquinaria y Equipo

Costos del equipo electromecánico

$ 795,13 $ 2.513.922,76 $ 301.670.731,74

Capital de Trabajo

Costos Indirectos $ 295,02 $ 932.749,98 $ 111.929.997,96

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

Administración $ 78,87 $ 249.359,34 $ 24.935.933,55

Costos Anuales Operación

Operación $ 54,35 $ 171.835,68 $ 17.183.567,75

Costos Anuales Mantenimiento

Mantenimiento $ 21,34 $ 67.469,61 $ 6.746.961,10

Seguros Operativos

$ 7,96 $ 25.166,73 $ 2.516.673,40

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:

𝑃𝐸(𝑄) =𝐶𝐹𝑇

𝑃𝑈 − 𝐶𝑉𝑈 (5)

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:

𝑃𝐸(𝑘𝑊ℎ) =$51383135,8

$186.05

𝑘𝑊ℎ

= 276179𝑘𝑊ℎ

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


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


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


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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9. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

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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


$ 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


$ 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


$ 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


$ 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


$ 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


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

Página | 119

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


$ 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


$ 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


$ 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


$ 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


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

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

Diseño de una mini central hidroeléctrica en el Río...

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