TABLA DE CONTENIDO GENERAL

REPUBLICA DE COLOMBIA
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
TABLA DE CONTENIDO GENERAL
Página
1.
INTRODUCCIÓN
1.1
2.
2.1
2.1
2.1.1
2.1.2
2.1.3
2.1.4
2.2
2.2.1
2.2.2
2.3
2.3.1
2.3.2
2.3.3
2.3.4
ENFOQUE TÉCNICO, OBJETIVOS Y ALCANCE DEL
ESTUDIO
ENFOQUE TÉCNICO
Planteamiento metodológico
Recopilación y procesamiento de información
Diseño e instalación de un modelo aplicativo
Inventario de contactos
OBJETIVOS
Objetivo general
Objetivos específicos
ALCANCE DEL ESTUDIO
Recursos energéticos
Unidades de precios y costos
Metodologías
Evaluación de costos de generación
3.
3.1
3.1.1
3.1.2
3.2
3.2.1
3.2.2
3.3
3.3.1
3.3.2
3.4
METODOLOGÍA
REGIONALIZACIÓN
Consideraciones generales sobre regionalización
Propuesta de regionalización
RECURSOS ENERGÉTICOS Y TECNOLOGÍAS
Tecnologías para fuentes convencionales
Tecnologías para fuentes no convencionales
ESTRUCTURA DE COSTOS DE GENERACIÓN
Esquema general de análisis del costo de generación
Componentes del costo de generación
REFERENCIAS
3.1
3.1
3.1
3.3
3.9
3.9
3.11
3.12
3.12
3.16
3.22
C-I-1759-00-01
Abril de 2005
2.1
2.1
2.2
2.2
2.3
2.4
2.4
2.4
2.4
2.4
2.5
2.5
2.5
REPUBLICA DE COLOMBIA
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
4.
4.1
4.1.1
4.1.2
4.1.3
4.2
4.3
4.4
4.5
4.6
4.6.1
4.7
4.7.1
4.7.2
4.8
HIDROELECTRICIDAD
DESCRIPCIÓN GENERAL
Funcionamiento de una Central Hidroeléctrica
Tipos de Centrales Hidroeléctricas
Principales componentes de una Central Hidroeléctrica
CAMPO DE APLICACIÓN
RECURSO ENERGÉTICO EN EL PAÍS
REGIONALIZACIÓN
TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA
PLANTAS TÍPICAS
Parámetros de Diseño Considerados
ESTRUCTURA GENERAL DE COSTOS DE GENERACIÓN
Costos Preoperativos
Costos Operativos
REFERENCIAS
4.1
4.1
4.1
4.3
4.4
4.7
4.8
4.9
4.10
4.10
4.11
4.15
4.17
4.43
4.45
5.
5.1
5.1.1
5.1.2
5.2
5.3
5.3.1
5.3.2
5.3.3
5.3.4
5.3.5
5.3.6
5.3.7
5.3.8
5.3.9
5.4
5.4.1
5.4.2
GENERACIÓN ELÉCTRICA CON BASE EN CARBÓN
DESCRIPCIÓN GENERAL
Generalidades sobre la Generación Termoeléctrica a Carbón
Principales Componentes de una Planta Carboeléctrica
CAMPO DE APLICACIÓN
RECURSO ENERGÉTICO EN EL PAÍS
Zona de la Guajira
Zona de El Cesar
Zona de Córdoba
Zona de Norte de Santander
Zona de Santander
Zona de Cundinamarca
Zona de Boyacá
Zona de Antioquia
Zona del valle del Cauca y Cauca
REGIONALIZACIÓN
Criterios técnicos
Criterios Económicos
5.1
5.1
5.1
5.1
5.5
5.5
5.5
5.6
5.7
5.7
5.7
5.7
5.8
5.8
5.8
5.8
5.8
5.9
C-I-1759-00-01
Abril de 2005
REPUBLICA DE COLOMBIA
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
5.4.3
5.4.4
5.5
5.5.1
5.5.2
5.5.3
5.6
5.7
5.7.1
5.7.2
5.8
Criterios Ambientales
Zonificación
TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA
Carbón Pulverizado Convencional
Lecho Fluidizado Circulante Atmosférico (ACFBC)
Gasificacion Integrada de Carbón (IGCC)
PLANTAS TÍPICAS
ESTRUCTURA GENERAL DE COSTOS DE GENERACIÓN
Costos Preoperativos
Costos Operativos
BIBLIOGRAFIA
5.9
5.10
5.11
5.11
5.14
5.16
5.17
5.17
5.17
5.28
5.32
6.
6.1
6.2
6.2.1
6.1
6.1
6.1
6.3
6.3
6.4
6.5
6.5.1
6.5.2
6.6
6.7
6.7.1
6.7.2
6.7.3
6.8
GENERACIÓN ELÉCTRICA CON BASE EN GAS NATURAL
DESCRIPCIÓN GENERAL
CENTRALES TERMOELÉCTRICAS A GAS
Principales Componentes de una Planta Termoeléctrica Ciclo
Simple
Principales Componentes de una Planta Termoeléctrica Ciclo
Combinado
CAMPO DE APLICACIÓN
RECURSO ENERGÉTICO EN EL PAÍS
REGIONALIZACIÓN
Criterios de evaluación
Zonificación
PLANTAS TÍPICAS
ESTRUCTURA GENERAL DE COSTOS DE GENERACIÓN
Costos Preoperativos
Costos Operativos
Casos mínimos y máximos
BIBLIOGRAFIA
7.
7.1
7.1.1
7.1.2
GENERACIÓN CON MOTORES ALTERNANTES DIESEL
DESCRIPCIÓN GENERAL
Principio de funcionamiento
Clasificación de los MCIA
6.2.2
C-I-1759-00-01
Abril de 2005
6.4
6.6
6.8
6.14
6.14
6.15
6.19
6.20
6.20
6.32
6.36
6.37
7.1
7.1
7.2
7.3
REPUBLICA DE COLOMBIA
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
7.1.3
7.1.4
7.2
7.3
7.3.1
7.3.2
7.4
7.5
7.6
7.7
7.7.1
7.7.2
7.8
Combustibles para la operación de una planta diesel
Principales componentes de una planta diesel
CAMPO DE APLICACIÓN
RECURSO ENERGÉTICO EN EL PAÍS
Combustibles Fósiles
Biodiesel
REGIONALIZACIÓN
TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA
PLANTAS TÍPICAS
ESTRUCTURA GENERAL DE COSTOS DE GENERACIÓN
Costos Preoperativos
Costos Operativos
REFERENCIAS
7.7
7.14
7.15
7.16
7.16
7.17
7.18
7.18
7.18
7.19
7.19
7.26
7.35
8.
8.1
8.2
8.3
8.4
8.5
8.6
8.7
8.7.1
8.7.2
8.8
GENERACIÓN ELÉCTRICA EÓLICA
DESCRIPCIÓN GENERAL
CAMPO DE APLICACIÓN
RECURSO ENERGÉTICO EN EL PAÍS
REGIONALIZACIÓN
TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA
PLANTAS TÍPICAS
ESTRUCTURA GENERAL DE COSTOS DE GENERACIÓN
Costos Preoperativos
Costos Operativos
BIBLIOGRAFÍA
8.1
8.1
8.10
8.11
8.14
8.15
8.17
8.18
8.18
8.22
8.25
9.
9.1
9.1.1
9.1.2
9.1.3
9.1.4
9.1.5
9.1.6
GENERACIÓN ELÉCTRICA SOLAR FOTOVOLTÁICA
DESCRIPCIÓN GENERAL
Tipos de celdas fotovoltaicas
Principio de funcionamiento de las celdas fotovoltaicas
Caracterización de las celdas fotovoltaicas
Módulos solar fotovoltaico
Sistemas solares fotovoltaicos (SFV)
Diodos
9.1
9.1
9.1
9.3
9.4
9.6
9.7
9.10
C-I-1759-00-01
Abril de 2005
REPUBLICA DE COLOMBIA
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
9.1.7
9.1.8
9.1.9
9.1.10
9.1.11
9.1.12
9.2
9.2.1
9.2.2
9.2.3
9.2.4
9.2.5
9.2.6
9.3
9.3.1
9.3.2
9.4
9.5
9.5.1
9.5.2
9.5.3
9.5.4
9.6
9.6.1
9.6.2
9.6.3
9.6.4
9.7
9.7.1
9.7.2
9.8
Reguladores de carga
Baterías (Acumuladores)
Inversores (Acondicionadores de potencia)
Otros elementos o Balance del Sistema (BOS)
Oferta de tecnología en el mercado internacional y nacional
Aspectos ambientales
CAMPO DE APLICACIÓN
Sistemas aislados
Sistemas aislados centralizados
Sistemas híbridos
Sistemas interconectados a la red
Centrales solares fotovoltaicas
SFV en edificios interconectados a la Red
RECURSO ENERGÉTICO EN EL PAÍS
Irradiación solar y Radiación solar
Información primaria
REGIONALIZACIÓN
TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA
Generación a pequeña escala
Generación a mediana escala
Generación fotovoltaica a gran escala
Centrales de generación fotovoltaica
PLANTAS TÍPICAS
Generación a pequeña escala
Generación a mediana escala
Generación fotovoltaica a gran escala
Centrales de generación fotovoltaica
ESTRUCTURA GENERAL DE COSTOS DE GENERACIÓN
Costos Preoperativos
Costos Operativos
REFERENCIAS
C-I-1759-00-01
Abril de 2005
9.11
9.13
9.17
9.18
9.20
9.24
9.27
9.27
9.28
9.29
9.29
9.30
9.30
9.31
9.31
9.32
9.36
9.39
9.39
9.39
9.40
9.40
9.41
9.41
9.45
9.50
9.53
9.55
9.55
9.63
9.66
REPUBLICA DE COLOMBIA
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
10.
10.1
10.1.1
10.1.2
10.1.3
10.1.4
10.1.5
10.2
10.3
10.4
10.5
10.6
10.7
10.7.1
10.7.2
10.8
GENERACIÓN ELÉCTRICA GEOTÉRMICA
DESCRIPCIÓN GENERAL
Sistemas de Generación
Clasificación de Plantas de Generación
Aspectos Ambientales
Evaluación del Potencial
Oferta Tecnológica
CAMPO DE APLICACIÓN
RECURSO ENERGÉTICO EN EL PAÍS
REGIONALIZACIÓN
TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA
PLANTAS TÍPICAS
ESTRUCTURA GENERAL DE COSTOS DE GENERACIÓN
Costos Preoperativos
Costos Operativos
BIBLIOGRAFÍA
10.1
10.1
10.1
10.5
10.6
10.9
10.10
10.11
10.12
10.14
10.17
10.17
10.18
10.18
10.24
10.25
11.
11.1
11.2
11.3
11.3.1
11.3.2
11.3.3
11.4
11.5
BIOMASA
DESCRIPCIÓN GENERAL
CAMPO DE APLICACIÓN
RECURSO ENERGÉTICO EN EL PAÍS
Desarrollo de sector forestal en Colombia
Residuos agrícolas en Colombia
Experiencias mundiales
RECURSO ENERGÉTICO EN EL PAÍS
OBTENCIÓN DE BIOMASA CON CULTIVOS
DENDROENERGÉTICOS
Producción del material vegetal, establecimiento y manejo de la
plantación.
Cultivo y transporte
TECNOLOGÍA PARA LA GENERACIÓN DE POTENCIA CON
BIOMASA
Co combustión
Gasificación
11.1
11.1
11.3
11.4
11.4
11.5
11.9
11.16
11.17
11.5.1
11.5.2
11.6
11.6.1
11.6.2
C-I-1759-00-01
Abril de 2005
11.18
11.21
11.24
11.25
11.26
REPUBLICA DE COLOMBIA
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
11.7
LOS COSTOS DEL COMBUSTIBLE DERIVADO DE
PLANTACIONES ENERGÉTICAS
11.7.1 Caso de estudio
11.7.2 Biomasa para generar 150 MW con lecho fluidizado
11.8
REFERENCIAS
11.27
12.
12.1
12.2
12.3
12.3.1
12.3.2
12.4
12.4.1
12.4.2
12.4.3
12.4.4
12.5
12.1
12.1
12.2
12.5
12.6
12.13
12.24
12.24
12.25
12.27
12.28
12.28
MODELO APLICATIVO
DESCRIPCIÓN GENERAL
ESTRUCTURA DE COSTOS DEL MODELO
DESCRIPCIÓN DE LAS INTERFACES DEL APLICATIVO
Usuarios de Consulta
Usuario Administrador
REPORTES
Reporte por planta
Gráfico comparativo de proyectos
Reporte universal
Reporte regional
PROCEDIMIENTOS DE CONSECUCIÓN Y ACTUALIZACIÓN
DE INFORMACIÓN
12.5.1 Planeamiento
12.5.2 Consulta
12.5.3 Ingreso de información al aplicativo
12.6
ESTRUCTURA DE LA BASE DE DATOS
C-I-1759-00-01
Abril de 2005
11.28
11.35
11.37
12.28
12.29
12.30
12.30
REPUBLICA DE COLOMBIA
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
LISTA DE FIGURAS GENERAL
Página
Figura 3.1
Figura 3.2
Figura 3.3
Figura 4.1
Figura 4.2
Figura 4.3
Figura 4.4
Figura 4.5
Figura 4.6
Figura 4.7
Figura 4.8
Figura 4.9
Figura 5.1
Figura 5.2
Figura 5.3
Figura 5.4
Figura 6.1
Figura 6.2
Figura 6.3
Figura 6.4
Figura 6.5
Figura 6.6
Figura 6.7
Figura 6.8
Figura 7.1
Figura 7.2
Figura 7.3
C-I-1759-00-01
Abril de 2005
Regionalización de las zonas no interconectadas [1]
Regionalización utilizada en el análisis de los costos de
generación
Esquema de análisis del costo de generación
Esquema de una Central Hidroeléctrica
Esquema de una central de derivación
Esquema de una presa de gravedad
Esquema de una presa de arco
Instalación Pelton
Turbina Francis
Costo Índice de Instalación en función de la capacidad
Ajuste del costo de la presa para las PCHs
Ajuste del costo de la casa de máquinas para las PCHs
Componentes de una central térmica a carbón
Esquema de tecnología de carbón Pulverizado
Esquema de tecnología de Lecho Fluidizado
Esquema de tecnología IGCC
Esquema de ciclo simple y combinado
Central en ciclo simple y combinado
Consumo de gas por sector (MBTU/día)
Localización principales campos de explotación de gas
Suministro de gas natural 1990 – 2003 (MBTU/día)
Mapa de infraestructura de transporte de gas
Zonas potenciales para térmicas a gas
Áreas de influencia de los nodos
Planta diesel con 3 unidades de 600 kW.
Fase de admisión en un motor 4 tiempos
Fase de compresión en un motor 4 tiempos
3.7
3.8
3.15
4.2
4.4
4.5
4.5
4.7
4.7
4.16
4.25
4.35
5.2
5.13
5.15
5.16
6.2
6.2
6.8
6.9
6.10
6.13
6.16
6.17
7.1
7.4
7.4
REPUBLICA DE COLOMBIA
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
Figura 7.4
Figura 7.5
Figura 7.6
Figura 7.7
Figura 7.8
Figura 7.9
Figura 7.10
Figura 8.1
Figura 8.2
Figura 8.3
Figura 8.4
Figura 8.5
Figura 8.6
Figura 8.7
Figura 8.8
Figura 8.9
Figura 8.10
Figura 8.11
Figura 8.12
Figura 9.1
Figura 9.2
Figura 9.3
Figura 9.4
Figura 9.5
Figura 9.6
C-I-1759-00-01
Abril de 2005
Fase de combustión y expansión en un motor 4
tiempos
Fase de escape en un motor 4 tiempos
Fase de admisión en un motor 2 tiempos (1ª etapa)
Fase de admisión en un motor 2 tiempos (2ª etapa)
Fase de transferencia y escape en un motor 2 tiempos
Fase de compresión en un motor 2 tiempos
Fase de combustión y expansión en un motor 2
tiempos
Aerogeneradores tipo Savonius
Aerogenerador de eje vertical tipo Darrieus
Aerogenerador de eje horizontal
Diagrama de conversión de energía de un
Aerogenerador
Parques eólicos marinos en Dinamarca
Energía eólica bruta disponible en una región según la
frecuencia de vientos y la curva de potencia de un
aerogenerador
Evolución de la potencia por aerogenerador
Capacidad Mundial de Energía Eólica instalada por año
Capacidad Mundial de Energía Eólica instalada
acumulada
Mapa de velocidad de vientos para Colombia [7]
Mapa de velocidad de vientos para Colombia
Regionalización de potencial de energía eólica para
Colombia. Velocidad mínima de viento aprovechable 4
m/s.
Procesos ocurridos en una celda solar fotovoltaica
Curva característica IV y PV de una celda solar
fotovoltaica
Diagrama de un SFV
Diodos de by-pass y bloqueo en un SFV (adaptado de
[4])
Configuraciones para soportes de módulos solares [7]
Producción mundial de paneles FV (1971-2003) [8]
7.4
7.4
7.6
7.6
7.6
7.6
7.7
8.2
8.3
8.3
8.4
8.4
8.6
8.8
8.9
8.9
8.12
8.13
8.16
9.3
9.5
9.9
9.11
9.19
9.20
REPUBLICA DE COLOMBIA
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
Figura 9.7
Figura 9.8
Figura 9.9
Figura 9.10
Figura 9.11
Figura 9.12
Figura 9.13
Figura 9.14
Figura 10.1
Figura 10.2
Figura 10.3
Figura 10.4
Figura 10.5
Figura 10.6
Figura 11.1
Figura 11.2
Figura 11.3
Figura 12.1.
Figura 12.2.
Figura 12.3.
Figura 12.4.
Figura 12.5.
Figura 12.6.
Figura 12.7.
Figura 12.8.
Figura 12.9.
C-I-1759-00-01
Abril de 2005
Mapa de radiación global promedio multianual
(kWh/m2) [16]
Mapa de brillo solar Promedio multianual (horas de
brillo) [17]
Mapa de Radiación promedio anual [kwh/m2.día] [18]
Esquema de un SFV de generación a pequeña escala
(50 Wp)
Esquema de un SFV de generación a pequeña escala
(300 Wp)
Esquema de un SFV de generación a mediana escala
(3 kWp)
Esquema d un SFV de generación a mediana escala
(30 kWp)
Esquema de un SFV a mediana escala (300 kWp)
Sistema Flash Simple
Sistema Flash Dual
Sistema Binario
Mapa Geotérmico de Colombia
Zonas potenciales para generación de energía eléctrica
con recurso geotérmico en Colombia
Esquema de una planta geotérmica de ciclo binario
Esquema de generación basado en plantaciones de
rápida rotación
Vivero forestal
Composición de costos de montaje
Estructura jerárquica de costos
Ejemplo de tipos de elemento
Versión del aplilcativo
Menú principal
Selección de tecnología y planta
Selección de la región
Selección o creación de un proyecto
Opción crear nuevo proyecto
Consulta de estructura de costos y valores (antes de
ejecutar el aplicativo)
9.34
9.35
9.37
9.43
9.45
9.48
9.50
9.52
10.2
10.3
10.4
10.15
10.16
10.18
11.19
11.20
11.32
12.3
12.4
12.5
12.5
12.7
12.8
12.9
12.9
12.10
REPUBLICA DE COLOMBIA
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
Figura 12.10.
Figura 12.11.
Figura 12.12.
Figura 12.13.
Figura 12.14.
Figura 12.15.
Figura 12.16.
Figura 12.17.
Figura 12.18.
Figura 12.19.
Figura 12.20.
Figura 12.21.
Figura 12.22.
Figura 12.23.
Figura 12.24.
Figura 12.25.
Figura 12.26.
Figura 12.27.
Figura 12.28.
Figura 12.29.
Figura 12.30.
Figura 12.31.
Figura 12.32.
Figura 12.33.
C-I-1759-00-01
Abril de 2005
Consulta de Estructura de Costos y Valores (Después
de ejecutar el aplicativo)
Modificación de valores de constantes
Ingreso del Usuario Administrador
Opciones de Administrador
Opción Ingresar Tecnología
Ingreso de una nueva tecnología
Opción Ingresar Planta
Ingreso de una Nueva Planta Tipo
Opciones para Ingresar Zona Potencial
Ingreso de una Nueva Zona Potencial
Creación/Modificación de Estructura de Costos
Opciones en la estructura de costos
Importación de Estructura Existente
Ingreso de Elemento Nuevo
Modificación de elemento
Visualizar elemento
Ingresar Constantes (listado)
Ingresar Constantes
Ingresar información adicional
Selección de proyectos a comparar
Selección de ítemes para la comparación de proyectos
Resultados de la comparación de proyectos
Resultados del Reporte Universal
Diagrama Entidad-Relación
12.12
12.13
12.14
12.14
12.15
12.15
12.16
12.16
12.17
12.17
12.18
12.20
12.20
12.21
12.21
12.22
12.22
12.23
12.24
12.25
12.26
12.26
12.27
12.31
REPUBLICA DE COLOMBIA
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
LISTA DE TABLAS GENERAL
Página
Tabla 3.1.
Tabla 3.2.
Tabla 3.3.
Tabla 4.1.
Tabla 4.2.
Tabla 4.3.
Tabla 4.4.
Tabla 4.5.
Tabla 4.6.
Tabla 4.7.
Tabla 4.8.
Tabla 4.9.
Tabla 4.10.
Tabla 4.11.
Tabla 4.12.
Tabla 4.13.
Tabla 4.14.
Tabla 4.15.
Tabla 4.16.
Tabla 4.17.
C-I-1759-00-01
Abril de 2005
Zonas no interconectadas establecidas en el estudio de
la UPME [1]
Regionalización utilizada en el estudio de costos de
generación
Composición del costo de equipos importados
Dimensionamiento de plantas típicas
Costos de estudios e investigaciones
Análisis de costos unitarios de la vía Tipo I
Análisis de costos unitarios de la vía Tipo II
Costos de líneas de transmisión para diferentes
potencias
Costos de líneas de transmisión definidos por la CREG
en la Resolución CREG 026 de 1999para diferentes
potencias
Costos de líneas de transmisión definidos por la CREG
en la
Análisis del costo de la presa para la Picocentral
Análisis del costo de la presa para la Microcentral
Análisis del costo de la presa en la Minicentral de caída
media
Análisis del costo de la presa para la Minicentral de baja
caída
Análisis del costo de la presa para la PCH
Análisis del costo de la presa para la Central de 200 MW
Análisis del costo de la presa para la Central de 600 MW
Análisis del costo de la captación para la Central de 200
MW
Análisis del costo de la captación para la Central de 600
MW
Análisis del costo de desarenadores para PCHs o
menores
3.4
3.6
3.19
4.14
4.17
4.20
4.20
4.21
4.22
4.22
4.23
4.24
4.24
4.24
4.25
4.26
4.27
4.27
4.28
4.28
REPUBLICA DE COLOMBIA
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
Tabla 4.18.
Tabla 4.19.
Tabla 4.20.
Tabla 4.21.
Tabla 4.22.
Tabla 4.23.
Tabla 4.24.
Tabla 4.25.
Tabla 4.26.
Tabla 4.27.
Tabla 4.28.
Tabla 4.29.
Tabla 4.30.
Tabla 4.31.
Tabla 4.32.
Tabla 4.33.
Tabla 4.34.
Tabla 4.35.
Tabla 4.36.
Tabla 4.37.
Tabla 4.38.
Tabla 4.39.
Tabla 4.40.
Tabla 5.1.
Tabla 5.2.
Tabla 5.3.
Tabla 5.4.
Tabla 5.5.
C-I-1759-00-01
Abril de 2005
Análisis del costo de conducciones para la Picocentral
Análisis del costo de conducciones para la Microcentral
Análisis del costo del canal cubierto para la Minicentral
Análisis del costo de conducciones para la Minicentral
Análisis del costo del túnel de la PCH
Análisis del costo de la tubería superficial de la PCH
Análisis del túnel sin blindaje de la central de 200 MW
Análisis del túnel blindado de la central de 200 MW
Análisis del túnel blindado de la central de 600 MW
Análisis del túnel blindado de la central de 600 MW
Costo de la casa de máquinas de la Minicentral de baja
caída
Análisis de la casa de máquinas de la Central de 200
MW
Análisis de la casa de máquinas de la Central de 600
MW
Análisis del costo de la descarga de la Microcentral
Costo de la descarga de la Minicentral de caída media
Costo de la descarga de la PCH
Costo de subestaciones en función de la capacidad
Costo unitarios definidos por la CREG
Costo de equipos en función de la capacidad
Costo de equipos diferenciados en función de la
capacidad
Costos ambientales preoperativos y operativos para las
tecnologías convencionales
Costos por Ingeniería
Factor de costos financieros
Calidad de los carbones de la Guajira
Calidad de los carbones de El Cesar
Precios del carbón en planta para diferentes
carboeléctricas
Regiones seleccionadas y zonas equivalentes
Valor de los predios
4.30
4.30
4.30
4.31
4.31
4.31
4.32
4.32
4.32
4.33
4.34
4.34
4.34
4.36
4.36
4.36
4.37
4.37
4.39
4.40
4.40
4.41
4.42
5.6
5.6
5.10
5.11
5.18
REPUBLICA DE COLOMBIA
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
Tabla 5.6.
Tabla 5.7.
Tabla 5.8.
Tabla 5.9.
Tabla 5.10.
Tabla 5.11.
Tabla 5.12.
Tabla 5.13.
Tabla 5.14.
Tabla 5.15.
Tabla 5.16.
Tabla 5.17.
Tabla 5.18.
Tabla 5.19.
Tabla 5.20.
Tabla 5.21.
Tabla 5.22.
Tabla 5.23.
Tabla 5.24.
Tabla 6.1.
Tabla 6.2.
Tabla 6.3.
Tabla 6.4.
Tabla 6.5.
Tabla 6.6.
Tabla 6.7.
Tabla 6.8.
Tabla 6.9.
Tabla 6.10.
Tabla 6.11.
Tabla 6.12.
Tabla 6.13.
C-I-1759-00-01
Abril de 2005
Valor de las vías
Líneas de conexión
Costo de los equipos para cada planta típica
Distribución costo para los equipos en carboeléctricas
Obras Civiles
Equipos carbón pulverizado 50MW
Equipos carbón pulverizado 150MW
Equipos carbón pulverizado 300MW
Equipos lecho fluidizado 150MW
Inversiones ambientales
Ingeniería
Imprevistos
Financieros preoperativos
Financieros preoperativos
Costos AOM
Costos del combustible
Operativos ambientales
Seguros
Cargos de ley operativos
Principales usos de gas natural por sector
Suministro de gas natural por zonas de explotación
(MBTU/día)
Costos de combustible para cada una de las zonas
Costos de predios
Costos de vías
Línea de conexión
Línea de conexión
Obras civiles ciclo simple
Obras civiles ciclo combinado
Costos overnight
Distribución de costos
Costo de Equipos Ciclo Simple 50MW
Costo de Equipos Ciclo Simple 150MW
5.19
5.19
5.20
5.21
5.22
5.22
5.23
5.24
5.25
5.26
5.26
5.27
5.27
5.28
5.29
5.30
5.30
5.31
5.31
6.6
6.10
6.19
6.21
6.22
6.22
6.23
6.24
6.24
6.25
6.25
6.26
6.26
REPUBLICA DE COLOMBIA
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
Tabla 6.14.
Tabla 6.15.
Tabla 6.16.
Tabla 6.17.
Tabla 6.18.
Tabla 6.19.
Tabla 6.20.
Tabla 6.21.
Tabla 6.22.
Tabla 6.23.
Tabla 6.24.
Tabla 6.25.
Tabla 6.26.
Tabla 6.27.
Tabla 6.28.
Tabla 6.29.
Tabla 7.1.
Tabla 7.2.
Tabla 7.3.
Tabla 7.4.
Tabla 7.5.
Tabla 7.6.
Tabla 7.7.
Tabla 7.8.
Tabla 7.9.
Tabla 7.10.
Tabla 7.11.
Tabla 7.12.
Tabla 7.13.
Tabla 7.14.
Tabla 7.15.
Tabla 7.16.
C-I-1759-00-01
Abril de 2005
Costo de Equipos Ciclo Simple 300MW
Costo de Equipos Ciclo Combinado 200MW
Costo de Equipos Ciclo Combinado 450MW
Costo de Equipos Cierre de Ciclo para 450MW
Costo de Inversiones ambientales
Ingeniería
Ingeniería
Costos financieros
Costos financieros
Costos AOM fijos
Costos financieros
Eficiencia (Heat Rate) de las plantas tipo
Costos del combustible
Costos ambientales
Seguros
Cargos de ley operativos
Requisitos para cubrir la demanda de una planta diesel
Áreas disponibles para plantaciones de palma africana
[3]
Diferencia en Precios del Aceite Crudo de Palma y el
ACPM
Costo de predios
Costo de vías de acceso mínimo, medio y máximo
Costos de líneas de conexión
Costo global de obras civiles
Costo de los equipos importados
Costo de las inversiones ambientales
Costo de las inversiones en ingeniería
Costo de los imprevistos
Costos financieros preoperativos
Costos de ley preoperativos
Costos AOM componente fija
Costo medio AOM componente variable
Costo mínimo y máximo AOM variable (USD/año)
6.27
6.27
6.28
6.28
6.29
6.29
6.30
6.31
6.31
6.32
6.33
6.34
6.34
6.35
6.35
6.36
7.12
7.13
7.13
7.20
7.20
7.20
7.21
7.23
7.24
7.24
7.25
7.25
7.25
7.26
7.27
7.27
REPUBLICA DE COLOMBIA
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
Tabla 7.17.
Tabla 7.18.
Tabla 7.19.
Tabla 7.20.
Tabla 7.21.
Tabla 7.22.
Tabla 7.23.
Tabla 7.24.
Tabla 7.25.
Tabla 7.26.
Tabla 7.27.
Tabla 7.28.
Tabla 7.29.
Tabla 8.1.
Tabla 8.2.
Tabla 8.3.
Tabla 8.4.
Tabla 9.1.
Tabla 9.2.
Tabla 9.3.
Tabla 9.4.
Tabla 9.5.
Tabla 9.6.
Tabla 9.7.
Tabla 9.8.
Tabla 9.9.
Tabla 9.10.
C-I-1759-00-01
Abril de 2005
Costo mantenimiento de líneas
Costo mantenimiento de vías
Costo mantenimiento de vías mínimo, medio y máximo
Costo del combustible para una planta diesel
Estructura de precio del biodiesel de aceite de palma [8].
Costo del combustible para la planta DBIO, mezcla 30%
biodiesel 70% diesel
Costo medio combustible
Costo mínimo combustible
Costo máximo del combustible
Costo del manejo ambiental
Costo de seguros
Costo de cargos de ley operativos
Costo de cargos de ley operativos
Escala de vientos de Beaufort [6]
Aerogeneradores representativos de gran potencia
encontrados en el mercado
Costos unitarios de las fundaciones del aerogenerador
Costo total de fundaciones y plazoleta de maniobras
Características de celdas de Si (Condiciones STC) [2]
Datos de placa de un módulo de 50 Wp (Condiciones
STC) [3]
Características principales de diferentes tipos de
baterías [4]
Capacidades típicas de baterías en aplicaciones solares
[5]
Estimación del estado de carga a 25°C [6]
Régimen de mantenimiento de baterías
Producción mundial de paneles FV por regiones (MWp
DC) [9]
Principales fabricantes de paneles FV [10]
Mercado mundial de SFV por tecnología 2003 (MW) [11]
Materiales tóxicos y peligrosos usados en la producción
de celdas fotovoltaicas [14]
7.28
7.28
7.28
7.29
7.30
7.31
7.31
7.32
7.32
7.33
7.33
7.34
7.34
8.7
8.8
8.19
8.20
9.5
9.7
9.13
9.15
9.16
17
9.21
9.21
9.22
9.25
REPUBLICA DE COLOMBIA
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
Tabla 9.11.
Tabla 9.12.
Tabla 9.13.
Tabla 9.14.
Tabla 9.15.
Tabla 9.16.
Tabla 9.17.
Tabla 9.18.
Tabla 9.19.
Tabla 9.20.
Tabla 9.21.
Tabla 9.22.
Tabla 9.23.
Tabla 9.24.
Tabla 9.25.
Tabla 9.26.
Tabla 9.27.
Tabla 9.28.
Tabla 9.29.
Tabla 10.1.
Tabla 10.2.
Tabla 10.3.
Tabla 10.4.
Tabla 10.5.
Tabla 11.1.
Tabla 11.2.
Tabla 11.3.
Tabla 11.4.
Tabla 11.5.
Tabla 11.6.
C-I-1759-00-01
Abril de 2005
Resumen de los principales impactos ambientales de los
SFV [15]
Potencial de la energía solar en Colombia, por regiones
Planta tipo para generación a pequeña escala 50 Wp
Energía generada de un SFV de 50 Wp
Planta tipo para generación a pequeña escala 300 Wp
Energía generada de un SFV de 300 Wp
Planta tipo para generación a mediana escala 3 kWp
Energía generada de un SFV de 3 KWp
Planta tipo para generación a mediana escala 30 kWp
Energía generada de un SFV de 30 KWp
Planta tipo para generación a gran escala 300 kWp
Energía generada de un SFV de 300 KWp
Planta tipo para generación a gran escala 3.000 kWp
Energía generada de un SFV de 3.000 KWp
Costos de estudios e investigaciones por planta tipo
Porcentajes costo de obras civiles
Costos de baterías
Principales características y costos de módulos FV
Clasificación y costos de inversores DC/AC
Equipos requeridos para cada uno de los sistemas
geotérmicos
Clasificación de plantas geotérmicas
Impacto potencial de proyectos geotérmicos
Capacidad instalada en el mundo (MWe)
Localización y características de las principales fuentes
geotérmicas en Colombia
Potencial energético de los residuos agroindustriales [2]
Capacidad energética y análisis químico de la cascarilla
de arroz [3]
Capacidad energética y análisis químico
Costos Preoperativos de Establecimiento CPE
Costo de equipos importados
Costo de equipos nacionales
9.26
9.38
9.42
9.42
9.44
9.44
9.46
9.47
9.49
9.50
9.51
9.52
9.54
9.55
9.57
9.59
9.59
9.61
9.62
10.5
10.6
10.8
10.10
10.13
11.6
11.8
11.8
11.30
11.30
11.31
REPUBLICA DE COLOMBIA
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
Tabla 11.7.
Tabla 11.8.
Tabla 11.9.
Tabla 11.10.
Tabla 11.11.
Tabla 11.12.
Tabla 12.1
C-I-1759-00-01
Abril de 2005
Costos de montaje
Costos de mantenimiento previo a la explotación CMPE
Costo total promedio de establecimiento y
mantenimiento previo a la explotación (USD/ha)
Costos operativos
Resumen de costos y productividad de los combustibles
provenientes de plantaciones energéticas
Requisitos y costo de biomasa
Descripción general de la estructura de las tablas
11.31
11.33
11.33
11.34
11.35
11.36
12.30
REPUBLICA DE COLOMBIA
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
TABLA DE CONTENIDO
Página
1.
INTRODUCCIÓN
1.1
2.
ENFOQUE TÉCNICO, OBJETIVOS Y ALCANCE DEL
ESTUDIO
2.1
2.1
ENFOQUE TÉCNICO
2.1
2.1.1
Planteamiento metodológico
2.1
2.1.2
Recopilación y procesamiento de información
2.2
2.1.3
Diseño e instalación de un modelo aplicativo
2.2
2.1.4
Inventario de contactos
2.3
2.2
OBJETIVOS
2.4
2.2.1
Objetivo general
2.4
2.2.2
Objetivos específicos
2.4
2.3
ALCANCE DEL ESTUDIO
2.4
2.3.1
Recursos energéticos
2.4
2.3.2
Unidades de precios y costos
2.5
2.3.3
Metodologías
2.5
2.3.4
Evaluación de costos de generación
2.5
3.
METODOLOGÍA
3.1
3.1
REGIONALIZACIÓN
3.1
3.1.1
Consideraciones generales sobre regionalización
3.1
3.1.2
Propuesta de regionalización
3.3
3.2
RECURSOS ENERGÉTICOS Y TECNOLOGÍAS
3.9
3.2.1
Tecnologías para fuentes convencionales
3.9
3.2.2
Tecnologías para fuentes no convencionales
3.11
3.3
ESTRUCTURA DE COSTOS DE GENERACIÓN
3.12
3.3.1
Esquema general de análisis del costo de generación
3.12
C-I-1759-00-01
Abril de 2005
REPUBLICA DE COLOMBIA
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
3.3.2
Componentes del costo de generación
3.16
3.4
REFERENCIAS
3.22
C-I-1759-00-01
Abril de 2005
REPUBLICA DE COLOMBIA
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
LISTA DE TABLAS
Página
Tabla 3.1. Zonas no interconectadas establecidas en el estudio de
la UPME [1]
Tabla 3.2. Regionalización utilizada en el estudio de costos de
generación
Tabla 3.3. Composición del costo de equipos importados
3.4
3.6
3.19
LISTA DE FIGURAS
Página
Figura 3.1 Regionalización de las zonas no interconectadas [1]
Figura 3.2 Regionalización utilizada en el análisis de los costos de
generación
Figura 3.3 Esquema de análisis del costo de generación
C-I-1759-00-01
Abril de 2005
3.7
3.8
3.15
REPUBLICA DE COLOMBIA
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
1.
INTRODUCCIÓN
El presente estudio tiene como objetivo general determinar los costos índices
de inversión, operación, mantenimiento, fijos y variables y el costo medio de la
energía de unidades de generación estándar a partir de los diferentes recursos
energéticos disponibles en el país y sus regiones, los cuales podrán ser
actualizados permanentemente por la Unidad de Planeación Minero Energética
UPME.
En este sentido, se evaluaron diferentes alternativas de generación eléctrica
basadas en el aprovechamiento de los posibles recursos energéticos
renovables y no renovables disponibles en el país, para lo cual se plantearon
esquemas de aprovechamientos que van desde soluciones individuales para
viviendas de zonas no interconectadas mediante energía solar fotovoltaica,
hasta grandes centrales hidroeléctricas y térmicas operando en del sistema
interconectado.
El presente informe contiene los objetivos, alcances, metodologías y resultados
del análisis de costos indicativos de generación eléctrica, organizado en cuatro
secciones de la siguiente forma:
Primera Sección: Enfoque, Objetivos, Alcances y Metodología: Esta sección
comprende los Capítulos 2 y 3 así:
El Capítulo 2 contiene el enfoque técnico adoptado, los objetivos y los
alcances del estudio, atendiendo los requerimientos de la UPME
expuestos en los términos de referencia del estudio.
En el Capítulo 3 contiene la metodología utilizada, la cual incluye los
procedimientos y criterios de Regionalización del país para el análisis de
costos de generación de cada recurso energético, los recursos
energéticos, las tecnologías y plantas típicas representativas de cada
recurso y la estructura general del costo de generación.
Segunda Sección: Fuentes Convencionales de Generación: Esta sección
comprende los Capítulos 4 al 7, cada uno de ellos dedicado a las
tecnologías de generación hidroeléctrica, térmica con base en carbón,
térmica con base en gas natural y motores alternantes con base en fuel oil,
diesel o biodiesel. Cada capítulo desarrolla para su respectivo recurso
energético los siguientes temas principales:
C-I-1759-00-01
Abril de 2005
1.1
REPUBLICA DE COLOMBIA
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
Descripción General: Comprende la descripción general de las
tecnologías de generación eléctrica y del esquema general de
aprovechamiento del recurso energético, descripción de los principales
componentes y procesos simplificados de transformación de energía,
entre otros. Dicha descripción es la base para la identificación de los
principales ítemes de inversión para el análisis del costo de generación.
Campo de Aplicación: Dentro del contexto del presente informe se
enmarcan las diferentes tecnologías y plantas típicas analizadas como
parte de la expansión del sector interconectado o como solución aislada
a zonas no interconectadas. En esta última clasificación se describen las
posibles aplicaciones energéticas, tales como atención de las demandas
de iluminación y frío de viviendas individuales, centros de salud, etc.
Recurso Energético en el País: En este numeral se presenta y describe
globalmente el potencial en el país del recurso analizado (mapas de
viento, radiación, recursos geotérmicos, etc.). Así mismo, se enuncian
algunos criterios relacionados con el potencial que más adelante se citen
para definir zonas potenciales, como por ejemplo, velocidades mínimas
de viento, radiación y horas de sol mínimas, etc.
Regionalización: En este numeral se establecen las diferentes zonas
potenciales para el análisis de los costos de generación a partir de cada
recurso energético. La regionalización del territorio nacional se basa en
dos criterios principales, la cobertura del sistema interconectado y las
divisiones políticas departamentales. La interconexión permite diferenciar
las zonas interconectadas de las no interconectadas, aspecto muy
importante para el planteamiento de alternativas factibles en cada zona;
las divisiones políticas a nivel de departamentos permiten configurar
zonas interconectadas con cierta homogeneidad de recursos energéticos
e infraestructura.
Tecnologías de Generación Eléctrica: En este numeral se presenta una
breve descripción de las tecnologías de generación consideradas en el
estudio, la sustentación técnica económica y ambiental (si aplica) de
dicha selección, los principales componentes, etc.
Plantas Típicas: Con base en el anterior numeral, se concreta en este
numeral la descripción detallada de las plantas típicas en cada
tecnología, especificando valores de capacidad y, si es el caso, de
algunas dimensiones típicas. Esta descripción debe ser la base para la
C-I-1759-00-01
Abril de 2005
1.2
REPUBLICA DE COLOMBIA
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
elaboración de los presupuestos de cada planta, con los cuales se
establezcan las inversiones y sus participaciones en los respectivos
costos de generación eléctrica.
Estructura General de Costos de Generación: En este numeral se
presentan los procedimientos generales para el tratamiento de cada
componente de la estructura de costos. Existen procedimientos para la
determinación de costos de obras de infraestructura aplicables a casi
todas las tecnologías y procedimientos particulares de cada tecnología.
Tercera Sección: Fuentes No Convencionales de Generación: Esta sección
comprende los Capítulos 8 al 11, cada uno de ellos dedicado a las
tecnologías de generación eólica, solar fotovoltaica, geotérmica y biomasa.
Para estas fuentes se desarrollan los mismos temas descritos en la sección
anterior para Fuentes Convencionales.
Cuarta Sección: Aplicativo y Directorio de Contactos: Esta sección
comprende el Capítulo 12 en el cual se presenta una descripción detallada
del Aplicativo, los respectivos manuales de instalación y usuario y la
descripción del directorio de contactos
C-I-1759-00-01
Abril de 2005
1.3
REPUBLICA DE COLOMBIA
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
2.
2.1
ENFOQUE TÉCNICO, OBJETIVOS Y ALCANCE DEL
ESTUDIO
ENFOQUE TÉCNICO
Los trabajos a desarrollar se enfocaron de manera general como una labor de
investigación integral que incluirá las siguientes facetas:
2.1.1
Planteamiento metodológico
Definición de la metodología, criterios y procedimientos necesarios para la
estimación de los costos de generación para cada una de las diversas
tecnologías y plantas típicas definidas en cada una de las regiones del país,
contemplando las necesidades de actualización futura de dichos costos por
parte de la UPME, para lo cual se desarrolla un modelo aplicativo que cumple
con todos los requerimientos de flexibilidad en las evaluaciones de costos y
actualización de las bases de datos.
La tipificación de plantas de generación eléctrica utilizada en la evaluación de
costos se basa en la definición de esquemas de aprovechamiento, la selección
de tecnologías maduras y probadas y la definición de capacidades instaladas
dentro de rangos normales de aplicación, entre otros. Es de anotar que las
anteriores características básicas están íntimamente relacionadas con los
costos de inversión, operación y mantenimiento de cada alternativa, en este
sentido se definieron plantas de generación representativas de la expansión del
sector para las zonas interconectadas, y la atención de la demanda de zonas no
interconectadas.
En la evaluación de cada alternativa de generación se utilizó la experiencia de
los expertos involucrados en el estudio, los resultados de otros estudios
ejecutados en el medio, en particular, todos aquellos con que cuenta la UPME
respecto a este tema, experiencias internacionales aplicables, así como
cualquier tipo de información sobre el estado del arte en cada tecnología de
generación.
Como resultado final del estudio se desarrollaron modelos de cálculo del costo
de generación para cada tecnología, se establecieron los criterios a ser
considerados en la evaluación, el nivel de detalle de desagregación de la
estructura del costo de generación, la información requerida, etc. Así mismo, se
determinaron los procedimientos de consecución y actualización de tal
información.
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2.1
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2.1.2
Recopilación y procesamiento de información
Esta faceta del estudio comprende la recopilación, análisis y homologación de
la información utilizada en el estudio dentro de las siguientes actividades:
Definición de zonas homogéneas del país para el análisis de la viabilidad
técnica de diferentes tecnologías de generación.
Definición de plantas típicas de generación para zonas interconectadas y no
interconectadas.
Determinación de los costos de generación de energía eléctrica para cada
tecnología y según la localización, mediante la determinación de los costos
índices de inversión, operación y mantenimiento, teniendo en cuenta todos
los aspectos involucrados de carácter técnico, ambiental y legal, así como
la forma en que la localización puede afectar tales costos.
En este sentido, la investigación está enfocada a factores tan diversos como las
especificidades técnicas de instalación y producción de cada tecnología en
particular (incluyendo las consideraciones ambientales que sean del caso), los
precios de mercado de las componentes de costo involucradas (en obras,
equipos, personal, etc.), la legislación y regulación aduanera y tributaria
nacional, los medios y costos de transporte nacionales e internacionales, la
disponibilidad de combustibles e insumos y su costo correspondiente, las
particularidades de la geografía nacional (como disponibilidad hídrica, régimen
de vientos, radiación solar, reservas minerales, etc.) y de su infraestructura
(vías, líneas de transmisión eléctrica, etc.).
2.1.3
Diseño e instalación de un modelo aplicativo
El diseño del aplicativo para la determinación de costos de generación eléctrica
se basó en las siguientes consideraciones de funcionalidad:
En primer lugar el modelo no puede ser “caja negra”, debe ser transparente
en los supuestos, algoritmos y funciones de costo con el fin de permitir
futuras actualizaciones por los funcionarios de la UPME.
El aplicativo se concibe de forma paramétrica que garantice una amplia
flexibilidad para la formulación de Escenarios y la realización de análisis de
sensibilidad. Dicha característica permite a la UPME el acceso a la
información básica recopilada, la ejecución de cálculos y actualización de
resultados, la modificación o actualización de datos, los análisis de
sensibilidad de los resultados obtenidos a variaciones en parámetros clave,
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2.2
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adaptaciones del modelo a situaciones cambiantes futuras, como podrían
ser cambios regulatorios, tributarios o aduaneros, por ejemplo. De esta
manera se pueden actualizar los resultados cada vez que sea necesario,
dados cambios en los datos básicos cualquiera sea la razón que genere
estos cambios.
Dada la incertidumbre inherente en la información básica, y sobretodo en
las proyecciones futuras de la misma, el modelo permite evaluar la
incidencia de variables inciertas o coyunturales en el costo de generación,
tal como puede suceder con algunos ítemes o materiales de construcción y
suministro. Uno de los principales aspectos inciertos y de difícil tipificación
en la evaluación de los costos de inversión y generación está relacionado
con la definición de los costos de inversión y operación del plan de manejo
ambiental, incluyendo las obras de mitigación y compensación.
No menos importante que el conocimiento y la información del Modelo, es el
diseño gráfico y funcional del aplicativo. En este sentido, las interfaces de
entrada de datos, consulta de bases de datos y obtención de resultados
proveen un ambiente agradable de trabajo con el modelo. El cumplimiento
de este objetivo incide de manera significativa en la apropiación del Modelo
por parte de los funcionarios de la UPME, garantiza el uso frecuente del
mismo y facilita la elaboración de informes y documentos periódicos sobre
el tema.
Si bien se desarrolló un manual de usuario para la instalación y operación
del Aplicativo, en el diseño de interfaces y aplicaciones se concibió de
forma que sean autoexplicativas, provistas de ayudas que minimicen la
necesidad de consultar frecuentemente el manual de usuario. Esta virtud
del Aplicativo nuevamente favorece la agilidad en el empleo del Modelo
durante futuras utilizaciones en la UPME.
2.1.4
Inventario de contactos
Hace parte también del enfoque de los trabajos la elaboración de un inventario
de contactos, empresas, instituciones nacionales e internacionales, etc., que
permiten la obtención y actualización de la información necesaria. Así mismo, la
implementación de un directorio que contenga nombres, direcciones, teléfonos,
correos electrónicos, sitos WEB o cualquier otra información relevante para
acceder a tales contactos, así como la manera de mantener permanentemente
actualizada esta información.
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2.3
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2.2
OBJETIVOS
2.2.1
Objetivo general
Determinar los costos índices de inversión, operación, mantenimiento, fijos y
variables y el costo de energía medio de unidades de generación estándar a
partir de los diferentes recursos energéticos disponibles en el país y sus
regiones, estableciendo además dichos costos para unidades capaces de
operar con combustibles sustitutos, y los cuales puedan ser actualizados
permanentemente por la UPME.
2.2.2
Objetivos específicos
Establecer los procedimientos y metodología necesarios que le permitan a
la UPME estimar y actualizar los costos de generación de energía eléctrica
a partir de las diferentes tecnologías, considerando que las unidades de
generación serán instaladas en sitios adecuados para su operación normal.
Determinar el costo medio de generación de energía (US$/kWh), a partir de
los costos índices de inversión, operación y mantenimiento, fijos y variables,
costos ambientales originados por la instalación de unidades de generación
de energía eléctrica, de acuerdo con su tecnología, ciclo, tipo1, localización,
factor de utilización y forma de utilización en el sistema interconectado
nacional, entre otros, incluyendo el caso de unidades capaces de operar
con combustibles sustitutos.
Implementar la metodología de estimación y actualización de costos de
generación mediante el desarrollo de un aplicativo en base de datos.
Desarrollar e implementar un directorio de contactos y la metodología para
su actualización permanente, que contenga los nombres, direcciones,
correo electrónico, página WEB y teléfonos de las compañías, empresas,
instituciones nacionales e internacionales, facilite la actualización.
2.3
ALCANCE DEL ESTUDIO
El Alcance de los Estudios se basa fundamentalmente en los Términos de
Referencia de la UPME, los cuales constituyen la principal guía para el
cumplimiento de los objetivos anteriormente citados.
2.3.1
Recursos energéticos
Los recursos energéticos considerados en el estudio son: hídrico, gas natural,
carbón, diesel, fuel oil, biomasa, eólico, geotermia y solar. En tal sentido, se
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2.4
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consideran los estudios desarrollados por la UPME sobre potenciales
energéticos y en general los estudios relativos al tema.
2.3.2
Unidades de precios y costos
Siempre que se hace referencia a precios o costos se utiliza como unidad el
Dólar Americano (USD) constantes a diciembre de 2004.
2.3.3
Metodologías
Las Metodologías para la estimación de costos de las diferentes alternativas
tecnológicas y definición de plantas típicas y sitios potenciales en cada
tecnología fueron acordadas con la UPME.
2.3.4
Evaluación de costos de generación
La determinación de los costos medios de generación se hace a partir de los
costos índices de inversión, operación y mantenimiento, tanto fijos como
variables, costos ambientales originados por la instalación de plantas o
unidades de generación de energía eléctrica, de acuerdo con su tecnología,
ciclo, tipo, localización y factor de utilización, entre otros, que puedan operar
con diferentes recursos energéticos disponibles en el país, involucrando costos
ambientales.
Como criterios básicos para la estimación de los costos de generación se
tomaron:
El costo FOB de la planta desagregado en sus principales unidades
constructivas, transporte y seguros internacionales.
El costo en puerto colombiano de la planta de generación desagregado en
sus principales unidades constructivas, costos e impuestos de
nacionalización.
El costo de transporte en función de la distancia hasta el sitio de operación
de la planta.
Otros costos, tales como costo de los equipos asociados requeridos para la
operación de las unidades de generación, costos de repuestos,
depreciación en función de la vida útil estimada y demás aspectos
determinantes del costo de generación.
Este alcance también aplica para unidades que operen con combustibles
sustitutos (por ejemplo: unidades de gas a carbón, gas a fuel oil, carbón a gas,
carbón a fuel oil, fuel oil a gas, entre otras).
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2.5
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Se definen los procedimientos para la estimación de costos asociados con las
obras civiles, de tal forma que se considera una variedad representativa de
diferentes alternativas de construcción, que para el caso de costos de plantas
hidráulicas, por ejemplo, contempla diferentes tipos de presa, caída de agua,
embalse, túneles, etc.
Adicionalmente, para las plantas térmicas, se plantean alternativas para
modelar los costos de generación que no están siendo considerados en el
modelo de planeamiento y modelo de despacho, entre otros: número de
arranques, rampas de toma de carga, deterioro de las unidades por arranques y
paradas, eficiencia de las plantas, y demás aspectos determinantes de su costo
de operación.
Dentro de la estructura del costo de generación se incluyen aspectos
relacionados con la legislación vigente y aplicable en materia de importación,
convenios aduaneros, tratados comerciales, tributación, seguros, transporte
nacional y en cualquier otro aspecto determinante en la definición de dicho
costo.
La base de datos contiene la información reportada de las diferentes fuentes del
directorio. Se desarrollaron los procedimientos y metodología que facilitan la
solicitud de información a las diferentes fuentes de información para la
actualización permanente de los diferentes componentes de los costos índices,
demás información relacionada y su ingreso a la base de datos.
La metodología desarrollada para el cálculo de los costos es lo suficientemente
flexible para permitirle a la UPME realizar análisis de sensibilidad a los
resultados ante variaciones en los criterios de selección de la tecnología, tales
como consumo energético, tiempo de operación, indisponibilidad típica de cada
tecnología (mantenimiento programado).
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2.6
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3.
3.1
3.1.1
METODOLOGÍA
REGIONALIZACIÓN
Consideraciones generales sobre regionalización
Se establecen a continuación los criterios generales considerados en la
definición de regiones para el análisis de costos de generación:
Regiones mutuamente excluyentes y exhaustivas: En primer lugar, y
como condición necesaria, los criterios de discretización del país
empleados deben generar regiones mutuamente excluyentes y
conjuntamente exhaustivas, es decir, un sitio no debe pertenecer a más
de una región y todo el territorio debe estar incluido en los conjuntos de
regiones. En este sentido, los criterios empleados deben ser los
suficientemente claros y definidos para evitar zonas difusas en las
fronteras de dos regiones adyacentes. Algunos criterios sumamente
especializados en alguna disciplina, de difícil identificación y medición,
pueden generar confusiones en la regionalización y obviamente no
tienen un carácter suficientemente general para su aplicación a las
demás disciplinas.
Criterios de subdivisión claros y aceptados: Como complemento al
anterior criterio, los aspectos y características considerados en la
regionalización deben ser de fácil e inequívoca identificación por los
usuarios potenciales de la herramienta, en lo posible se emplean criterios
de subdivisión existentes y de amplia aceptación. De acuerdo con lo
anterior, se decidió utilizar criterios adoptados actualmente por la UPME
y otras instituciones del sector, como el Institutito de Planificación y
Promoción de Soluciones Energéticas (IPSE).
Enfoque de planeamiento: Los objetivos y alcances del presente
estudio están orientados hacia el soporte de actividades y decisiones de
planeamiento general del sector eléctrico, no se pretende que los costos
encontrados para las diferentes tecnologías y plantas típicas en las
diferentes regiones planteadas soporten decisiones particulares sobre
proyectos específicos. Por esta razón la regionalización y la evaluación
final de costos de generación se concentran en la identificación de casos
representativos, con cierta homogeneidad dentro de cada región. La
consideración de condiciones especiales y particulares, bien sea
excepcionalmente favorables o desfavorables, además de no cumplir
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3.1
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satisfactoriamente con criterios de generalidad, pueden enviar señales
no reales sobre la expansión o solución energética en una región.
Condiciones ambientales representativas: La segunda parte del
criterio anterior resulta particularmente importante en el análisis de las
condiciones ambientales que intervienen en las inversiones y costos
operativos de los proyectos de generación. Bajo esta consideración, se
establecen los impactos y costos de medidas de compensación y
mitigación típicas de cada tecnología en cada región para condiciones
promedias, no se considera apropiado la consideración de condiciones
extremadamente desfavorables por la baja representatividad a además
se espera que bajo tal situación el proyecto analizado no se implemente.
Flexibilidad para generar y analizar casos particulares: El modelo,
además de presentar el análisis de casos de referencia relacionados con
condiciones típicas o representativas de cada tecnología en cada región,
permite al usuario normal generar sus propios análisis particulares en los
que puede redefinir prácticamente todas las condiciones supuestas, sin
tener que modificar los casos de referencia establecidos en el presente
estudio. Esta facilidad admite la realización de análisis de sensibilidad
para atender requerimientos por fuera de las condiciones
representativas.
Homogeneidad en los costos de generación: Las regiones finalmente
definidas reflejan cierta homogeneidad en los costos de generación. Sin
embargo, debido a la existencia de los innumerables aspectos que
inciden en dichos costos, tales como la disponibilidad de obras de
infraestructura vial y eléctrica entre otros, el análisis de proyectos
específicos deberá realizarse con base en las características propias de
los mismos.
Objetivos centrales de la generación: No se debe perder de vista los
objetivos centrales de la generación eléctrica en cada región,
determinados en gran medida por la interconexión eléctrica al sistema
nacional. En este sentido, necesariamente se diferenciaron las zonas
interconectadas de las no interconectadas, debido, entre otras a las
siguientes razones:
Proyectos en Zonas No Interconectadas: Los proyectos en las
zonas no interconectadas, al operar de manera aislada, están
condicionados por el comportamiento de la demanda propia y la
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3.2
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necesidad de firmeza y regulación de carga. En este caso las
capacidades de los proyectos son muy limitadas (a lo sumo algunos
megavatios) y la viabilidad de los mismos debe centrarse sobre el
análisis de las oportunidades de generación particulares de la zona a
atender, lo cual implica altos costos de generación, con relación a los
costos marginales de expansión del país.
Proyectos en Zonas Interconectadas: Los proyectos a
implementar en la zona interconectada, al no atender una demanda
propia y gozar del respaldo del sistema nacional, son muy flexibles en
la definición de su capacidad. En este caso es factible pensar en
proyectos de varios cientos de megavatios, cuya viabilidad debe
medirse con base en costos marginales de expansión.
3.1.2
Propuesta de regionalización
Además de las anteriores consideraciones generales para la regionalización del
país y atendiendo la solicitud de la UPME en el sentido de utilizar el Sistema de
Información SIPR para la definición de regiones potenciales específicas para
cada energético, se plantea a continuación el procedimiento general de
regionalización para definir las referencias geográficas de los costos de
generación de cada tecnología y planta típica.
Bajo esta metodología de regionalización, el principal criterio lo constituye la
cobertura del sistema interconectado, la cual genera dos tipos de regiones al
diferenciar las zonas no interconectadas de las interconectadas, dicho criterio
permite integrar al análisis los principales objetivos de la generación, como lo
son la expansión del sistema interconectado y la atención de zonas no
interconectadas, e incluir el efecto geográfico en la definición de algunas
componentes del costo de generación. En este sentido se plantean dos
sistemas de referenciación de las zonas potenciales definidas para cada
recurso energético:
A continuación se presenta el sistema de referencia geográfica propuesto para
cada una de estas zonas:
3.1.2.1
Zonas no interconectadas
Para estas zonas se propone la subdivisión en doce zonas identificadas en el
estudio de la UPME (Establecimiento de un Plan Estructural, Institucional y
Financiero, que Permita el Abastecimiento Energético de las Zonas No
Interconectadas, con Participación de las Comunidades y el Sector Privado,
realizado por AENE y HAGLER BAILLY en 2000 [1]). Dicho estudio identificó
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3.3
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doce zonas mediante la consideración de numerosos aspectos relacionados
con la demanda, el potencial de diferentes recursos energéticos y la
infraestructura de acceso disponible.
La consideración de diferentes criterios técnicos y económicos para la definición
de las doce zonas no interconectadas del estudio de la UPME [1] y la adopción
de dicha zonificación por parte del Instituto de Planificación y Promoción de
Soluciones Energéticas (IPSE) garantiza el cumplimiento de varios de los
objetivos planteados para la regionalización de los costos de generación, al
menos en las zonas no interconectadas.
En la Tabla 3.1 y la Figura 3.1 se presenta e ilustra la subdivisión de las zonas
no interconectadas definidas en el citado estudio de la UPME. Nótese que la
zona 12 al estar dispersa por el territorio nacional admite una mayor
discretización con el fin de considerar homogeneidad regional.
Tabla 3.1.
Zonas no interconectadas establecidas en el estudio de la
UPME [1]
Grupo
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Zona
1
Chocó / Atrato
2
Litoral Pacífico / Chocó
3
Litoral Pacífico Nariño / Cauca
4
Río Meta/ Casanare, Meta / Casanare, / Arauca /
Vichada
5
Rio Guaviare, Meta / Guaviare / Vichada / Guainía
6
Ríos Caquetá y Caguan
7
Río Putumayo, Putumayo / Amazonas
8
Amazonas
9
Vaupés
10
Guainía
11
Vichada
12
Localidades y Municipios Aislados
3.4
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3.1.2.2
Zonas interconectadas
Una vez definida la regionalización de las zonas no interconectadas, para el
resto del país se propone una regionalización a partir de los límites políticos a
nivel departamental, agregando algunas regiones geográficas por similitud en
condiciones físicas e infraestructura.
3.1.2.3
Regionalización apara el análisis de costos de generación
Con base en lo anterior, en la Tabla 3.2 y Figura 3.2 se presenta la
regionalización utilizada para el análisis del costo de generación, esta división
comprende nueve zonas interconectadas y diecinueve zonas no
interconectadas, producto de once zonas simples y la zona 12 subdividida en
ocho sub zonas.
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3.5
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Tabla 3.2.
Código
Int01
Int02
Int03
Int04
Int05
Int06
Int07
Int08
Int09
Zni01
Zni02
Zni03
Zni04
Zni05
Zni06
Zni07
Zni08
Zni09
Zni10
Zni11
Zni12-01
Zni12-02
Zni12-03
Zni12-04
Zni12-05
Zni12-06
Zni12-07
Zni12-08
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Regionalización utilizada en el estudio de costos de
generación
Nombre
Guajira, Cesar, Sur de Bolivar
Costa Atlántica
Norte de Santander
Antioquia
Santander,Boyacá
Eje cafetero, Valle del Cauca
Tolima, Huila
Cundinamarca, piedemonte (Meta)
Nariño,Cauca (Andino)
Chocó/Atrato
Litoral Pacífico Chocó
Litoral Pacífico Nariño/Cauca
Río Meta /Casanare, Meta/Casanare/Arauca/ Vichada
Río Guaviare Meta/Guaviare/Vichada/Guainía
Ríos Caquetá y Caguán
Río Putumayo, Putumayo/Amazonas
Amazonas
Vaupés
Guainía
Vichada
Localidades y municipios aislados(Alta Guajira)
Localidades y municipios aislados(La mojana y Bajo Magdalena)
Localidades y municipios aislados (Sur del Cesar)
Localidades y municipios aislados(Norte de Arauca)
Localidades y municipios aislados (El Calvario, Meta)
Localidades y municipios aislados(B/ventura y Bocas del San juan)
Localidades y municipios aislados (Piedemonte llanero, Yarí, Alto Vaupés)
Localidades y municipios aislados(Piedemonte amazónico)
3.6
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Fi`gura 3.1 Regionalización de las zonas no interconectadas [1]
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Figura 3.2
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Regionalización utilizada en el análisis de los costos de
generación
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3.2
RECURSOS ENERGÉTICOS Y TECNOLOGÍAS
En este numeral se presenta una breve descripción de los recursos energéticos
y las tecnologías consideradas en el análisis de costos unitarios de generación.
Adicionalmente, en los capítulos dedicados específicamente a cada recurso se
amplía la presente descripción y se establecen las plantas típicas consideradas.
3.2.1 Tecnologías para fuentes convencionales
3.2.1.1
Hidroelectricidad
Se trata de una tecnología ampliamente conocida y aplicada en el país para un
rango muy amplio de capacidades instaladas, desde algunos kW hasta más de
1000 MW.
Aun cuando existen innumerables posibles variaciones de configuración o
esquema de los proyectos, para el presente estudio se adoptó la clasificación
que sugiere la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) para este
tipo de aprovechamientos.
Picocentrantrales: Capacidad instalada entre 0,5 y 5 kW, operación a filo
de agua, aplicable a zonas no interconectadas o casos aislados de zonas
interconectadas. La planta típica para el análisis corresponde en este caso
a una central de 5 kW de capacidad.
Microcentrales: Capacidad instalada entre 5 y 50 kW, operación a filo de
agua, aplicable a zonas no interconectadas o casos aislados de zonas
interconectadas. La planta típica para el análisis corresponde en este caso
a una central de 50 kW.
Minicentrales: Capacidad instalada entre 50 y 500 kW, operación a filo de
agua, aplicable a zonas no interconectadas o casos aislados de zonas
interconectadas. La planta típica para el análisis corresponde en este caso
a una central de 500 kW. En este caso se evaluaron dos centrales una
para saltos del orden de los 60 m y otra de baja caída para saltos del
orden de los 4 m.
Pequeñas Centrales Hidroeléctricas (PCH): Capacidad instalada entre 500
y 10000 kW, operación a filo de agua, aplicable a zonas no
interconectadas y zonas Interconectadas (sin posibilidad de participar en
el despacho eléctrico). La planta típica para el análisis corresponde en
este caso a una central de 10000 kW (1 MW)
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3.9
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Centrales Hidroeléctricas (CH): Capacidad instalada mayor a 20 MW,
aplicable a Zonas Interconectadas, con participación obligada en el
despacho eléctrico. Las plantas típicas para el análisis corresponden en
este caso a centrales de 200 MW y 600 MW.
3.2.1.2
Centrales térmicas a gas
Para este recurso se definieron las siguientes plantas típicas:
Ciclo Simple: aplicables a zonas interconectadas, con capacidades
instaladas típicas de: 50 MW en una unidad, 150 MW en una unidad y 300
MW en dos unidades de 150 MW cada una.
Ciclo Combinado: aplicables a zonas interconectadas, con capacidad
instalada típica de: 450 MW, obtenidos mediante dos unidades a gas de
150 MW cada una y una unidad a vapor de 150 MW.
Cierre de Ciclo: aplicable a zonas Interconectadas, se considera como
proyecto típico la instalación de una unidad de vapor de 150 MW para
cerrar el ciclo de una central de 300 MW conformada por dos unidades a
gas de 150 MW cada una.
3.2.1.3
Centrales térmicas a carbón.
En el aprovechamiento de este recurso minero energético se plantearon las
siguientes plantas típicas:
Tecnología de Carbón Pulverizado: Capacidad instalada de 50 MW, 150
MW y 300 MW en una unidad, todas con tecnología de enfriamiento en
ciclo semi-humedo. Dada las capacidades instaladas estas centrales se
consideran exclusivamente para zonas interconectadas.
Tecnología de Lecho Fluidizado: Capacidad instalada de 150 MW en una
unidad, con tecnología de enfriamiento en ciclo semi-humedo. Igualmente
aplicable a zonas interconectadas. Así mismo se considera una planta de
150 MW de capacidad operando con mezcla de carbón y biomasa
(dendroenergía)
No se considera ciclo abierto de enfriamiento ya que el volumen de agua que
ésta tecnología requiere y los impactos ambientales que conlleva, la harían no
factible en casi la totalidad del país.
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3.2.1.4
Centrales térmicas a diesel o fuel oil
En este caso se considera la tecnología de motores alternantes con capacidad
instalada de 2 MW, aplicable exclusivamente a centros poblados de las zonas
no interconectadas.
Las alternativas en esta tecnología dependen del
combustible utilizado, en este sentido se estudiaron:
Motores alternantes de 2 MW operando con Fuel oil
Motores alternantes de 2 MW operando con diesel
Motores alternantes de 2 MW operando con biodies.
3.2.2 Tecnologías para fuentes no convencionales
3.2.2.1 Energía Eólica
Se definieron equipos de baja potencia para zonas no interconectas con
generador sincrónico y almacenamiento en baterías. Estas plantas son la eólica
micro y eólica pequeña:
EMCO: Eólica Micro con potencia nominal 1.5 kW
EP: Eólica Pequeña con potencia nominal 15 Kw
Para operar dentro del sistema interconectado se definieron tres plantas típicas
con aerogenerador de eje horizontal tripala a barlovento de regulación por
pérdida y/o cambio de paso.
EMDA: Eólica Mediana con potencia nominal 225 kW
EGS: Eólica a Gran Escala con potencia nominal 1.3 MW
PE: Parque Eólico con potencia nominal 19.5 MW
Proyectos que consideren las dos últimas plantas típicas deberán ser
desarrollados en zonas de alto potencial eólico donde exista interconexión al
sistema.
3.2.2.2 Energía Solar
Generación a pequeña escala: Son sistemas individuales y domésticos, en
aplicaciones rurales aisladas, instalados sobre tejados, azoteas de casas.
SFV 50 Wp de DC: Suple las necesidades de un grupo familiar
pequeño
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3.11
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COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
SFV 300 Wp de DC/AC para ZNI: Suple las necesidades de una
vivienda de mayor demanda eléctrica
Generación a mediana escala: Son sistemas centralizados, que pueden
brindar soluciones energéticas a pequeñas comunidades.
SFV 3 kWp de AC para ZNI: Esta planta puede atender 10 usuarios
(viviendas) con los servicios básicos de iluminación, un ventilador, radio
grabadora, TV a color de 14” y equipo de sonido compacto.
SFV 30 kWp de AC para SIN: Sistemas centralizados en edificios,
normalmente integrados en la arquitectura de los mismos o
comunidades de vecinos.
Generación fotovoltaica a gran escala: Son generalmente instalaciones
conectadas a red, de superficies extensas.
SFV 300 kWp de AC para SIN:
Centrales de generación fotovoltaica
SFV 3.000 kWp de AC para SIN:
3.2.2.3 Energía Geotérmica
La planta típica seleccionada para la generación de energía eléctrica con
recursos geotérmicos en Colombia, es la de ciclo binario con capacidad de 5
MW (pequeña central) GT 5.
3.3
ESTRUCTURA DE COSTOS DE GENERACIÓN
3.3.1 Esquema general de análisis del costo de generación
En la Figura 3.3 se presenta el esquema metodológico seguido en la
determinación del costo de generación, en el cual se pueden distinguir dos
grandes grupos de costos dependiendo de los períodos en que son causados,
los costos preoperativos y los costos operativos. Los primeros corresponden
básicamente a inversiones realizadas una sola vez antes de entrar en
operación el proyecto, y los segundos corresponden a costos periódicos, fijos o
variables, que garantizan la operación de la central.
Dentro de los costos operativos se distinguen los siguientes componentes
generales a la mayoría de plantas típicas:
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3.12
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COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
Estudios e investigaciones
Predios
Obras de infraestructura
Obras civiles
Equipos*
Inversiones ambientales
Ingeniería
Imprevistos en obras y equipos
Costos financieros
Costos de ley
De otro lado, las principales componentes de los costos operativos son:
Administración, operación y mantenimiento (AOM) Componente fija
Administración, operación y mantenimiento (AOM) Componente variable.
Combustible
Seguros
Manejo ambiental
Cargos de ley operativos
La determinación de los costos operativos y preoperativos se realiza con base
en los siguientes tres grupos de variables:
Variables geográficas: Este tipo de variables comprenden básicamente la
infraestructura disponible, en vías de acceso, líneas de conexión
eléctrica y gasoductos. Dicha infraestructura disponible incide
directamente en los costos preoperativos asociados a las respectivas
obras de infraestructura requeridas por las centrales.
Planta típica: Corresponde al conjunto de variables que definen el
sistema de generación considerado. Este tipo de variables tiene una
incidencia directa en los diferentes componentes de los costos
preoperativos, en los costos operativos y obviamente en la generación
media de la alternativa.
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3.13
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Regulación y Leyes: Variables que inciden básicamente en los costos de
ley operativos y preoperativos en el proceso de nacionalización y
adquisición de ítemes importados.
Con el total de los costos preoperativos y el empleo de variables económicas
como la tasa de descuento y la vida útil de la central evaluada se calcula el
costo preoperativo anual. Este costo se suma al costo operativo anual para
obtener el costo total anual.
La relación entre el costo total anual y la energía generada constituye el costo
unitario de generación, objetivo central del presente análisis. La energía media
anual se determina mediante las características propias de la central, tales
como capacidad instalada y factor de planta. En varios casos, como en la
generación térmica e hidroeléctrica, se deben suponer los factores de planta
típicos de este tipo de aprovechamientos; en otros casos, como la generación
solar fotovoltaica y eólica, el factor de planta dependerá de las condiciones del
potencial respectivo en las diferentes regiones consideradas.
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REGIONALIZACIÓN
COSTOS PREOPERATIVOS
Potencial
Predios
Infraestructura Disponible
Infraestructura
Distancia a vías
Obras Civiles
Distancia a líneas
Equipos
Distancia gasoductos
Inversiones ambientales
VARIABLES
ECONÓMICAS
TOTAL PREOPERATIVO
Ingeniería
COSTO PREOPERATIVO
ANUAL
Imprevistos
PLANTA TÍPICA
Financieros
Caracterización
Ley Preoperativos
Capacidad
COSTO TOTAL
EQUIVALENTE ANUAL
Factor de Planta
COSTOS OPERATIVOS
Vida Útil
Eficiencia
AOM Componente Fija
Mantenimiento Y Overhaul
Combustible
REGULACIÓN Y LEYES
TOTAL
OPERATIVO
Seguros
Cargos de Ley Operativos
ENERGÍA MEDIA
ANUAL
Figura 3.3
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Esquema de análisis del costo de generación
3.15
COSTO UNITARIO
DE GENERACIÓN
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3.3.2 Componentes del costo de generación
A continuación se presentan algunas consideraciones generales y preliminares
sobre las diferentes componentes del costo de generación consideradas.
3.3.2.1
Costos Preoperativos
Estudios e investigaciones: En este rubro se incluyen estudios básicos,
tales como geología e hidrología, orientados hacia la determinación del
potencial del recurso. Para su determinación se tuvieron en cuenta las
siguientes c2onsideraciones:
En tecnologías que dependen de combustibles suministrados por
terceros, como la generación térmica a carbón, gas natural u otro
combustible, no se considera este ítem ya que en varios casos se
cuentan con la información requerida, como en el caso de la
caracterización de carbón y en todos los casos las investigaciones
requeridas se consideran incluidas en el costo del combustible.
En aprovechamientos hidroeléctricos generalmente se calcula como un
porcentaje del costo de inversión, el cual depende de cada planta y
tecnología.
En la mayoría de las fuentes renovables no convencionales se calculan
los costos de estudios e investigaciones a partir del análisis de costos
unitarios de mediciones y personal requerido.
Predios: Incluye el costo del terreno de la planta o de las servidumbres
requeridas para conducciones, instalaciones y líneas de transmisión. Para
el cálculo de este ítem se determinan las áreas requeridas para cada
tecnología y planta tipo y se aplica un costo unitario por hectárea.
Infraestructura: Comprende las obras de accesos, conexión y demás
infraestructura requerida para la construcción y operación de las plantas,
considera los siguientes ítemes:
Vías de acceso: Incluye la construcción de vías para las etapas de
construcción y operación del proyecto. Para su determinación se
definen las especificaciones de las vías requeridas dependiendo de
cada tecnología, planta tipo y región, y se calculan los costos unitarios
(USD/km) asociados a cada especificación. Para la longitud de la nueva
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3.16
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vía para las diferentes plantas típicas y zonas potenciales, se establece
con base en las siguientes consideraciones generales:
En algunos aprovechamientos de pequeña escala o soluciones
individuales para viviendas o pequeñas comunidades se considera que no
se requieren vías de acceso, dado el poco peso y volumen de los equipos
a instalar, las amplias posibilidades de transporte y la disponibilidad
supuesta de algún medio. En este caso el supuesto utilizado se refuerza
en las tecnologías no convencionales directamente ubicadas en los sitios
de demanda en donde la selección del sitio no depende de la localización
específica de la fuentes (regiones) determinadas. Para esto es importante
definir una distancia máxima del recurso, caso contrario al
aprovechamiento de recursos hidráulicos.
o
Ampliando la segunda parte de la consideración anterior, el
aprovechamiento a mayor escala de energía solar, eólica y térmica es
relativamente flexible en su localización, por lo tanto la ubicación del
proyecto debe contemplar la infraestructura disponible en la zona. No
obstante, en plantas mayores se establecen longitudes de vías que
incluyan pequeños accesos y circulación interna.
o
Particularmente los aprovechamientos hidroeléctricos carecen de la
flexibilidad en su localización al depender de sitios específicos de
ubicación del potencial y ocupar espacios más amplios en su
desarrollo. Esta situación es mucho más evidente a medida que se
pretende una mayor instalación. Otro aspecto considerado tiene que
ver con la incidencia de las inversiones en infraestructura sobre la
viabilidad del proyecto, PCHs o menores no admiten longitudes
importantes de accesos y conexión. Centrales de tipo micro, mini o
pico, dada la relativa distribución de fuentes hídricas pequeñas,
proporcionan cierta flexibilidad para su localización y medio de
transporte, sin la necesidad de recurrir a costosas obras de acceso.
De acuerdo con lo anterior, se establecen longitudes promedias de
vías para proyectos hidroeléctricos importantes considerando la red
vial de cada región analizada, en centrales tipo PCH o menor se
establecen longitudes típicas (que pueden ser cero) de acuerdo con
la magnitud de los aprovechamientos.
Línea de conexión: Incluye la construcción de líneas de conexión, no
incluye la subestación. Su determinación es similar a la del costo de las
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3.17
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vías de acceso: se determinan las especificaciones de la línea
requerida, se calculan unos costos unitarios, se determina la longitud de
las nuevas líneas y se calcula un costo final. En este caso las
especificaciones de la línea dependen exclusivamente de la potencia a
instalar y están limitadas por las longitudes máximas de transmisión.
Para las líneas de transmisión son aplicables todas las consideraciones
expuestas en el tratamiento de longitudes de vías de acceso sobre la
flexibilidad de localización de los proyectos
Campamentos y oficinas: Incluye la infraestructura necesaria para
alojamiento de los trabajadores, y para la administración durante la
etapa de construcción y operación. Se calcula como un porcentaje de
los costos de inversión, el cual depende de la tecnología y planta tipo
considerada. Se debe anotar que en la mayoría de aprovechamientos
menores (menos de 20 MW) los requerimientos de campamentos y
oficinas son mínimos, ya que los mayores flujos de personal durante
construcción se pueden manejar con infraestructura local existente
(hoteles, residencias o alquiles de viviendas)
Obras civiles: Considera los costos de la infraestructura física requerida
para el aprovechamiento del recurso. Se separan por el origen del ítem de
costo dependiendo de la tecnología y capacidad consideradas. El
aprovechamiento hidroeléctrico constituye el desarrollo de mayores obras
civiles, en este caso se presenta en el capítulo 4 el análisis de cada tipo de
obra en cada planta típica a partir de cantidades de obra y precios unitarios.
En los demás aprovechamientos las obras civiles muchas de las obras
civiles se incluyen en los costos de instalación y montaje de los equipos
requeridos, como es el caso de calderas y turbinas a gas o carbón.
Equipos Nacionales: Equipos de fabricación o adquisición nacional. Se
considera el costo del equipo instalado y si se trata de equipos de origen
internacional comprados a proveedores en Colombia obviamente no se
tienen en cuenta los trámites y los costos de la importación.
Equipos importados: Es importante diferenciar este componente dentro de
los costos preoperativos, debido a las particularidades en el régimen
tributario y arancelario. Para el análisis de costo de los equipos importados
se consideraron los siguientes componentes:
Costo FOB: Costo en el puerto del país de origen del equipo.
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Transporte marítimo y seguro: Se aplica como un porcentaje al costo
FOB del equipo.
Arancel: Se aplica de acuerdo con la posición arancelaria y el arancel
para cada uno de los equipos. Este arancel se aplica al costo FOB más
el costo de transporte y seguro marítimo. Se define un porcentaje de
dependiendo de la tecnología y el tipo de planta.
Impuesto al Valor Agregado – IVA: Porcentaje aplicado al costo FOB
más el costo de transporte y seguro marítimo. Se consideran
excenciones establecidas en la legislación nacional.
Nacionalización, bodegaje, carta de crédito: Se expresa como
porcentaje del costo FOB más transporte, arancel e impuesto IVA.
Transporte y seguros internos: Porcentaje sobre el costo FOB,
transporte marítimo, seguros, arancel, IVA y nacionalización.
Costo de instalación: Comprende los materiales y la mano de obra
requeridos para llevar la instalación del equipo, depende de cada planta
y tecnología.
En la Tabla 3.3 Se presenta la composición del costo de equipos
importados.
Tabla 3.3.
Composición del costo de equipos importados
Ítem
Procedimiento
de Cálculo
Etapa de la
Importación
Costo parcial en la Etapa de
Importación
FOB
FOB
FOB
USD/Kw instalado
Transporte marítimo
y seguros (TMS)
TMS = % FOB
Zona libre
FOB + TMS
Arancel (A)
%(OB+TMS)
CIF Puerto
FOB + TMS + A
Nacionalización,
Bodegaje, Carta de
crédito (NBC)
% del CIF)
Equipo
nacionalizado
FOB + TMS + A + NBC
Transporte y seguros
% (Equipo nac.)
internos (TSI)
Equipo en el sitio FOB + TMS + A + NBC +TSI
Costo de instalación
(CI)
Equipo instalado FOB + TMS + A + NBC +TSI +CI
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Materiales y
mano de obra
3.19
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Inversiones ambientales: En este rubro se incluyen los estudios previos e
inversiones iniciales en el área ambiental, no se incluyen los planes de
manejo. En las Tecnologías Convencionales se utilizan los resultados
obtenidos en el estudio de la UPME ”Construcción y aplicación de un
sistema de indicadores de costos de gestión ambiental para el desarrollo
sostenible del sector eléctrico colombiano”, realizado por TRACTEBEL en el
2001 [2]. En plantas no convencionales se consideran los principales
impactos ambientales y se estiman los costos de las mediadas de
mitigación y compensación.
Ingeniería: Considera los costos de diseño, interventoría y administración
técnica y ambiental durante la construcción del proyecto. Se calcula como
un porcentaje de la suma de los costos nacionales, importados y
ambientales, dependiendo de las diferentes plantas y tecnologías
Imprevistos: Se distinguen dos tipos de imprevistos
Imprevistos de construcción: Se estiman como un porcentaje del
costo total de las obras civiles y de las obras de infraestructura, este
porcentaje depende del tipo de tecnología.
Imprevistos equipos: Estos imprevistos se estiman como un
porcentaje del costo total de los equipos, este porcentaje depende del
tipo de tecnología.
Financieros preoperativos: Es el sobrecosto dado por la escalación de los
costos durante el período de construcción, cuya duración depende de la
tecnología y el tamaño o capacidad de las unidades, así como los intereses
preoperativos, normalmente incluidos dentro de los costos de instalación.
Se determina como un porcentaje de la suma de los costos de inversión, de
ingeniería e imprevistos.
Ley preoperativos: Se incluyen todos los cargos de ley que puedan aplicar
durante el periodo de construcción según las diferentes tecnologías, plantas
tipo y regiones; por ejemplo: fondos especiales municipales, impuesto
predial, etc.
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3.3.2.2
Costos Operativos
Administración, operación y mantenimiento (AOM) Componente fija:
Corresponde a los costos de funcionamiento de la empresa de generación,
expresados en forma global (US$/ año). Se calcula tomando como
referencia el costo unitario histórico de empresas de generación
colombianas, en US$/kW-año, confrontando dichos valores con los costos
unitarios de referencia que publica periódicamente la UPME, discriminados
por tecnología.
Administración, operación y mantenimiento (AOM) Componente
variable: Corresponde a un componente producto de la operación de la
empresa de generación, expresados en forma global (US$/ año).
Combustible: El combustible es uno de los componentes más importantes
de los costos variables de operación, en particular en la generación térmica,
en la generación a partir de motores alternantes y de biomasa.
Manejo ambiental: En este punto se consideran los costos de los planes
de manejo ambiental y de las medidas necesarias para cubrir contingencias
en esa área. Al igual que los costos preoperativos ambientales se
establecen como un porcentaje de las inversiones requeridas.
Seguros: Corresponde a los gastos por pago de seguros que el proyecto
deberá asumir anualmente, para la normal cobertura de riesgos
considerados en los diferentes proyectos. Este rubro, que puede ser
estimado como un porcentaje de los costos directos de inversión, se
expresa en US$ y se aplica anualmente durante la vida útil del proyecto.
Cargos de ley operativos: Incluye todos los cargos de ley aplicables
durante la operación del proyecto, dependiendo de cada tecnología, planta
tipo y región. Por ejemplo: Impuesto de industria y Comercio, Impuesto
predial, fondos especiales municipales, tasa de uso del agua, etc.
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3.21
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3.4
REFERENCIAS
[1]
UPME. 2000 Establecimiento de un Plan Estructural, Institucional y
Financiero, que Permita el Abastecimiento Energético de las Zonas No
Interconectadas, con Participación de las Comunidades y el Sector
Privado. Estudio realizado por AENE y HAGLER BAILLY para la UPME.
[2]
UPME. 2001. Construcción y aplicación de un sistema de indicadores de
costos de gestión ambiental para el desarrollo sostenible del sector
eléctrico colombiano. Estudio realizado por TRACTEBEL.
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3.22
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TABLA DE CONTENIDO
Página
4.
HIDROELECTRICIDAD
4.1
4.1
DESCRIPCIÓN GENERAL
4.1
4.1.1
Funcionamiento de una Central Hidroeléctrica
4.1
4.1.2
Tipos de Centrales Hidroeléctricas
4.3
4.1.3
Principales componentes de una Central Hidroeléctrica
4.4
4.2
CAMPO DE APLICACIÓN
4.7
4.3
RECURSO ENERGÉTICO EN EL PAÍS
4.8
4.4
REGIONALIZACIÓN
4.9
4.5
TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA
4.10
4.6
PLANTAS TÍPICAS
4.10
4.6.1
Parámetros de Diseño Considerados
4.11
4.7
ESTRUCTURA GENERAL DE COSTOS DE GENERACIÓN
4.15
4.7.1
Costos Preoperativos
4.17
4.7.2
Costos Operativos
4.43
4.8
REFERENCIAS
4.45
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LISTA DE TABLAS
Página
Tabla 4.1.
Tabla 4.2.
Tabla 4.3.
Tabla 4.4.
Tabla 4.5.
Tabla 4.6.
Tabla 4.7.
Tabla 4.8.
Tabla 4.9.
Tabla 4.10.
Tabla 4.11.
Tabla 4.12.
Tabla 4.13.
Tabla 4.14.
Tabla 4.15.
Tabla 4.16.
Tabla 4.17.
Tabla 4.18.
Tabla 4.19.
Tabla 4.20.
Tabla 4.21.
Tabla 4.22.
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Dimensionamiento de plantas típicas
Costos de estudios e investigaciones
Análisis de costos unitarios de la vía Tipo I
Análisis de costos unitarios de la vía Tipo II
Costos de líneas de transmisión para diferentes
potencias
Costos de líneas de transmisión definidos por la CREG
en la Resolución CREG 026 de 1999para diferentes
potencias
Costos de líneas de transmisión definidos por la CREG
en la 4.22
Análisis del costo de la presa para la Picocentral
Análisis del costo de la presa para la Microcentral
Análisis del costo de la presa en la Minicentral de caída
media
Análisis del costo de la presa para la Minicentral de baja
caída
Análisis del costo de la presa para la PCH
Análisis del costo de la presa para la Central de 200 MW
Análisis del costo de la presa para la Central de 600 MW
Análisis del costo de la captación para la Central de 200
MW 4.27
Análisis del costo de la captación para la Central de 600
MW 4.28
Análisis del costo de desarenadores para PCHs o
menores
Análisis del costo de conducciones para la Picocentral
Análisis del costo de conducciones para la Microcentral
Análisis del costo del canal cubierto para la Minicentral
Análisis del costo de conducciones para la Minicentral
Análisis del costo del túnel de la PCH
4.14
4.17
4.20
4.20
4.21
4.22
4.23
4.24
4.24
4.24
4.25
4.26
4.27
4.28
4.30
4.30
4.30
4.31
4.31
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COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
Tabla 4.23.
Tabla 4.24.
Tabla 4.25.
Tabla 4.26.
Tabla 4.27.
Tabla 4.28.
Tabla 4.29.
Tabla 4.30.
Tabla 4.31.
Tabla 4.32.
Tabla 4.33.
Tabla 4.34.
Tabla 4.35.
Tabla 4.36.
Tabla 4.37.
Tabla 4.38.
Tabla 4.39.
Tabla 4.40.
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Análisis del costo de la tubería superficial de la PCH
Análisis del túnel sin blindaje de la central de 200 MW
Análisis del túnel blindado de la central de 200 MW
Análisis del túnel blindado de la central de 600 MW
Análisis del túnel blindado de la central de 600 MW
Costo de la casa de máquinas de la Minicentral de baja
caída
Análisis de la casa de máquinas de la Central de 200
MW 4.34
Análisis de la casa de máquinas de la Central de 600
MW 4.34
Análisis del costo de la descarga de la Microcentral
Costo de la descarga de la Minicentral de caída media
Costo de la descarga de la PCH
Costo de subestaciones en función de la capacidad
Costo unitarios definidos por la CREG
Costo de equipos en función de la capacidad
Costo de equipos diferenciados en función de la
capacidad
Costos ambientales preoperativos y operativos para las
tecnologías convencionales
Costos por Ingeniería
Factor de costos financieros
4.31
4.32
4.32
4.32
4.33
4.34
4.36
4.36
4.36
4.37
4.37
4.39
4.40
4.40
4.41
4.42
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LISTA DE FIGURAS
Página
Figura 4.1
Figura 4.2
Figura 4.3
Figura 4.4
Figura 4.5
Figura 4.6
Figura 4.7
Figura 4.8
Figura 4.9
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Esquema de una Central Hidroeléctrica
Esquema de una central de derivación
Esquema de una presa de gravedad
Esquema de una presa de arco
Instalación Pelton
Turbina Francis
Costo Índice de Instalación en función de la capacidad
Ajuste del costo de la presa para las PCHs
Ajuste del costo de la casa de máquinas para las PCHs
4.2
4.4
4.5
4.5
4.7
4.7
4.16
4.25
4.35
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4.
HIDROELECTRICIDAD
4.1 DESCRIPCIÓN GENERAL
El renacimiento de la energía hidráulica se produjo por el desarrollo del
generador eléctrico, seguido del perfeccionamiento de la turbina hidráulica y
debido al aumento de la demanda de electricidad a principios del siglo XX. En
1920 las centrales hidroeléctricas generaban ya una parte importante de la
producción total de electricidad.
La tecnología de las principales instalaciones se ha mantenido igual durante el
siglo XX. A principios de la década de los noventa, las primeras potencias
productoras de hidroelectricidad eran Canadá y Estados Unidos. Canadá
obtiene un 60% de su electricidad de centrales hidráulicas. En todo el mundo,
la hidroelectricidad representa aproximadamente la cuarta parte de la
producción total de electricidad, y su importancia sigue en aumento. Los países
en los que constituye fuente de electricidad más importante son Noruega (99%),
Zaire (97%) y Brasil (96%). La central de Itaipú, en el río Paraná, está situada
entre Brasil y Paraguay; se inauguró en 1982 y tiene la mayor capacidad
generadora del mundo.
4.1.1 Funcionamiento de una Central Hidroeléctrica
La función de una central hidroeléctrica es utilizar la energía potencial del agua
almacenada y convertirla, primero en energía mecánica y luego en eléctrica, tal
como se ilustra en la Figura 4.1. Un sistema de presa y captación de agua
provoca un desnivel que origina una cierta energía potencial acumulada, bien
sea por la altura misma de la presa o por la diferencia de niveles entre la
captación y la casa de máquinas; el paso del agua por la turbina desarrolla en la
misma un movimiento giratorio que acciona el generador y produce la corriente
eléctrica.
Una de las principales características del aprovechamiento hidroeléctrico
consisten en la utilización de una fuente renovable de energía, sin contaminar
directamente el recurso aprovechado, el cual puede ser utilizado para diversos
usos tales como riego y consumo humano, entre otros.
La generación hidroeléctrica corresponde a una alternativa de alta inversión
inicial, largos períodos constructivos y muy bajos costos operativos. De otro
lado, y a diferencia de la mayoría de muchos aprovechamientos energéticos, la
C-I-1759-00-01
Abril de 2005
4.1
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COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
hidroelectricidad se basa en el aprovechamiento in situ de las condiciones
naturales del recurso hidráulico, conformado por dos condiciones
fundamentales: el desnivel o salto disponible que puede ser suministrado
parcial o totalmente por la presa y el caudal de la corriente aprovechada. Tal
situación implica en muchos casos la construcción de importantes obras de
infraestructura, tales como vías de acceso y líneas de transmisión para la
construcción de la obra y el transporte de la energía. Otra característica
inherente al recurso aprovechado es la estacionalidad de la disponibilidad
hídrica, condición de la que se puede independizar parcialmente la producción
de la central mediante la construcción de grandes embalses de almacenamiento
de agua.
1
2
3
4
5
Embalse
Presa
Rejas filtradoras
Tubería a presión
Grupos turbina generador
6
7
8
9
10
Turbina
Eje
Generador
Líneas de conexión
Subestación
Figura 4.1 Esquema de una Central Hidroeléctrica
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4.2
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4.1.2 Tipos de Centrales Hidroeléctricas
4.1.2.1
De acuerdo con la capacidad de almacenamiento o regulación de
caudales
Central Hidroeléctrica Filo de Agua o de Pasada: Es aquella que carece de
almacenamiento apreciable de agua, la central opera permanentemente con
los caudales del río, sujeta a sus variaciones estacionales, vertiendo los
excesos a través del vertedero. En ocasiones este tipo de central cuenta
con un pequeño embalse o pontaje que permite cierta flexibilidad en la
operación diaria o semanal. Para el presente estudio se considera que
todas las centrales con potencia inferior o igual a 10 MW (PCHs o menores)
serán de Filo de Agua o de Pasada.
Central con Embalse de Regulación: En este tipo de centrales se embalsa
un volumen considerable de agua mediante la construcción de una o más
presas que forman lagos artificiales, el embalse permite regular la cantidad
de agua que pasa por las turbinas, con el fin de uniformizar las variaciones
temporales de los caudales afluentes en el río. Las centrales con
almacenamiento o regulación exigen por lo general una inversión de capital
mayor que las de pasada, pero permiten incrementar la producción
energética y de esta forma disminuir el costo de la energía generada.
4.1.2.2
De acuerdo con el esquema de aprovechamiento
Centrales de Pie de presa: La casa de máquinas está inmediatamente
aguas debajo de la presa, tal como se ilustra en la Figura 4.1. En este tipo
de central el salto o desnivel aprovechado se obtiene exclusivamente con la
presa, obviamente con limitaciones constructivas y debidas a la topografía
de los taludes en el sitio de presa. Dependiendo de la capacidad de
almacenamiento estas centrales tendrán mayor o menor regulación, incluso
puede darse el caso de operar a Filo de Agua.
Centrales de Derivación: Aprovechan el gradiente hidráulico del río
mediante un sistema de conducciones superficiales o subterráneas de
menor gradiente, generándose al final de las mismas un desnivel con
respecto a la localización de la casa de máquinas, tal como se aprecia en la
Figura 4.2.
Centrales Hidroeléctricas de Bombeo: Son un tipo especial de centrales
hidroeléctricas que disponen de dos embalses situados a diferente nivel.
Cuando la demanda de energía eléctrica alcanza su máximo nivel a lo largo
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4.3
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del día, las centrales de bombeo funcionan como una central convencional
generando energía; durante las horas del día en la que la demanda de
energía es menor el agua es bombeada al embalse superior, para ello la
central dispone de grupos de motores-bomba o, alternativamente, sus
turbinas son reversibles de manera que puedan funcionar como bombas y
los generadores como motores. En Colombia se han realizado algunos
estudios de prefactibilidad de este tipo de centrales que no han sido
contundentes en demostrar su viabilidad económica, seguramente por las
bajas variaciones de tarifas horarias de energía.
Figura 4.2
Esquema de una central de derivación
4.1.3 Principales componentes de una Central Hidroeléctrica
4.1.3.1 Presa, Captación y Obras anexas
El primer elemento en una central hidroeléctrica es la presa o azud, que se
encarga de remansar el río, posibilitar el almacenamiento de agua en las
centrales con regulación y generar el desnivel total de las centrales pie de presa
y parcialmente en las centrales de derivación.
Las presas pueden clasificarse por el material empleado en su construcción, el
cual puede ser tierra, concreto convencional, concreto compactado con rodillo,
enrocado y algunas combinaciones de los anteriores. Las presas de hormigón
se pueden a su vez clasificar en presas de gravedad (Figura 4.3) y presas de
arco (Figura 4.4). Las primeras tienen un peso adecuado para contrarrestar el
momento de vuelco que produce el agua; las segundas necesitan menos
materiales que las de gravedad y se suelen utilizar en gargantas estrechas.
Los vertederos son elementos vitales de la presa que tienen como misión liberar
los excesos de agua sin pasar por las turbinas. Estas estructuras generalmente
están integradas a las presas de concreto y externas a las presas de tierra.
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4.4
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Así mismo, las captaciones pueden estar integradas a los cuerpos de las presas
en concreto o conformar estructuras independientes en centrales con presas en
tierra. Estas estructuras, además de unas compuertas para regular la cantidad
de agua que llega a las turbinas, poseen unas rejillas metálicas que impiden
que elementos extraños como troncos, ramas, etc. puedan llegar a los álabes y
producir desperfectos.
Figura 4.3
Figura 4.4
Esquema de una presa de gravedad
Esquema de una presa de arco
4.1.3.2 Sistema de Conducciones
Las conducciones transportan el agua hasta las máquinas por medios de
canales, túneles o tuberías, dependiendo del esquema de aprovechamiento.
En algunas centrales se utilizan almenaras que evitan las sobrepresiones en las
tuberías y álabes de las turbinas originadas por fenómenos de golpe de ariete.
Los túneles poseen diferente geometría y materiales de revestimiento y soporte,
dependiendo de la calidad de la formación geológica; los canales generalmente
son en concreto y las tuberías de presión suelen ser de acero con refuerzos
regulares a lo largo de su longitud.
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4.5
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4.1.3.3 Casa de máquinas
Es la construcción en donde se ubican las máquinas (turbinas, generadores),
los elementos de regulación y comando y demás logística como talleres y
oficinas. Esta obra se puede clasificar en subterráneas o superficiales,
dependiendo de la conformación del aprovechamiento limitado por las
condiciones topográficas y geológicas del sitio.
4.1.3.4 Equipos Hidromecánicos y de generación
Turbinas Hidráulicas: Hay tres tipos principales de turbinas hidráulicas: la
rueda Pelton, la turbina Francis y la de hélice o turbina Kaplan. El tipo más
conveniente dependerá en cada caso del salto de agua y de la potencia de
la turbina, en términos generales, la rueda Pelton conviene para saltos
grandes, la turbina Francis para saltos medianos y la turbina de hélice o
turbina Kaplan para saltos pequeños. En Colombia, dadas las condiciones
topográficas predominan las dos primeras.
En la Figura 4.5 se muestra un esquema de instalación Pelton, el chorro de
agua incide sobre las cucharas del rodete, debido a la forma de la cuchara,
el agua se desvía sin choque, cediendo toda su energía cinética, para caer
finalmente en la parte inferior y salir de la máquina, la regulación se logra
por medio de una aguja colocada dentro de la tobera. En la Figura 4.6 se
ilustra la turbina Francis, de reacción en donde el agua entra en una
dirección y sale en otra a 90º.
Generadores: Reciben la energía mecánica de rotación a través de un eje al
cual se encuentran acopladas, y la transforman en energía eléctrica.
Equipo Hidromecánico: Comprende las compuertas, rejas coladeras, y
demás elementos mecánicos de control y regulación.
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4.6
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1
2
3
4
Rodete
Cuchara
Aguja
Tobera
Figura 4.5
Figura 4.6
5
6
7
Conducto de entrada
Mecanismo de regulación
Cámara de salida
Instalación Pelton
Turbina Francis
4.2 CAMPO DE APLICACIÓN
Dentro del contexto del presente estudio la generación hidroeléctrica abarca el
mayor campo de aplicación debido a las condiciones hidrológicas y topográficas
de casi todo el país y al amplio rango de capacidades dentro del cual esta
alternativa de generación es competitiva. La primera razón expuesta permite
extender esta alternativa energética a todas las regiones naturales de
Colombia, con muy pocas excepciones por restricciones o limitaciones en el
potencial (salto y caudal disponible).
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En cuanto a limitaciones en salto las regiones naturales bajo esta restricción
son mucho mayores en Colombia, como sucede por fuera de la región andina,
sin embargo, el desarrollo tecnológico de este tipo de generación permite el
aprovechamiento de saltos muy pequeños (hasta de un metro), los cuales
obviamente se pueden suministrar mediante la presa.
La gran amplitud del rango de capacidades dentro del cual la generación
hidroeléctrica es competitiva, desde unos pocos KW hasta miles de MW,
además de viabilizar la tecnología para regiones de escaso potencial, posibilita
su utilización en la atención de las demandas aisladas y pequeñas de las zonas
no interconectadas, hasta el cubrimiento de importantes porcentajes de la
demanda del sector interconectado, e incluso considerando exportaciones a
través de la interconexión regional.
Otros de los atributos de la tecnología que amplía su campo de aplicación a
zonas no interconectadas son la relativa sencillez de la instalación, la robustez
de los elementos involucrados y el bajo nivel de capacitación que requiere del
personal dedicado a la operación normal En este sentido, se podría afirmar que
la generación hidroeléctrica posee las condiciones necesarias para seguir
dominando en la composición de la generación eléctrica, la expansión del
sector y la atención de zonas no interconectadas.
4.3 RECURSO ENERGÉTICO EN EL PAÍS
Colombia es un país privilegiado en potencial hidroeléctrico, debido
básicamente a la alta pluviosidad en casi todo el territorio, sumada a la extensa
región montañosa, algunas estimaciones del potencial hidroeléctrico del país
arrojan valores de 90000 MW (De Greiff, 2002)
En términos generales, el potencial hidroeléctrico técnico de Colombia se podría
considerar elevado, si se compara con el crecimiento de la demanda del sector
interconectado y las demandas aisladas de las zonas no interconectadas, y sin
incluir restricciones económicas o ambientales, entre otras. En este sentido, y
dado el amplio rango de capacidades instaladas consideradas en el presente
estudio, puede considerarse como zonas potenciales totales (para todo el rango
de capacidades instaladas consideradas) toda la red de drenaje nacional. Sin
embargo, para centrales hidroeléctricas de mayor capacidad, con
requerimientos obviamente mayores en el potencial e infraestructura disponible
de acceso y conexión eléctrica, el análisis de zonas potenciales se tomará del
Sistema de Información de Potencialidad y Restricciones para el Sector Minero
Energético (SIPR) de la UPME, tal como se describe en el siguiente numeral.
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4.4 REGIONALIZACIÓN
El estudio de la UPME “Potencialidades Y Restricciones Técnicas, Económicas
Y Ambientales Para El Desarrollo Minero-Energético” SIPR constituye la
referencia principal para la determinación del potencial hidroeléctrico del país en
los que se refiere a grandes centrales. En dicho sistema de información se
plantea una metodología para caracterizar el potencial hidroeléctrico en los ríos
de Colombia con base en las condiciones de salto y caudal disponibles en cada
sitio y algunos requerimientos de infraestructura básica, como distancia a vías
de acceso y a líneas de transmisión del sistema interconectado nacional.
El Sistema SIPR considera sólo el potencial hidroeléctrico por encima de los
100 MW de capacidad, el cual será adoptado dentro de las plantas típicas
llamadas Centrales Hidroeléctricas CH en el presente estudio, las cuales
corresponden a una capacidad instalada de referencia de 200 y 600 MW. Para
otras aplicaciones de menor escala con esta tecnología, tales como
Picocentrales,
Microcentrales,
Minicentrales
y
pequeñas
centrales
Hidroeléctricas (PCH), dados los bajos requerimientos hídricos y topográficos,
basta con considerar la densa red de drenaje nacional. A continuación se
resumen las consideraciones del SIPR para evaluar el potencial hidroeléctrico.
Disponibilidad hidrológica: Se obtiene mediante la generación de un
mapa de la red principal de drenaje, utilizando el programa HIDROSIG,
desarrollado por la Universidad Nacional sede Medellín, el cual calcula el
caudal en un punto cualquiera de un río.
Salto disponible: Con base el mapa de alturas, se busca para cada celda
con potencial hídrico la mayor diferencia de cota dentro de circunferencias
de 5, 10 y 20 km de radio, dicha diferencia de cotas constituye el salto
disponible.
Potencial de generación: Con el salto disponible y el caudal asignado a la
celda se calcula el potencial de generación (en MW) de la celda en estudio,
mediante la utilización de la siguiente expresión:
P
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8 * Qm * H
1000
4.9
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Donde P es el potencial en MW, el término 8 incluye la aceleración de la
gravedad (g) y la eficiencia combinada del grupo generador, Qm es el
caudal medio en m3/s y H es el salto disponible en metros.
4.5 TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA
Este tema no aplica en el aprovechamiento de este recurso energético ya que
básicamente la tecnología de generación es la misma para todas las plantas
típicas analizadas.
4.6 PLANTAS TÍPICAS
Se trata de una tecnología ampliamente conocida y aplicada en el país,
habiendo una extensa lista de experiencias exitosas, que de hecho han
contribuido con el mayor porcentaje en potencia y energía del parque generador
del país. Aun cuando existen innumerables posibles variaciones de
configuración o esquema de los proyectos, requiriendo cada un diseño que es
único y exclusivo ya que depende de las condiciones topográficas e
hidrológicas del lugar y del tipo de aprovechamiento que se desee efectuar,
para el presente estudio se utiliza la clasificación de la Organización
Latinoamericana de Energía OLADE en función de la capacidad instalada.
Picocentrantrales: Capacidad instalada entre 0,5 y 5 kW, operación a filo
de agua, aplicable a zonas no interconectadas o casos aislados de zonas
interconectadas. La planta típica corresponde a una central de 5 kW.
Microcentrales: Capacidad instalada entre 5 y 50 kW, operación a filo de
agua, aplicable a zonas no interconectadas o casos aislados de zonas
interconectadas. La planta típica corresponde a una central de 50 kW.
Minicentrales: Capacidad instalada entre 50 y 500 kW, a filo de agua,
aplicable a zonas no interconectadas o casos aislados de zonas
interconectadas. La planta típica corresponde a una central de 500 kW
Pequeñas Centrales Hidroeléctricas (PCH): Capacidad instalada entre
500 y 10000 kW, a filo de agua, aplicable a zonas no interconectadas y
zonas interconectadas. La planta típica corresponde a una central de
10000 kW (10 MW).
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Centrales Hidroeléctricas (CH): Capacidad instalada mayor a 20 MW,
aplicable a zonas interconectadas. La planta típica corresponde a centrales
de 200 y 600 MW.
Para las determinaciones de los costos de obras civiles y equipos eléctricos y
mecánicos de generación se establecieron esquemas de las diferentes plantas
típicas, tal como se presenta a continuación
4.6.1
Parámetros de Diseño Considerados
Para definir las plantas típicas, al menos en el contexto del presente estudio, se
consideraron los siguientes parámetros de diseño y su efecto sobre los costos
de inversión en las obras y equipos de las centrales.
Topografía: Este es el principal parámetro cualitativo que incide sobre las
condiciones de salto de la central, y por ende sobre los caudales requeridos
para una determinada capacidad instalada. Se definieron para las más
pequeñas centrales (Picocentral, Microcentral y Minicentral) saltos
relativamente bajos, de fácil identificación en quebradas, incluso se
considera una Minicentral de apenas 4 m de salto para regiones
completamente planas. Para los demás tipos de centrales (PCHs y
Centrales) se consideraron topografías Onduladas y Montañosas, que
reflejan las condiciones en donde este tipo de centrales constituyen
alternativas interesantes de generación.
Potencia en kW: Este es un parámetro de partida definido a priori dentro
de los rangos de cada tipo de central. Con base en la potencia se definen
las combinaciones de salto y caudal de cada planta típica.
Altura de la Presa o Azud: Este parámetro fue dimensionado de acuerdo
con la magnitud de las plantas típicas y los supuestos de regulación. Para
capacidades hasta 500 kW (Picocentrales, Microcentrales y Minicentrales),
operando a filo de agua, el azud tiene como función exclusiva elevar el nivel
del agua y facilitar su captación, en estos casos únicamente se requiere
conformar un azud en concreto de unos 2,0 metros de altura.
Para PCHs se consideran azudes en concreto de unos 10,0 m de altura,
para operación a filo de agua pero con cierto volumen para el
almacenamiento de sedimentos, flexibilidad operativa y generar un
gradiente hidráulico para alimentar el desarenador. Estas estructuras
estarían provistas de descargas de fondo para purga de sedimentos.
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Para Centrales Hidroeléctricas (de 200 y 600 MW de capacidad) se ha
previsto centrales de derivación con presa de 70 m de altura para la
capacidad de 200 MW y central a pie de presa con presa de 180 m de
altura para la capacidad de 600 MW. En ambos casos las presas se
suponen en Concreto Compactado con Rodillo CCR, tecnología que ha
demostrado ser eficiente en costos en los últimos aprovechamientos
hidroeléctricos desarrollados o estudiados en el país (Porce II, La Miel,
Porce III, Pescadero Ituango y Sogamoso).
Salto Neto en metros: Se establece de acuerdo a la topografía dominante
y capacidades instaladas en cada tipo de central, a su vez define las
necesidades de caudal de diseño para la capacidad instalada.
Para capacidades hasta 500 kW (Picocentrales, Microcentrales y
Minicentrales), se establecen saltos netos desde 30 hasta 80 m, con la
excepción de la minicentral de baja caída con salto de apenas 4 m. Para
PCHs y Centrales Hidroeléctricas se consideran saltos entre 100 y 300 m.
Caudal de diseño en l/s y m3/s: Parámetro dependiente de la capacidad
instalada y del salto neto, calculado con la siguiente expresión aproximada:
Q(m3 / s)
P(kW )
Hn(m) * 8
Donde Q es el caudal de diseño en m3/s, P es la capacidad instalada en
kW, Hn es el salto neto en metros y el factor 8 involucra la aceleración de la
gravedad y las eficiencias del grupo generador.
Velocidad en m/s: Corresponde a la velocidad media del agua en el
sistema de conducciones, establecida con base en valores típicos por
debajo de las velocidades máximas admisibles para los materiales de
revestimiento en las conducciones y de forma que las pérdidas
longitudinales de energía por fricción en las conducciones no impliquen
pérdidas apreciables de salto, especialmente en las centrales de menor
caída hidráulica. Además, mediante la definición de las velocidades en las
conducciones y los caudales de diseño de las centrales se puede encontrar
los diámetros requeridos de las conducciones, fundamentales para el
cálculo de costos de estas obras.
Diámetro de las conducciones en m: Se obtiene a partir del caudal de
diseño y la velocidad del agua a partir de la siguiente expresión:
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D(m)
4 * Q(m3 / s)
* V(m / s)
Donde D es el diámetro en metros, Q es el caudal de diseño en m 3/s y V es
la velocidad en m/s.
Relación L/H (adimensional): Corresponde a la relación entre el salto y la
longitud total de las conducciones, depende obviamente del gradiente
hidráulico de la corriente aprovechada. De acuerdo con la experiencia de
INTEGRAL en el estudio de numerosos aprovechamientos hidroeléctricos
se establecieron valores entre 5 y 15, considerando valores más bajos de
L/H para plantas con menor requerimiento de caudal, al considerar la forma
general de los perfiles de ríos en donde el gradiente disminuye hacia aguas
abajo; ríos de poco caudal, en este caso específico son ríos de montaña
con altos gradientes, ríos con mayor caudal generalmente poseen un
gradiente menor.
Longitud de la Descarga en metros: Corresponde a valores típicos de
acuerdo con la magnitud del proyecto y las necesidades de espacio para la
casa de máquinas, cercanos sitio de descarga de la central.
Área Requerida en Ha: Corresponde a los requerimientos de espacios
para el emplazamiento de las obras civiles y la inundación producida por la
presa. Este requerimiento no aplica a las Picocentrales y Microcentrales;
en la Minicentrales se estableció un área de 2 Ha; para las PCHs, en donde
se produce una pequeña inundación se consideró 10 ha. Para centrales de
200 y 600 MW el área requerida obedece principalmente a la inundación del
embalse, en este caso se consideraron áreas de 1.200 y 3.000 ha
respectivamente.
Número de Unidades: Corresponde a valores típicos de acuerdo con la
magnitud del proyecto, la necesidad de flexibilidad en la operación de
diferentes valores de caudal y las economías de escala en el costo de los
equipos de generación y las obras civiles de casa de máquinas.
En la Tabla 4.1 se presenta el dimensionamiento de las diferentes plantas
Típicas definidas para representar esta tecnología de generación.
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Tabla 4.1.
Planta Típica
Dimensionamiento de plantas típicas
Picocentral
Microcentral
Ondulada
Montañosa
Ondulada
Plana
Ondulada
Montañosa
Pie de Presa
potencia (kW)
5
50
500
500
10,000
200,000
600,000
Altura de Presa o Azud (m)
2
2.0
2.0
4.0
10.0
70.0
200
Salto Neto (m)
30
60.0
60.0
4.0
100.0
250.0
200
Caudal (m3/s)
0.021
0.104
1.042
15.6
12.5
100.0
375.0
Caudal (l/s)
20.8
104.2
Velocidad (m/s)
1.5
1.5
3.0
3.0
3.0
3.0
3
Diámetro (m)
0.13
0.30
0.66
2.58
2.30
6.51
6.31 (2 túneles)
Relación L / H
10
15.0
15.0
8.0
20
15
6
Longitud Conducciones (m)
300
900.0
900.0
32.0
2,000.0
3,750.0
1,200
Longitud Descarga (m)
50
30.0
100.0
0.0
300.0
2,000.0
500
Área Requerida (ha)
0
0.0
2.0
2.0
10.0
1,200.0
3,000
Número de Unidades
1
1.0
1
2
2
2
4
Topografía
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Minicentral
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PCH
Central Hidroeléctrica
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4.7 ESTRUCTURA GENERAL DE COSTOS DE GENERACIÓN
En las plantas hidroeléctricas los costos de inversión están significativamente
determinados por las condiciones específicas de localización de cada proyecto,
entre las cuales pueden relacionarse algunas como las siguientes:
La infraestructura disponible para la construcción del proyecto, tales como
vías de acceso a los sitios de las obras e infraestructura eléctrica para
suministro de energía durante construcción, etc.
El caudal del río aprovechado determina las características (tamaño y
costo) de las obras de desviación para la construcción de la presa, y de las
obras de conducción de la central (caudal de diseño).
El salto aprovechable junto con el caudal del río y el número de unidades
determina el tipo de turbina y la longitud de las conducciones. Es bien
conocido que centrales de alta caída requieren para una misma capacidad
turbinas de menor tamaño, debido a que deben procesar un menor caudal.
Contrario a lo que sucede con las plantas térmicas, en las plantas hidráulicas
de generación la tecnología de los equipos generalmente son diseñados y
fabricados a la medida de cada proyecto, por lo tanto los costos de inversión
correspondientes a los equipos de una planta hidroeléctrica reflejan variaciones
de proyecto a proyecto aún para la misma capacidad. De esta forma,
considerando solamente la componente de costos de los equipos de las plantas
hidráulicas, su expresión en términos de los Costos Índices de Instalación tiene,
por su naturaleza no estandarizable, una mayor variabilidad (aleatoriedad) que
la que se encuentra en el caso de las plantas térmicas. Cualquier intento de
tasar la magnitud de inversión de un proyecto hidroeléctrico en términos de un
indicador como el Costo Índice de Generación debe corresponder a una tarea
que tenga en cuenta una multitud de variables, que dependen del proyecto más
que de comportamientos determinísticos estandarizados internacionalmente,
siendo estéril cualquier intento generalizado en este sentido.
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Para propósitos ilustrativos, en las Figuras 4.7 se muestra el comportamiento de
los costos unitarios de instalación de proyectos hidroeléctricos recientemente
construidos en diferentes partes del planeta o en proceso de construcción1.
RELACIÓN ENTRE LA CAPACIDAD INSTALADA Y EL COSTO ÍNDICE DE INSTALACIÓN DE
PLANTAS HIDROELÉCTRICAS: Rango 0-12000 MW
3000
2750
Costo Índice de Instalación (US$/kW)
2500
2250
2000
1750
1500
1250
1000
750
500
250
0
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
Capacidad Instalada (MW)
Figura 4.7
Costo Índice de Instalación en función de la capacidad
En la anterior figura se puede observar que, por ejemplo, en el rango
comprendido entre los 0 y los 500 MW existe una elevadísima dispersión, con
Costos Índices de Instalación que varían entre los USD 400/kW hasta cerca de
los USD 3000/kW, la que no obedece a ninguna tendencia estadística, por lo
que puede considerarse como una variable perfectamente aleatoria. Ahora, si la
ventana de observación de estas figuras se amplía hasta los 4000 MW, se
percibe una reducción en la dispersión, con la insinuación de una tendencia que
inicialmente incursiona alrededor de los USD 1000/kW después de los 1000
MW, y finalmente se dirige hacia valores del orden de los USD 500/kW si la
ventana de observación se amplía hacia los 12000 MW.
1
Muestra de costos índices tomada de información contenida en las revistas
HRW – Hydro Review Wordwide entre 1999 y 2003
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4.16
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De esta forma se aprecia que la existencia de una tendencia en el
comportamiento de los Costos Índices de Instalación sólo se insinúa para
capacidades instaladas superiores a los 2000 MW, no existiendo un
comportamiento definido para las capacidades inferiores, que es precisamente
el rango de tamaños de plantas hidroeléctricas que dispone el país y que en
términos prácticos y económicos aspiraría instalar en el futuro.
4.7.1
Costos Preoperativos
4.7.1.1 Estudios e investigaciones
En este rubro se incluyen estudios básicos tales como: geología, hidrología,
topografía, sísmica, estudios de potencial del recurso, etc.
Para las
hidroeléctricas, como para otras tecnologías el costo de los estudios e
investigaciones se considera como un porcentaje de los costos de inversión.
En el caso específico de centrales hidroeléctricas se encontró un valor del 0,5%
de los costos de inversión para las centrales mayores, incrementándose este
porcentaje en PCHs y plantas menores, hasta un valor máximo del 7% en
Picocentrales, tal como se presenta en la Tabla 4.2.
En este sentido, las grandes centrales hidroeléctricas al demandar estudios
geológicos e hidrológicos mucho más detallados, disponen de mayores
recursos para tal fin. En las plantas típicas menores (Picocentral, Microcentral y
Minicentral) buena parte de los estudios e investigaciones prácticamente se
realizan in situ con reconocimiento directo; en centrales mayores la información
requerida corresponde a otras escalas de menor resolución y buena parte de
ella está disponible en fuentes oficiales y de cada generador.
Tabla 4.2.
Planta típica
Costos de estudios e investigaciones
%Estudios e
investigaciones
Capacidad
Denominación
Picocentral
5 kW
P5
7.0%
Microcentral
50 kW
M50
5.0%
Minicentral
500Kw
M500o
2.0%
Minicentral baja caída
500Kw
M500b
2.0%
Pequeña central (PCH)
10MW
PCH
1.0%
Central200
200 MW
C 200
0.5%
Central600
600 MW
C 600
0.5%
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4.7.1.2
Predios
Incluye el costo del terreno de la planta o de las servidumbres requeridas para
conducciones, instalaciones y líneas de transmisión. Para el cálculo de este
ítem se determinan las áreas en hectáreas requeridas para cada planta típica
(ver Tabla 4.1), las cuales se valorarán a un costo unitario por hectárea
supuesto en USD 3.500/ha (tres mil quinientos dólares por hectárea).
La variabilidad del costo unitario de predios, aún en una misma región, y su baja
participación en las inversiones y en el costo de generación, permite suponer
valores uniformes para todo el territorio nacional. No obstante, en la utilización
del aplicativo para evaluar un proyecto particular se puede cambiar fácilmente el
valor de USD 3.500/ha supuesto en la presente evaluación de referencia.
4.7.1.3
Infraestructura
Vías de acceso: En centrales hidroeléctricas comprende la construcción de
vías para las etapas de construcción, entrada de equipos y acceso en
operación. En este caso se trata de vías no pavimentadas que atiendan los
requerimientos de entrada de materiales de construcción y equipos de la
central.
Para otro tipo de centrales, en especial las térmicas a carbón, las vías
cumplen con la función de permitir el acceso de combustible, en este caso
la alta demanda de flujo vehicular pesado implica la construcción de vías de
mejores especificaciones con recubrimiento de pavimento asfáltico
Para el presente análisis se puede establecer que los requerimientos de
acceso para las Picocentral, Microcentral y Minicentral son mínimos, dado
el poco peso de los equipos requeridos y las bajas cantidades de obra para
la construcción. En este caso bastaría una adecuación de caminos
carreteables existentes o utilizar como accesos ríos con cierta
navegabilidad para pequeñas embarcaciones de poco calado, en caso
extremo, y obviamente pensando en zonas aisladas no interconectadas, se
puede pensar en suministro de equipos mediante helicópteros. Las PCHs y
las llamadas centrales requieren vías carreteables o ríos navegables con
mejores especificaciones.
El procedimiento general para la consideración de este ítem en todas las
tecnologías y plantas típicas consistió en establecer los costos unitarios
(USD/km) de las vías de acceso con base en las especificaciones de las
vías requeridas dependiendo de cada planta típica, y luego se determina la
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longitud de la nueva vía para las diferentes zonas (Regiones) potenciales
del recurso.
Para la determinación de las longitudes promedias de vía de acceso
requerida se establecen las distancias promedias (Dmed) de cada sitio de la
zona potencial a la vía más cercana que cumpla con las especificaciones
requeridas.
En el análisis de costos unitarios de vías de acceso se definieron 2 tipos de
vías así:
Vía Tipo I: Corresponde a una vía principal pavimentada, con espesor
total de 0,6 m (afirmado, base y sub-base), con superficie de rodadura en
pavimento de concreto asfáltico de 0.15m de espesor. El ancho de la
calzada es de 7m y bermas de 1m y velocidad de diseño de 40 km/h.
Este tipo de vía únicamente se utiliza para accesos en térmicas con base
en carbón, debido al alto flujo de camiones en el suministro del
combustible, para los accesos a las otras centrales se considera la vía
Tipo II.
Vía Tipo II: Vía secundaria sin pavimentar, de 4 m de ancho de calzada,
en afirmado de 0.2 m de espesor, incluye las obras de drenaje y
protección requeridas. Esta vía es aplicable a las demás plantas típicas
que requieran accesos para construcción y entrada de equipos pesados.
En la Tabla 4.3 se presenta el análisis del costo unitario por km de vía Tipo I,
separado en los principales componentes del costo. En este caso se
supone un costo unitario de USD 1’550,000/km, aplicable, como se dijo,
únicamente a las centrales térmicas a carbón.
En la Tabla 4.4 se presenta el análisis del costo unitario por km de vía
Tipo II, separado en los principales componentes del costo. En este caso se
supone entonces un costo unitario de USD 250,600/km, aplicable, a las
plantas típicas que requieran acceso de equipos y grandes cantidades de
materiales, en este caso para las PCHs y las Centrales Hidroeléctricas.
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Tabla 4.3.
Análisis de costos unitarios de la vía Tipo I
Ítem
Unidad
C. Unitario
USD
Costo Total
USD
Cantidad
Movimiento de tierras
m
3
5.2
85,000
442,000
Afirmado, Sub-base, Base
m
3
22.0
5,400
118,800
Concreto asfáltico
m
3
105.0
1,350
141,750
Obras de arte y drenajes
SG
158,000
1
158,000
Obras de protección y otros
SG
140,000
1
140,000
COSTO TOTAL
Tabla 4.4.
1,000,550
Análisis de costos unitarios de la vía Tipo II
Ítem
Unidad
C. Unitario
USD
Costo Total
USD
Cantidad
Movimiento de tierras
m3
5.2
34,000
176,800
Afirmado
m3
11.0
800
8,800
Obras de arte y drenajes
SG
35,000
1
35,000
Señalización y varios
SG
30,000
1
30,000
COSTO TOTAL
250,600
Línea de conexión: Incluye la construcción de líneas de conexión, no
incluye la subestación. Su determinación es similar a la del costo de las vías
de acceso. Se determinan las especificaciones de la línea requerida, se
calculan unos costos unitarios, se determina la longitud de las nuevas
líneas al sistema interconectado o a la zona atendida según se considere la
alternativa para zonas interconectadas o no interconectadas y se calcula el
costo total de este ítem.
En la Tabla 4.5 se presenta el análisis del costo unitario de líneas de
transmisión, aplicable no sólo en este caso a centrales hidroeléctricas, sino
también a los demás aprovechamientos que constituyan soluciones
integradas. Para capacidades instaladas muy bajas, del orden de algunos
kW se estimaron costos de acometidas.
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4.20
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En la Tabla 4.6 se presentan los costos unitarios definidos por la CREG en
la Resolución CREG 026 de 1999. Los niveles corresponden a diferentes
rangos de altura con respecto al nivel del mar. Estos costos sirvieron como
referencia para verificar la validez de los costos hallados mediante el
análisis de costos unitarios.
Campamentos y oficinas: Incluye la infraestructura necesaria para
alojamiento durante la construcción y operación, servicios de agua,
electricidad, teléfono y aire acondicionado, no incluye los terrenos. Se
calcula a partir del área requerida y del costo por metro cuadrado de este
tipo de construcción, el cual depende de la planta considerada. Este ítem
no aplica a Picocentrales, Microcentrales y Minicentrales, de bajo
requerimiento de personal y ubicadas cerca de la zona a atender. En la
Tabla 4.7 se presentan las áreas requeridas para campamentos y oficinas,
y los costos unitarios empleados en la determinación de esta componente
en todas las tecnologías consideradas
Tabla 4.5.
Costos de líneas de transmisión para diferentes potencias
Potencia
Tensión (KV)
Dist. Máxima
(Km)
C. Unitario
USD /Km
< 1MW
13,2
10
12,000
1 Conductor, 2 / 0 awg, QUAL
5 MW
44,0
25
25,000
1 Conductor, 266,8, kcmil
PARTRIDGE
10MW
44,0
25
30,000
1 Conductor, 397,5, LARK
30MW
115,0
50
55,000
1 Conductor, 477,0 HAWK
50MW
230,0
100
100,000
1 Conductor, 656,0 GROSBEAK
150MW
230,0
100
165,000
200MW
230,0
200
165,000
600MW
500,0
400
265,000
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4.21
Especificaciones de la línea
2 Circuitos * 1 conductor 1351,0
kcmil MARTIN
2 Circuitos * 1 conductor 1351,0
kcmil MARTIN
1 Circuito * 4 Conductores 636,0
kcmil GROSBEAK
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Tabla 4.6.
Costos de líneas de transmisión definidos por la CREG en la
Resolución CREG 026 de 1999para diferentes potencias
Tabla 4.7.
Costos de líneas de transmisión definidos por la CREG en la
4.7.1.4
Capacidad
Área Requerida
2
(m )
Costo
2
(USD/m )
< 10 MW
50
400
10 MW
200
400
30-50 MW
1000
320
150-600 MW
2000
320
Obras civiles
Considera los costos de la infraestructura física requerida para el
aprovechamiento del recurso hídrico. En general el análisis de costos de las
obras civiles se basa en el predimensionamiento presentado en la Tabla 4.1
para cada planta típica. Las principales obras civiles consideradas para todas
las plantas típicas en general son:
Obras de presa o azud: A continuación se presenta el análisis del costo de
la presa o azud para las diferentes plantas típicas consideradas.
Picocentral (5 kW): En la Tabla 4.8 se presenta el análisis para una
pequeña presa de concreto reforzado. Las dimensiones estimadas son:
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5metros de ancho, 1.5 metros de alto y 0.5 metros de ancho. En esta
obra se utilizan costos unitarios superiores en un 20% para considerar un
aumento en el componente de transporte a sitios lejanos y debido a las
bajas cantidades de obra contratadas.
Microcentral (50 kW): En la Tabla 4.9 se presenta el análisis para una
pequeña presa de concreto reforzado, con un azud y una rejilla de fondo
para efectos de la captación del caudal requerido. Al igual que para la
anterior planta típica, se utilizan costos unitarios un 20 % mayores.
Minicentral de caída media (500 kW): En la Tabla 4.10 se presenta el
análisis para una pequeña presa de concreto reforzado, con un azud y
una rejilla de fondo para efectos de la captación del caudal requerido.
Nuevamente se considera el extra costo del 20% en los costos unitarios.
Minicencentral de baja caída (500 kW): En la Tabla 4.11 se presenta el
análisis para una barrera subacuática, una atagúia y unos muros de
cierre que constituyen un control hidráulico para aumentar el nivel del
agua en este tipo de centrales de baja caída.
Tabla 4.8.
Análisis del costo de la presa para la Picocentral
Picocentral 5 kW
Unidad
C. Unitario
USD
Cantidad
C. Total
USD
Concreto
m3
4
192
768
Excavaciones
m3
1.5
7.2
10.8
Acero
kg
180
1.56
280.8
Varios
SG
15%
1059.6
158.94
TOTAL
C-I-1759-00-01
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1,219
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Tabla 4.9.
Análisis del costo de la presa para la Microcentral
Microcentral 50 kW
Unidad
Cantidad
C. Unitario
USD
C. Total
USD
Concreto
m3
25
192
4800
Excavaciones
m3
50
7.2
360
Acero
kg
1500
1.56
2340
Varios
SG
25%
7500
1875
TOTAL
9,375
Tabla 4.10. Análisis del costo de la presa en la Minicentral de caída media
Minicentral 500 kW
(Caida Media)
Unidad
Cantidad
C. Unitario
USD
C. Total
USD
Concreto
m3
40.00
192.00
7,680
Excavaciones
m3
100.00
7.20
720
Acero
kG
2,400.00
1.56
3,744
Varios
%
25%
12,144.00
3,036
TOTAL
15,180
Tabla 4.11. Análisis del costo de la presa para la Minicentral de baja caída
Central 500 kW
(Caida Baja)
Unidad
Cantidad
C. Unitario
USD
C. Total
USD
Llenos de roca
m3
1000
12
12,000.0
Concreto
m3
900
192
172,800.0
Acero
Ton
12
1560
18,720.0
Varios
%
20%
203,520.0
40,704.0
TOTAL
232,224
PCH (10 MW): En la Figura 4.8 se presenta el ajuste utilizado para el
análisis de costos del azud en función del caudal de diseño del vertedero
para las PCHs, obtenido a partir de varios proyectos recientes dentro del
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rango de este tipo de plantas típicas. En la Tabla 4.12 se presentan los
costos de los proyectos utilizados para el ajuste y en la parte inferior el
resultado para la PCH supuesta en este análisis. En este caso la Presa
incluye la descarga de fondo y la captación y se diseña para el caudal de
creciente de 100 años de periodo de retorno, el cual se estima en 1200
veces el caudal medio del río.
1400
Costo en USD
1200
1000
800
600
400
y = 350.34Ln(x) - 1364.9
200
2
R = 0.9813
0
0
500
1000
1500
2000
Caudal de creciente m3/s
Figura 4.8
Ajuste del costo de la presa para las PCHs
Tabla 4.12. Análisis del costo de la presa para la PCH
Caudal de
creciente
m3/s
Proyecto
La Cortada
Valparaíso
Río Piedras
La Vuelta
PCH
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Costo
Millones de
pesos
100
300
900
1,600
1500
Costo Total
miles de USD
500
1800
2500
3000
4.25
200
720
1,000
1,200
1,197
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Central hidroeléctrica (200 MW): En la Tabla 4.13 se presenta el
análisis para la presa de la central hidroeléctrica de 200 MW, dicho
análisis considera una presa de CCR dimensiones aproximadas de 70m
de altura, taludes de 0.5H:1V, y un ancho de la presa de unos 150metros
Central hidroeléctrica (600 MW): En la Tabla 4.14 se presenta el
análisis para la presa de la central hidroeléctrica de 600 MW, dicho
análisis considera una presa de CCR dimensiones aproximadas de 180m
de altura.
Tabla 4.13.
Análisis del costo de la presa para la Central de 200 MW
Central 200 MW
Unidad
C. Unitario
USD
Cantidad
C. Total
USD
Presa en CCR
3
38
450,000
17,100,000
3
10
250
1
1300
10.0%
70,000
12,000
3,800,000
5,000
31,100,000
%
%
%
%
10%
15%
15%
2%
34,210,000
34,210,000
34,210,000
34,210,000
700,000
3,000,000
3,800,000
6,500,000
3,110,000
34,210,000
3,421,000
5,131,500
5,131,500
684,200
48,578,200
Relleno presa (CCR)
m
Excavaciones
Concreto convencional
Tratamientos
Acero de refuerzo
Varios
Subtotal Presa
Ataguía y preataguía
Desviaciones
Vertedero
Descarga de fondo
TOTAL
m
3
m
SG
Ton
%
C-I-1759-00-01
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4.26
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Tabla 4.14.
Análisis del costo de la presa para la Central de 600 MW
Central 600 MW
Presa en CCR
Relleno presa (CCR)
Excavaciones
Concreto convencional
Tratamientos
Acero de refuerzo
Varios
Subtotal Presa
Ataguía y preataguía
Desviaciones
Vertedero
Descarga de fondo
TOTAL
Unidad
C. Unitario
USD
C. Total
USD
Cantidad
3
38
2,700,000
102,600,000
3
m
3
m
SG
Ton
%
10
250
1
1300
5.0%
800,000
60,000
8,000,000
10,500
147,250,000
%
%
%
%
10%
15%
15%
2%
8,000,000
15,000,000
8,000,000
13,650,000
7,362,500
154,612,500
15,461,250
23,191,875
23,191,875
3,092,250
219,549,750
m
Captaciones: En las centrales más pequeñas (PCH y menores) la
captación está integrada al azud. En las Tablas 4.15 y 4.16 se presenta el
análisis para las captaciones de las centrales de 200 y 600 MW
respectivamente.
Desarenadores: En La Tabla 4.17 se presenta el dimensionamiento y
presupuesto de los desarenadotes para las centrales PCHs o menores, las
centrales mayores no requieren de esta estructura. El costo por m2 se
obtuvo a partir de la experiencia de Integral en proyectos recientes.
Tabla 4.15. Análisis del costo de la captación para la Central de 200 MW
Central (200 MW)
Unidad
C. Unitario
USD
Cantidad
Total
m
2
10.0
12000
120,000
Concreto convencional (C)
m
2
250.0
9,000
2,250,000
Acero de refuerzo (A)
Ton
1300.0
1,400
1,820,000
7%
4,070,000
284,900
Excavaciones
Otros elementos
%(C+A)
TOTAL CAPTACION
C-I-1759-00-01
Abril de 2005
4,474,900
4.27
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Tabla 4.16. Análisis del costo de la captación para la Central de 600 MW
Captación
Unidad
C. Unitario
USD
Cantidad
Total
Excavaciones
m
2
10.0
22,000
220,000
Concreto convencional
m
2
250.0
24,000
6,000,000
Acero de refuerzo
Ton
1300.0
3,200
4,160,000
%(C+A)
7%
10,160,000
711,200
Otros elementos
TOTAL CAPTACION
11,091,200
Tabla 4.17. Análisis del costo de desarenadores para PCHs o menores
Planta Típica
Caudal total
No. de vanos
Caud. c/vano
Grav. especifica
%de remoción
Ancho
Altura
Diám. partí.
Vel de paso
Vel. de paso limite
Vel de paso
Altitud
Temp. agua
Visc. agua
Vel. sedim.
Factor red. Vel P
Vel. reductora.
Vel. reducida
Longitud
Área (B*L)
Costo Unitario
Costo total
C-I-1759-00-01
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Unidad
m3/s
m3/s
Adi+B30
%
m
m
cm
cm/s
cm/s
msnm
C
cm2/s
cm/s
cm/s
cm/s
m
m2
USD/m2
USD
PCH
12.5
4
3.13
2.65
85
5
3.5
0.05
17.86
31.11
OK
1500.00
19.65
0.01000
2.70
0.071
1.26
1.44
43.40
217.01
2800
607,616
Minicentral
1
2
0.50
2.65
85
2
3
0.05
8.33
31.11
OK
1500.00
19.65
0.01000
2.70
0.076
0.64
2.06
12.11
24.21
2800
67,799
4.28
Microcentral
0.104
1
0.10
2.65
85
1.5
1.5
0.05
4.62
31.11
OK
1500.00
19.65
0.01000
2.70
0.108
0.50
2.20
3.15
4.72
2800
13,225
Picocentral
0.021
1
0.02
2.65
85
0.65
1
0.05
3.23
31.11
OK
1500.00
19.65
0.01000
2.70
0.132
0.43
2.27
1.42
0.92
2800
2,586
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Conducciones y Descarga: Para Picocentrales, Microcentrales y
Minicentrales consistan en tuberías superficiales con diámetros definidos en
la Tabla 4.1; para PCHs y mayores consisten en túneles en concreto
lanzado para la zona de baja presión y túnel blindado en el último tramo de
alta presión.
Picocentral (5 kW): En la Tabla 4.18 se presenta el análisis para una
tubería de PVC de 0.12 m (6 Pulgadas) de diámetro.
Microcentral (50 kW): En la Tabla 4.19 se presenta el análisis para una
tubería de PVC de 0.30 m (12 Pulgadas) de diámetro.
Minicentral de caída media (500 kW): En las Tabla 4.20 y 4.21 se
presenta el análisis para un canal cubierto y una tubería de 0.60 m de
diámetro.
Minicentral de baja caída (500 kW): En este tipo de central no existen
conducciones de gran longitud, el agua hace un corto recorrido por
conductos incorporados a la misma casa de máquinas, y es descargada
en el río por un canal corto inmediatamente después de pasar por las
turbinas Kaplan .
PCH (10 MW): Para esta central se define un túnel con sección mínima
de excavación (diámetro efectivo de 2.5 m), cuyo análisis de costo se
presenta en la Tabla 4.22 y una conducción superficial a presión en
acero ASTM 53C clase 1 con diámetro de 1.9 m y un espesor de 20mm
(ver Tabla 4.23).
Central Hidroeléctrica (2000 MW): En las Tablas 4.24 y 4.25 se
presenta el análisis del costo de los túneles de baja presión y blindado
para la central hidroeléctrica de 200 MW. El túnel sin blindaje tiene un
diámetro efectivo de 6.12 m y en el túnel blindado la velocidad puede ser
mayor (4.5 m/s), para un diámetro de 5.32 m.
En el túnel sin blindaje se considera concreto y la malla de refuerzo para la
losa de piso. De otro lado, Los costos por m2 de tratamiento fueron
obtenidos considerando tratamientos para roca sana 60%, fracturada
35% y falla o portal 5%. Para el blindaje se considera acero ASTM 53C
clase 1 y espesor de 30 mm.
Central Hidroeléctrica (6000 MW): En las Tablas 4.26 y 4.27 se
presenta el análisis del costo de los túneles de baja presión y blindado
para la central hidroeléctrica de 600 MW. El túnel sin blindaje tiene un
diámetro efectivo de 8.3 m y en el túnel blindado la velocidad puede ser
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Abril de 2005
4.29
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MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
mayor (4.5 m/s), para un diámetro de 7.3 m. En el túnel sin blindaje se
considera concreto y la malla de refuerzo para la losa de piso, los costos
por m2 de tratamiento fueron obtenidos considerando tratamientos para
roca sana 60%, fracturada 35% y falla o portal 5%. Para el blindaje se
considera acero ASTM 53C clase 1 y espesor de 30 mm.
Tabla 4.18. Análisis del costo de conducciones para la Picocentral
Conducción a Presión 6"
Unidad
C. Unitario
USD
C. Total
USD/m
Cantidad
Tubería 6"
m
1
18
18
Accesorios
%
10%
18
1.8
Excavacion
m3
6
0.24
1.44
Varios(Limpiador, soldadura
líquida)
%
15%
21
3.19
TOTAL
22.63
Tabla 4.19. Análisis del costo de conducciones para la Microcentral
Conducción a Presión 12"
Unidad
C. Unitario
USD
C. Total
USD/m
Cantidad
Tubería 12"
m
67.5
1
67.5
Accesorios
%
10%
67.5
6.8
Excavacion y Relleno
m3
8.0
0.4
3.2
Varios
%
15%
77.5
11.6
TOTAL
82.3
Tabla 4.20. Análisis del costo del canal cubierto para la Minicentral
Canal cubierto
Unidad
C. Unitario
USD
Cantidad
C. Total
USD/m
m
3
7.20
15.5
111.6
Concretos
m
3
192.00
1.55
297.6
Refuerzo
kg
1.56
93.0
145.1
Tratamientos
%
15%
554
83.142
Excavaciones
TOTAL
C-I-1759-00-01
Abril de 2005
637.4
4.30
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MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
Tabla 4.21. Análisis del costo de conducciones para la Minicentral
Tubería presión D : 0.6m
Unidad
C. Unitario
USD
Cantidad
C. Total
USD/m
Suministro
kg
3.0
148
444
Concreto
m3
192.0
1.48
284
Refuerzo
kg
1.56
10.13
16
Otros
%
15%
744
111.6
TOTAL
855
Tabla 4.22. Análisis del costo del túnel de la PCH
Conducción Subterránea Sin
Blindaje
Unidad
C. Unitario
USD
Cantidad
C. Total
USD/m
m
3
70
5.6
390.6
Concretos para losa de piso
m
3
145
0.4
54.4
Malla de refuerzo
m2
8.8
2.5
22.0
36.5
10.4
377.9
Excavación subterranea
Tratamientos
m
2
TOTAL
844.9
Tabla 4.23. Análisis del costo de la tubería superficial de la PCH
Unidad
Descripción (D=1.9 m)
Suministro y fabricacion
Ton
Concreto
m3
Refuerzo
Ton
Otros
%
C. Unitario
USD
TOTAL
C-I-1759-00-01
Abril de 2005
Cantidad
C. Total
USD/m
2,500
0.94
2,343
160
5.313
850
1,300
0.319
414.4
15%
3,607
541.1
4,148
4.31
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MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
Tabla 4.24. Análisis del túnel sin blindaje de la central de 200 MW
C. Unitario
USD
C. Total
USD/m
Conducción Subterránea
Sin blindaje D : 6.12m
Unidad
Excavaciones subterráneas
m
3
70.0
33.44
2,340
Concreto convencional
m3
145.0
0.9
133
Tratamiento superficial
m2
36.5
25.35
925
Acero de refuerzo(Malla)
m2
8.8
6.12
54
Varios
%
5%
3,453
173
Cantidad
TOTAL
3,625
Tabla 4.25. Análisis del túnel blindado de la central de 200 MW
Conducción Blindada
Dext: 6.12m - Dint: 5.3m
Unidad
C. Unitario
USD
Cantidad
C. Total
USD/m
Excavaciones subterráneas
m
3
70.0
33.44
2,340
Concreto empotramiento
m3
220
11.4
2,502
Concreto convencional
m3
145.0
0.9
133
Tratamiento superficial
m2
36.5
25.35
925
Acero de refuerzo(Malla)
m2
8.8
6.12
54
Acero para blindaje
Ton
2500
3.92
9,803
5%
15,758
788
Varios
%
TOTAL
16,546
Tabla 4.26. Análisis del túnel blindado de la central de 600 MW
Conducción Subterránea sin
blindaje (D: 8.3m)
Unidad
C. Unitario
USD
Cantidad
C. Total
USD/m
Excavaciones subterráneas
m3
70
61.50
4,305
Concreto convencional
m3
145.0
1.2
181
Tratamiento superficial
m2
36.5
34.38
1,255
Acero de refuerzo(Malla)
m2
8.8
8.30
73
Varios
%
5%
5,813
291
TOTAL
C-I-1759-00-01
Abril de 2005
6,104
4.32
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COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
Tabla 4.27. Análisis del túnel blindado de la central de 600 MW
Conducción Blindada (Dext: 8m ,
Dint: 7.3m)
Unidad
C. Unitario
USD
Cantidad
C. Total
USD/m
Excavaciones subterráneas
m3
70.0
57.13
3,999
Concreto empotramiento
m3
220
15.3
3,361
Concreto convencional
m3
145.0
1.2
174
Tratamiento superficial
m2
36.5
33.13
1,209
Acero de refuerzo(Malla)
m2
8.8
8.00
70
Acero para blindaje
Ton
2500
5.40
13,502
5%
22,317
1,116
Varios
%
TOTAL
23,432
Casa de Máquinas: Para las PCHs o menores se suponen casas de
máquinas superficiales dimensionadas con base en el número de unidades,
el tamaño de cada una de ellas y demás requerimientos para equipos
auxiliares y de control y talleres; en Centrales hidroeléctricas se supone
casa de máquinas subterránea.
Picocentral (5 kW): Para esta planta se supone un costo total de
USD 3,500 (costo unitario de USD 700/kW)
Microcentral (50 kW): Para esta planta se supone un costo total de
USD 10,000 (costo unitario de USD 200/kW)
Minicentral de caída media (500 kW): Para esta planta se supone un
costo total de USD 350,000 (costo unitario de USD 100/kW)
Minicentral de baja caída (500 kW): En la Tabla 4.28 se presenta el
análisis del costo de la casa de máquinas para esta planta típica
PCH (10 MW): La Figura 4.9 muestra el ajuste utilizado para el costo de
casas de máquinas superficiales. Para la planta típica de 10 MW se
obtiene un costo de USD 68,2/kW y un costo total de USD 680,000.
Central Hidroeléctrica (200 MW): En la Tabla 4.29 se presenta el
análisis del costo de la casa de máquinas para esta planta típica
Central Hidroeléctrica (600 MW): En la Tabla 4.30 se presenta el
análisis del costo de la casa de máquinas para esta planta típica
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4.33
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COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
Tabla 4.28. Costo de la casa de máquinas de la Minicentral de baja caída
Minicentral Baja Caída
500 kW
Unidad
Cantidad
C. Unitario
USD
C. Total
USD
Excavaciones
m3
15000
12
180,000.0
Concreto
m3
800
300
240,000.0
Acero de refuerzo
Ton
85
1560
132,600.0
Varios
SG
20%
552,600.0
110,520.0
TOTAL
663,120.0
USD/kW
1,326
Tabla 4.29. Análisis de la casa de máquinas de la Central de 200 MW
Central Hidroeléctrica
200 MW
Unidad
Cantidad
C. Unitario
USD
C. Total
USD
Excavaciones subterráneas
m3
70.0
50,000
3,500,000
Concreto convencional
m3
250.0
10,000
2,500,000
t
1300.0
750
975,000
Acero de refuerzo
Tratamiento superficial
%
20%
6,975,000
1,395,000
Varios
%
15%
6,975,000
1,046,250
TOTAL
9,416,250
Tabla 4.30. Análisis de la casa de máquinas de la Central de 600 MW
Central Hidroeléctrica
600 MW
Unidad
Cantidad
C. Unitario
USD
C. Total
USD
Excavaciones subterráneas
m3
70.0
120,000
8,400,000
Concreto convencional
m3
250.0
32,000
8,000,000
t
1300.0
1,600
2,080,000
Acero de refuerzo
Tratamiento superficial
%
20%
18,480,000
3,696,000
Varios
%
10%
18,480,000
1,848,000
TOTAL
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24,024,000
4.34
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COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
Casa de Máquinas Superficial
120
y = 6754x-0.4997
R2 = 0.9866
Costo USD
100
80
60
40
20
0
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
Capacidad instalada kW
Figura 4.9
Ajuste del costo de la casa de máquinas para las PCHs
Descarga: Las obras de descarga dependen de la configuración de las
diferentes plantas típicas así:
Picocentral (5 kW): En esta planta la descarga se considera dentro del
costos de la casa de máquinas, dado el bajo caudal de diseño
Microcentral (50 kW): Para esta planta se supone una descarga con
una canaleta prefabricada (ver Tabla 4.31)
Minicentral de caída media (500 kW): En la tabla 4.32 se presenta el
análisis del costo de una canaleta al descubierto para la descarga de
esta planta.
Minicentral de baja caída (500 kW): La Descarga se considera
integrada a la casa de máquinas.
PCH (10 MW): En la tabla 4.33 se presenta el análisis del costo de una
canaleta al descubierto para la descarga de esta planta.
Central Hidroeléctrica (200 MW): Para la descarga de esta planta se
aplican los mismos costos unitarios planteados para túnel sin blindaje
para un diámetro de 6.12 m (ver Tabla 4.24)
Central Hidroeléctrica (600 MW): Para la descarga de esta planta se
aplican los mismos costos unitarios planteados para túnel sin blindaje
para un diámetro de 8.3 m (ver Tabla 4.26)
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4.35
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COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
Tabla 4.31. Análisis del costo de la descarga de la Microcentral
Microcentral 50 kW
Unidad
Cantidad
C. Unitario
USD
C. Total
USD
Cuneta prefabricada
m
48
1
48.0
Concreto
m3
192
0.1131
21.7
Excavacion
m3
7.2
0.64
4.608
Varios
%
15%
74
11
TOTAL
63.76
Tabla 4.32. Costo de la descarga de la Minicentral de caída media
Minicentral de caída media
Unidad
Cantidad
C. Unitario
USD
C. Total
USD
Excavaciones
m
3
7.20
15.5
111.6
Concretos
m
3
192.00
1.13
216.96
Refuerzo
kg
1.56
67.80
105.8
Tratamientos
%
15%
434
65.1492
TOTAL
499.5
Tabla 4.33. Costo de la descarga de la PCH
Unidad
PCH 10 MW
Cantidad
C. Unitario
USD
C. Total
USD
Excavacion
m
3
36.5
6
219.0
Concreto
m
3
2.2
162
356.4
Refuerzo
Kg
136.0
1.00
136.0
Drenaje
SG
1
84.8
84.8
TOTAL
796.2
Subestación: Se suponen subestaciones superficiales con áreas
requeridas en función del número y tamaño de equipos. En la Tabla 4.34
se presenta el costo para diferentes subestaciones para las diferentes
tecnologías de generación. En el costo unitario se consideran los equipos
ya instalados y se incluyen las obras civiles necesarias para su instalación.
En la Tabla 4.35 se presentan los costos unitarios definidos por la CREG
en la Resolución CREG 026 de 1999.
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4.36
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Tabla 4.34. Costo de subestaciones en función de la capacidad
Potencia
Tensión
(KV)
Costo
USD
<1MW
13,2
40,000 1 campo
5 MW
44,0
300,000 1campo
10MW
44,0
300,000 1campo
30MW
115,0
450,000
50MW
230,0
3,427,296
150MW
230,0
3,427,296 3 campos, Barra doble + By pass, salida en 230kV
200MW
230,0
4,569,728 3 campos, Barra doble + By pass, salida en 230kV
600MW
500,0
Especificaciones de la Subestación
3 campos, Barra doble + By pass, salida en línea
de 230kV
11,606,824 4 campos Interruptor y medio, salida en 500kV
Tabla 4.35. Costo unitarios definidos por la CREG
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4.37
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4.7.1.5
Equipos hidromecánicos, de Generación y auxiliares
Los equipos de generación comprende básicamente las turbinas, generadores y
equipo de control, el dimensionamiento y presupuesto de las éstas se establece
con base en las condiciones de salto y caudal de diseño presentados en las
Tabla 4.1, aplicando el proceso de ítems importados presentado en el capítulo 3
de metodología. .
Los equipos hidromecánicos Comprende las compuertas, rejas coladeras,
válvulas y demás equipos de control de la central, el dimensionamiento y
presupuesto de las éstas se establece con base en las condiciones de alturas
de presa, salto y caudal de diseño presentados en las Tabla 4.1, aplicando el
proceso de ítems importados presentado en el capítulo 3 de metodología
Los equipos auxiliares comprenden los sistemas contra incendio, aire
acondicionado, bombeo de agua y aceite, plantas diesel, sistema de aire
comprimido, transformadores de servicios auxiliares y tableros de distribución,
entre otros.
Picocentral (5 kW), Microcentral (50 kW), Minicentral de caída media
(500 kW), Minicentral de baja caída (500 kW)::: Para los valores
correspondientes a Minicentrales, Microcentrales y Picocentrales se
tomaron los valores correspondientes a referencias suministradas por las
siguientes empresas:
TURAB Turbin & Regulatorservice AB (Turbinas tipo Francis y Kaplan)
Nässjö, Sweden.
Turbinas 3HC (Turbinas tipo Michel Banki y Pelton) Lima, Perú
Wasserkraft Volk AG Am Stollen, Gutach.
ALTERNATIVE ENERGY SYSTEMS LTDA Cochabamba, Bolivia.
Lahmeyer International GmbH, Alemania.
PCH (10 MW): Para las PCH, se tomaron valores correspondientes a la
central La Vuelta y otras referencias, obteniendo un costo de capital para
equipos electromecánicos de 319USD/kW.
Central Hidroeléctrica (200 y 600 MW): Para determinar los costos de
equipos electromecánicos para una central de 200000 kW, se tomaron
valores de centrales similares en el país (Jaguas de ISAGEN) y por medio
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4.38
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COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
de la ley de Williams se hallaron los valores correspondientes para la
central de 600000 kW. Esto de la siguiente manera:
C
AxP
Donde:
C = Costo de capital para equipos electromecánicos después de impuesto
A = Constante de Williams
P = Capacidad
= Contante equipos electromecánicos (0,66)
Ahora, se puede realizar la siguiente relación:
C1
C2
26000000
C2
0,6
P1
P2
100000kW
150000kW
0, 66
Con lo que se obtiene:
C2
339776697USD
227USD / kW
En las Tablas 4.36 y 4.37 se presenta el resumen de las estimaciones del costo
correspondientes a los equipos de generación, equipos auxiliares y equipos
hidromecánicos según la potencia de la central hidroeléctrica.
Tabla 4.36. Costo de equipos en función de la capacidad
3
Caudal (m /s)
Salto neto (m)
Potencia (kW)
0,021
0,10
15,6
1,0
12,5
100
375
30
60
4
60
100
250
200
5
50
500
500
10000
200000
600000
C-I-1759-00-01
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4.39
Costo de capital
(USD/kW)
1695
1042
452
446
319
259
227
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COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
Tabla 4.37. Costo de equipos diferenciados en función de la capacidad
Potencia (kW)
5
50
500
500
10000
200000
600000
4.7.1.6
Costo de capital
equipos de
generación
(USD/kW)
1533
943
409
403
191
158
138
Costo de capital
equipos auxiliares
(USD/kW)
82
50
22
22
81
62
54
Costo de capital
equipos
hidromecánicos
(USD/kW)
80
49
21
21
47
39
35
Inversiones ambientales
En este rubro se incluyen los estudios previos e inversiones iniciales en el área
ambiental, no se incluyen los planes de manejo. Para la estimación de esta
componente en las plantas convencionales se utilizó la información del estudio
de la UPME (UPME 2001) en las tecnologías no convencionales se hace dicha
estimación con base en los principales impactos de cada tecnología. En la
Tabla 4.38 se presentan los porcentajes de la inversión total indicativos para los
costos preoperativos y costos operativos ambientales para las tecnologías
convencionales de generación
Tabla 4.38. Costos ambientales preoperativos y operativos para las
tecnologías convencionales
Escenario
Costos Preoperativos
Costos Operativos
Hidroeléctricas
Mínimo
1.00%
Medio
1.75%
Máximo
3.00%
0.06%
Térmicas a Carbón
Medio
0.44%
0.15%
0.60%
0.14%
Térmicas a Gas
Medio
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4.40
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4.7.1.7
Ingeniería
Considera los costos de diseño, interventoría y administración técnica y
ambiental durante la construcción del proyecto. Se calcula como un porcentaje
de la suma de los costos nacionales, importados y ambientales, dependiendo
de las diferentes plantas y tecnologías. En la Tabla 4.39 se presentan los
respectivos porcentajes de ingeniería para las diversas plantas consideradas.
Tabla 4.39. Costos por Ingeniería
Planta típica
Potencia
%Ingeniería
Picocentral
5 kW
20%
Microcentral
50 kW
15%
Minicentral
500Kw
12%
Minicentral baja caída
500Kw
12%
PCH
10MW
12%
Central 200 MW
200 MW
12%
Central 600 MW
600 MW
7%
4.7.1.8
Imprevistos
Imprevistos de construcción: Se estiman como un porcentaje del costo
total de las obras civiles y de las obras de infraestructura, este porcentaje
depende del tipo de planta, dicho porcentaje aumenta para proyectos de
pequeña magnitud. En este sentido, se definieron imprevistos del 15% para
picocentrales, microcentrales y minicentrales y del 12% para PCHs y
mayores.
Imprevistos equipos: Estos imprevistos se estiman como un porcentaje
del costo total de los equipos, este porcentaje depende del tipo de
tecnología y del conocimiento que se tenga en el país de ella. Para la
picocentrales y microcentrales se definieron imprevistos del 8% y para las
demás del 5%.
4.7.1.9
Financieros preoperativos
Es el sobrecosto dado por la escalación de los costos durante el período de
construcción, cuya duración depende de la tecnología y el tamaño o capacidad
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de las unidades, así como los intereses preoperativos, normalmente incluidos
dentro de los costos de instalación.
Se determina como un porcentaje de la suma de los costos de inversión, de
ingeniería e imprevistos, calculado mediante ecuaciones de interés compuesto,
utilizando una tasa de interés anual del 9%. En la Tabla 4.45 se presentan los
porcentajes de costos financieros para diferentes duraciones del período
constructivo.
Tabla 4.40. Factor de costos financieros
4.7.1.10
Período de Construcción
(años)
Costo financiero
0.5
1.9%
1
4.2%
2
9.1%
3
14.3%
4
19.8%
5
25.7%
Ley preoperativos
Se incluyen todos los cargos de ley que puedan aplicar durante el periodo de
construcción según las diferentes tecnologías, plantas tipo y regiones.
Fondos Esp. Municipales: Contenido en la Ley 56 de 1981, corresponde
al pago del valor de los avalúos catastrales de los predios adquiridos para la
construcción del proyecto. En este caso se asumió que el avalúo catastral
es aproximadamente un 40% del valor comercial de los predios a adquirir
Predial preoperativo: Su pago está reglamentado por la misma ley,
corresponde al 150% del impuesto predial vigente para todos los predios
del proyecto.
Sobretasa al predial: La sobretasa ambiental es un gravamen establecido
por la Ley 99 de 1993, que permite a los Municipios aplicar, como tope,
hasta el 2,5‰ del avalúo catastral de los predios, también cada año.
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4.7.2
Costos Operativos
4.7.2.1 Operación y mantenimiento (OM) Componente fija
Corresponde a los costos de funcionamiento de la empresa de generación,
expresados en forma global (US$/kW año). Se calcula tomando como
referencia las ecuaciones encontradas por Charles T. Wong (Wong 1990), con
los respectivos ajustes de moneda y actualizaciones. De acuerdo con la
referencia citada, el costo de operación y mantenimiento de centrales
hidroeléctricas nuevas es del orden de USD 6.06/kW-año, este valor es
aplicable a las plantas típicas de 200 y 600 MW de capacidad; para PCHs se
suponen valores de de USD 11.0/kW-año con base en algunas referencias de
empresas nacionales de generación; para las demás centrales menoréese
suponen valores de de USD 15.0/kW-año.
Además de los anteriores costos de mantenimiento y operación de la central se
utilizan los siguientes costos de mantenimiento de otras obras y equipos:
Mantenimiento de Líneas eléctricas: Se definió como un 2.0% del costo de
las líneas eléctricas
Mantenimiento de Vías: Se definió como un 3.0% del costo de las vías
Mantenimiento de Conducciones: Se definió como un 1.5% del costo de las
conducciones
4.7.2.2
Combustible
No aplica en esta tecnología
4.7.2.3
Manejo ambiental
Este costo se presenta como porcentaje de las inversiones totales en la Tabla
4.42.
4.7.2.4
Seguros
Corresponde a los gastos por pago de seguros varios que el proyecto deberá
asumir anualmente, para la normal cobertura de riesgos considerados en los
diferentes proyectos. Este rubro, que puede ser estimado como un porcentaje
de los costos directos de inversión, se expresa en US$ y se aplica anualmente
durante la vida útil del proyecto. Para todas las plantas hidroeléctricas se
definió como un 0.4% del costo total de equipos mas el 50% del costo de las
obras civiles.
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4.7.2.5
Cargos de ley operativos
Incluye todos los cargos de ley aplicables durante la operación del proyecto,
dependiendo de cada tecnología, planta tipo y región:
Transferencias del Sector Eléctrico: (Artículo 45-ley 99 de 1993 Creación
del Ministerio del Medio Ambiente). Las empresas generadoras de energía
hidroeléctrica cuya potencia nominal instalada total supere los 10MW,
transferirán el 6% de las ventas brutas de energía por generación propia, de
acuerdo con la tarifa para ventas en bloque que señale la Comisión de
Regulación Energética. Para el año 2004 esta tarifa equivale a
COP$46.18/kW. Si la capacidad instalada es inferior a 10MW paga una
tasa por utilización del agua. La tarifa es de COP1550/lt/s-mes
(USD 0.62/lt/s/mes).
En resumen se aplicará del siguiente modo:
o
PCHs o mayores:
o Minicentral y menores:
USD 0.0185/kWh
USD 7.44/lt/s
Industria y Comercio: Equivalente a COP 294.85/kW instalado al año
(USD 0.118/kW instalado
Predial operativo: Su pago está reglamentado por la ley 56 de 1981,
corresponde al 150% del impuesto predial vigente para todos los predios
del proyecto. Se aplica un 0.6% a 1.5 veces el avalúo catastral
Sobretasa al predial: la sobretasa ambiental es un gravamen establecido
por la Ley 99 de 1993, que permite a los Municipios aplicar, como tope,
hasta el 2,5‰ del avalúo catastral de los predios, también cada año. Se
aplica un 0.25% al avalúo catastral
Ley 143 de 1994 (LEY ELÉCTRICA): ART. 22: Se aplica el 1.0% de los
gastos anuales de funcionamiento
Costos de CND ,ASIC, CREG y otros: Se estima en USD 0.6/kW instalado,
FAZNI: COP 1.23l/kWh
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4.8
REFERENCIAS
[1]
UPME. 2000. Establecimiento de un Plan Estructural, Institucional y
Financiero, que Permita el Abastecimiento Energético de las Zonas No
Interconectadas, con Participación de las Comunidades y el Sector
Privado. Estudio realizado por AENE y HAGLER BAILLY
[2]
UPME. 2001. Construcción y aplicación de un sistema de indicadores de
costos de gestión ambiental para el desarrollo sostenible del sector
eléctrico colombiano. Estudio realizado por TRACTEBEL y MEJÍA
VILLEGAS;
[3]
Greiff Moreno De, Carlos, Vásquez Gómez Carlos. 2002. Energía:
soporte del desarrollo. Medellín: Cámara de Comercio de Medellín para
Antioquia, 200p.
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TABLA DE CONTENIDO
Página
5.
GENERACIÓN ELÉCTRICA CON BASE EN CARBÓN
5.1
5.1
DESCRIPCIÓN GENERAL
5.1
5.1.1
Generalidades sobre la Generación Termoeléctrica a
Carbón
5.1
5.1.2
Principales Componentes de una Planta Carboeléctrica
5.1
5.2
CAMPO DE APLICACIÓN
5.5
5.3
RECURSO ENERGÉTICO EN EL PAÍS
5.5
5.3.1
Zona de la Guajira
5.5
5.3.2
Zona de El Cesar
5.6
5.3.3
Zona de Córdoba
5.7
5.3.4
Zona de Norte de Santander
5.7
5.3.5
Zona de Santander
5.7
5.3.6
Zona de Cundinamarca
5.7
5.3.7
Zona de Boyacá
5.8
5.3.8
Zona de Antioquia
5.8
5.3.9
Zona del valle del Cauca y Cauca
5.8
5.4
REGIONALIZACIÓN
5.8
5.4.1
Criterios técnicos
5.8
5.4.2
Criterios Económicos
5.9
5.4.3
Criterios Ambientales
5.9
5.4.4
Zonificación
5.10
5.5
TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA
5.11
5.5.1
Carbón Pulverizado Convencional
5.11
5.5.2
Lecho Fluidizado Circulante Atmosférico (ACFBC)
5.14
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5.5.3
Gasificacion Integrada de Carbón (IGCC)
5.16
5.6
PLANTAS TÍPICAS
5.17
5.7
ESTRUCTURA GENERAL DE COSTOS DE GENERACIÓN
5.17
5.7.1
Costos Preoperativos
5.17
5.7.2
Costos Operativos
5.28
5.8
BIBLIOGRAFIA
5.32
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LISTA DE TABLAS
Página
Tabla 5.1. Calidad de los carbones de la Guajira
5.6
Tabla 5.2. Calidad de los carbones de El Cesar
5.6
Tabla 5.3. Precios del carbón
carboeléctricas
en
planta
para
diferentes
5.10
Tabla 5.4. Regiones seleccionadas y zonas equivalentes
5.11
Tabla 5.5. Valor de los predios
5.18
Tabla 5.6. Valor de las vías
5.19
Tabla 5.7. Líneas de conexión
5.19
Tabla 5.8. Costo de los equipos para cada planta típica
5.20
Tabla 5.9. Distribución costo para los equipos en carboeléctricas
5.21
Tabla 5.10. Obras Civiles
5.22
Tabla 5.11. Equipos carbón pulverizado 50MW
5.22
Tabla 5.12. Equipos carbón pulverizado 150MW
5.23
Tabla 5.13. Equipos carbón pulverizado 300MW
5.24
Tabla 5.14. Equipos lecho fluidizado 150MW
5.25
Tabla 5.15. Inversiones ambientales
5.26
Tabla 5.16. Ingeniería
5.26
Tabla 5.17. Imprevistos
5.27
Tabla 5.18. Financieros preoperativos
5.27
Tabla 5.19. Financieros preoperativos
5.28
Tabla 5.20. Costos AOM
5.29
Tabla 5.21. Costos del combustible
5.30
Tabla 5.22. Operativos ambientales
5.30
Tabla 5.23. Seguros
5.31
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Tabla 5.24. Cargos de ley operativos
5.31
LISTA DE FIGURAS
Página
Figura 5.1 Componentes de una central térmica a carbón
5.2
Figura 5.2 Esquema de tecnología de carbón Pulverizado
5.13
Figura 5.3 Esquema de tecnología de Lecho Fluidizado
5.15
Figura 5.4 Esquema de tecnología IGCC
5.16
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5. GENERACIÓN ELÉCTRICA CON BASE EN CARBÓN
5.1 DESCRIPCIÓN GENERAL
En este numeral se presenta una descripción general de las tecnologías de
generación eléctrica con base en carbón, los esquemas generales de
aprovechamiento, los principales componentes y el proceso de transformación
de energía de forma simplificada, entre otros. En este sentido, las
descripciones generales desarrolladas en este numeral constituyen la base
para la identificación de los principales ítems de inversión y su evaluación
dentro la determinación de los costos indicativos de generación, objetivo central
del presente estudio.
5.1.1 Generalidades sobre la Generación Termoeléctrica a Carbón
Las centrales térmicas a carbón, también conocidas como carboeléctricas,
permiten un eficiente aprovechamiento de la energía contenida en el
combustible (carbón mineral). El recurso es sometido a un proceso de
combustión donde libera energía en forma de calor, el cual es transferido al
agua para su conversión a vapor. Posteriormente, el vapor es conducido hasta
la turbina de vapor, equipo encargado de extraer la energía potencial del fluido.
Un generador acoplado al eje de la turbina convierte finalmente el movimiento
rotacional en energía eléctrica.
5.1.2 Principales Componentes de una Planta Carboeléctrica
Una planta termoeléctrica a carbón esta constituida por los siguientes
componentes (Figura 5.1).
5.1.2.1
Caldera
Elemento en donde se realiza la combustión del carbón, transformando la
energía química en energía térmica, para su utilización en la producción de
vapor. Éste proceso se realiza en la parte inferior de la caldera y los gases
calientes de combustión ascienden hasta los intercambiadores de calor
conocidos como evaporador, economizador, supercalentador y recalentador.
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Cada uno de ellos consiste en un conjunto de tubos por donde circula el agua a
diferentes condiciones de presión y temperatura.
Figura 5.1
5.1.2.2
Componentes de una central térmica a carbón
Turbina
La turbina a vapor es el elemento de conversión de la energía potencial,
contenida en el vapor, a la energía mecánica que se entrega al generador. El
vapor, luego de ser calentado en la caldera, es conducido hasta la turbina a
vapor, mediante tuberías, donde se expande produciendo trabajo. La turbina
cuenta con un conjunto de alabes en acero inoxidable, solidarios a su eje y
contra los que choca el vapor generando el movimiento rotatorio. El agua que
circula por el conjunto caldera – turbina – condensador es de tipo
desmineralizada y constituye un ciclo cerrado de recirculación.
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5.1.2.3
Generador
Es el elemento encargado de convertir la energía mecánica rotacional de la
turbina, en energía eléctrica que se entrega a la red de distribución. Los
generadores son equipos robustos que en general giran a 3600RPM y pueden
ser enfriados por aire o por hidrógeno. Se componen de un rotor y un estator
que, al girar relativamente uno respecto al otro, generan la electricidad.
5.1.2.4
Plantas de tratamiento y sistema de refrigeración
El sistema de refrigeración se compone principalmente del condensador y las
torres de enfriamiento. El condensador es un dispositivo de refrigeración donde
se realiza la condensación del vapor, o agua desmineralizada, mediante la
circulación de agua fría (refrigeración) a través de conductos en forma de
serpentín que se mantienen en contacto con el vapor.
El agua de refrigeración es agua cruda que circula por el circuito cerrado
condensador – torres de enfriamiento. En el condensador dicha agua absorbe
calor el cual es rechazado en las torres de enfriamiento mediante intercambio
con el aire atmosférico. En general una planta carboeléctrica requiere de los
siguientes tratamientos para los diferentes tipos de agua:
 Agua de reposición: La planta de tratamiento de agua de reposición se
encarga de suministrar el recurso requerido para mantener el nivel del agua
de enfriamiento la cual se evapora lentamente en el intercambio con el aire
en las torres de enfriamiento.
 Agua desmineralizada: La planta de tratamiento de agua desmineralizada
se encarga de suministrar el recurso requerido para mantener el nivel del
ciclo cerrado caldera-turbina-condensador.
 Agua de servicio: La planta de tratamiento de agua de servicio se encarga
de suministrar el recurso requerido para los consumos humano e industrial
adicionales de la planta.
5.1.2.5
Misceláneos mecánicos (BOP)
Los diversos equipos mecánicos y eléctricos requeridos en carboeléctricas,
conocidos como Balance of Plant (BOP), constituyen los equipos auxiliares de
este tipo de plantas y se componen principalmente de:
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5.3
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 Bombas de alimentación (Feedwater): Son las bombas encargadas de
suministrar el agua a la caldera.
 Bombas de condensados: Son las bombas encargadas de extraer el agua
desmineralizada del condensador.
 Válvulas de vapor: Son las encargadas de regular el flujo de vapor a alta
presión y temperatura por las tuberías de conexión.
 Otros: ventiladores, transformadores, bombas, válvulas, sistema
contraincendio y otros equipos mecánicos y eléctricos que permiten el
funcionamiento de los principales componentes y de la planta.
5.1.2.6
Tuberías
El sistema principal de tuberías permite conducir el vapor desde la caldera
hasta la turbina múltiples veces. Por las condiciones de presión y temperatura
del fluido que conducen, éstas son construidas de materiales especiales y
procesos de soldadura certificados. Además existen otros sistemas de tuberías
que permiten conducir otros fluidos auxiliares (aire comprimido, agua cruda,
químicos) en la planta.
5.1.2.7
Manejo de carbón y cenizas
Éste conjunto de dispositivos permite procesar el carbón desde su recepción en
el patio de almacenamiento, hasta que es conducido al interior de la caldera.
En general, este sistema se compone de tolvas de trituración, bandas
transportadoras, silos de alimentación, pulverizadores, entre otros.
5.1.2.8
Precipitador Electroestático
El precipitador electroestático, al igual que la chimenea, son los componentes
encargados de permitir la liberación de los gases de combustión a la atmósfera.
El precipitador, en particular, es el equipo encargado de retener las cenizas
volantes producidas durante la combustión del carbón. Éste consiste en un
conjunto de placas que se someten a una diferencia de potencial suficiente
para ionizar las cenizas de los gases de combustión que circulan entre ellas, las
cuales se ven atraídas por las placas. Dispositivos limpiadores retiran
permanentemente las cenizas, conduciéndolas a silos de almacenamiento.
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5.4
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5.1.2.9
Instrumentación y control
Las centrales carboeléctricas, debido a su gran cantidad de equipos y la
complejidad del proceso, tienen sistemas de control robustos que permiten un
funcionamiento óptimo y confiable. Uno de los sistemas importantes es el DCS
(Direct Control System) que maneja las variables principales del proceso.
5.1.2.10 Sistemas eléctricos
Entre los diversos sistemas eléctricos de una central se encuentran los
transformadores de servicios auxiliares, transformadores principales,
subestación, y otros.
5.2 CAMPO DE APLICACIÓN
La importancia estratégica de estas plantas frente a la hidroelectricidad, recurso
energético que ocupa el mayor porcentaje de la capacidad instalada del país,
consiste básicamente en la firmeza que agregan al sistema al no depender de
las condiciones climáticas, la abundancia del recurso energético y su amplia
distribución en el territorio nacional, los menores períodos de construcción y los
menores costos de inversión.
5.3 RECURSO ENERGÉTICO EN EL PAÍS
A continuación se presenta una breve descripción de las principales
características de las zonas carboníferas de Colombia, con énfasis en la
utilización del recurso energético para la generación eléctrica [1].
5.3.1 Zona de la Guajira
Conocida también como área de EL Cerrejón, comprende los sectores de El
Cerrejón Norte y El Cerrejón Central (Bloques de Patilla - Sarahita - Descanso y
Oreganal). La zona está situada hacia el extremo nororiental del país, al sur del
departamento de la Guajira y tiene reservas calculadas superiores a 3 000
millones de toneladas. Los carbones del Cerrejón hacen parte de un proyecto
estructurado básicamente para el mercado de exportación. Desde este punto
de vista, el elevado costo de oportunidad del carbón exportable de El Cerrejón
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hace que su utilización en generación eléctrica pierda competitividad frente a
otras alternativas de ofertas en el Mercado Eléctrico Mayorista. El poder
calorífico de los diferentes carbones se muestra en la Tabla 5.1.
Tabla 5.1.
Calidad de los carbones de la Guajira
Zona
Poder Calorífico (BTU/lb)
Cerrejón Norte
11 770
Cerrejón Central
12 200
Promedio
11 985
Fuente: UPME, 1997
5.3.2 Zona de El Cesar
Ubicada en el centro del departamento de El Cesar dentro de lo que
corresponde a la actual cuenca del Río Cesar, a unos 100 Km al sur de la
ciudad de Valledupar. Las condiciones del mineral hacen que esta zona sea
considerada como una de las mas importantes del país, no solamente por la
cantidad y calidad de los carbones sino también por su ubicación geográfica,
que permite plantear varias alternativas de transporte hacia la costa Atlántica y
desarrollos carboeléctricos [1]. Con cerca de 7 minas carboníferas, en El Cesar
se puede estimar una disponibilidad de 9 218 millones de toneladas anuales [1]
lo que asegura una disponibilidad ilimitada de carbones de buena calidad para
la instalación de futuros proyectos carboeléctricos.
Tabla 5.2.
Calidad de los carbones de El Cesar
Zona
Poder calorífico (BTU/lb)
La Loma-Boquerón
11 616
El Descanso
10 374
La Loma-Calenturitas
10 867
La Jagua
12.606
Fuente: UPME, 1997
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5.3.3 Zona de Córdoba
Esta zona carbonífera, conocida como Área de San Jorge se encuentra al sur
del departamento de Córdoba, entre los valles de los ríos San Jorge, San
Pedro y Uré. Los carbones de ésta zona tienen un poder calorífico promedio de
9 180 BTU/lb.
5.3.4 Zona de Norte de Santander
Esta zona carbonífera se encuentra ubicada en el departamento del Norte de
Santander, hacia el noroeste del país, en los límites con la República de
Venezuela. Para toda la zona se han estimado 68 millones de toneladas de
carbón como reservas medidas y 101 millones de toneladas como reservas
indicadas, de las cuales 51,6 millones de toneladas se consideran explotables
por métodos de minería subterránea. Los carbones de la zona tienen un poder
calorífico promedio de 11 552 BTU/lb.
5.3.5 Zona de Santander
En esta zona carbonífera se tiene el área de San Luis localizada al occidente
del departamento de Santander sobre las estribaciones occidentales de la
cordillera Oriental en el municipio de San Vicente de Chucurí.
Se estiman 57,1 millones de toneladas [1] como reservas medidas y 114
millones de toneladas como reservas indicadas, de las cuales 25 millones se
clasifican como reservas explotables. Los carbones tienen un poder calorífico
promedio de 10 913 BTU/lb.
5.3.6 Zona de Cundinamarca
Esta zona es de las más importantes de la región central del país por el
conocimiento que se tiene de sus carbones en lo relativo a reservas y calidad.
La franja carbonífera se extiende con dirección noreste, desde Zipaquirá al sur
hasta los límites con el Departamento de Boyacá, al norte. El total de reservas
medidas en la zona carbonífera de Cundinamarca es de unos 241,9 millones de
toneladas y las reservas indicadas son del orden de 538,7 millones. Los
carbones tienen un poder calorífico promedio de 13 185 BTU/lb.
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5.3.7 Zona de Boyacá
Dicha zona se extiende desde los límites con Cundinamarca hasta la población
de Jericó en el norte del departamento. Su poder calorífico promedio es de
12 401 BTU/lb. La selección de minas adelantada durante el inventario de
proyectos [1] identificó 39 minas de carbón adecuado para carboeléctricas.
5.3.8 Zona de Antioquia
En este departamento la minería tradicional se encuentra en las denominadas
áreas de Amagá-Angelópolis, Fredonia-Venecia y Titiribí. Los carbones tienen
en promedio un poder calorífico de 10 769 Btu/lb. Los recursos desarrollados
en cinco minas seleccionadas totalizan 12 millones de toneladas de carbón
para carboeléctricas, sin embargo, la mayor parte de la explotación es de
pequeña minería, donde está toda la minería ilegal, se hace de manera
antitécnica, por métodos artesanales y sin ninguna conservación de las
reservas.
5.3.9 Zona del valle del Cauca y Cauca
Esta zona se extiende desde el municipio de Yumbo al norte de la ciudad de
Santiago de Cali hasta el río Asnazú en el norte del Departamento del Cauca.
Los carbones tiene en promedio un poder calorífico de 11 088 Btu/lb.
5.4 REGIONALIZACIÓN
Para la regionalización de país en función de las posibilidades de generación
eléctrica con base en carbón se utilizó la evaluación realizada en el Inventario
de Proyectos Carboeléctricos [1], el cual incluye la consideración de diferentes
criterios técnicos, económicos y ambientales, los cuales se resumen a
continuación.
5.4.1 Criterios técnicos
La posibilidad de implementar un proyecto carboeléctrico depende de la
disponibilidad de carbón, recurso hídrico y de la infraestructura disponible (vías
de acceso, líneas y subestaciones eléctricas y centros poblados). Los temas
que se tuvieron en cuenta para la selección de las zonas fueron:
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5.8
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 Disponibilidad de carbón: La información considerada comprende, entre
otras cosas, las características de los carbones, la información geológica,
minera y de mercados, la información de futuros proyectos mineros, entre
otros aspectos.
 Disponibilidad hídrica: Comprende la clasificación regional de acuerdo con
la disponibilidad mínima del recurso hídrico requerida para satisfacer lo
demandado por las plantas, tanto para generación como para refrigeración,
considerando el ciclo cerrado de refrigeración, en donde las necesidades de
agua se deben básicamente a la reposición del agua perdida por
evaporación. Teniendo en cuenta la baja magnitud de los caudales
demandados para la instalación de centrales con este sistema de
refrigeración, se supuso que los ríos considerados pueden garantizar el
requerimiento de agua para la refrigeración con sistema de ciclo cerrado.
Además se consideraron las costas como implementación de alternativas de
refrigeración con agua salada.
 Transporte: Comprende la definición de zonas que pueden ser atendidas
por una red de transporte, para la construcción de la planta y el posterior
abastecimiento de dicho combustible. Se consideran las diferentes vías
fluviales, férreas y carreteras.
 Infraestructura eléctrica: Se definió la máxima longitud de la línea de
transmisión que económicamente se pueda construir para conectar el
proyecto de generación al Sistema de Transmisión Nacional de acuerdo con
la potencia a generar y con el voltaje de transmisión en el nodo de conexión.
5.4.2 Criterios Económicos
Para el planteamiento del criterio de transporte de carbón a las plantas, se
asumieron algunas consideraciones para establecer el costo máximo que
puede tener el combustible en la planta [1].
5.4.3 Criterios Ambientales
Para la selección de sitios también se tuvieron en cuenta criterios ambientales
como conservación de humedales, y reservas ecológicas.
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5.4.4 Zonificación
El estudio citado en los numerales anteriores selecciona diferentes puntos de la
geografía colombiana a partir de los supuestos planteados. Este estudio en
particular utilizará la información encontrada en la referencia [1] pero para ello
es necesario ubicar las regiones encontradas en el mapa de zonas establecido
en el aplicativo. Así mismo, este estudio aprovecha los datos obtenidos en el
Boletín de Precios de Combustibles [4]. En la parte correspondiente a carbón
de dicho documento se determina el costo total del recurso para diferentes
plantas carboeléctricas del país tal como se muestra en la Tabla 5.3.
Tabla 5.3.
Precios del carbón en planta para diferentes carboeléctricas
Planta
Precio (USD/Ton)
Termoguajira
30,3
Termotasajero
28,8
Termopaipa
26,8
Termozipa
17,8
Fuente: UPME, 2004.
A partir de la información para cada una de las plantas se determinó el precio
del recurso en las zonas del aplicativo. Para las zonas donde no se dispone
información de precios, se supuso el valor de otras zonas basándose en las
similitudes geográficas y poder calorífico del carbón. Los datos se resumen en
la Tabla 5.4.
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Tabla 5.4.
Regiones seleccionadas y zonas equivalentes
#
Región
Zona Equivalente
USD/Ton
1
La Guajira y El César
Int01
30,3
2
Valles de los ríos Sinú y San Jorge
Int02
30,3
3
Montaña Santandereana
Int03
28,8
4
Golfo de Urabá
Int04
26,8
5
Montaña Antioqueña
Int04
26,8
6
Magdalena Medio
Int05
26,8
7
Altiplano Cundiboyacense
Int05
26,8
8
Valle del Río Cauca
Int06
28,8
9
Cordillera Central meridional
Int08
17,8
10
Vertiente llanera
Int08
17,8
11
Altiplano de Popayán
Int09
28,8
12
Macizo Colombiano
Int09
28,8
5.5 TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA
5.5.1
Carbón Pulverizado Convencional
La tecnología de carbón pulverizado subcrítica o convencional es la tecnología
utilizada en la mayoría de las plantas térmicas que se encuentran en operación
en el mundo, es la más antigua y probada de todas las utilizadas actualmente
[2]. Esta tecnología utiliza circulación natural y asistida. Estos ciclos son los
más comunes en el mundo y generalmente trabajan con temperaturas de vapor
en el sobrecalentador inferiores a 550°C y presiones hasta de 200 bar.
El proceso genérico consta principalmente de los equipos para el manejo,
transporte, trituración y pulverización del carbón para la caldera en donde se
genera el vapor requerido para impulsar la turbina y el generador. La
pulverización del carbón, en tamaños menores de 0.3mm, se hace necesaria
debido a la mejoría de las propiedades de combustión respecto al tamaño
normal del carbón [6]. Adicionalmente, la planta cuenta con los equipos
necesarios como condensador, calentadores, desaireador, bombeo, entre
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otros. En la Figura 5.2 se ilustra la disposición general de una planta de
generación con base en carbón pulverizado.
El grado de avance en la tecnología para la generación de energía eléctrica con
base en carbón pulverizado permite diseñar una planta para cualquier tipo de
carbón, pero si la calidad del mineral no es buena, la planta tendrá que dotarse
de equipos complementarios que tienden a elevar significativamente su costo.
Particularmente, para carbones con alto contenido de azufre, las emisiones de
SO2 se pueden controlar con la acción de sistemas de desulfurización o con
aditivos para que las cenizas concentren los sulfuros. Estos sistemas son
conocidos como FGD y su uso es requerido para carbones con contenido de
azufre superior al 1% [7]. Sin embargo, teniendo en cuenta que los carbones
colombianos en su mayoría son clasificados como eminentemente térmicos,
con porcentajes de cenizas y de azufre relativamente bajos, estos equipos no
son considerados en el estudio.
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Figura 5.2
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Esquema de tecnología de carbón Pulverizado
5.13
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5.5.2 Lecho Fluidizado Circulante Atmosférico (ACFBC)
El ciclo moderno con Lecho Fluidizado a Presión Atmosférica para la
generación de energía eléctrica, consta de una caldera que produce vapor, el
cual se utiliza para la generación de energía eléctrica en un una turbina a
vapor. El ciclo agua-vapor es de tipo convencional. Solamente la caldera es el
elemento diferente del ciclo.
La tecnología de Lecho Fluidizado toma importancia debido a la mejoría en
combustión cuando el carbón se quema “flotando” en medio de un fluido
caliente. Para ello, las calderas son equipadas con ventiladores que generan la
corriente de aire y ciclones que hacen recircular los gases. Debido a sus
características, esta tecnología permite disminuir las emisiones de azufre sin la
necesidad de implementar sistemas FGD incluso cuando se usan carbones con
alto contenido de azufre, y actualmente tiene un fuerte desarrollo en países con
restricciones ambientales severas.
En el mundo existen cientos de unidades operando con esta tecnología y se
estima en más de 30 000 MW la capacidad instalada acumulada. Cerca del
90% de la capacidad instalada se encuentra en Estados Unidos, Alemania,
Francia, Japón, India, Inglaterra, Finlandia y Suecia.
La tecnología con Lecho Fluidizado para carbón se encuentra en desarrollo
desde los años cincuenta. Dentro de esta tecnología, el proceso de Lecho
Fluidizado Circulante a Presión Atmosférica ACFBC ha tenido una mayor
aceptación en los últimos cinco años que el proceso de Lecho Fluidizado
Atmosférico Burbujeante ABFBC, debido a que el control de emisiones es más
efectivo y la eficiencia de combustión del 98% es superior a la obtenida en el
burbujeante de 90 - 98%. En la actualidad unas dos terceras partes de la
capacidad instalada en lechos fluidizados corresponde a la tecnología
circulante.
En la Figura 5.3 se ilustra la disposición general de una planta de generación
para Lecho Fluidizado Circulante a Presión Atmosférica.
Las eficiencias esperadas del ciclo para Lecho Fluidizado Circulante a Presión
Atmosférica, son similares a las del proceso con Carbón Pulverizado
Convencional porque, si bien la combustión es mejor, también se requieren
más cantidad de equipos para el proceso.
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Figura 5.3
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Esquema de tecnología de Lecho Fluidizado
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El proceso de Lecho Fluidizado es apto para una amplia variedad de carbones,
sin que sus costos varíen considerablemente, y por tanto, se adapta a los tipos
de carbones colombianos correspondientes a las zonas que resultan viables
para la construcción de centrales carboeléctricas.
5.5.3 Gasificacion Integrada de Carbón (IGCC)
La nueva tecnología de gasificación integrada del carbón en ciclo combinado
(IGCC) es la mas opcionada a incursionar en el mercado debido a su elevada
eficiencia, bajas emisiones, y el uso de un combustible, como el carbón, que
cada vez es mas costoso de usar debido a las restricciones ambientales y la
necesidad de equipos auxiliares.
El proceso (Figura 5.3) consiste en obtener gas sintético compuesto de
monóxido de carbono e hidrógeno a partir del carbón, mediante un proceso
conocido como gasificación. El gas obtenido es conducido a una turbina a gas,
similar a la utilizada con el Gas Natural, donde se produce el proceso de
combustión y expansión, obteniendo la energía eléctrica mediante un
generador acoplado a la turbina. Posteriormente, los gases de combustión son
dirigidos a una caldera recuperadora de calor generadora de vapor (HRSG)
donde, al igual que en un ciclo combinado, se produce vapor el cual se dirige a
la turbina de vapor generando la energía adicional del ciclo.
Figura 5.4
Esquema de tecnología IGCC
Fuente: Banco Mundial
Las eficiencias alcanzadas mediante esta tecnología IGCC, que se encuentran
entre un 40% y 45%, son superiores a las de carbón pulverizado que están
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alrededor del 36%. Adicionalmente, las emisiones producidas en el IGCC son
menores a las obtenidas en centrales convencionales de carbón. Sin embargo,
la tecnología IGCC todavía se encuentra en desarrollo y a nivel mundial existen
en la actualidad menos de cinco plantas (World Bank) lo que hace, por el
momento, muy difícil su aplicación en el país. Por tanto dicha tecnología no se
considera en el aplicativo.
5.6 PLANTAS TÍPICAS
Se proponen las siguientes plantas tipo, cuyos costos unitarios de generación
serán evaluados considerando la localización de las plantas dentro de las
zonas factibles según el numeral 5.4:
 Tecnología de Carbón Pulverizado: Plantas de 50 MW, 150 MW, 300MW.
Con tecnología de enfriamiento en ciclo semi-húmedo cerrado. Aplicable en
Zonas Interconectadas.
 Tecnología de Lecho Fluidizado ACFBC: Planta de 150 MW. Con tecnología
de enfriamiento en ciclo semi-húmedo cerrado. Aplicable en Zonas
Interconectadas.
No se considera ciclo abierto de enfriamiento ya que el volumen de agua que
ésta tecnología requiere la haría no factible en casi la totalidad del país.
5.7 ESTRUCTURA GENERAL DE COSTOS DE GENERACIÓN
5.7.1 Costos Preoperativos
5.7.1.1
Estudios e investigaciones
Para este recurso energético en particular, dada la investigación realizada
desde hace varias décadas y la madurez de la tecnología, los costos de
Estudios e Investigaciones podrían considerarse como nulos. No obstante el
usuario podrá definir diferentes valores en el estudio de nuevos proyectos que
impliquen investigaciones geológicas, mineras o ensayos de calidad de los
carbones.
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5.7.1.2
Predios
Incluye el costo del terreno de la planta (considerando el área para el edificio
principal, para el almacenamiento y manejo, tanto del carbón como de las
cenizas y escorias; de las zonas de circulación y servicios auxiliares incluyendo
las servidumbres requeridas para conducciones, instalaciones y líneas de
transmisión). Dada la baja participación del costo de los predios en el
presupuesto total de las plantas térmicas con base en carbón, las cuales
demandan menos de una hectárea por MW instalado, es posible considerar
costos unitarios de predios (USD/ha) uniformes en el territorio nacional. Los
requerimientos de área para cada una de las plantas se muestran en la Tabla
5.5. Se han determinado a partir del hecho que una planta carboeléctrica de
400MW requiere 130Ha [5].
Tabla 5.5.
Valor de los predios
Planta
Requerimiento (ha)
Costo Unitario (USD/ha)
Costo Total (USD)
PC50
30
3,500
105,000
PC150
50
3,500
175,000
PC300
100
3,500
350,000
ACFBC150
50
3,500
175,000
5.7.1.3

Infraestructura:
Vías de acceso: Incluye la construcción de vías para las etapa de
construcción y operación del proyecto, en lo referente al suministro de
carbón desde los sitios de acopio de la producción minera o directamente
desde las minas. Es necesario resaltar que el carbón empleado en las
plantas será transportado por camiones y por tanto se ha seleccionado el
tipo de vía más costoso. El Capítulo 4 se presenta el análisis de costos
unitarios para la vía Tipo II requerida en este tipo de proyectos. Para cada
caso se ha considerado una longitud de vía constante ya que las
características compactas de la planta permiten ubicarla en sitios cercanos
al combustible y la infraestructura.
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Tabla 5.6.

Valor de las vías
Planta
Requerimiento (km)
Costo Unitario (USD/km)
Costo Total (USD)
PC50
5
1,000,550
5,002,750
PC150
5
1,000,550
5,002,750
PC300
5
1,000,550
5,002,750
ACFBC150
5
1,000,550
5,002,750
Línea de conexión: Para cada caso se ha considerado una longitud de
línea teniendo en cuenta que las características compactas de la planta
permiten ubicarla en sitios cercanos a la infraestructura eléctrica existente.
En el respectivo numeral del capítulo 4 se presentan los costos unitarios de
las líneas de conexión para las capacidades consideradas.
Tabla 5.7.
Líneas de conexión
Planta
Requerimiento (km)
Costo Unitario (USD/km)
Costo Total (USD)
PC50
5
100,000
500,000
PC150
10
165,000
1,650,000
PC300
10
165,000
1,650,000
ACFBC150
10
165,000
1,650,000

Campamentos: Las plantas térmicas a carbón y gas se caracterizan por un
diseño modular, compacto y estándar, que permite ubicarlas en lugares
cercanos a pueblos, caseríos y ciudades, sin la necesidad de
campamentos para el personal. Esto ocurre en la mayoría de plantas
térmicas del país y por tanto se ha escogido un valor nulo para este
concepto.
5.7.1.4
Obras civiles:
Las obras civiles requeridas en para proyectos térmicos son, en general,
considerablemente menores que las requeridas en centrales hidráulicas. Su
costo fue estimado como un porcentaje sobre el valor FOB de los equipos, con
base en la distrubución de precios establecida para una planta carboeléctrica
en la literatura [5]. Se identificaron los siguientes Ítems de inversión.
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
Caldera y turbogrupo: Incluye la fundación de la caldera y la construcción
del edificio turbogrupo que alberga la turbina, el generador, y otros equipos.
Éstas son las obras más importantes del proyecto debido al peso y las
especificaciones requeridas. Se estimó como un 13% del valor de los
equipos FOB [5].

Plantas de bombeo: Estructura que alberga los requerimientos civiles de la
mayoría de los equipos de bombeo, en especial los relacionados con el
sistema de enfriamiento y el agua de reposición. Se estimó como un 2% del
valor de los equipos FOB [5].

Edificio Administrativo y otros: Incluye obras civiles como el edificio
administrativo, la sala de control, el taller de mantenimiento, la cerca de
seguridad, entre otros Se estimó como un 6% del valor de los equipos FOB
[5].
5.7.1.5
Equipos Importados:
Se presenta la desagregación de los principales equipos de generación y
auxiliares. Debido al desarrollo tecnológico, la mayoría de equipos de estas
centrales son importados. Para determinar el ítem de equipos se partió del
costo total de equipos FOB para cada planta típica, determinado por el
documento “Estudio para la implementación de Carboeléctricas” [2] tal como se
muestra en la Tabla 5.8.
Tabla 5.8.
Costo de los equipos para cada planta típica
Planta
USD/kW*
Carbón pulverizado 50MW
598**
Carbón pulverizado 150MW
576
Carbón pulverizado 300MW
544
ACFBC 300MW
586.8
Fuente: Ecocarbon, 1996.
*
Precio en Dólares Americanos 2004 actualizados a partir de la referencia.
**
El dato fue estimado con base en los datos expuestos para las plantas de
carbón pulverizado de 150, 300 y 500MW.
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Para determinar el costo de cada uno de los componentes principales de este
ítem se determinó su porcentaje respecto al costo total obtenido anteriormente,
según la distribución encontrada en la literatura [5] tal como se muestra en la
Tabla 5.9.
Con base en los datos encontrados anteriormente, y cada uno de los conceptos
explicados anteriormente como aranceles, seguros y transporte, entre otros (ver
Capítulo 4) se determina el costo instalado de los equipos en sitio (Tablas 5.11
a 5.14).
Tabla 5.9.
Distribución costo para los equipos en carboeléctricas
Equipo
%
Caldera
29%
Turbina
11%
Generador
6%
Manejo Carbón y Cenizas
8%
Precip. Electros.
14%
Misc. Mecanicos (BOP)
9%
Tuberías
4%
Instrum y control
5%
Mat. Eléctricos
8%
Trat. Aguas
6%
Total Equipos
100%
Fuente: DOE, 1999.
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Tabla 5.10. Obras Civiles
Planta
PC50
PC150
PC300
ACFBC150
Caldera y turbogrupo
% EQUIPOS
Costo Total (USD)
13%
3,993,580
13%
11,541,982
13%
21,801,743
13%
11,756,353
Plantas de Tratamiento y Bombeo
% EQUIPOS
Costo Total (USD)
2%
682,841
2%
1,973,503
2%
3,727,766
2%
2,010,157
Edfic. administrativo y otros
% EQUIPOS
Costo Total (USD)
6%
1,735,143
6%
5,014,797
6%
9,472,491
6%
5,107,937
Fuente: DOE, 1999.
Tabla 5.11. Equipos carbón pulverizado 50MW
FOB
EQUIPO
Caldera
Turbina
Generador
Transporte
Aduanas y Tr. Nal y Instalación
Arancel
y Seguros
Comisiones Seguros (Mat.y M O)
Total
USD/kW
191
60
36
USD
9,568,000
2,990,000
1,794,000
%
3.5%
3.5%
3.5%
%
15.0%
0.0%
10.0%
%
1.11%
1.11%
1.11%
%
1.80%
1.80%
1.80%
%
30%
17%
17%
Manejo Carbón y Cenizas
36
1,794,000
3.5%
15.0%
1.11%
1.80%
26%
53
2,655,776
Precip. Electros.
48
2,392,000
3.5%
0.0%
1.11%
1.80%
36%
68
3,417,691
Misc. Mecanicos
36
1,794,000
3.5%
15.0%
1.11%
1.80%
32%
55
2,759,272
Tuberías
Instrum y control
Mat. eléctricos
Trat. aguas
Total
42
60
42
48
598
2,093,000
2,990,000
2,093,000
2,392,000
29,900,000
3.5%
3.5%
3.5%
3.5%
15.0%
10.0%
15.0%
15.0%
1.11%
1.11%
1.11%
1.11%
1.80%
1.80%
1.80%
1.80%
36%
47%
55%
48%
66
98
74
81
910
3,307,271
4,898,722
3,702,806
4,073,688
45,493,717
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5.22
USD/kW
USD
292
14,585,573
74
3,692,664
48
2,400,255
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Tabla 5.12. Equipos carbón pulverizado 150MW
Transporte
Aduanas y Tr. Nal y Instalación
Arancel
y Seguros
Comisiones Seguros (Mat.y M O)
FOB
Total
EQUIPO
USD/kW
USD
%
%
%
%
%
USD/kW
USD
Caldera
184
27,652,800
3.5%
15%
1.1%
1.8%
30%
281
42,154,257
Turbina
58
8,641,500
3.5%
0%
1.1%
1.8%
17%
71
10,672,294
Generador
35
5,184,900
3.5%
10%
1.1%
1.8%
17%
46
6,937,058
Manejo Carbón y Cenizas
35
5,184,900
3.5%
15%
1.1%
1.8%
26%
51
7,675,547
Precip. Electros.
46
6,913,200
3.5%
0%
1.1%
1.8%
36%
66
9,877,585
Misc. Mecanicos (BOP)
35
5,184,900
3.5%
15%
1.1%
1.8%
32%
53
7,974,664
Tuberías
40
6,049,050
3.5%
15%
1.1%
1.8%
36%
64
9,558,454
Instrum y control
58
8,641,500
3.5%
10%
1.1%
1.8%
47%
94
14,157,961
Mat. eléctricos
40
6,049,050
3.5%
15%
1.1%
1.8%
55%
71
10,701,605
Trat. aguas
46
6,913,200
3.5%
15%
1.1%
1.8%
48%
78
11,773,503
Total
576
86,415,000
877
131,482,929
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5.23
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Tabla 5.13. Equipos carbón pulverizado 300MW
Transporte
Aduanas y Tr. Nal y Instalación
Arancel
y Seguros
Comisiones Seguros (Mat.y M O)
FOB
Total
EQUIPO
USD/kW
USD
%
%
%
%
%
USD/kW
USD
Caldera
174
52,233,600
3.5%
15%
1.1%
1.8%
30%
265
79,625,520
Turbina
54
16,323,000
3.5%
0%
1.1%
1.8%
17%
67
20,158,983
Generador
33
9,793,800
3.5%
10%
1.1%
1.8%
17%
44
13,103,465
Manejo Carbón y Cenizas
33
9,793,800
3.5%
15%
1.1%
1.8%
26%
48
14,498,404
Precip. Electros.
44
13,058,400
3.5%
0%
1.1%
1.8%
36%
62
18,657,851
Misc. Mecanicos (BOP)
33
9,793,800
3.5%
15%
1.1%
1.8%
32%
50
15,063,408
Tuberías
38
11,426,100
3.5%
15%
1.1%
1.8%
36%
60
18,055,043
Instrum y control
54
16,323,000
3.5%
10%
1.1%
1.8%
47%
89
26,743,089
Mat. eléctricos
38
11,426,100
3.5%
15%
1.1%
1.8%
55%
67
20,214,349
Trat. aguas
44
13,058,400
3.5%
15%
1.1%
1.8%
48%
74
22,239,067
Total
544
163,230,000
15%
1.1%
1.8%
30%
828
248,359,179
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5.24
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Tabla 5.14. Equipos lecho fluidizado 150MW
Transporte
Aduanas y Tr. Nal y Instalación
Arancel
y Seguros
Comisiones Seguros (Mat.y M O)
FOB
Total
EQUIPO
USD/kW
USD
%
%
%
%
%
USD/kW
USD
Caldera
188
28,166,400
3.5%
15%
1.1%
1.8%
30%
286
42,937,195
Turbina
59
8,802,000
3.5%
0%
1.1%
1.8%
17%
72
10,870,512
Generador
35
5,281,200
3.5%
10%
1.1%
1.8%
17%
47
7,065,901
Manejo Carbón y Cenizas
35
5,281,200
3.5%
15%
1.1%
1.8%
26%
52
7,818,107
Precip. Electros.
47
7,041,600
3.5%
0%
1.1%
1.8%
36%
67
10,061,043
Misc. Mecanicos (BOP)
35
5,281,200
3.5%
15%
1.1%
1.8%
32%
54
8,122,779
Tuberías
41
6,161,400
3.5%
15%
1.1%
1.8%
36%
65
9,735,985
Instrum y control
59
8,802,000
3.5%
10%
1.1%
1.8%
47%
96
14,420,920
Mat. eléctricos
41
6,161,400
3.5%
15%
1.1%
1.8%
55%
73
10,900,368
Trat. aguas
47
7,041,600
3.5%
15%
1.1%
1.8%
48%
80
11,992,174
Total
587
88,020,000
15%
1.1%
1.8%
30%
893
133,924,983
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COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
5.7.1.6
Inversiones ambientales
Inversiones ambientales: En este rubro se incluyen los estudios previos e
inversiones iniciales en el área ambiental, no se incluyen los planes de manejo.
Los costos se determinaron con base en el estudio de la UPME 2001
Construcción y aplicación de un sistema de indicadores de costos de gestión
ambiental para el desarrollo sostenible del sector eléctrico colombiano,
realizado por TRACTEBEL y MEJÍA VILLEGAS y se presentan en la Tabla 5.15
para todas las tecnologías consideradas.
Tabla 5.15. Inversiones ambientales
5.7.1.7
Planta
% Inversión
Costo Total (USD)
PC50
0.44%
253 057
PC150
0.44%
690 100
PC300
0.44%
1 277 601
ACFBC150
0.44%
702 360
Ingeniería
Considera los costos de diseño, interventoría y administración técnica y
ambiental durante la construcción del proyecto. Se calcula como un porcentaje
de la suma de los costos nacionales, importados y ambientales. Para este
aspecto se consideraron los datos expuestos en la literatura, que en general
son un 8% aproximadamente para esta tecnología [5], tal como se presenta en
la Tabla 5.16.
Tabla 5.16. Ingeniería
Planta
% Inversión
Costo Total (USD)
PC50
8%
4,612,887
PC150
8%
12,588,485
PC300
8%
23,303,322
ACFBC150
8%
12,812,363
Fuente: DOE, 1999.
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5.26
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5.7.1.8
Imprevistos
 Imprevistos obras civiles: Se estiman como un porcentaje del costo total de
las obras civiles, el cual se asume como un 27.5% según la literatura [5].
 Imprevistos equipos: Se estiman como un porcentaje del costo total FOB de
los equipos, el cual se asume como un 15.5% según la literatura [5]. Los
valores encontrados se muestran en la Tabla 5.17.
Tabla 5.17. Imprevistos
Obras Civiles
Equipos
Planta
% Inversión
Costo Total (USD)
% Inversión
Costo Total (USD)
PC50
27.5%
1,763,180
15.5%
4,634,500
PC150
27.5%
5,095,827
15.5%
13,394,325
PC300
27.5%
9,625,550
15.5%
25,300,650
ACFBC150
27.5%
5,190,473
15.5%
13,643,100
Fuente: DOE, 1999.
5.7.1.9
Financieros preoperativos
Es el sobrecosto dado por la escalación de los costos durante el período de
construcción. Se determina como un porcentaje de la suma de los costos de
inversión, de ingeniería e imprevistos, el cual se presenta en el respectivo
numeral del Capítulo 4. Las plantas carboeléctricas requerien tiempos de
construcción menores que las hidráulicas de similiar potencia instalada. Una
planta térmica a carbón de 300MW necesita 3 años para su construcción (ver
Tabla 5.18).
Tabla 5.18. Financieros preoperativos
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Planta
Construcción (Años)
Costo Total (USD)
PC50
2
6,189,899
PC150
3
26,405,358
PC300
3
48,981,947
ACFBC150
3
26,876,567
5.27
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5.7.1.10 Ley preoperativos
En el Capítulo 4 se presenta la descripción y metodología de valoración de los
costos de Ley preoperativos. Un resumen para esta tecnología en particular se
muestra en la Tabla 5.19.
Tabla 5.19. Financieros preoperativos
Planta
Fondo Esp. Mun.
Predial preoperativo
Sobretasa a predial
% Predial
Costo Total
% Avaluo
Costo Total
% Inv
Costo Total
PC50
40%
42,000
0.36%
756
0.25%
210
PC150
40%
70,000
0.36%
1,890
0.25%
525
PC300
40%
140,000
0.36%
3,780
0.25%
1,050
ACFBC150
40%
70,000
0.36%
1,890
0.25%
525
5.7.2 Costos Operativos
5.7.2.1
Administración, operación y mantenimiento (AOM)
Para el cálculo de los costos AOM, se utilizó la información reportada en el
documento “O&M Cost Analysis” [9]. Dicha fuente reporta un valor aproximado
de 5USD/MWh de costos totales AOM para una planta de 300MW. Puesto que
el aplicativo planteado en este proyecto presenta una estructura que diferencia
entre los costos AOM fijos y variables, fue necesario identificar cada uno de los
componentes del costo global. Para ello, se utilizó la información presente en la
literatura, la cual establece que para este tipo de plantas un 85% de los costos
totales AOM son fijos y el restante son variables [5], tal como se presenta en la
Tabla 5.20.
Los costos AOM variables corresponden a los gastos de operación,
administración y mantenimiento que son proporcionales a la energía generada.
Este valor incluye los mantenimientos de la turbina, también conocidos como
overhaouls, que se realizan con base en las horas de operación. Los costos
AOM fijos corresponden a los gastos que no dependen de la generación tales
como la vigilancia, aseo y mantenimientos básicos.
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5.28
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Tabla 5.20. Costos AOM
Planta
AOM Total (USD/MWh)
Fijos (USD/año)
Variables (USD/año)
PC50
6.9
2 181 348
385 498
PC150
5.9
5 593 200
988 457
PC300
5
9 480 000
1 675 350
ACFBC150
5.9
5 593 200
988 457
5.7.2.2
Combustible principal y substituto
El consumo de combustible principal se determina con base en la eficiencia de
la planta, la capacidad, y el factor de planta asignado por el usuario. Se ha
supuesto una eficiencia de 36.1% para todas las plantas de carbón pulverizado
y 35% para la ACFBC puesto que las referencias no indican una variación
significativa de este parámetro con el tamaño de la planta [2].
El costo del combustible (carbón) se determina con base en los precios del
recurso encontrados en el numeral 5.4 para las diferentes zonas del aplicativo y
considerando los aspectos anteriormente citados, tal como se muestra en la
Tabla 5.21.
En el caso del combustible substituto se ha considerado el Gas Natural para la
planta de 150MW puesto que ésta es la configuración mas común en el
mercado colombiano tal como lo demuestran las plantas de Termoguajira y
Termocartagena. El proceso de pulverización del carbón es útil puesto que su
combustión es igual al Gas Natural y en general las calderas de carbón
pulverizado pueden utilizar el gas para generar el vapor sin modificaciones [6].
Para el caso de la planta operando con gas natural, si se ha adicionado el costo
de los equipos de manejo y compresión de gas, como también el del
gaseoducto. Sin embargo, puesto que el Gas Natural es un recurso que no está
presente en todas las regiones del país, esta opción de combustible subsituto
sólo aplica para las regiones que cuentan con ambos combustibles.
La operación con combustibles substitutos líquidos, como Diesel o Fuel Oil, no
es considerada en el modelo. Los combustibles líquidos son usados
ampliamente en las centrales colombianas pero son considerados únicamente
en emergencias o arranques debido a su costo, y por tanto no es adecuado
considerar un costo general de generación, como el del aplicativo, basado en
su uso. Estos combustibles son en general mas costosos que el Carbón y el
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5.29
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Gas Natural, debido a las estrechas reservas con las que cuenta el país y la
alta presión que ejerce sobre el consumo el parque automotor.
Tabla 5.21. Costos del combustible
Zona/Planta
PC50
PC150
PC300
ACFBC300
GAS NATURAL
Int01
3 387 931
10 163 794
20 327 588
10 483 228
17 921 674
Int02
4 868 736
14 606 209
29 212 418
15 065 261
16 526 365
Int03
3 279 175
9 837 526
19 675 051
10 146 705
NA
Int04
3 273 464
9 820 391
19 640 782
10 129 032
22 046 745
Int05
3 024 100
9 072 299
18 144 598
9 357 429
22 477 074
Int06
3 416 547
10 249 640
20 499 281
10 571 772
29 433 332
Int08
1 780 484
5 341 452
10 682 904
5 509 326
16 281 450
Int09
3 310 843
9 932 530
19 865 061
10 244 696
NA
5.7.2.3
Manejo ambiental
En este rubro se incluyen los planes de manejo ambiental y de las medidas
necesarias para cubrir contingencias en esa área. Los costos se determinaron
con base en el estudio de la UPME 2001 Construcción y aplicación de un
sistema de indicadores de costos de gestión ambiental para el desarrollo
sostenible del sector eléctrico colombiano, realizado por TRACTEBEL y MEJÍA
VILLEGAS y se presentan en la Tabla 5.22.
Tabla 5.22. Operativos ambientales
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Planta
% Inversión
Costo Total (USD/año)
PC50
0.15%
86 649
PC150
0.15%
236 297
PC300
0.15%
437 462
ACFBC150
0.15%
240 494
5.30
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5.7.2.4
Seguros
Corresponde a los gastos por pago de seguros varios que el proyecto deberá
asumir anualmente, para la normal cobertura de riesgos considerados en los
diferentes proyectos. Este rubro es estimado como un porcentaje de los costos
directos de inversión, tal como aparece en la Tabla 5.23.
Tabla 5.23. Seguros
5.7.2.5
Planta
% Equipos y obras
Costo Total (USD/año)
PC50
1%
514 509
PC150
1%
1 440 744
PC300
1%
2 691 866
ACFBC150
1%
1 466 886
Cargos de ley operativos
El análisis de costos de ley operativos se presenta en el respectivo numeral del
Capítulo 4. Un resumen para esta tecnología en particular se muestra en la
5.25.
Tabla 5.24. Cargos de ley operativos
Indust. y
Com.
Transf.
Eléctricas
Predial
Sobretasa al
Predial
Ley Eléctrica
FAZNI
Planta
USD/año
USD/año
USD/año
USD/año
USD/año
USD/año
PC50
5 900
214 620
378
105
21 813
153 300
PC150
17 700
643 860
630
175
55 932
459 900
PC300
35 400
1 287 720
1 260
350
94 800
919 800
ACFBC150
17 700
643 860
630
175
55 932
459 900
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5.31
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5.8
BIBLIOGRAFIA
[1]
UPME, 1997. Inventario de proyectos carboelectricos. Estudio realizado
por INTEGRAL S. A. Medellín.
[2]
Ecocarbón, 1996. Estudio
termoeléctricas. Bogotá.
[3]
Power Planning Associates, 2003. Estudio técnico sobre costos de
generación de plantas térmicas en Colombia. Bogotá.
[4]
UPME, Boletín de precios 2004.
[5]
U.S. Department of Energy, 1999. Market Based Advanced Coal Power
Systems. Washington.
[6]
Singer, J. 1991. Combustion Fossil Power. Connecticut.
[7]
EPRI [Pagina Web]. Disponible en www.epri.com. Visitado Febrero 2004.
[8]
World Bank, Integrated Gasification Combined Cycle (IGCC). [Página en
Internet]
Disponible
en:
http://www.worldbank.org/html/fpd/em/
power/EA/mitigatn/igccsubs.stm.4.
[9]
Alstom, O&M Cost Analysis. Documento técnico 2004.
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para
la
5.32
generación
con
centrales
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TABLA DE CONTENIDO
Página
6.
GENERACIÓN ELÉCTRICA CON BASE EN GAS
NATURAL
6.1
6.1
DESCRIPCIÓN GENERAL
6.1
6.2
CENTRALES TERMOELÉCTRICAS A GAS
6.1
6.2.1
Principales Componentes de una Planta Termoeléctrica
Ciclo Simple
6.3
Principales Componentes de una Planta Termoeléctrica
Ciclo Combinado
6.4
6.3
CAMPO DE APLICACIÓN
6.6
6.4
RECURSO ENERGÉTICO EN EL PAÍS
6.8
6.5
REGIONALIZACIÓN
6.14
6.5.1
Criterios de evaluación
6.14
6.5.2
Zonificación
6.15
6.6
PLANTAS TÍPICAS
6.19
6.7
ESTRUCTURA GENERAL DE COSTOS DE GENERACIÓN
6.2.2
6.20
6.7.1
Costos Preoperativos
6.20
6.7.2
Costos Operativos
6.32
6.7.3
Casos mínimos y máximos
6.36
6.8
BIBLIOGRAFIA
6.37
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LISTA DE TABLAS
Página
Tabla 6.1. Principales usos de gas natural por sector
6.6
Tabla 6.2. Suministro de gas natural por zonas de explotación
(MBTU/día)
6.10
Tabla 6.3. Costos de combustible para cada una de las zonas
6.19
Tabla 6.4. Costos de predios
6.21
Tabla 6.5. Costos de vías
6.22
Tabla 6.6. Línea de conexión
6.22
Tabla 6.7. Línea de conexión
6.23
Tabla 6.8. Obras civiles ciclo simple
6.24
Tabla 6.9. Obras civiles ciclo combinado
6.24
Tabla 6.10. Costos overnight
6.25
Tabla 6.11. Distribución de costos
6.25
Tabla 6.12. Costo de Equipos Ciclo Simple 50MW
6.26
Tabla 6.13. Costo de Equipos Ciclo Simple 150MW
6.26
Tabla 6.14. Costo de Equipos Ciclo Simple 300MW
6.27
Tabla 6.15. Costo de Equipos Ciclo Combinado 200MW
6.27
Tabla 6.16. Costo de Equipos Ciclo Combinado 450MW
6.28
Tabla 6.17. Costo de Equipos Cierre de Ciclo para 450MW
6.28
Tabla 6.18. Costo de Inversiones ambientales
6.29
Tabla 6.19. Ingeniería
6.29
Tabla 6.20. Ingeniería
6.30
Tabla 6.21. Costos financieros
6.31
Tabla 6.22. Costos financieros
6.31
Tabla 6.23. Costos AOM fijos
6.32
Tabla 6.24. Costos financieros
6.33
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Tabla 6.25. Eficiencia (Heat Rate) de las plantas tipo
6.34
Tabla 6.26. Costos del combustible
6.34
Tabla 6.27. Costos ambientales
6.35
Tabla 6.28. Seguros
6.35
Tabla 6.29. Cargos de ley operativos
6.36
LISTA DE FIGURAS
Página
Figura 6.1 Esquema de ciclo simple y combinado
6.2
Figura 6.2 Central en ciclo simple y combinado
6.2
Figura 6.3 Consumo de gas por sector (MBTU/día)
6.8
Figura 6.4 Localización principales campos de explotación de gas
6.9
Figura 6.5 Suministro de gas natural 1990 – 2003 (MBTU/día)
6.10
Figura 6.6 Mapa de infraestructura de transporte de gas
6.13
Figura 6.7 Zonas potenciales para térmicas a gas
6.16
Figura 6.8 Áreas de influencia de los nodos
6.17
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6. GENERACIÓN ELÉCTRICA CON BASE EN GAS NATURAL
6.1
DESCRIPCIÓN GENERAL
El Gas Natural es una mezcla de hidrocarburos livianos en estado gaseoso,
que en su mayor parte está constituida por metano y etano y en menor
proporción por propano, butanos, pentanos e hidrocarburos más pesados.
Generalmente, esta mezcla contiene impurezas tales como vapor de agua, gas
carbónico y nitrógeno. Otras veces puede contener impurezas como sulfuro de
hidrógeno, mercaptanos y helio. El gas natural se encuentra en yacimientos
subterráneos en uno de los siguientes estados: a) asociado, cuando esta
mezclado con el crudo. b) Libre o no asociado, cuando se encuentra en un
yacimiento, el cual sólo contiene gas. Por tanto, su composición, gravedad
específica, peso molecular y poder calorífico son diferentes en cada yacimiento.
El rango de variación del poder calorífico está entre 900 y 1400 BTU/PC [1].
A continuación se presenta la descripción de la tecnología de generación
eléctrica con base en turbinas a gas, el proceso de transformación y las
principales componentes, que servirán luego como base para la identificación
de los principales ítems de inversión y su evaluación.
6.2
CENTRALES TERMOELÉCTRICAS A GAS
Según el fluido que acciona las turbinas y la disposición del equipo de
generación, las plantas termoeléctricas se clasifican en plantas a vapor y
plantas a gas. En las primeras se utiliza agua evaporada en una caldera y en
las segundas el fluido que produce el movimiento está constituido por los gases
de combustión, que elevados a temperatura y presión adecuadas, mueven los
álabes de la turbina y la hacen girar.
Las centrales en ciclo simple aprovechan la energía química almacenada en el
combustible mediante una o varias turbinas a gas. El proceso se rige
termodinámicamente por el ciclo Brayton. La energía térmica y cinética de un
gas a alta presión y temperatura es convertida en trabajo rotativo, que el
generador aprovecha para producir la energía eléctrica. La Figura 6.1 ilustra de
manera simple el proceso.
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6.1
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Figura 6.1
Esquema de ciclo simple y combinado
Con las turbinas a gas no es posible extraer todo el contenido calórico del gas,
pero existe la posibilidad de aprovechar más eficientemente la energía en un
proceso de Ciclo Combinado (Figura 6.1), quemando el gas en una turbina a
gas y aprovechando contenido calórico de los gases de combustión para
producir vapor en una caldera HRSG (Heat Recovery Steam Generator) y
mover una turbina a vapor [2], tal como ilustra la Figura 6.2.
Figura 6.2
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Central en ciclo simple y combinado
6.2
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6.2.1 Principales Componentes de una Planta Termoeléctrica Ciclo Simple
6.2.1.1 Turbina
Es el equipo encargado de convertir la energía química almacenada en el
combustible en movimiento rotatorio. La turbina a gas se puede dividir en los
siguientes procesos:
Compresión: El compresor succiona aire y lo comprime para llevarlo a la
cámara de combustión.
Cámara de combustión: En la cámara se mezcla el aire comprimido y el
combustible (Gas Natural) produciéndose la combustión y generando calor.
Turbina: Los gases de combustión pasan a la turbina donde chocan con los
álabes generando el movimiento.
6.2.1.2 Generador
Recibe la energía mecánica de rotación producida en la turbina y la transforma
en energía eléctrica. En general, son diseñados para rotar a una velocidad de
3600 RPM.
6.2.1.3 Miscelaneos mecánicos (BOP)
Los diversos equipos mecánicos y eléctricos requeridos en centrales a gas,
conocidos como Balance of Plant (BOP), constituyen los equipos auxiliares de
este tipo de plantas y se componen principalmente del filtro para el aire,
compresores de gas, el sistema contraincendio, válvulas, entre otros.
6.2.1.4 Instrumentación y control
Las centrales a gas tienen sistemas de control robustos que permiten un
funcionamiento óptimo y confiable. Uno de los sistemas importantes es el DCS
(Direct Control System) que maneja las variables principales del proceso.
6.2.1.5 Sistemas eléctricos
Entre los diversos sistemas eléctricos de una central se encuentran los
transformadores de servicios auxiliares, transformadores principales,
subestación, y otros.
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6.3
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6.2.1.6 Plantas de tratamiento
En cuanto al sistema de refrigeración, en plantas de generación con ciclo
simple de turbina de gas las necesidades en materia de agua refrigerante son
despreciables. Los principales consumos son para el personal y agua de
servicio para procesos químicos e industriales como el lavado de la turbina.
6.2.2 Principales Componentes de una Planta Termoeléctrica Ciclo
Combinado
Esta tecnología presenta mayor eficiencia que un ciclo simple, dado que se
aprovecha en mayor cuantía la energía almacenada en el combustible,
mejorando substancialmente la eficiencia del ciclo total. Éste está compuesto
por una turbina de gas en ciclo simple, acoplada a un sistema de recuperación
de calor y a una turbina de vapor, cada turbina cuenta con un generador
independiente.
La implementación del ciclo combinado se debe a que los ciclos Brayton (Gas)
y Rankine(vapor) son complementarios, ya que la alta temperatura de salida de
los gases de la turbina de gas (490 a 570 ºC) se puede aprovechar para
producir vapor sobrecalentado en un dispositivo denominado caldera de
recuperación de calor (HRSG). Las plantas de ciclo combinado, además de los
equipos del ciclo simple, tienen los siguientes componentes:
6.2.2.1 Caldera Recuperadora de Calor (HRSG)
Es el elemento donde se aprovecha el calor contenido en los gases de escape
de la turbina. Los gases circulan a través de un conjunto de intercambiadores
de calor que contienen el agua que es convertida en vapor. Éste proceso se
realiza cuando los gases calientes cruzan diferentes módulos conocidos como
evaporador, economizador, supercalentador y recalentador.
6.2.2.2 Turbina a vapor
La turbina a vapor es el elemento de conversión de la energía potencial,
contenida en el vapor, a la energía mecánica que se entrega al generador. El
vapor, luego de ser calentado en la HRSG, es conducido hasta la turbina a
vapor, mediante tuberías, donde se expande produciendo trabajo. La turbina
cuenta con un conjunto de álabes en acero inoxidable, solidarios a su eje y
contra los que choca el vapor generando el movimiento rotatorio. El agua que
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circula por el conjunto caldera – turbina – condensador es de tipo
desmineralizada y constituye un ciclo cerrado de recirculación.
6.2.2.3 Plantas de tratamiento y sistema de refrigeración
El sistema de refrigeración se compone principalmente del condensador y las
torres de enfriamiento. El condensador es un dispositivo de refrigeración donde
se realiza la condensación del vapor (agua desmineralizada) mediante la
circulación de agua fría (refrigeración) a través de conductos en forma de
serpentín.
El agua de refrigeración es agua cruda que circula por el circuito cerrado
condensador – torres de enfriamiento. En el condensador dicha agua absorbe
calor el cual es rechazado en las torres de enfriamiento mediante intercambio
con el aire atmosférico. En general una planta ciclo combinado requiere de los
siguientes tratamientos para el agua.
Agua de reposición: La planta de tratamiento de agua de reposición se
encarga de suministrar el recurso requerido para mantener el nivel del agua
de enfriamiento la cual se evapora lentamente por el intercambio con el aire
en las torres de enfriamiento.
Agua desmineralizada: La planta de tratamiento de agua desmineralizada
se encarga de suministrar el recurso requerido para mantener el nivel del
ciclo cerrado caldera-turbina-condensador.
Agua de servicio: La planta de tratamiento de agua de servicio se encarga
de suministrar el recurso requerido para los consumos humano e industrial
adicionales de la planta.
6.2.2.4 Misceláneos mecánicos (BOP)
Los diversos equipos mecánicos y eléctricos requeridos en ciclo combinado,
conocidos como Balance of Plant (BOP), constituyen, además de los BOP para
ciclo simple, los siguientes equipos auxiliares:
Bombas de alimentación (Feedwater): Son las bombas encargadas de
suministrar el agua a la HRSG.
Bombas de condensados: Son las bombas encargadas extraer el agua
desmineralizada del condensador.
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Válvulas de vapor: Son las encargadas de regular el flujo de vapor a alta
presión y temperatura por las tuberías de conexión.
Otros: ventiladores, transformadores, bombas, válvulas, y demás equipos
mecánicos y eléctricos que permiten el funcionamiento de la planta.
6.3
CAMPO DE APLICACIÓN
En términos generales el gas natural se utiliza como materia prima o como
combustible en los sectores industrial, petroquímico, termoeléctrico, doméstico,
comercial y de transporte terrestre. Sus principales usos por sector se
presentan en la tabla 6.1:
Tabla 6.1.
Principales usos de gas natural por sector
Sector
Usos
Industrial
Refinerías de petróleo, industria del vidrio, Pulpa y papel, industria del
minas de ferroníquel, industria alimenticia, cemento, cerámica, industria textil
hierro y acero
Petroquímico
Urea, Alcoholes, Etileno, etc.
Nitrato de amonio,
acetileno, polietileno
Termoeléctrico
Turbogeneradores, Calderas, turbinas a
vapor, Plantas de ciclo combinado
Plantas de cogeneración
Doméstico y
comercial
Cocinas, secadoras de ropa,
Calentadores de agua,
Refrigeración y acondicionamiento de aire Calefacción, Restaurantes,
Hoteles
Transporte
GNV (Gas Natural Vehicular)
aldehídos,
Fuente: Ecopetrol, 2004
En cuanto al potencial del gas para la generación termoeléctrica, vale la pena
recordar que hace pocos años la combinación de unas condiciones
hidroclimáticas particularmente secas junto con la precaria capacidad de
embalse y regulación en un sistema predominantemente hidráulico como es el
sistema eléctrico colombiano (SEC), con una insuficiente capacidad de
generación térmica, restringieron ostensiblemente la disponibilidad de energía
firme del sistema eléctrico del país llevando a una situación de racionamiento,
con graves consecuencias para la economía nacional. Este acontecimiento
puso de manifiesto la necesidad de diversificar la oferta energética nacional,
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6.6
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aumentando el componente térmico, disminuyendo así la dependencia del ciclo
hidrológico.
El aporte del gas natural al sector de la electricidad es particularmente
importante, ya que permite sustituir electricidad de manera directa en el sitio de
consumo. Por otra parte, permite generar energía firme, ya sea en boca de
pozo ó a grandes distancias, mediante el transporte por gasoducto allí donde
se encuentre disponible, en tanto que las carboeléctricas por su parte se ven
restringidas por la disponibilidad vial y el alto costo de transporte de carbón
(mucho mayor que el de gas), así como por las pérdidas en transformación,
transporte y distribución de la electricidad desde una planta situada en boca de
mina hasta los centros de consumo [3].
La competitividad de la generación termoeléctrica con gas se ve favorecida por
los menores costos de capital y menores costos de instalación respecto a las
centrales hidroeléctricas, aun cuando su vida útil suele ser mucho menor. Su
factibilidad se ve restringida por la disponibilidad de gas que depende de la
escala de explotación de las reservas probadas y el hallazgo de nuevas
reservas, así como de la disponibilidad de gasoductos para su transporte, todo
lo cual se ve reflejado en el costo, lo que redunda a su vez en el costo de
generación y por tanto en la competitividad en el Mercado Mayorista. Por otra
parte, en zonas del país donde se combinan la falta de potencial hidráulico con
la disponibilidad de gas (alta Guajira, por ejemplo), y donde las restricciones del
sistema interconectado nacional exigen la generación, las plantas de gas
constituyen una de las opciones más atractivas. Así mismo, para atender
demandas privadas reemplazando compras en el MEM por parte de grandes
consumidores o consumidores industriales, que podrían entrar a participar
como agentes autogeneradores, la generación a gas puede igualmente resultar
bastante atractiva.
Finalmente, la Figura 6.3 muestra el consumo de gas por sector en Colombia,
entre 1990 y 2003.
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6.7
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Figura 6.3
6.4
Consumo de gas por sector (MBTU/día)
RECURSO ENERGÉTICO EN EL PAÍS
De acuerdo con la información presentada por ECOPETROL [1], Colombia
cuenta actualmente con unos doce campos principales de producción de gas,
los cuales se encuentran localizados en cuatro regiones: Costa Atlántica,
Santander, Llanos Orientales y en el Huila-Tolima, siendo las reservas
remanentes de gas en el país al finalizar el 2003 de 4024 GPC.
La producción total del país para ventas de gas natural durante el 2003 fue de
594.1 GBTU/día en promedio. A mayo de 2004, la producción total del país
ascendía a 604.1 GBTU/día, resultado de una mayor demanda del sector
térmico e industrial.
La Figura 6.4 corresponde al mapa que muestra la localización de los
principales campos de explotación de gas.
La Tabla 6.2 contiene información sobre la producción de gas en las principales
zonas durante los últimos 5 años. La Figura 6.5 por su parte, muestra la
variación en la producción nacional de gas, a partir de 1990.
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6.8
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Figura 6.4
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Localización principales campos de explotación de gas
6.9
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Tabla 6.2.
Suministro de gas natural por zonas de explotación
(MBTU/día)
ZONA
1998
1999
2000
2001
2002
2003
Costa Norte
461 127
398 819
477 772
502 003
477 829
514 83
Barranca
67 533
58 566
51 252
46 889
3603
34 147
Otras
84 234
50 079
49 76
51 665
52 32
82 114
Total
612 894
507 464
578 784
600 557
603 18
594 09
Fuente: Ecopetrol, 2004
Figura 6.5
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Suministro de gas natural 1990 – 2003 (MBTU/día)
6.10
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Ahora bien, en cuanto al sistema para el transporte de gas, que en última
instancia determina la disponibilidad real del recurso en cada región y por ende,
define las zonas de aprovechamiento potencial, se entiende como tal (SNT,
Sistema Nacional de Transporte), el conjunto de gasoductos localizados en el
territorio nacional que vinculan los centros de producción de gas del país con
las Puertas de Ciudad, Sistemas de Distribución, Usuarios No Regulados,
Interconexiones Internacionales o Sistemas de Almacenamiento [1].
En el ámbito nacional, ha sido importante el esfuerzo que ha realizado el
Estado a través de Ecopetrol en la construcción de la red básica de gasoductos
para conectar los centros de producción a los de demanda. La participación del
sector privado igualmente ha sido fundamental ya que su concurrencia ha
aportado los recursos financieros y tecnológicos para el desarrollo de las
principales troncales de gasoductos que contribuyen al desarrollo del Programa
de Masificación del Gas Natural. En 1993, la disposición de la red nacional de
gasoductos contaba con 584 kilómetros de propiedad de Ecopetrol ubicados en
su mayoría al interior del país, y 1727 kilómetros de gasoductos privados,
principalmente en la Costa Atlántica y los Santanderes.
Esta estructura hacía del gas un recurso aprovechable únicamente a escala
regional y es por ello que precisamente en la Costa Atlántica, Santander, Huila
y parte del sur de Bogotá se desarrollo una cultura alrededor del gas natural, la
cual ha servido para estructurar gran parte de su desarrollo en el ámbito
nacional.
El esfuerzo de masificación se tradujo en la construcción de 2788 kilómetros
nuevos de infraestructura básica, obras, desarrolladas entre 1995 y 1997. El
reto era inmenso al igual que las inversiones requeridas. En efecto, Ecopetrol
debió invertir en forma directa 277 millones de dólares (de 1996) y el sector
privado, con el respaldo de la Empresa Estatal, 644 millones de dólares para un
total de inversiones de 921 millones de dólares. Se considera que en los
próximos 20 años, la infraestructura para atender la demanda prevista de gas
costara alrededor de 1200 millones de dólares.
En conjunto, y sin contabilizar las inversiones en exploración y producción, las
inversiones requeridas por el Programa de Masificación del Gas Natural
ascienden a los 4350 millones de dólares, cifra considerable para adecuar un
sector de servicios con una recuperación de capital a tasas de inversión social.
Las principales empresas transportadoras del país, son Ecogás, empresa de
derecho público, propietaria de la gran mayoría de la infraestructura de
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transporte del interior del país y Promigas S.A., empresa privada propietaria de
la gran mayoría de los gasoductos de la Costa Atlántica. Los transportadores
restantes, se han desarrollado a través de contratos de concesión con el
Ministerio de Minas y Energía, TRASMETANO, TRANSORIENTE,
GASODUCTO DEL TOLIMA, PROGASUR y otros por libre iniciativa como en el
caso de TRANSOCCIDENTE y TRANSCOGAS.
La Red Nacional de Transporte de gas natural (Figura 6.6), está compuesto por
los siguientes sistemas:
De la Costa Atlántica: Conformado por el sistema troncal que vincula la
conexión de los campos de gas natural de La Guajira, Córdoba y Sucre, con
las puertas de ciudad localizadas en Riohacha, Santa Marta, Barranquilla,
Cartagena, Sincelejo y Montería, incluyendo las conexiones de otros
campos menores y los subsistemas que se conecten a esta troncal.
Del Centro: Es la troncal que hace la conexión de los campos de gas natural
de La Guajira con la puerta de ciudad de Barrancabermeja (Santander) y los
subsistemas y ramales que se conecten a esta troncal.
Del Interior: Está compuesto por el sistema troncal que vincula la conexión
de los campos de gas natural de Casanare, Meta, Tolima, Huila, Santander,
y otros existentes en el interior del país, con las ciudades de Villavicencio,
Neiva, Medellín, Bucaramanga, Cali y Bogotá, entre otras.
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Mapa de infraestructura de transporte de gas
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6.5
REGIONALIZACIÓN
En el país se han desarrollado diversos estudios para determinar lugares del
terriorio nacional con potencial técnico y económico para la posible instalación
de una central térmica a gas. En particular, este estudio utiliza los resultados
encontrados para la regionalización del país en función de las posibilidades de
generación eléctrica con base en gas del estudio “Selección y recomendación
de sitios adecuados para la Instalación de Turbogases y Ciclos Combinados”
[2], y el estudio "Potenciales y restricciones técnicas, económicas y ambientales
para el desarrollo minero-energético" realizado por INCOPLAN para la UPME
en el 2002.
En los estudios se definen las zonas potenciales como grandes zonas del país
las cuales presentan características mínimas de infraestructura, condiciones
técnicas y ambientales que permitan desarrollar proyectos termoeléctricos a
gas.
6.5.1 Criterios de evaluación
Algunos de los criterios definidos para su determinación, así como los
resultados obtenidos en las citadas referencias, se resumen a continuación.
Infraestructura de gas: utilizando información de la red de gasoductos
recopilada por ECOPETROL, y diferentes empresas propietarias de
gasoductos, se determinaron corredores donde sería económicamente
factible la construcción de un proyecto de este tipo y se ponderan las
longitudes necesarias de gasoducto para conectarse a la red existente.
Infraestructura eléctrica: Se toma como base el sistema de transmisión
nacional y los sistemas de transmisión regionales (110 y 115 kV).
En el estudio de la UPME (1996) se determina que la inversión para la línea
eléctrica y gasoducto, podrá tener un costo máximo equivalente de la
inversión en equipos e instalación. Se definió de esta manera una longitud
máxima admisible para ambas conexiones y se descartan aquellas zonas
para las cuales su distancia al gasoducto o al STN exceda este valor.
Altura sobre el nivel del mar: ambos estudios consideran la pérdida de
potencia o capacidad de la planta asociada a la altura sobre el nivel del mar
y su correspondiente consecuencia económica. Se determinó una
calificación inversamente proporcional a la altura y se definieron los 2000
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msnm. como cota máxima admisible para la ubicación de una planta de esta
tecnología.
Demografía: Los estudios citados consideraron adicionalmente las
necesidades de infraestructura básica de bienes y servicios para personal
del proyecto durante la construcción y operación.
Una vez considerados los criterios anteriores y generados los mapas
respectivos en un SIG, los estudios definieron una ecuación de ponderación de
los factores tenidos en cuenta para la calificación de potencial técnico para
plantas térmicas a gas. Dicha ecuación se presenta a continuación:
PT = 0.2*DCG + 0.2* DCR + 0.45* AC +0.15* DSEC
Donde:
DCG = Distancia calificada a gasoductos
DCR = Distancia calificada a ríos
AC = Altura calificada.
DSEC = Distancia a subestaciones eléctricas calificada.
Es importante anotar que la limitante mas importante de este corredor está
dado por la infraestructura de gas, que aún no cubre áreas muy importantes del
país como Caquetá, Cauca, Nariño, Arauca, Chocó y la parte alta de la Guajira,
regiones a las cuales si llega el STN y que podrían constituirse en nuevas
zonas potenciales para la generación termoeléctrica a gas.
6.5.2 Zonificación
Las zonas obtenidas por los estudios presentan características técnicas de
infraestructura de gas e interconexión eléctrica adecuadas para los proyectos y
éstas serán las escogidas en el aplicativo. Su localización y cubrimiento general
se presentan en la Figura 6.7. Dado que la zonificación del aplicativo no
coincide con la Figura 6.7, fue necesario superponer ambas evaluaciones.
Así mismo, este estudio aprovecha los resultados obtenidos en la Proyección
de Precios de Gas Natural del Plan de Expansión de Referencia 2004 de la
UPME. En el Anexo G de dicho documento se determina el costo total del
recurso, teniendo en cuenta una composición de 50% de costos fijos y
variables, para diferentes puntos del país según los tramos de gaseoductos
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analizados en la referencia [5]. Es importante recordar que la instalación de una
planta de gas natural, debido a sus características modulares y poca necesidad
de espacio, se realizará cerca al gaseoducto en el mejor lugar disponible.
Aunque las zonas del aplicativo son extensas, se supondrá que la planta de
una determinada zona se ubicará cerca a los nodos analizados en el estudio de
costos de la UPME (Figura 6.8).
Figura 6.7
Zonas potenciales para térmicas a gas
Fuente: UPME, 1996
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Figura 6.8
Áreas de influencia de los nodos
Fuente: Plan de Expansión de Referencia [5]
6.5.2.1 Cesar y Guajira
Este corredor limita por el sur con la ciudad de Barrancabermeja, bordea parte
del valle del río Magdalena hacia el norte y se encuentra paralelo a la serranía
de los motilones al este. Esta región equivale a la zona Int01 del mapa
establecido para el aplicativo. Para sus costos de combustible, se han
considerado los correspondientes al tramo Ballena - Guajira y el tramo Ballena Merilectrica.
6.5.2.2 Llanura Caribe
Es un extenso y amplio corredor que se extiende por algunos departamentos de
la costa, desde la población de Montelibano al sur hasta las ciudades de
Montería, Sincelejo, Cartagena, Barranquilla, y Santa Marta en su costado
norte. Esta región equivale a la zona Int02 del mapa establecido para el
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aplicativo. Para sus costos de combustible, se han considerado los
correspondientes al tramo Ballena - Barranquilla y el tramo Ballena - Cartagena.
6.5.2.3 Región central
Es la region del área de influencia del gasoducto Sebastopol-Medellín ubicada
en el departamento de Antioquia. Esta región equivale a la zona Int04 del mapa
establecido para el aplicativo. Para sus costos de combustible, se han
considerado los correspondientes al tramo Ballena - Termosierra, planta
ubicada en el departamento de Antioquia.
6.5.2.4 Valle del Magdalena
Entre las cordilleras Central y Oriental, a altitudes menores a los 2000 msnm.,
limitada al norte por la ciudad de Barrancabermeja y al sur por la ciudad de
Neiva. Esta región equivale a las zonas Int05 e Int07. Debido a la gran
extensión de territorio comprendido, se ha asumido como base de costos para
la Zona Int05 los trayectos Payoa/Ballena-Barranca y Ballena-Merilectrica,
mientas que para la Zona Int07 se consideró el costo de los tramos
Ballena/Cusiana-Termoemcali y Opon/Ballena/Cusiana-Termovalle debido al
hecho que para esta zona no se encuentra con información específica.
6.5.2.5 Valle del Cauca
Sobre el valle del río Cauca, a altitudes menores a los 2000 msnm., en este
corredor se ubican las ciudades de Cali al sur y Cartago al norte. Esta región
equivale a la zona Int06 del mapa establecido para el aplicativo. Para sus
costos de combustible, se han considerado los correspondientes a los tramos
Ballena/Cusiana-Termoemcali, Opon/Ballena/Cusiana-Termovalle y Ballena
Cusiana-Termodorada.
6.5.2.6 Piedemonte llanero
Se encuentra a altitudes inferiores a 2000 msnm., en el piedemonte llanero, en
la ladera oriental de la cordillera oriental. En los alrededores de la población de
Yopal al norte, Villavicencio y Apiay al sur. Esta región equivale a la zona Int08
del mapa establecido para el aplicativo. Para sus costos de combustible, debido
a su cercanía al campo de explotación Cusiana, se ha supuesto su precio en
boca de pozo mas un cargo de 0.4USD/kPC.
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En resumen, los costos del combustible para cada una de las zonas se
muestran en la Tabla 6.3.
Tabla 6.3.
Costos de combustible para cada una de las zonas
Zona
Costo (USD/kPC)
Int01
2.062
Int02
1.901
Int04
2.536
Int05
2.586
Int07
3.640
Int08
1.873
Int06
3.386
Adicional al combustible, se tuvo en cuenta para cada zona su altura típica
puesto que este parámetro afecta el desempeño de las turbinas a gas. Una
turbina a gas, como cualquier motor de combustión interna, es sensible a la
presión y temperatura del ambiente exterior. La potencia reportada por los
fabricantes de la turbina está definida para unas condiciones de presión y
temperatura específicas, conocidas como condiciones ISO. Sin embargo, es
necesario ajustar la potencia entregada a las condiciones del sitio de
instalación, lo cual se realizó para cada zona teniendo en cuenta la altura y los
parámetros reportados en la literatura [13].
6.6
PLANTAS TÍPICAS
Se proponen las siguientes plantas tipo, cuyos costos unitarios de generación
serán además evaluados considerando la localización de las plantas en las
zonas definidas por el esquema de regionalización planteado:
Ciclo Simple 50MW: Esta es una planta equipada con una turbina a gas de
tipo aeroderivada como las usadas comúnmente para este tipo de
aplicaciones. Las turbinas de este tipo se caracterizan por cortos tiempos de
instalación, son completamente modulares y compactas, pero tienen costos
de operación y mantenimiento superiores a las turbinas de tipo pesado. Los
costos para esta planta tipo, fueron tomados del estudio adelantado por
Northwest Power and Conservation Council [7].
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Ciclo Simple 150MW y 300MW: Estas son plantas equipadas con turbinas a
gas de tipo pesado como las usadas comúnmente para este tipo de
aplicaciones. Se han asumido dos turbinas a gas de 150MW para la central
de 300MW. Los costos para esta planta tipo, fueron tomados del estudio
adelantado por la EIA [8].
Ciclo Combinado 150MW y 450MW: Para ambos casos se han considerado
plantas equipada con turbinas a gas de tipo pesado y las calderas
recuperadoras de calor respectivas, como también la turbina a vapor. Los
costos para esta planta tipo, fueron tomados del estudio adelantado por el
EIA [8].
Cierre de Ciclo de 300MW a 450MW. En este caso se considera un planta
existente de 300MW en ciclo simple, a la cual se adiciona el ciclo
combinado. Los costos para este caso fueron obtenidos al combinar ambos
casos (Ciclo Simple y Ciclo Combinado) e identificar los costos respectivos
al cierre de ciclo.
6.7
ESTRUCTURA GENERAL DE COSTOS DE GENERACIÓN
6.7.1 Costos Preoperativos
6.7.1.1 Estudios e investigaciones
Para este recurso energético en particular, dada la investigación realizada
desde hace varias décadas, que las centrales son modulares, compactas, y
consideradas como “paquetes” tecnológicos, los costos de Estudios e
Investigaciones podrían considerarse como nulos. No obstante el usuario podrá
definir diferentes valores en el estudio de nuevos proyectos que impliquen
investigaciones geológicas y demanda energética.
6.7.1.2 Predios
Incluye el costo del terreno de la planta teniendo en cuenta sus instalaciones:
vías de acceso, turbogrupos, planta de tratamiento de agua, tanques de
almacenamiento de agua, subestación eléctrica y casino. Según el estudio de
la UPME [2] una planta de 300 MW requiere un lote de 4 a 6 Ha Pero se
recomienda la adquisición de 4 veces esta área para la amortiguación del ruido
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6.20
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y árborización. Respecto a las plantas de ciclo combinado, se ha escogido un
área de 50ha para la central de 450MW basados en la información del DOE [9].
Dada la baja participación del costo de los predios en el presupuesto total de
las plantas térmicas a gas, es posible considerar costos unitarios de predios
(USD/ha) uniformes en el territorio nacional, para este estudio se establece
como costo unitario de referencia USD 3500.
Tabla 6.4.
Costos de predios
Planta
Requerimiento (ha)
Costo Unitario (USD/ha)
Costo Total (USD)
CS50
10
3,500
35,000
CS150
15
3,500
52,500
CS300
20
3,500
70,000
CC200
30
3,500
105,000
CC450
50
3,500
175,000
CRC450
30
3,500
105,000
6.7.1.3 Infraestructura
Para los costos de infraestructura se consideraron los siguientes ítemes:
Vías de acceso: Incluye la construcción de vías para las etapas de
construcción y operación del proyecto. Debido a que estas plantas no
requieren transportes especiales, al contrario de las carboeléctricas, se ha
supuesto una vía de bajas especificaciones (Tipo I, ver Capítulo 4).
Para establecer las longitudes de vías requeridas para los accesos y
circulación interna se considera la relativa flexibilidad en la localización de
este tipo de plantas, al no depender de requerimientos de accesos a sitios
concretos como en el caso de los aprovechamientos hidroeléctricos. En este
sentido, se consideran longitudes de vías entre 2 y 5 km para las diferentes
plantas típicas evaluadas.
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6.21
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Tabla 6.5.
Costos de vías
Planta
Requerimiento (km)
C. Unitario (USD/km)
C. Total (USD)
CS50
2
250,600
501,200
CS150
3
250,600
751,800
CS300
3
250,600
751,800
CC200
3
250,600
751,800
CC450
5
250,600
1,253,000
Línea de conexión: Para cada caso se ha considerado una longitud de
línea teniendo en cuenta que las características compactas de este tipo de
plantas permiten ubicarlas en sitios cercanos a la infraestructura eléctrica
existente. En el respectivo numeral del capítulo 4 se presentan los costos
unitarios de las líneas de conexión para las capacidades consideradas.
Tabla 6.6.
Línea de conexión
Planta
Requerimiento (km)
C. Unitario (USD/km)
C. Total (USD)
CS50
5
100,000
500,000
CS150
5
165,000
825,000
CS300
10
165,000
1,650,000
CC200
5
165,000
825,000
CC450
10
165,000
1,650,000
Campamentos: Las plantas térmicas a carbón y gas se caracterizan por un
diseño modular, compacto y estándar, que permite ubicarlas en lugares
cercanos a pueblos, cabeceras municipales y ciudades, sin la necesidad de
campamentos para el personal, por tanto no se considera este ítem.
Gaseoducto: Para cada caso se ha considerado una longitud de
gaseoducto teniendo en cuenta que las características compactas de este
tipo de plantas permiten ubicarlas en sitios cercanos a la infraestructura de
transporte existente. El costo unitario del gaseoducto fue obtenido mediante
la actualización del reportado en la literatura [2].
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Tabla 6.7.
Línea de conexión
Planta
Requerimiento (km)
Costo Total (USD)
CS50
3
850,269
CS150
3
850,269
CS300
5
1,417,115
CC200
3
850,269
CC450
6
1,700,538
6.7.1.4 Obras civiles:
Ciclo Simple: Las obras civiles del ciclo simple pueden dividirse en tres
grupos principales, a saber: Fundaciones Turbogas, Edificio Administrativo,
y otros. El primer grupo incluye las fundaciones necesarias de la turbina a
gas y los equipos auxiliares. El costo de este ítem es aproximadamente el
1% del costo total FOB del proyecto [9] encontrado en el Numeral 6.7.1.5. El
segundo grupo incluye el edificio administrativo y la sala de control, y su
costo es aproximadamente el 2% del costo total del proyecto [9]. El tercer
grupo incluye la adecuación del sitio, infraestructura de vigilancia,
parqueaderos, entre otros, y su costo es aproximadamente el 4% del costo
total del proyecto [9].
Ciclo Combinado: Las obras civiles del ciclo combinado pueden dividirse
en tres grupos principales, a saber: fundaciones de la caldera (HRSG) y
turbina a vapor, fundaciones turbogas, plantas de agua y otros. El primer
grupo incluye las fundaciones necesarias de la caldera, la turbina a vapor y
los equipos auxiliares. El costo de este ítem es aproximadamente el 3% del
costo total FOB del proyecto [9] encontrado en el 6.7.1.5. El segundo grupo
incluye la fundación de la turbina a gas, y su costo es aproximadamente el
0.5% del costo total del proyecto [9]. El tercer grupo incluye las plantas de
tratamiento, las fundaciones y estructura de las torres de enfriamiento, la
adecuación del sitio, entre otros, y su costo es aproximadamente el 8% del
costo total del proyecto [9]. El proyecto cierre de ciclo tiene los mismos
costos que el ciclo combinado excepto que el costo de las fundaciones
turbogases es cero.
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Tabla 6.8.
Fundaciones Turbogas
Planta
Obras civiles ciclo simple
Edific. Administrativo, sala
de control
Otros
USD/kW
C. Tot (USD)
USD/kW
C. Tot (USD)
USD/kW
C. Tot (USD)
CS50
7
330,098
17
837,673
33
1,641,043
CS150
4
531,687
9
1,349,235
18
2,643,220
CS300
4
1,063,374
9
2,698,471
18
5,286,440
Tabla 6.9.
Planta
Fundaciones HRSG y
Turbina a vapor
Obras civiles ciclo combinado
Fundaciones turbogas
Plantas de agua y otros
USD/kW
C. Tot (USD)
USD/kW
C. Tot (USD)
USD/kW
C. Tot (USD)
CC200
18
3,570,717
2
488,454
46
9,148,950
CC450
17
7,858,823
2
1,075,043
45
20,136,008
6.7.1.5 Equipos Importados
En este numeral se presenta la desagregación de los principales equipos de
generación y auxiliares los cuales, debido al desarrollo tecnológico, son
importados en su mayoría. Durante el estudio se recopilaron los costos índice
de cada una de las plantas tipo para determinar el valor de los diferentes
componentes en la centrales. Sin embargo, los datos obtenidos son reportados
como costos overnight, o gastos totales directos [14], y estos incluyen los
costos de ingeniería, mano de obra y costos de montaje para las plantas (Tabla
6.10). Por tanto, fue necesario discriminar cada uno de los costos con base en
la información suministrada en la literatura tal como se muestra en la Tabla
6.11.
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Tabla 6.10. Costos overnight
Planta
Overnight (USD/kW)
Fuente
CS50
745
Northwestcouncil, 2002
CS150
400
EIA, 2002
CS300
400
Ver numeral 6.7.1
CC200
550
EIA, 2002
CC450
538
EIA, 2002
Tabla 6.11. Distribución de costos
Ciclo Simple - % Costo Overnight
Ciclo Combinado - % Costo Overnight
Turbina
38%
Turbina a gas
19%
Generador
19%
Turbina a vapor
5%
Misc. Mecanicos (BOP)
4%
Generadores eléctricos
12%
Instrum y control
8%
HRSG
12%
Mat. Eléctricos
13%
Misc. Mecánicos (BOP)
11%
Tratamiento de aguas
2%
Instrum y control
6%
Mat. Eléctricos
10%
Tratamiento de aguas
5%
Fuente: Ecopetrol, 2004
Con base en el procedimiento anterior se determina la desagregación de costos
mostrada en las siguientes tablas para cada planta tipo. Los factores de cada
concepto son tomados del Capítulo 4.
La planta típica de 300MW Ciclo Simple se ha considerado como una
configuración de dos turbinas a gas iguales de 150MW cada una. Puesto que
estos equipos son considerados “paquetes” y cada turbina cuenta con sus
propios equipos auxiliares, el costo para la planta de 300MW se consideró el
doble de la planta típica de 150MW.
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Tabla 6.12. Costo de Equipos Ciclo Simple 50MW
Transporte
y Seguros
USD
%
13,196,287
3.5%
6,598,143
3.5%
845,130
3.5%
884,238
3.5%
2,493,961
3.5%
350,977
3.5%
24,368,737
FOB
EQUIPO
Turbina
Generador
Misc. Mecanicos (BOP)
Instrum y control
Mat. Eléctricos
Tratamiento de aguas
Total
USD/kW
263.9
132.0
16.9
17.7
49.9
7.0
487.4
Arancel
%
0%
0%
15%
10%
15%
15%
0%
Aduanas y Tr. Nal y
Comisiones Seguros
%
%
1.11%
1.8%
1.11%
1.8%
1.11%
1.8%
1.11%
1.8%
1.11%
1.8%
1.11%
1.8%
Instalación
Total
(Mat.y M O)
%
USD/kW
USD
7%
299.8 14,987,815
7%
149.9
7,493,907
48%
28.7
1,435,375
71%
33.2
1,658,802
48%
84.7
4,237,498
52%
12.2
609,932
0%
608.5 30,423,328
Tabla 6.13. Costo de Equipos Ciclo Simple 150MW
Transporte
y Seguros
USD
%
21,255,194
3.5%
10,627,597
3.5%
1,361,246
3.5%
1,424,237
3.5%
4,017,011
3.5%
565,318
3.5%
39,250,603
0.0%
FOB
EQUIPO
Turbina
Generador
Misc. Mecanicos (BOP)
Instrum y control
Mat. eléctricos
Tratamiento de aguas
Total
C-I-1759-00-01
Abril de 2005
USD/kW
141.7
70.9
9.1
9.5
26.8
3.8
261.7
Arancel
%
0%
0%
15%
10%
15%
15%
0%
6.26
Aduanas y Tr. Nal y
Comisiones Seguros
%
%
1.11%
1.8%
1.11%
1.8%
1.11%
1.8%
1.11%
1.8%
1.11%
1.8%
1.11%
1.8%
0.00%
0
Instalación
Total
(Mat.y M O)
%
USD/kW
USD
7%
160.9 24,140,799
7%
80.5
12,070,399
48%
15.4
2,311,951
71%
17.8
2,671,823
48%
45.5
6,825,316
52%
6.5
982,414
0%
326.7 49,002,703
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Tabla 6.14. Costo de Equipos Ciclo Simple 300MW
Transporte
y Seguros
USD
%
42,510,387
3.5%
21,255,194
3.5%
2,722,493
3.5%
2,848,475
3.5%
8,034,022
3.5%
1,130,635
3.5%
78,501,206
0.0%
FOB
EQUIPO
Turbina
Generador
Misc. Mecanicos (BOP)
Instrum y control
Mat. eléctricos
Tratamiento de aguas
Total
USD/kW
141.7
70.9
9.1
9.5
26.8
3.8
261.7
Arancel
%
0%
0%
15%
10%
15%
15%
0%
Aduanas y Tr. Nal y
Comisiones Seguros
%
%
1.11%
1.8%
1.11%
1.8%
1.11%
1.8%
1.11%
1.8%
1.11%
1.8%
1.11%
1.8%
0.00%
0
Instalación
Total
(Mat.y M O)
%
USD/kW
USD
7%
160.9 48,281,597
7%
80.5
24,140,799
48%
15.4
4,623,903
71%
17.8
5,343,647
48%
45.5
13,650,632
52%
6.5
1,964,828
0%
326.7 98,005,405
Tabla 6.15. Costo de Equipos Ciclo Combinado 200MW
Transporte
y Seguros
USD
%
19,526,883
3.5%
4,729,569
3.5%
12,128,226
3.5%
10,512,797
3.5%
7,512,924
3.5%
1,962,644
3.5%
5,535,567
3.5%
1,545,545
3.5%
63,454,154
FOB
EQUIPO
Turbina a gas
Turbina a vapor
Generadores eléctricos
HRSG
Misc. Mecanicos (BOP)
Instrum y control
Mat. eléctricos
Tratamiento de aguas
Total
C-I-1759-00-01
Abril de 2005
USD/kW
97.6
23.6
60.6
52.6
37.6
9.8
27.7
7.7
317.3
Arancel
%
0%
0%
0%
15%
15%
10%
15%
15%
6.27
Aduanas y Tr. Nal y
Comisiones Seguros
%
%
1.11%
1.8%
1.11%
1.8%
1.11%
1.8%
1.11%
1.8%
1.11%
1.8%
1.11%
1.8%
1.11%
1.8%
1.11%
1.8%
Instalación
Total
(Mat.y M O)
%
USD/kW
USD
7%
110.9 22,177,852
15%
28.7
5,747,652
9%
69.9
13,976,652
21%
75.0
14,996,304
35%
59.0
11,794,646
71%
18.4
3,681,856
48%
47.0
9,405,500
74%
15.1
3,028,997
424.0 84,809,460
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UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
Tabla 6.16. Costo de Equipos Ciclo Combinado 450MW
FOB
EQUIPO
Turbina a gas
Turbina a vapor
Generadores eléctricos
HRSG
Misc. Mecanicos (BOP)
Instrum y control
Mat. eléctricos
Tratamiento de aguas
Total
USD/kW
95.5
23.1
59.3
51.4
36.7
9.6
27.1
7.6
310.3
USD
42,976,893
10,409,352
26,693,123
23,137,709
16,535,262
4,319,600
12,183,281
3,401,604
139,656,824
Transporte
y Seguros
%
3.5%
3.5%
3.5%
3.5%
3.5%
3.5%
3.5%
3.5%
Arancel
%
0%
0%
0%
15%
15%
10%
15%
15%
Aduanas y Tr. Nal y
Comisiones Seguros
%
%
1.11%
1.8%
1.11%
1.8%
1.11%
1.8%
1.11%
1.8%
1.11%
1.8%
1.11%
1.8%
1.11%
1.8%
1.11%
1.8%
Instalación
Total
(Mat.y M O)
%
USD/kW
USD
7%
108.5 48,811,436
15%
28.1
12,650,060
9%
68.4
30,761,341
21%
73.3
33,005,501
35%
57.7
25,958,944
71%
18.0
8,103,431
48%
46.0
20,700,650
74%
14.8
6,666,546
414.8 186,657,911
Tabla 6.17. Costo de Equipos Cierre de Ciclo para 450MW
Transporte
y Seguros
USD
%
0
3.5%
10,409,352
3.5%
5,204,676
3.5%
23,137,709
3.5%
12,529,755
3.5%
1,439,867
3.5%
4,061,094
3.5%
3,357,890
3.5%
60,140,343
FOB
EQUIPO
Turbina a gas
Turbina a vapor
Generadores eléctricos
HRSG
Misc. Mecanicos (BOP)
Instrum y control
Mat. eléctricos
Tratamiento de aguas
Total
C-I-1759-00-01
Abril de 2005
USD/kW
0.0
69.4
34.7
154.3
83.5
9.6
27.1
22.4
400.9
Arancel
%
0%
0%
0%
15%
15%
10%
15%
15%
6.28
Aduanas y Tr. Nal y
Comisiones Seguros
%
%
1.11%
1.8%
1.11%
1.8%
1.11%
1.8%
1.11%
1.8%
1.11%
1.8%
1.11%
1.8%
1.11%
1.8%
1.11%
1.8%
Instalación
Total
(Mat.y M O)
%
USD/kW
USD
7%
0.0
0
15%
84.3
12,650,060
9%
40.0
5,997,905
21%
220.0 33,005,501
35%
131.1 19,670,642
71%
18.0
2,701,144
48%
46.0
6,900,217
74%
43.9
6,580,874
583.4 87,506,344
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6.7.1.6 Inversiones ambientales
En este rubro se incluyen los estudios previos e inversiones iniciales en el área
ambiental, no se incluyen los planes de manejo. Los costos se determinaron
con base en el estudio de la UPME realizado por Tractebel, y se presentan en
el Capítulo 4 para todas las tecnologías convencionales.
Tabla 6.18. Costo de Inversiones ambientales
Planta
% Inversión
Costo Total (USD)
CS50
0.60%
210 712
CS150
0.60%
336 038
CS300
0.60%
665 656
CC200
0.60%
603 298
CC450
0.60%
1 323 038
CRC450
0.60%
633,289
6.7.1.7 Ingeniería
Considera los costos de diseño, interventoría y administración técnica y
ambiental durante la construcción del proyecto. Se calcula como un porcentaje
de la suma de los costos nacionales, importados y ambientales. Para este
aspecto se consideraron los datos expuestos en la literatura, que en general
son un 8% aproximadamente para esta tecnología [9].
Tabla 6.19. Ingeniería
C-I-1759-00-01
Abril de 2005
Planta
% Inversión
Costo Total (USD)
CS50
8%
2 982 811
CS150
8%
4 804 399
CS300
8%
9 608 797
CC200
8%
8 827 483
CC450
8%
19 428 487
CRC450
8%
4,811,227
6.29
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6.7.1.8 Imprevistos
Imprevistos obras civiles: Se estiman como un porcentaje del costo total de
las obras civiles, el cual se asume como un 27.5% según la literatura (DOE,
1999).
Imprevistos equipos: Se estiman como un porcentaje del costo total FOB de
los equipos, el cual se asume como un 16.6% para esta tecnología según la
literatura [9]. Los valores encontrados se muestran en la siguiente tabla.
Tabla 6.20. Ingeniería
Obras civiles
Equipos
Planta
% Inversión
Costo Total (USD)
% Inversión
Costo Total (USD)
CS50
27.5%
772 424
16.62%
4 050 084
CS150
27.5%
1 244 139
16.62%
6 523 450
CS300
27.5%
2 488 278
16.62%
13 046 900
CC200
27.5%
3 632 233
16.62%
10 546 080
CC450
27.5%
7 994 215
16.62%
23 210 964
CRC450
27.5%
4 932 623
16.62%
9 995 325
Fuente: DOE, 1999.
6.7.1.9 Financieros preoperativos
Es el sobrecosto dado por la escalación de los costos durante el período de
construcción. Se determina como un porcentaje de la suma de los costos de
inversión, de ingeniería e imprevistos, el cual se sustenta en el respectivo
numeral del Capítulo 4. Las plantas de ciclo simple y combinado de gas natural
requieren tiempos de construcción menores que las hidráulicas de similar
potencia instalada. El período de construcción de las centrales fue obtenido de
cada una de las referencias citadas en la Tabla 6.9.
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Tabla 6.21. Costos financieros
Planta
Construcción (Años)
Costo Total (USD)
CS50
1
1 725 386
CS150
2
6 202 300
CS300
2
12 307 701
CC200
3
17 382 224
CC450
3
38 144 824
CRC450
3
38,144,824
6.7.1.10 Ley preoperativos
En el Capítulo 4 se presenta la descripción y metodología de valoración de los
costos de Ley Preoperativos. Un resumen para esta tecnología en particular se
muestra en la Tabla 6.22.
Tabla 6.22. Costos financieros
Fondo Esp. Mun.
Predial preoperativo
Sobretasa a predial
Planta
% Predial
Costo Total
% Avaluo
Costo Total
% Inv
Costo Total
CS50
40%
14,000
0.36%
126
0.25%
35
CS150
40%
21,000
0.36%
378
0.25%
105
CS300
40%
28,000
0.36%
504
0.25%
140
CC200
40%
42,000
0.36%
1,134
0.25%
315
CC450
40%
70,000
0.36%
1,890
0.25%
525
CRC450
40%
42,000
0.36%
1,134
0.25%
315
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6.7.2 Costos Operativos
6.7.2.1 Administración, operación y mantenimiento (AOM) fijos
Corresponde a los costos fijos de funcionamiento de la empresa de generación,
teniendo en cuenta el personal de administración y costos asociados, así como
las labores de mantenimiento y operación básicas. Cada uno de los valores
mostrados en la Tabla 6.23, que van desde los 10USD/kW hasta 15USD/kW,
fueron obtenidos de las fuentes referenciadas en el Numeral 6.6.
Tabla 6.23. Costos AOM fijos
Planta
USD/kW-año
Costo Total (USD/año)
CS50
13.20
660 000
CS150
10.49
1 573 500
CS300
10.49
3 147 000
CC200
12.58
2 516 000
CC450
11.12
5 004 000
CRC450
15.50
2,325,000
6.7.2.2 Administración, operación y mantenimiento (AOM) variable
Corresponde a los costos fijos de funcionamiento de la empresa de generación,
teniendo en cuenta los gastos de operación, administración y mantenimiento
que son proporcionales a la energía generada, tal como se muestra en la Tabla
6.24. Los datos fueron obtenidos en cada una de las referencias citadas en el
Numeral 6.6.
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Tabla 6.24. Costos financieros
Planta
USD/kWh
Costo Total (USD/año)
CS50
0.03280
10,056,480
CS150
0.00420
3,865,000
CS300
0.00420
7,729,999
CC200
0.00210
2,575,440
CC450
0.00210
5,794,740
La vida útil de los componentes de una turbina a gas es extremadamente
sensible al modo de operación debido a las altas temperaturas al interior de los
dispositivos. Los ciclos de arranque y parada conducen a dilataciones no
uniformes de las piezas produciendo grietas que aceleran los intervalos de
mantenimiento. Cuando una turbina a gas es operada de manera cíclica, los
principales procedimientos de mantenimiento se deben realizar en un 41% del
tiempo recomendado para una operación en carga base [6]1. Es decir que los
costos de mantenimiento para turbinas con operación cíclica son 2.4 veces los
costos estimados para una operación en carga base, debido al deterioro
acelerado de los componentes. Puesto que los costos por labores y repuestos
de mantenimiento representan el 58% de los costos AOM [9], en caso de
considerar un operación cíclica se deben aumentar en el Aplicativo los costos
AOM fijos y variables en un 40%.
Respecto al proyecto de Cierre de Ciclo, el análisis de los costos de una central
en ciclo combinado respecto a una de ciclo simple, muestra que los costos
AOM variables correspondientes al ciclo combinado son depreciables [8].
6.7.2.3 Combustible
El consumo de Gas Natural se determina con base en la eficiencia de la planta,
la capacidad, y el factor de planta asignado en cada caso. La eficiencia es
representada por el Heat Rate, capacidad de la planta para convertir 1BTU de
combustible en 1kWh de energía eléctrica neta. Los Heat Rate encontrados por
las referencias citadas en el Numeral 6.6 para cada una de las plantas se
muestran en la Tabla 6.25.
1
La operación en carga base se ha supuesto como 1/1000 arranques por hora de operación
mientras que la cíclica como 1/10.
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Tabla 6.25. Eficiencia (Heat Rate) de las plantas tipo
Planta Tipo
Heat Rate (BTU/kWh)
Ciclo Simple 50MW (Aeroderivada)
9 750
Ciclo Simple 150MW-300MW (Tipo pesado)
10 878
Ciclo Combinado
6 743
Para calcular el consumo total de combustible se supone que un pie cúbico de
gas natural (PC) equivale a 1000BTU tal como establece el Boletín Mensual de
Precios de la UPME [5]. El costo del combustible se determina con base en los
precios del Gas Natural encontrados en el numeral 6.2.4 para las diferentes
zonas del aplicativo y considerando los aspectos anteriormente citados.
Tabla 6.26. Costos del combustible
Zona/Planta
CS50
CS150
CS300
CC450
CC200
Int01
6 162 545
20 626 512
41 253 024
38 357 576
18 820 096
Int02
5 682 754
19 020 616
38 041 232
35 371 212
17 354 840
Int04
7 580 992
25 374 162
50 748 324
47 186 424
32 281 281
Int05
7 728 964
25 869 438
51 738 877
48 107 453
23 603 861
Int07
10 879 739
36 415 324
72 830 649
67 718 845
33 226 166
Int08
5 598 538
18 738 737
37 477 473
34 847 022
17 097 647
Int06
10 120 943
33 875 574
67 751 147
62 995 861
30 908 840
Respecto a la operación con combustibles substitutos líquidos, como Diesel o
Fuel Oil, no es considerada en el modelo. Los combustibles líquidos son
usados ampliamente en las centrales colombianas (p. ej Termocentro y
Termosierra) pero son considerados únicamente en emergencias debido a su
costo, y por tanto no es adecuado considerar un costo general de generación,
como el del aplicativo, basado en su uso. Estos combustibles son en general
mas costosos que el Carbón y el Gas Natural, debido a las estrechas reservas
con las que cuenta el país y la alta presión que ejerce sobre el consumo el
parque automotor. Adcionalmente el uso de combustibles líquidos aumenta los
costos de mantenimiento de las turbinas a gas, lo que desmotiva aun más su
uso para una operación continua.
C-I-1759-00-01
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6.34
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6.7.2.4 Manejo ambiental
En este rubro se incluyen los planes de manejo ambiental y de las medidas
necesarias para cubrir contingencias en esa área. Los costos se determinaron
con base en el estudio de la UPME realizado por Tractebel y se presentan en el
respectivo numeral del Capítulo 4.
Tabla 6.27. Costos ambientales
Planta
% Inversión
Costo Total (USD/año)
CS50
0.14%
49 461
CS150
0.14%
78 879
CS300
0.14%
156 252
CC200
0.14%
141 614
CC450
0.14%
310 561
CRC450
0.14%
148 654
6.7.2.5 Seguros
Corresponde a los gastos por pago de seguros varios que el proyecto deberá
asumir anualmente, para la normal cobertura de riesgos considerados en los
diferentes proyectos. Este rubro es estimado como un porcentaje de los costos
directos de inversión, que se presenta en el Capítulo 4.
Tabla 6.28. Seguros
C-I-1759-00-01
Abril de 2005
Planta
% Equipos y obras
Costo Total (USD/año)
CS50
1%
327 535
CS150
1%
524 783
CS300
1%
1 044 390
CC200
1%
926 271
CC450
1%
2 034 946
CRC450
1%
964 747
6.35
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6.7.2.6 Cargos de ley operativos
El análisis de costos de ley operativos se presenta en el respectivo numeral del
Capítulo 4. Un resumen para esta tecnología en particular se muestra en la
Tabla 6.29.
Tabla 6.29. Cargos de ley operativos
Indust. y
Com.
Transf.
Eléctricas
Predial
Sobretasa
al Predial
Ley
Eléctrica
FAZNI
USD/año
USD/año
USD/año
USD/año
USD/año
USD/año
CS50
5 900
208 733
126
35
6 600
141 036
CS150
17 700
626 200
189
53
15 735
423 108
CS300
35 400
1 252,400
252
70
31 470
846 216
CC200
23 600
859 134
378
105
25 160
580 496
CC450
53 100
1 933 052
630
630
50 040
1 306 116
CRC450
17 700
680 652
378
378
23 250
459 900
Planta
6.7.3 Casos mínimos y máximos
Con el fin de considerar otras fuentes de información que difieren de las
principales fuentes de costos tomadas para el anterior análisis, se plantean
escenarios de costos mínimos y máximos dependiendo de la información
adicional encontrada. Esto se hace necesario puesto que las centrales térmicas
a gas son de uso extenso en el ámbito mundial y su costo está influenciado por
diversos factores dinámicos de carácter macro y microeconómico que afectan
cada caso en particular.
Para el costo de los equipos, se consideró la información expuesta por la
revista GTW la cual, en general, muestra un descenso en el costo de las
turbinas cercano al 30% debido a la los excedentes de producción que tiene el
mercado actual, provocado por un descenso de la economía desde el año 2002
y que da fin a una burbuja de precios que se venía presentando desde el año
1998 [15]. Sin embargo no es claro cual será la duración de este descenso y
por eso es más conservativo usar los valores medios encontrados en las otras
referencias.
Respecto a la variación del costo AOM variable, éste fue obtenido a partir del
estudio publicado por la compañía consultora PPA sobre la generación térmica
en Colombia. Los costos expuestos son superiores a los considerados por las
fuentes principales [7,8] y se pueden observar en el análisis de casos máximos
adjunto al aplicativo.
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6.36
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6.8
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Adecuados para la Instalación de Turbogases y Ciclos Combinados –
Metodología y Resultados. AENE Consultoría S.A., Consultoría
Colombiana S.A. Bogotá.
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Carlos de Greiff M., Carlos Vásquez G. 2002. Energía Soporte del
Desarrollo. Cámara de Comercio de Medellín para Antioquia.
[4]
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ambientales para el desarrollo minero-energético" realizado por
INCOPLAN para la UPME.
[5]
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Generación. Bogotá.
[6]
Boyce, M.P. 1982. Gas Turbine Engineering Handbook. Houston, USA.
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Web] Disponible en www.eia.doe.gov. Visitado Febrero 2004.
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[12]
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[13]
General Electric Power Systems, GER3567h. USA, 2003.
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[15]
Gas Turbine World 2004-05. For project planning, Engineering and
Operation. Pequot Publication, USA.
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Abril de 2005
6.37
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UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
TABLA DE CONTENIDO
Página
7.
GENERACIÓN CON MOTORES ALTERNANTES DIESEL
7.1
7.1
DESCRIPCIÓN GENERAL
7.1
7.1.1
Principio de funcionamiento
7.2
7.1.2
Clasificación de los MCIA
7.3
7.1.3
Combustibles para la operación de una planta diesel
7.7
7.1.4
Principales componentes de una planta diesel
7.14
7.2
CAMPO DE APLICACIÓN
7.15
7.3
RECURSO ENERGÉTICO EN EL PAÍS
7.16
7.3.1
Combustibles Fósiles
7.16
7.3.2
Biodiesel
7.17
7.4
REGIONALIZACIÓN
7.18
7.5
TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA
7.18
7.6
PLANTAS TÍPICAS
7.18
7.7
ESTRUCTURA GENERAL DE COSTOS DE GENERACIÓN
7.19
7.7.1
Costos Preoperativos
7.19
7.7.2
Costos Operativos
7.26
7.8
REFERENCIAS
7.35
C-I-1759-00-01
Abril de 2005
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LISTA DE TABLAS
Página
Tabla 7.1. Requisitos para cubrir la demanda de una planta diesel
Tabla 7.2. Áreas disponibles para plantaciones de palma africana
[3]
Tabla 7.3. Diferencia en Precios del Aceite Crudo de Palma y el
ACPM
Tabla 7.4. Costo de predios
Tabla 7.5. Costo de vías de acceso mínimo, medio y máximo
Tabla 7.6. Costos de líneas de conexión
Tabla 7.7. Costo global de obras civiles
Tabla 7.8. Costo de los equipos importados
Tabla 7.9. Costo de las inversiones ambientales
Tabla 7.10. Costo de las inversiones en ingeniería
Tabla 7.11. Costo de los imprevistos
Tabla 7.12. Costos financieros preoperativos
Tabla 7.13. Costos de ley preoperativos
Tabla 7.14. Costos AOM componente fija
Tabla 7.15. Costo medio AOM componente variable
Tabla 7.16. Costo mínimo y máximo AOM variable (USD/año)
Tabla 7.17. Costo mantenimiento de líneas
Tabla 7.18. Costo mantenimiento de vías
Tabla 7.19. Costo mantenimiento de vías mínimo, medio y máximo
Tabla 7.20. Costo del combustible para una planta diesel
Tabla 7.21. Estructura de precio del biodiesel de aceite de palma [8].
Tabla 7.22. Costo del combustible para la planta DBIO, mezcla 30%
biodiesel 70% diesel
Tabla 7.23. Costo medio combustible
Tabla 7.24. Costo mínimo combustible
Tabla 7.25. Costo máximo del combustible
Tabla 7.26. Costo del manejo ambiental
Tabla 7.27. Costo de seguros
C-I-1759-00-01
Abril de 2005
7.12
7.13
7.13
7.20
7.20
7.20
7.21
7.23
7.24
7.24
7.25
7.25
7.25
7.26
7.27
7.27
7.28
7.28
7.28
7.29
7.30
7.31
7.31
7.32
7.32
7.33
7.33
REPUBLICA DE COLOMBIA
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COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
Tabla 7.28. Costo de cargos de ley operativos
Tabla 7.29. Costo de cargos de ley operativos
7.34
7.34
LISTA DE FIGURAS
Página
Figura 7.1 Planta diesel con 3 unidades de 600 kW.
Figura 7.2 Fase de admisión en un motor 4 tiempos
Figura 7.3 Fase de compresión en un motor 4 tiempos
Figura 7.4 Fase de combustión y expansión en un motor 4 tiempos
Figura 7.5 Fase de escape en un motor 4 tiempos
Figura 7.6 Fase de admisión en un motor 2 tiempos (1ª etapa)
Figura 7.7 Fase de admisión en un motor 2 tiempos (2ª etapa)
Figura 7.8 Fase de transferencia y escape en un motor 2 tiempos
Figura 7.9 Fase de compresión en un motor 2 tiempos
Figura 7.10 Fase de combustión y expansión en un motor 2 tiempos
C-I-1759-00-01
Abril de 2005
7.1
7.4
7.4
7.4
7.4
7.6
7.6
7.6
7.6
7.7
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COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
7.
GENERACIÓN CON MOTORES ALTERNANTES DIESEL
7.1 DESCRIPCIÓN GENERAL
La generación de energía eléctrica a partir de motores alternantes se da
principalmente mediante la utilización de motores diesel, con costo de
generación menor que el de motores a gasolina, debido al menor costo del
combustible que en este caso son aceites pesados de petróleo (como el ACPM
u el Fuel Oil) y menor consumo al utilizar una mezcla heterogénea y pobre.
También es importante anotar que el motor diesel tiene una relación de
compresión mayor que la del motor a gasolina, y por lo tanto para un mismo
tamaño puede obtener mayor potencia en un mismo ciclo.
Las plantas diesel de generación eléctrica están compuestas por uno o más
grupos electrógenos, consistentes en el grupo motor y generador, más el
sistema de control. La selección del número de grupos electrógenos para una
planta en particular depende de los requerimientos de la demanda. En la figura
7.1 se observa una planta de generación de 1800 kW, compuesta por tres
grupos electrógenos de 600 kW cada uno, que puede ser utilizada para atender
una potencia base de 1200 kW y un pico de 1800 kW durante las horas de
mayor consumo.
Figura 7.1
Planta diesel con 3 unidades de 600 kW.
Fuente: http://www.ci.des-moines.ia.us/departments/wrf/wrf_power_generation.htm
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Los motores de combustión interna alternativos (MCIA) se pueden clasificar
como motores de encendido provocado (MEP, motor Otto o a gasolina) o como
motores de encendido por compresión (MEC, motor diesel), según el tipo de
encendido de la mezcla aire-combustible.
En el motor de encendido provocado (MEP) la mezcla para la combustión se
enciende por la acción de una chispa, por lo cual ingresa al cilindro una mezcla
de aire-combustible que se comprime hasta que la chispa genera la
combustión, y por lo tanto el combustible a utilizar debe tener la característica
de dejarse comprimir sin que ocurra auto-ignición. En el motor de encendido por
compresión (MEC) la mezcla se enciende debido a la compresión, caso en el
cual al cilindro ingresa aire que se comprime para luego dar paso a la inyección
de combustible a través de un inyector, que al entrar a una cámara presurizada
genera la combustión.
Por lo tanto, en el caso del motor diesel, que fue patentado por el alemán
Rudolf Diesel en 1892, el combustible debe poseer la característica de autoignición al estar sometido a una gran compresión. Dicha característica permite
que el motor pueda utilizar aceites pesados de petróleo como combustible, y
logre así tener una mayor relación de compresión, obteniendo una mayor
potencia.
7.1.1 Principio de funcionamiento
Los motores de combustión interna alternativos (MCIA) aprovechan la energía
térmica del combustible utilizado para transformarla en energía mecánica. Lo
anterior se da a través de la combustión de una mezcla aire-combustible al
interior de los cilindros del motor, lo cual genera un movimiento lineal de los
pistones que luego se transforma en energía rotacional sobre un eje.
Para el uso de los motores de combustión interna como generadores de
energía eléctrica, la energía mecánica obtenida sobre el eje es transformada en
energía eléctrica mediante el acople de dicho eje con el de un generador.
El funcionamiento de los MCIA, tanto para los MEC como para los MEP, se
debe a ciclos de cuatro fases consecutivas que difieren levemente para cada
tipo de encendido. Estas fases dan paso a la generación del movimiento sobre
los pistones, y son: admisión, compresión, combustión y expansión, y escape.
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7.1.2 Clasificación de los MCIA
Los MCIA se pueden clasificar como motores de dos tiempos (2T) o motores de
cuatro tiempos (4T), dependiendo del número de carreras requeridas para
completar el ciclo de cuatro fases. Los motores cuatro tiempos realizan cada
ciclo de cuatro fases en dos revoluciones completas del eje, es decir en cuatro
carreras del pistón, mientras que los motores dos tiempos realizan cada ciclo en
una revolución del eje, es decir en dos carreras del pistón. La diferencia entre
éstos dos motores en el número de carreras requeridas para completar un ciclo
se traduce en una diferencia en la potencia obtenida: a la misma velocidad de
rotación del eje del motor, un motor dos tiempos obtiene más potencia que un
motor cuatro tiempos, ya que realiza el doble de ciclos.
A pesar de la ventaja en potencia de los motores dos tiempos sobre los cuatro
tiempos, los motores dos tiempos contaminan más que los motores cuatro
tiempos, pues en los primeros el aceite lubricante se mezcla con el combustible,
lo cual genera contaminantes a partir del aceite quemado.
Por lo tanto, en la generación de energía a partir de plantas diesel se pueden
utilizar los dos tipos de motores, y su selección depende del estudio del caso
en particular.
7.1.2.1
Ciclo de potencia en motores diesel 4 tiempos
Los motores diesel 4 tiempos se caracterizan por tener al menos una válvula de
admisión y una de escape en cada cilindro. En estos motores las fases de un
ciclo de potencia se desarrollan de la siguiente manera:
Admisión: Esta fase se da durante el primer tiempo, en el cual el aire
ingresa al interior del cilindro. la válvula de admisión del cilindro se abre
momentáneamente, mientras se incrementa el volumen al interior del
cilindro mediante el movimiento descendente del pistón (ver Figura 7.2).
Compresión: Durante el segundo tiempo tanto la válvula de admisión como
la de escape se encuentran cerradas, y el pistón realiza un movimiento
ascendente para así comprimir el aire. Al finalizar la compresión, el
combustible es inyectado dentro del cilindro para así crearse una mezcla
aire-combustible no homogénea (ver Figura 7.3).
Combustión y expansión: En el tercer tiempo tiene lugar la combustión y
la expansión del combustible. El pistón desciende nuevamente debido a la
expansión generada por la combustión de la mezcla aire-combustible,
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mientras las válvulas de admisión y escape permanecen cerradas. (ver
Figura 7.4).
Escape: En el cuarto y último tiempo la válvula de escape se abre para
permitir la salida de los gases de combustión, mientras el pistón realiza un
movimiento ascendente para ayudar a evacuar los gases (ver figura 7.5).
Figura 7.2
Fase de admisión en un
motor 4 tiempos
Figura 7.3 Fase de compresión en
un motor 4 tiempos
Fuente: http://www.keveney.com/
Figura 7.4 Fase de combustión y
expansión en un motor 4 tiempos
Figura 7.5 Fase de escape en un
motor 4 tiempos
Fuente: http://www.keveney.com/
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7.1.2.2
Ciclo de potencia en motores diesel 2 tiempos
El motor de dos tiempos se caracteriza por no poseer válvulas de admisión ni
de escape (aunque algunos si pueden poseer válvula de admisión); en su
reemplazo tiene una lumbrera de admisión y una de escape, que se encuentran
abiertas o cerradas dependiendo de la posición del pistón, pues son las paredes
del mismo las que se encargan de crear el sello.
Para poder realizar un ciclo en dos carreras del pistón, se realizan dos fases del
ciclo por cada carrera. Durante la carrera ascendente del pistón se realizan
tanto la fase de admisión como la de compresión, y en la carrera descendente
del pistón tienen lugar la fase de combustión y expansión y la fase de escape.
Las fases de un ciclo de potencia para los motores dos tiempos tienen la misma
secuencia que para los motores cuatro tiempos, pero se desarrollan de manera
diferente.
Admisión: La admisión se da primero en el cárter del motor, cuando entra
aire a éste debido al vacío que se genera con el movimiento ascendente del
pistón (ver Figura 7.6). Más adelante, cuando el pistón comienza el
recorrido descendente, la válvula o lumbrera de admisión se cierra y el aire
contenido en el cárter se incrementa un poco su presión al disminuir el
volumen por el descenso del pistón (ver Figura 7.7).
Transferencia y escape: Cuando el pistón está finalizando su carrera
descendente, éste destapa la lumbrera de escape, y los gases quemados
de la combustión del ciclo anterior salen de la cámara de combustión,
empujados por el aire que entra a ésta desde el cárter debido a la presión
que tienen (ver figura 7.8).
Compresión: El pistón inicia la carrera ascendente y cierra la lumbrera de
escape, comenzando así la fase de compresión del aire para la combustión
(ver figura 7.9).
Combustión y expansión: Cuando el pistón está llegando al punto más
alto (punto muerto superior), tiene lugar la inyección de combustible, que al
entrar a la cámara presurizada se auto enciende y da comienzo a la
combustión, generando así la expansión y el descenso del pistón (ver figura
7.10).
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Figura 7.6 Fase de admisión en un Figura 7.7 Fase de admisión en un
motor 2 tiempos (1ª etapa)
motor 2 tiempos (2ª etapa)
Fuente: http://www.keveney.com/
Figura 7.8 Fase de transferencia y
escape en un motor 2 tiempos
Figura 7.9 Fase de compresión en
un motor 2 tiempos
Fuente: http://www.keveney.com/
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Figura 7.10 Fase de combustión y expansión en un motor 2 tiempos
Fuente: http://www.keveney.com/
7.1.3 Combustibles para la operación de una planta diesel
El combustible requerido para la operación de las plantas diesel debe poseer la
característica de auto-ignición al estar sometido a las altas presiones y
temperaturas de la cámara de combustión. Esta característica la cumplen dos
grupos de combustibles: el grupo de los aceites pesados de petróleo y el grupo
de los biodiesel.
7.1.3.1
Aceites pesados de petróleo
Dentro de los aceites pesados de petróleo el que es usualmente utilizado es el
diesel 2, comúnmente conocido como ACPM (aceite combustible para motores).
Además de este, otro aceite pesado del petróleo que también puede ser
utilizado en la generación de energía a partir de motores diesel es el Fuel Oil
(FO6).
El Fuel Oil es un combustible mucho más pesado y denso que el ACPM, que
tiene un proceso de refinación mucho menor, y por lo tanto su costo también es
mucho más bajo. El inconveniente que tiene el Fuel Oil es que, al ser un
combustible tan denso, la planta diesel requiere sistemas adicionales para el
tratamiento combustible que logren disminuir la densidad del mismo, cuyo costo
puede ser bastante representativo.
Para la operación de plantas de menos de 2000 kW se recomienda el uso de
ACPM como combustible, pues el costo del equipo para operar con Fuel Oil no
es equiparable con el ahorro en combustible; pero para plantas de más de 2000
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kW el ahorro al utilizar Fuel Oil en vez de diesel empieza a ser notorio, y por lo
tanto se recomienda el uso de FO6 como combustible.
7.1.3.2
Biodiesel
En las plantas diesel se puede utilizar un tercer combustible: el biodiesel. Este
combustible hace parte del grupo de biocarburantes (que son los combustibles
líquidos provenientes de la biomasa) y es utilizado en motores de encendido por
compresión, debido a sus buenas características de auto-ignición. Tiene
características muy similares a las del ACPM, y por lo tanto puede utilizarse
puro o en mezcla con este combustible; siempre teniendo en cuenta dos
recomendaciones: en caso de ser utilizado puro, se deben cambiar los
empaques de caucho del motor originalmente hechos en buna-n por empaques
de vitón, pues el caucho puede ser atacado por el biodiesel puro debido a su
acidez; y al utilizar mezclas mayores del 30% se debe tener en cuenta la
temperatura de la zona de uso, pues el biodiesel tiene un punto de niebla (al
cual comienza a formar cristales) que se encuentra alrededor de los 16°C [1].
Por estas razones no es común utilizar el biodiesel en mezclas mayores de
30%, aunque es posible siempre y cuando la temperatura ambiente lo permita.
El biodiesel se obtiene a partir de los ésteres de materia prima de base
renovable, como los aceites vegetales y las grasas animales. El proceso
químico de obtención se da mediante la transesterificación de un alcohol, bajo
la presencia de un catalizador. Los productos de esta reacción son ésteres
mezclados con el catalizador, y glicerol (glicerina contaminada), que se
encuentran totalmente estratificados. Los ésteres resultantes mencionados son
realmente el biodiesel contaminado de catalizador, agua y alcohol, y se puede
separar del glicerol mediante un simple proceso físico, pero para separarlo de
los contaminantes es necesario realizar un lavado de ésta mezcla.
Algunos de los aceites vegetales usados para la obtención de biodiesel son el
de girasol, palma, soja, aceites de fritura o usados, entre otros. Buscando
economía y apoyo a la industria nacional, se pretende que la materia prima a
partir de la cual se obtiene el biodiesel provenga de una fuente al interior del
país donde se produce. En este caso, se cuenta con la ventaja de la alta
producción de aceite de palma (proveniente de la palma africana) en Colombia,
que es el cuarto país productor de aceite de palma en el mundo, y el primero en
América [2].
En el país, en el año 2002 se comercializaron 86.088 toneladas de aceite en la
Bolsa Nacional Agropecuaria BNA, de las cuales 77.901 provinieron de la palma
de aceite, 7.969 de la soya, 58 de algodón, 160 ajonjolí; para ese año no se
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reportó la comercialización de aceite de coco, cacao ni maní [3]. Esta es una
muestra de por que el aceite de palma es la primera opción para la producción
de biodiesel en Colombia.
El biodiesel a nivel mundial
El interés que a nivel mundial ha despertado el biodiesel radica en la crisis
de los derivados del petróleo. En particular en Colombia, el consumo de
ACPM ha incrementado en los últimos años de una manera notoria,
mientras que el consumo de gasolina a disminuido. Esto ha hecho
necesaria la importación del ACPM, con lo cual se ven afectados los costos.
El biodiesel aparece entonces como una solución para esta situación, al ser
la alternativa más reconocida a nivel mundial para la sustitución (total o
parcial) del diesel, pudiendo ser utilizado directamente en los motores de
encendido por compresión sin requerir ningún cambio o modificación
técnica del motor (procedimiento necesario al utilizar el gas natural como
combustible alternativo en los motores diesel).
Globalmente se da una muestra de la diversidad de tipos de biodiesel que
se pueden producir a nivel industrial. En Alemania, Francia y Austria, el
biodiesel es producido a partir de aceite de colza; en España, a partir de
girasol y cardo; en Estados Unidos de América y Canadá, a partir de soya; y
en Malasia, a partir de palma. Esto corrobora la idea de producir biodiesel a
partir de materia prima propia del país donde se produce [4].
Europa es, sin duda alguna, el continente pionero en la producción de
biodiesel como alternativa para los motores de encendido provocado; y
dentro de Europa, Alemania es el país con mayor producción mundial,
seguido por Francia e Italia. En le año 2001 se produjeron en Europa
1`005.000 toneladas de biodiesel, de las cuales 415.000 eran provenientes
de Alemania, 286.000 provenientes de Francia y 160.000 provenientes de
Italia [4].
Ventajas Ambientales del biodiesel
Además de ser de fácil obtención, y de no tener problemas de utilización en
motores diesel, el biodiesel tiene varias ventajas ambientales. Al ser un
combustible de carácter renovable es biodegradable en un período corto de
tiempo (28 días contra 112 días del diesel [5]), lo cual lo convierte en un
combustible mucho menos contaminante. Así mismo, al poseer oxígeno en
su estructura molecular, logra disminuir las emisiones de monóxido de
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carbono (CO), de hidrocarburos sin quemar (HC) y de material particulado
(MP), y dado que no contiene azufre no emite óxidos de azufre (SOx) [6]. El
proceso de obtención de biodiesel es considerado un proceso de ciclo
cerrado, ya que el CO2 emitido a la atmósfera durante el proceso de
combustión es equiparable con el requerido por las plantas de las cuales se
extrae el aceite [6].
En Colombia se han realizado estudios en los cuales se cuantifican y
comparan las emisiones del diesel (ACPM) y las del biodiesel de aceite de
palma, elaborado a partir de palma africana de Colombia. La investigación
realizada por la Universidad de Antioquia y la Universidad Nacional de
Colombia sede Medellín “Optimización del Proceso de Obtención de
Biodiesel de Aceite de Palma” [1] muestra, cuantitativamente, que sucede
con algunos contaminantes. Los resultados de dicho estudio son los
siguientes:
Las emisiones de CO disminuyen en un 16% al utilizar biodiesel puro, en
comparación con el diesel común. Esto se debe a que, al ser el biodiesel
un combustible de una fuente vegetal, tiene cierto contenido de oxígeno
en su molécula (aproximadamente 11% [7]), mientras que el diesel no
contiene oxígeno; este oxígeno presente hace que el motor trabaje con
un dosado mas pobre (con mayor exceso de aire) al utilizar biodiesel, y
por lo tanto disminuyan las emisiones de CO.
La opacidad de humos (medida de la cantidad de material particulado) es
28% menor al utilizar biodiesel puro que al utilizar diesel común; esto,
debido también al oxígeno presente en la molécula de biodiesel, que
promueve la oxidación de partículas de hollín. Además, la no presencia
de azufre y aromáticos en la molécula de biodiesel, también ayuda a la
disminución del material particulado.
Las emisiones de CO2 aumentan al utilizar biodiesel 3% respecto al
diesel. Pero esto en realidad no implica que el uso de biodiesel
incremente el CO2 que hay en la atmósfera, pues, al ser el biodiesel de
origen vegetal, su ciclo de CO2 es cerrado, en donde la cantidad de CO2
que produce es absorbida por la palma de aceite de la cual proviene; al
contrario, uno de los grandes avances de biodiesel como energía
renovable es que su proceso de fabricación conlleva a la disminución del
CO2 en la atmósfera.
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Aunque la literatura indica que las emisiones de NOx incrementan al
utilizar biodiesel [6], las investigaciones realizadas en la Universidad de
Antioquia con el biodiesel producido a partir de la palma colombiana
muestran que la cantidad de NOx disminuye un 8% al utilizar biodiesel en
vez de diesel común [1]. La razón de éstos resultados es simplemente
que el biodiesel de aceite de palma contiene una mayor cantidad de
ésteres saturados que los otros biodiesel, éstos ésteres incrementan el
número de cetano y disminuyen el tiempo de retraso de la combustión, lo
cual disminuye los NOx.
El cultivo de palma en Colombia
La palma de aceite es una planta tropical que crece a alturas inferiores a
500 metros sobre el nivel del mar. Actualmente el cultivo de palma de aceite
en Colombia se distribuye en las zonas norte, central, oriental y occidental,
en los siguientes departamentos [2]:
Zona norte: Magdalena, norte del Cesar, Atlántico y Guajira.
Zona central: Santander, Norte de Santander, sur del Cesar y Bolívar.
Zona oriental: Meta, Cundinamarca, Casanare y Caquetá.
Zona occidental: Nariño.
Dadas las características de las zonas no interconectadas, que en su
mayoría poseen terrenos por debajo de los 500 msnm (a excepción de gran
parte del Valle del Cauca y de algunas zonas del Cauca), se pueden
aprovechar dichas zonas para cultivar la palma africana en lugares
cercanos a la planta de generación, y así evitar los costos del transporte de
combustible.
Debido a que el aceite de palma que se produce en la actualidad ya tiene
un mercado definido, pues es utilizado tanto en el sector alimenticio como
en el sector industrial, la generación de energía utilizando biodiesel implica
el desarrollo de nuevas plantaciones requeridas para la producción del
biodiesel a utilizar en la planta. En Colombia, una hectárea de cultivo de
palma produce 3.8 Ton/año de biodiesel [8]; en la Tabla 7.1 se presenta la
extensión de cultivos requerida para cubrir la demanda de una planta diesel
de 2000 kW, que opera durante 24 horas al día, con un factor de operación
de 0.7 y para una operación con mezcla de biodiesel-diesel, según el
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porcentaje en volumen de cada uno de los combustibles (al analizar esta
tabla se debe tener en cuenta que el consumo total de combustible
incrementa al aumentar el porcentaje de biodiesel, debido a que el
consumo específico del biodiesel es alrededor de 10% mayor que el
consumo específico de ACPM [1,5]).
Tabla 7.1.
Requisitos para cubrir la demanda de una planta diesel
de 2000 kW
% en volumen
Biodiesel
0
5
10
15
20
25
30
50
100
ACPM
100
95
90
85
80
75
70
50
0
(gal/año)
Biodiesel
ACPM
0
766500.0
38480.7
731133.8
77275.4
695479.0
116388.0
659532.1
155822.4
623289.5
195582.5
586747.5
235672.4
549902.3
399413.8
399413.8
834002.0
0
Requisitos
(Ton/año)
Biodiesel
ACPM
0
2454.1
124.7
2340.8
250.3
2226.7
377.0
2111.6
504.8
1995.6
633.6
1878.6
763.5
1760.6
1293.9
1278.8
2701.7
0
Hectáreas
de Palma
0
32.8
65.9
99.2
132.8
166.7
200.9
340.5
711.0
La extensión requerida de cultivos de palma para la fabricación de biodiesel
puede convertirse en un limitante, y puede ser la característica que defina el
porcentaje e mezcla biodiesel-diesel a utilizar en la planta de generación,
pero no se convierte en un inconveniente para la utilización de este
combustible en las plantas de generación de energía. Lo anterior es válido
si se tiene en cuenta que, exceptuando los departamentos del Amazonas,
Caquetá, Guaviare, Risaralda y Vaupés, las hectáreas disponibles en el
país para plantaciones de palma africana alcanzan a cubrir la demanda. En
la Tabla 7.2 se presentan las hectáreas disponibles en cada departamento
del país.
Otro aspecto importante que se debe analizar es el costo del biodiesel
comparado con el del diesel. El costo de producción del aceite de palma
asciende a 297.6 USD/ton en Colombia [9], sin incluir los costos financieros
ni los rendimientos sobre la inversión. Al utilizar una tasa de oportunidad
del 18% anual, el costo asciende a 433.35 USD/ton. En resumen, se podría
decir que es atractiva la inversión a precios de venta por encima de los 450
USD/ton; a los 300 USD/ton apenas se recuperan los costos. En la Tabla
7.3 se presenta la diferencia promedio entre el precio del ACPM y el precio
internacional del aceite de palma, pudiendo estos ser comparados al asumir
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que los costos de transformación del aceite a biodiesel son compensados
por el costo de la glicerina, subproducto del proceso de transformación, y
teniendo en cuenta que el consumo específico de biodiesel es alrededor de
un 10% mayor que el consumo específico de ACPM [1,5]).
Tabla 7.2.
Áreas disponibles para plantaciones de palma africana [3]
Departamento
Amazonas
Antioquia
Atlántico
Bolívar
Boyacá
Caldas
Caquetá
Casanare
Cauca
Cesár
Chocó
Córdoba
Cundinamarca
Tabla 7.3.
Área (ha)
0
199.893
95.199
179.500
4.023
31.389
0
58.663
26.867
445.931
52.477
255.841
194.348
Total
Departamento
Guaviare
Huila
La Guajira
Magdalena
Meta
N. de Santander
Putumayo
Risaralda
Santander
Sucre
Tolima
Valle del Cauca
Vaupés
Área (ha)
0
110.878
195.227
228.646
410.280
139.873
6.045
0
120.943
104.305
268.231
14.740
0
3.143.301
Diferencia en Precios del Aceite Crudo de Palma y el ACPM
Año
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
Diferencia promedio
(USD/galón)
0,81
0,8
1,36
1,7
1,24
1,35
1,94
1,04
0,26
0,3
0,67
0,71
Fuente: Calculado con base en las cifras de FEDEPALMA y ECOPETROL
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7.1.4 Principales componentes de una planta diesel
Los principales componentes de una planta diesel se presentan a continuación:
Grupo electrógeno: Compuesto por un motor acoplado a un generador por
medio de una junta elástica. El motor incluye un turbocargador seguido de
un intercambiador para incrementar su eficiencia, un regulador de velocidad
y un tablero de control local, y el generador incluye el sistema de excitación
y el tablero de protección y medidas.
Sistema de admisión del aire de combustión: Provee el aire requerido
para la combustión, y está compuesto por filtros de aire y por la longitud de
tubería requerida para llevar el aire hasta el turbocargador. La toma de aire
suele ubicarse dentro de la casa de máquinas, para así obligar a que entre
aire nuevo a dicho lugar y se evite el calentamiento excesivo de la planta.
Sistema de lubricación: El aceite que lubrica los pistones debe ser tratado
para preservarlo durante el mayor tiempo posible, por lo tanto se hace
necesario un sistema de lubricación que se encargue de esta labor. Dicho
sistema está compuesto por un tanque de almacenamiento, una bomba de
transferencia para todos los grupos electrógenos, una bomba de aceite,
filtros, un intercambiador de calor, y una depuradora centrífuga.
Sistema de agua de enfriamiento del motor e inyectores: Es el
encargado de refrigerar diferentes partes al interior del motor y los
inyectores. Está compuesto por una bomba para el motor y una para los
inyectores, intercambiadores de calor y tanques de expansión.
Sistema de combustible: Encargado del suministro del combustible hasta
los inyectores. Incluye un tanque de almacenamiento, bombas, filtros y
tanque diario. En el caso de operar con Fuel Oil, el sistema de combustible
debe incluir además: tanque de almacenamiento de ACPM (para los
arranques y paradas), tanque de mezcla, depuradora centrífuga para el
tratamiento del Fuel Oil y viscosímetro con calentador para el Fuel Oil.
Sistema de recuperación de calor de los gases de escape: Este sistema
solo es requerido cuando se trabaja con Fuel Oil como combustible, o si se
requiere vapor para algún proceso en específico. Se encarga de recuperar
el calor de los gases de escape para producir vapor que se requiere para el
calentamiento del combustible, mediante el uso de una caldera de
recuperación. Para lograr esto se requieren además bombas y un
condensador.
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Sistema de aire comprimido: Suministra todo el aire comprimido requerido
para el sistema neumático de la planta y para el arranque de los motores.
Sistema general de enfriamiento: Disminuye la temperatura del agua
utilizada en la planta, mediante un intercambiador de calor (radiador) o
mediante una torre de enfriamiento. En ambos casos se debe contar con
bombas de circulación, y cuando el sistema es de radiador se debe incluir
además un tanque de expansión.
Grupo electrógeno de arranque: Al operar con Fuel Oil o en plantas de
gran potencia se requiere un grupo electrógeno de arranque, que sirve al
mismo tiempo como grupo electrógeno de emergencia.
Sistema de tratamiento de agua: Es el encargado de tratar el agua del
sistema de refrigeración, para garantizar que ésta no cause problemas en
las tuberías.
Sistema contraincendio: Toda planta diesel debe poseer un sistema
contraincendio, que incluya una estación de bombeo, hidrantes, red de
distribución, equipos de espuma para el tanque de combustible y de CO2
para los generadores.
Laboratorio químico: En una planta diesel se deben realizar análisis
permanentes de los combustibles y aceites lubricantes utilizados, para
poder garantizar el correcto funcionamiento del equipo, evitando desgastes
excesivos y posibles fallas por corrosión, entre otros. Por lo tanto, se hace
necesario el tener disponible un laboratorio químico en el cual se puedan
realizar los análisis respectivos.
7.2 CAMPO DE APLICACIÓN
La tecnología de las plantas diesel es la más utilizada dentro de las Zonas No
Interconectadas (ZNI) de Colombia para la generación de energía eléctrica,
seguida por las pequeñas centrales hidroeléctricas, los proyectos solares y
finalmente por los sistemas eólicos y de biomasa. 1075 plantas diesel
instaladas en esta zona para el año 2000, que suman 199.6 MW, se encargan
de demostrar la importancia que esta tecnología tiene en las ZNI del país.
Las plantas diesel instaladas en las ZNI del país se encuentran dentro de un
rango de potencia que va desde menos de 20 kW hasta los 3040 kW. El 87.8%
de las plantas al año 2000 utilizan motores que se encuentran en los rangos de
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0 a 160 kW, mientras que el 12.2% restante utilizan motores dentro del rango
161 a 3040 kW, estos últimos repartidos de una manera aproximadamente
uniforme [10].
A pesar de que las plantas diesel son una tecnología cuyo abastecimiento de
combustible depende directamente de las facilidades que se tengan para su
transporte, el hecho de que en las ZNI la generación de energía sea aplicable a
pequeñas poblaciones, y que precisamente una de las mayores aplicaciones de
las plantas diesel se da en pequeñas poblaciones, en donde se requiere
electricidad para las viviendas y hospitales entre otros, hace de estas plantas la
tecnología más ampliamente utilizada en las ZNI.
7.3 RECURSO ENERGÉTICO EN EL PAÍS
7.3.1 Combustibles Fósiles
Colombia cuenta con una red de poliductos de aproximadamente 2.527 km para
el transporte de combustibles entre los que se encuentra el ACPM. También
cuenta con una red de combustoleoductos de unos 663 km para el transporte
de Fuel Oil.
La situación de los combustibles fósiles en Colombia ha empeorado con el
tiempo, en el caso del ACPM esto ha sido crítico, pues mientras las reservas de
petróleo en el país están disminuyendo (pasaron de 2.478 millones de barriles
(Mbls) en 1994 a 1.542 Mbls en el año 2003), el consumo de ACPM está en un
aumento cada vez más acelerado. Y aunque la producción mensual de dicho
combustibles también muestre un incremento en el tiempo, el consumo es tal
que ha superado la producción, obligando a la importación del mismo.
La producción mensual de ACPM en 1996 fue de 67.023 barriles por día
calendario (BPDC), y el consumo fue de 58.151 BPDC, lo cual muestra que, a
pesar de que el consumo alcanzaba por poco a la producción, no era necesaria
la importación del ACPM. Pero el año 2004 la producción mensual de ACPM
pasó a 69.918 BPDC y el consumo a 73.377 BPDC, mostrando claramente la
necesidad de importación del combustible, que se presenta desde el año 2003
[11].
El incremento en el consumo de ACPM se debe a varias razones: la
repotenciación de motores de vehículos pesados, la utilización de diesel en
proyectos como el Transmilenio en Bogotá (en vez de combustibles como el
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gas natural), y la importación de vehículos livianos con motor diesel (como los
taxi-diesel).
En el caso del Fuel Oil la situación no es crítica, pues aunque su consumo en el
país si ha aumentado, pasando de 1.400 BPDC en 1994 a 2.239 BPDC en el
año 2004, éste sigue siendo supremamente bajo, y la producción de Fuel Oil a
aumentando más de lo que el consumo (paso de 54.482 BPDC en 1994 a
59.280 BPDC en el año 2004). Como respuesta a este comportamiento se
tiene que, en el año 2003, se exportó el 94% del Fuel Oil producido en el país
[11].
7.3.2 Biodiesel
Los resultados de la Encuesta Nacional Agropecuaria del 2000, realizada por el
DANE mediante una evaluación edafoclimática de las tierras del trópico bajo
colombiano para el cultivo de la palma de aceite, indican que 3`500.000
hectáreas son área apta para el cultivo de palma de aceite [2]. Esto, sumado
con las metas propuestas por el plan nacional para el desarrollo integral del
aceite de palma, muestra claramente que en Colombia si existe un panorama
positivo en cuanto al aumento de la capacidad de siembra de palma de aceite
en un futuro, tanto como para poder garantizar una producción de biodiesel de
aceite de palma (de ahora en adelante denominado biodiesel), aún sabiendo
que no todas estas 3`500.000 hectáreas están disponibles para la siembra,
pues muchas de estas o están siendo utilizadas para otros fines, o están
ubicadas en lugares en los que, por razones de seguridad, no es posible
acceder.
En el año 2001 eran 169.564 las hectáreas sembradas con palma [2], que
produjeron 547.571 toneladas de aceite de palma crudo y 49.781 toneladas de
aceite de palmiste crudo durante el año. Realizando una proyección, las
190.000 hectáreas de palma de aceite que se encuentran sembradas en la
actualidad deben producir 613.564 toneladas anuales de aceite de palma crudo,
y 55.780 toneladas anuales de aceite de palmiste crudo.
Ahora bien, esta producción se distribuye entre el consumo nacional y las
exportaciones. Para el año 2001 las exportaciones de aceite de palma fueron el
19.69% de la producción nacional, y el consumo fue el 74.27% de dicha
producción. El porcentaje de exportaciones dentro de la producción de aceite de
palma tiende a incrementar de manera exponencial, con la meta propuesta por
Fedepalma de llegar al 78% en el año 2020 [2].
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También es esperado que el consumo de aceite de palma al interior del país no
tenga un crecimiento notorio, como si sucede con las exportaciones. Y es que
Colombia, a pesar de ser el cuarto país productor de aceite de palma en el
mundo, ocupa el 6 puesto en la cantidad de exportaciones, con un porcentaje
de 0.057% de las exportaciones a nivel mundial [2].
De lo anterior se puede deducir que el aumento en la producción de aceite de
palma en Colombia está enfocado en el aumento de la exportación, mas no en
el aumento del consumo nacional. Y esto conlleva a tener menos dificultades en
la obtención de aceite de palma para la producción de biodiesel, pues la
tendencia de aumentar los cultivos así lo permite.
7.4 REGIONALIZACIÓN
Las plantas diesel tienen aplicación en las ZNI del país, siempre y cuando sea
factible el transporte de los combustibles, lubricantes e insumos requeridos para
la operación de la planta, bien sea por medio terrestre o marítimo.
Para estas zonas se asume la subdivisión en doce en doce zonas identificadas
en el estudio de AENE y HAGLER BAILLY [10]. Dichas zonas se presentan en
la figura 3.1 del capítulo 3.
En el caso de la operación con biodiesel se debe tener en cuenta que en los
departamentos del Amazonas, Caquetá, Guaviare y Vaupés (que hacen parte
de las ZNI), no se dispone de tierras para las plantaciones de palma africana,
como se observa en la Tabla 7.2, y por lo tanto no es factible ubicar una planta
para operación con biodiesel en estos departamentos.
7.5 TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA
Este tema no aplica para el aprovechamiento de este recurso energético, ya
que básicamente la tecnología de generación es la misma para todas las
plantas típicas.
7.6 PLANTAS TÍPICAS
A pesar de que el rango de aplicación de las plantas diesel en Colombia va
desde unos pocos kW hasta mas de 3 MW, estas se consideran como plantas
generadoras de baja potencia, y el tipo de planta es básicamente el mismo en
todo el rango de potencia.
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Las diferencias entre una plantas radica en el combustible. Las plantas diesel
que utilizan ACPM son las más sencillas, pues no requieren un tratamiento
especial para el combustible, como sucede al operar con Fuel Oil, caso en el
cual es necesaria una depuradora centrífuga para el tratamiento del Fuel Oil y
un viscosímetro con calentador para dicho combustible, además del sistema de
recuperación de calor de los gases de escape, entre otros.
Por lo tanto, se proponen las siguientes plantas tipo a considerar:
Planta diesel con ACPM (DD): Se considera un solo motor con una
capacidad de 2000 kW, operando con ACPM. Únicamente para aplicación
en Zonas No Interconectadas.
Planta diesel con Fuel Oil (DFO): Se considera un solo motor con una
capacidad de 2000 kW, operando con ACPM. Unicamente para aplicación
en Zonas No Interconectadas.
Planta diesel con biodiesel y ACPM (DBIO): Se considera un solo motor con
una capacidad de 2000 kW, operando con una mezcla 30% biodiesel 70%
ACPM. Unicamente para aplicación en Zonas No Interconectadas.
7.7 ESTRUCTURA GENERAL DE COSTOS DE GENERACIÓN
7.7.1 Costos Preoperativos
7.7.1.1
Estudios e investigaciones
Para esta tecnología en particular los costos de Estudios e Investigaciones se
consideran como nulos.
7.7.1.2
Predios
Incluye el costo del terreno de la planta, considerando el área para la casa de
máquinas, el edificio administrativo, los patios de combustible, la planta
contraincendio, el laboratorio químico, el área de la subestación, de las zonas
de circulación y servicios auxiliares incluyendo las servidumbres requeridas
para conducciones, instalaciones y líneas de transmisión. Debido al tamaño de
la central (un grupo generador de 2000 kW tiene unas dimensiones
aproximadas de 2,3 m de ancho, 6 m de largo y 2,6 m de alto), para el cálculo
de este ítem se determinó un área de una hectárea valorada en tres mil
quinientos dólares, como se presenta en la Tabla 7.4.
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Tabla 7.4.
Costo de predios
Planta
Requerimiento (ha)
Costo Unitario (USD/ha)
Costo Total (USD)
DD
1
3,500
3,500
DFO
1
3,500
3,500
DBIO
1
3,500
3,500
7.7.1.3
Infraestructura:
Vías de acceso: Incluye la construcción de vías para las etapas de
construcción, entrada de equipos y acceso en operación. A pesar de que
este tipo de central requiere el transporte de combustible, debido a su
tamaño es posible ubicarla en inmediaciones de una vía ya construida, por
lo tanto se considera necesario como requerimiento máximo una longitud de
vía de 1 km. En la Tabla 7.5 se presentan estos costos.
Tabla 7.5.
Planta
DD
DFO
DBIO
Costo de vías de acceso mínimo, medio y máximo
Requerimiento (km)
Mínimo
Medio
Máximo
0
0
1
0
0
1
0
0
1
Costo Total (USD)
Mínimo
Medio
Máximo
0
0
250,600
0
0
250,600
0
0
250,600
Línea de conexión: Incluye la construcción de líneas de conexión, no
incluye la subestación. Para la central en cuestión se determina una línea
tipo 13.2 kV, 1 conductor, 2-0 AWG QUAL. Debido a la facilidad para ubicar
una planta de pequeño tamaño en un lugar cercano a la zona que se
beneficiará de la energía, se determina una longitud para la línea de
conexión de 500 m, con un costo unitario de 12000 USD/km, como se
presenta en la tabla 7.6.
Tabla 7.6.
Costos de líneas de conexión
Planta
Requerimiento (km)
Costo Unitario (USD/km)
Costo Total (USD)
DD
0.5
12,000
6,000
DFO
0.5
12,000
6,000
DBIO
0.5
12,000
6,000
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Campamentos y oficinas: Este ítem no aplica para la planta diesel, debido
a que la ubicación cerca de la zona a atender y el bajo número de personas
requeridas para la construcción hacen posible el ofrecer alternativas de
alojamiento temporal.
7.7.1.4
Obras civiles:
En este ítem se consideran los costos de la infraestructura física requerida para
la operación de la planta diesel, que dependen en gran medida del combustible
a utilizar, debido a las mayores exigencias que tiene el Fuel Oil sobre el ACPM
y el biodiesel.
Edificio central: Estructura que alberga la casa de máquinas y la mayoría
de los equipos, grupo electrógeno y equipos auxiliares para la operación de
la planta, sistema de tratamiento del combustible (Fuel Oil), sistemas de
enfriamiento, sistema de aire comprimido, sistema de recuperación de calor
(en el caso de operar con Fuel Oil), bombas de aceite, taller y bodega,
administración, equipos de control y otros servicios auxiliares.
Patio de combustibles
Laboratorio químico: Para el análisis del combustible y el aceite
Instalaciones de planta contraincendio
Sistema de tratamiento de agua
Varios: Incluye otras obras civiles menores tales como obras de drenaje y
protección, estacionamientos, señalización, etc.
El costo global de las obras civiles se basa en valores del estudio de la
UPME [10]. Estos costos se presentan en la Tabla 7.7, discriminados según
la planta tipo.
Tabla 7.7.
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Costo global de obras civiles
Planta tipo
USD
DD
212,537
DFO
647,978
DBIO
212,537
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7.7.1.5
Ítems importados
Para esta tecnología los ítems importados incluyen el grupo electrógeno y los
equipos auxiliares, de la siguiente manera:
Grupo electrógeno: Incluye el motor, el generador y los equipos de control.
Equipos auxiliares: Incluyen las bombas requeridas para el funcionamiento
de los sistemas auxiliares, la depuradora centrífuga de aceite, el sistema
contraincendio, el sistema de aire comprimido, etc.
Equipos auxiliares para operar con Fuel Oil: En el caso de operar con
Fuel Oil, se requieren además la depuradora centrífuga y el viscosímetro
para el combustible, así como el grupo electrógeno de arranque.
El cálculo del costo medio de estos equipos es basado en información del
estudio de la UPME [10]. No se considera impuesto sobre ventas (IVA), ya que
el literal e del artículo 6° de la ley 223/95 exime la importación temporal de
maquinaria pesada para industrias básicas, siempre y cuando dicha maquinaria
no se produzca en el país, y dentro de las industrias básicas considera a las de
generación y transmisión de energía. Así mismo, la partida 8408.90.20.00 del
Arancel Armonizado de Colombia dice que el arancel para motores de
encendido por compresión de potencia superior a 130 kW, y que no sean para
propulsión de barcos ni de vehículos terrestres, es de 0%.
En la Tabla 7.8 se presentan los costos globales máximo, medio y mínimo de
los equipos importados requeridos para la operación con cada una de las
plantas tipo; en donde los costos denominados de equipos planta diesel
incluyen tanto el grupo electrógeno como los equipos auxiliares, sin incluir los
equipos auxiliares requeridos para la operación con fuel oil, que se tienen en
cuenta en el segundo ítem.
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Tabla 7.8.
Costo de los equipos importados
Valor medio y máximo
Planta
DD
FOB
USD/kW
USD
Equipos Planta Diesel
170
340,617
Equipos Aux. para operar con FO6
0
0
Total
340,617
Equipo
Equipos Planta Diesel
DFO Equipos Aux. para operar con FO6
Total
170
341
Equipos Planta Diesel
DBIO Equipos Aux. para operar con FO6
Total
170
0
TS
%
0.04
0.04
A IVA AC
FS I
Total
% %
%
% % USD/kW
USD
0 0 0.011 0.02 1
267
533,176
0 0 0.011 0.02 1
0
0
267
533,176
340,617 0.04 0
681,234 0.04 0
1,021,850
340,617
0
340,617
0.04 0
0.04 0
0 0.011 0.02 1
0 0.011 0.02 1
0 0.011 0.02 1
0 0.011 0.02 1
267
533,176
533.18 1,066,352
799.76 1,599,528
267
0
267
533,176
0
533,176
Valor mínimo
Planta
DD
FOB
USD/kW
USD
Equipos Planta Diesel
153
306,555
Equipos Aux. para operar con FO6
0
0
Total
306,555
Equipo
TS
%
0.04
0.04
A IVA AC
FS I
Total
% %
%
% % USD/kW
USD
0 0 0.011 0.02 1
240
479,858
0 0 0.011 0.02 1
0
0
240
479,858
Equipos Planta Diesel
DFO Equipos Aux. para operar con FO6
Total
153
322
306,555
643,766
950,321
0.04 0
0.04 0
0 0.011 0.02 1
0 0.011 0.02 1
Equipos Planta Diesel
DBIO Equipos Aux. para operar con FO6
Total
170
0
340,617
0
340,617
0.04 0
0.04 0
0 0.011 0.02 1
0 0.011 0.02 1
Donde:
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TS: Transporte y seguros (%[FOB])
A: Arancel (%[FOB])
IVA: Impuesto sobre las ventas (%[FOB+TS])
AC: Aduanas y comisiones (%[FOB+TS+A+IVA])
FS: Transporte nacional y seguros (%[FOB+TS+A+IVA+AC])
I: Instalación (materiales y mano de obra, %[FOB])
7.23
240
479,858
503.85 1,007,703
743.78 1,487,561
267
0
267
533,176
0
533,176
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7.7.1.6
Inversiones ambientales
En este rubro se incluyen los estudios previos e inversiones iniciales en el área
ambiental, no se incluyen los planes de manejo. Se asume como el 0.6% de la
inversión total. En la Tabla 7.9 se presentan estos costos, discriminados según
la planta tipo.
Tabla 7.9.
7.7.1.7
Costo de las inversiones ambientales
Planta
% Inversión
Costo Total (USD)
DD
0.60%
4,531
DFO
0.60%
13,542
DBIO
0.60%
4,531
Ingeniería
Considera los costos de diseño, interventoría y administración técnica y
ambiental durante la construcción del proyecto. El valor se calcula como el 15%
de la suma de los costos nacionales, importados y ambientales, y es
presentado para cada planta tipo en la Tabla 7.10.
Tabla 7.10. Costo de las inversiones en ingeniería
7.7.1.8
Planta
% Inversión
Costo Total (USD)
DD
15%
113,437
DFO
15%
340,057
DBIO
15%
113,437
Imprevistos
Imprevistos obras civiles: Se estiman como el 15% del costo total de las
obras civiles.
Imprevistos equipos: Estos imprevistos se estiman como el 5% del costo
total de los equipos, con el fin de considerar eventuales desviaciones en el
proceso de trámite, traslado e instalación de los equipos.
En la Tabla 7.11 se presentan los costos debidos a estas dos clases de
imprevistos.
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7.24
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Tabla 7.11. Costo de los imprevistos
Construcción
Planta
Equipos
% Inversión
Costo Total (USD)
% Inversión
Costo Total (USD)
DD
15%
33,460
5%
26,659
DFO
15%
100,128
5%
79,976
DBIO
15%
33,460
5%
26,659
7.7.1.9
Financieros preoperativos
Es el sobrecosto dado por la escalación de los costos durante el período de
construcción. Para un período de instalación de 6 meses se determina este
valor como el 2% de la suma de los costos de inversión, de ingeniería e
imprevistos, presentado en la Tabla 7.12.
Tabla 7.12. Costos financieros preoperativos
Planta
Construcción (Años)
Costo Total (USD)
DD
0.5
18,666
DFO
0.5
55,814
DBIO
0.5
18,666
7.7.1.10 Ley preoperativos
Se incluyen todos los cargos de ley que aplican durante el periodo de
construcción, como se presenta en la Tabla 7.13.
Tabla 7.13. Costos de ley preoperativos
Fondo especial municipal
Planta
Predial preoperativo
Sobretasa al predial
% Predial
Costo Total
(USD)
% Avalúo
Costo Total
(USD)
% Inversión
Costo Total
(USD)
DD
40%
1,400
0.36%
6
0.25%
2
DFO
40%
1,400
0.36%
6
0.25%
2
DBIO
40%
1,400
0.36%
6
0.25%
2
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7.7.2 Costos Operativos
7.7.2.1
Administración, operación y mantenimiento (AOM) Componente
fija
Corresponde a los costos de funcionamiento de la empresa de generación,
expresados en forma global (US$/ año). A partir de la experiencia del consultor
se adoptó un valor de 15 USD/kW-año para este ítem (ver Tabla 7.14).
Tabla 7.14. Costos AOM componente fija
Planta
Costo unitario (USD/kWaño)
Cantidad (kW)
Costo Total (USD/año)
DD
15
2,000
30,000
DFO
15
2,000
30,000
DBIO
15
2,000
30,000
7.7.2.2
Administración, operación y mantenimiento (AOM) Componente
variable
Corresponde a un componente producto de la operación de la empresa de
generación, expresado en forma global (US$/ año). Este componente es
característico de cada región, y depende en parte del costo del combustible y
del lubricante en dicha región. El valor es calculado a partir de datos del estudio
de la UPME [10] y del estudio realizado para Fedepalma [8]. En la Tabla 7.15 se
presentan estos valores para cada una de las regiones definidas dentro de las
zonas no interconectadas.
Debido a que tanto el costo de los combustibles como el del lubricante tienen
un valor mínimo y uno máximo (que en el caso de los combustibles fósiles y el
lubricante es en cada región, y en el caso del biodiesel es en general), los
costos AOM variables también tienen un valor mínimo y uno máximo para cada
región. En la Tabla 7.17 se presentan estos valores.
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Tabla 7.15. Costo medio AOM componente variable
Planta DD
Zona
Planta DFO
Costo unitario Costo total Costo unitario
(USD/kW-año) (USD/año) (USD/kW-año)
Planta DBIO
Costo total
(USD/año)
Costo unitario
(USD/kW-año)
Costo total
(USD/año)
Zni01
188.57
377,135
168.20
336,401
191.61
383,216
Zni02
188.57
377,135
168.20
336,401
191.61
383,216
Zni03
159.48
318,966
147.53
295,052
167.60
335,200
Zni04
183.99
367,986
165.58
331,165
188.21
376,430
Zni05
189.19
378,384
170.49
340,977
193.24
386,474
Zni06
161.86
323,710
150.21
300,420
No Aplica
No Aplica
Zni07
173.56
347,128
161.93
323,864
181.88
363,754
Zni08
171.57
343,136
142.15
284,291
No Aplica
No Aplica
Zni09
174.18
348,358
159.85
319,703
No Aplica
No Aplica
Zni10
174.52
349,047
158.30
316,604
180.07
360,133
Zni11
209.24
418,476
188.84
377,682
212.26
424,521
Zni12
188.35
376,695
170.84
341,686
193.12
386,232
Tabla 7.16. Costo mínimo y máximo AOM variable (USD/año)
Planta DD
Planta DFO
Planta DBIO
Zona
Valor
Mínimo
Valor
Máximo
Valor
Mínimo
Valor
Máximo
Valor
Mínimo
Valor
Máximo
Zni01
1,087,716
3,056,432
672,334
1,775,777
242,280
517,612
Zni02
1,087,716
3,056,432
672,334
1,775,777
242,280
517,612
Zni03
1,111,559
2,246,119
666,210
1,373,026
202,686
521,435
Zni04
1,146,707
2,820,468
701,357
1,659,684
241,349
521,336
Zni05
1,141,686
2,840,552
696,336
1,679,768
235,825
543,429
Zni06
1,162,170
2,165,781
707,231
1,292,688
No Aplica
No Aplica
Zni07
987,058
1,856,525
637,605
1,175,226
276,362
514,137
Zni08
1,308,365
2,256,960
521,897
716,380
No Aplica
No Aplica
Zni09
1,694,989
3,317,502
972,976
1,916,976
No Aplica
No Aplica
Zni10
1,482,973
2,840,552
915,115
1,679,768
342,164
543,429
Zni11
1,402,756
2,052,321
837,535
1,251,150
259,718
466,228
Zni12
1,176,834
2,019,176
731,484
1,194,031
274,488
377,111
C-I-1759-00-01
Abril de 2005
7.27
REPUBLICA DE COLOMBIA
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
7.7.2.3
Mantenimiento de líneas
El costo de mantenimiento de las líneas se define como el 2% del costo de las
líneas, y es presentado en la Tabla 7.17.
Tabla 7.17. Costo mantenimiento de líneas
7.7.2.4
Planta
% Costo líneas
Costo Total (USD/año)
DD
2.00%
120
DFO
2.00%
120
DBIO
2.00%
120
Mantenimiento de vías
El costo del mantenimiento de las vías se define como el 3% del costo de las
vías, como se presenta en la Tabla 7.18. Debido a que el costo de las vías tiene
un valor mínimo, uno medio y uno máximo, también lo tiene el costo de
mantenimiento de las vías; en la Tabla 7.19 se presentan estos costos.
Tabla 7.18. Costo mantenimiento de vías
Planta
% Costo vías
Costo Total (USD/año)
DD
3.00%
0
DFO
3.00%
0
DBIO
3.00%
0
Tabla 7.19. Costo mantenimiento de vías mínimo, medio y máximo
Planta
C-I-1759-00-01
Abril de 2005
Costo Total (USD/año)
Mínimo
Medio
Máximo
DD
0
0
7,518
DFO
0
0
7,518
DBIO
0
0
7,518
7.28
REPUBLICA DE COLOMBIA
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
7.7.2.5
Combustible
Corresponde a los gastos por consumo de combustible y su transporte hasta el
sitio de operación, y es característico de cada región seleccionada. Para los
combustibles fósiles el valor se basa en el estudio de la UPME [10], y para el
biodiesel el valor se basa en el estudio realizado para FEDEPALMA [8], así
como en el estudio de UPME [3].
Plantas DD y DFO
A partir del costo promedio del combustible en $/gal, y conociendo que la
densidad del ACPM es de 3.2 kg/gal, y la del Fuel Oil es de 3.44 kg/gal, se
obtiene el costo de estos combustibles en $/kg. En la Tabla 7.20 se
presenta el costo promedio del ACPM y del Fuel Oil, para cada una de las
12 zonas definidas dentro de la zona no interconectada, en el Capítulo 3.
El consumo específico promedio de combustible, para la operación de las
plantas de 2000 kW, es de 0.200 kg/kWh; tomando este valor como
referencia se puede obtener el costo del combustible en $/kWh, que puede
ser convertido a USD/kWh. Si se tiene en cuenta la operación por 24 horas
con un factor de servicio de 0.7, se obtiene el costo de combustible en
USD/año.
Tabla 7.20. Costo del combustible para una planta diesel
Zona
C-I-1759-00-01
Abril de 2005
Costo en $/gal
Costo en $/kg
ACPM
Fuel Oil
ACPM
Fuel Oil
Zni01
4822.62
2757.24
1507.07
801.52
Zni02
4822.62
2757.24
1507.07
801.52
Zni03
3791.40
2167.66
1184.81
630.13
Zni04
4582.75
2620.10
1432.11
761.66
Zni05
4618.61
2640.60
1443.32
767.62
Zni06
3753.18
2145.81
1172.87
623.78
Zni07
3751.56
2144.88
1172.36
623.51
Zni08
3949.84
1260.20
1234.33
366.34
Zni09
4082.13
2333.88
1275.66
678.45
Zni10
4314.36
2466.65
1348.24
717.05
Zni11
4826.29
2759.34
1508.22
802.13
Zni12
4471.63
2556.57
1397.38
743.19
7.29
REPUBLICA DE COLOMBIA
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
Planta DBIO
Se toma como valor de referencia el costo del biodiesel dado por el Estudio
sobre la prefactibilidad técnica y económica de la producción en Colombia
de los derivados del aceite crudo de palma como carburantes para motores
de ciclo diesel [8], de 2 USD/gal, cuyo cálculo se presenta en la Tabla 7.21
y tiene en cuenta la exención de impuestos dada por la Resolución 3000 del
19 de Mayo de 2003 del Ministerio de Transporte. Asumiendo que dicho
costo es independiente de la ubicación de la planta (siempre y cuando la
planta este ubicada sobre una zona apta para el cultivo de la palma
africana), y teniendo en cuenta el costo del ACPM en cada una de las
regiones definidas dentro de las ZNI, exceptuando las regiones Zni06, Zni
08 y Zni09 (pues no aplican para la producción de biodiesel), se toman los
valores presentados en la Tabla 7.22 como los costos de combustible para
la operación de la planta DBIO.
Tabla 7.21. Estructura de precio del biodiesel de aceite de palma [8].
Concepto
USD/Galón
Precio equivalente de biodiesel en planta extractora
1.8968
Transporte desde la zona más cercana
0.0046
Impoventas
0
Impuesto global
0
Precio al mayorista
1.9414
Márgen mayorista
0.0611
Precio central de abastos
2.0025
En las Tablas 7.23, 7.24 y 7.25 se presenta un resumen de los costos de
combustible para cada una de las plantas tipo, teniendo en cuenta los
valores medio, máximos y mínimos respectivos. Los valores máximos y
mínimos de los combustibles fósiles son definidos a partir de los registros
para cada zona del estudio de la UPME [10]. Para el caso del biodiesel, se
asume el valore máximo como el mismo valor medio, al asumir que no se
estará dispuesto a pagar más que un costo ya definido (el valor medio), y el
valor mínimo se toma como 1.31 USD/gal, valor de referencia obtenido a
partir del precio dado en el estudio de la UPME [3].
C-I-1759-00-01
Abril de 2005
7.30
REPUBLICA DE COLOMBIA
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
Tabla 7.22. Costo del combustible para la planta DBIO, mezcla 30%
biodiesel 70% diesel
Zona
Zni01
Zni02
Zni03
Zni04
Zni05
Zni06
Zni07
Zni08
Zni09
Zni10
Zni11
Zni12
ACPM
USD/año
1,060,788
1,060,788
833,959
1,008,025
1,015,914
No Aplica
825,197
No Aplica
No Aplica
948,990
1,061,596
983,583
Biodiesel
USD/año
471,345
471,345
471,345
471,345
471,345
No Aplica
471,345
No Aplica
No Aplica
471,345
471,345
471,345
Costo Total combustible
USD/año
USD/kWh
1,532,133
0.12493
1,532,133
0.12493
1,305,304
0.10643
1,479,370
0.12063
1,487,258
0.12127
No Aplica
No Aplica
1,296,542
0.10572
No Aplica
No Aplica
No Aplica
No Aplica
1,420,335
0.11581
1,532,941
0.12500
1,454,928
0.11863
Tabla 7.23. Costo medio combustible
Zona
Zni01
Zni02
Zni03
Zni04
Zni05
Zni06
Zni07
Zni08
Zni09
Zni10
Zni11
Zni12
Planta DD
C. unitario
Costo total
(USD/kWh)
(USD/año)
0.12057
1,478,615
0.12057
1,478,615
0.09478
1,162,442
0.11457
1,405,070
0.11547
1,416,065
0.09383
1,150,725
0.09379
1,150,229
0.09875
1,211,021
0.10205
1,251,580
0.10786
1,322,782
0.12066
1,479,742
0.11179
1,371,001
C-I-1759-00-01
Abril de 2005
Planta DFO
C. unitario Costo total
(USD/kWh) (USD/año)
0.06412
786,391
0.06412
786,391
0.05041
618,236
0.06093
747,276
0.06141
753,124
0.04990
612,005
0.04988
611,741
0.02931
359,420
0.05428
665,644
0.05736
703,512
0.06417
786,990
0.05946
729,157
7.31
Planta DBIO
C. unitario Costo total
(USD/kWh) (USD/año)
0.12493
1,532,133
0.12493
1,532,133
0.10643
1,305,304
0.12063
1,479,370
0.12127
1,487,258
No Aplica
No Aplica
0.10572
1,296,542
No Aplica
No Aplica
No Aplica
No Aplica
0.11581
1,420,335
0.12500
1,532,941
0.11863
1,454,928
REPUBLICA DE COLOMBIA
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
Tabla 7.24. Costo mínimo combustible
Planta DD
Planta DFO
Planta DBIO
Zona
Costo
unitario
(USD/kWh)
Costo total
(USD/año)
Costo
unitario
(USD/kWh)
Costo total
(USD/año)
Costo
Costo total
unitario
(USD/año)
(USD/kWh)
Zni01
0.06890
844,962
0.03664
449,387
0.07441
912,566
Zni02
0.06890
844,962
0.03664
449,387
0.07441
912,566
Zni03
0.07349
901,292
0.03909
479,346
0.07771
952,979
Zni04
0.07349
901,292
0.03909
479,346
0.07771
952,979
Zni05
0.07349
901,292
0.03909
479,346
0.07771
952,979
Zni06
0.07496
919,318
0.03987
488,933
No Aplica
No Aplica
Zni07
0.05879
721,034
0.03127
383,477
0.06716
823,658
Zni08
0.08819
1,081,551
0.02931
359,420
No Aplica
No Aplica
Zni09
0.11590
1,421,338
0.06164
755,928
No Aplica
No Aplica
Zni10
0.09227
1,131,573
0.04907
601,819
0.09118
1,118,187
Zni11
0.09186
1,126,615
0.04886
599,182
0.09089
1,114,630
Zni12
0.07349
901,292
0.03909
479,346
0.07771
952,979
Tabla 7.25. Costo máximo del combustible
Planta DD
Planta DFO
Planta DBIO
Zona
Costo
unitario
(USD/kWh)
Costo total
(USD/año)
Costo
unitario
(USD/kWh)
Costo total
(USD/año)
Zni01
0.20210
2,478,554
0.10749
1,318,201
0.18342
2,249,509
Zni02
0.20210
2,478,554
0.10749
1,318,201
0.18342
2,249,509
Zni03
0.13963
1,712,455
0.07426
910,757
0.13861
1,699,894
Zni04
0.18373
2,253,231
0.09771
1,198,364
0.17024
2,087,857
Zni05
0.18373
2,253,231
0.09771
1,198,364
0.17024
2,087,857
Zni06
0.13963
1,712,455
0.07426
910,757
No Aplica
No Aplica
Zni07
0.11024
1,351,939
0.05863
719,019
0.11752
1,441,252
Zni08
0.14257
1,748,507
0.02931
359,420
No Aplica
No Aplica
Zni09
0.22047
2,703,877
0.11726
1,438,037
No Aplica
No Aplica
Zni10
0.18373
2,253,231
0.09771
1,198,364
0.17024
2,087,857
Zni11
0.12861
1,577,262
0.06840
838,855
0.13070
1,602,904
Zni12
0.13228
1,622,326
0.07035
862,822
0.13334
1,635,234
C-I-1759-00-01
Abril de 2005
7.32
Costo
Costo total
unitario
(USD/año)
(USD/kWh)
REPUBLICA DE COLOMBIA
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
7.7.2.6
Manejo ambiental
En este punto se consideran los costos de los planes de manejo ambiental y de
las medidas necesarias para cubrir contingencias en esa área. Este costo es
presentado en la Tabla 7.26, y corresponde al 0.14% de la suma de los costos
de inversión, de ingeniería e imprevistos.
Tabla 7.26. Costo del manejo ambiental
7.7.2.7
Planta
% Inversión
Costo Total (USD/año)
DD
0.14%
1,064
DFO
0.14%
3,179
DBIO
0.14%
1,064
Seguros
Corresponde a los gastos por pago de seguros varios que el proyecto deberá
asumir anualmente, para la normal cobertura de riesgos considerados en los
diferentes proyectos. Este rubro, que puede ser estimado como el 0.6% de los
costos directos de inversión, se expresa en US$ y se aplica anualmente durante
la vida útil del proyecto. Es presentado en la Tabla 7.27.
Tabla 7.27. Costo de seguros
Planta
7.7.2.8
% [Equipos + 0.5 (Infraestructura + Obras)] Costo Total (USD/año)
DD
0.6%
3,855
DFO
0.6%
11,559
DBIO
0.6%
3,855
Cargos de ley operativos
Incluye todos los cargos de ley aplicables durante la operación del proyecto,
como el impuesto de industria y comercio, impuesto predial, transferencias del
sector eléctrico, etc. Se presenta en las Tablas 7.28 y 7.29.
C-I-1759-00-01
Abril de 2005
7.33
REPUBLICA DE COLOMBIA
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
Tabla 7.28. Costo de cargos de ley operativos
Planta
Industria y comercio
USD/kW-año
Transfer. del sector eléctrico
Costo Total (USD/año) USD/kWh-año Costo Total (USD/año)
DD
0.12
236
0.00074
9,060
DFO
0.12
236
0.00074
9,060
DBIO
0.12
236
0.00074
9,060
Tabla 7.29. Costo de cargos de ley operativos
Impuesto predial
Planta
Ley eléctrica
%
Costo Total
(USD/año)
% Costo total AOM
Costo Total (USD/año)
DD
0.6%
13
1.0%
4,071
DFO
0.6%
13
1.0%
3,664
DBIO
0.6%
13
1.0%
300
C-I-1759-00-01
Abril de 2005
7.34
REPUBLICA DE COLOMBIA
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
7.8
REFERENCIAS
[1]
Universidad de Antioquia, Universidad Nacional de Colombia sede
Medellín e Interquim S.A. Diciembre de 2003. Proyecto de investigación
“Optimización del Proceso de Obtención de Biodiesel de Aceite de
Palma”. Financiado por Conciencias.
[2]
www.fedepalma.org. Febrero de 2005.
[3]
UPME. Julio de 2003. Potencialidades de los cultivos energéticos y
residuos agrícolas en Colombia. DOCUMENTO N°: ANC-631 – 03,
UPME. Estudio realizado por AENE CONSULTORIA.
[4]
Ministerio del Medio Ambiente de Colombia / CIM
[5]
AGUDELO, J.R.; BENJUMEA, P.N. Biodiesel de aceite de palma: una
alternativa para el desarrollo del país y para la autosuficiencia energética
nacional. Revista Nº 28 Facultad de Ingeniería Universidad de Antioquia.
[6]
CHANG et al. 1997. Fuel properties and Engine Performance for
Biodiesel Prepared from Modified Feedstocks. SAE paper 971684.
Universidad del Estado de Iowa. p. 153-172.
[7]
Enguídanos, M et al. May 2002. Techno-economic analysis of Bio-diesel
production in the EU: A short summary for decision-makers. Joint
Research Centre. European Commission. Institute for Prospective
Technological Studies.
[8]
FEDEPALMA. Agosto de 2004. Estudio Sobre la Prefactibilidad Técnica y
Económica de la Producción en Colombia de los Derivados del Aceite
Crudo de Palma como Carburantes para Motores de Ciclo Diesel.
Estudio realizado por Infante V, A.
[9]
Infante V, A. Proyecto de siembra en el Sur de Bolívar. Mayo 2004.
[10]
UPME. 2000. Establecimiento de un Plan Estructural, Institucional y
Financiero, que Permita el Abastecimiento Energético de las Zonas No
Interconectadas, con Participación de las Comunidades y el Sector
Privado. Estudio realizado por AENE y HAGLER BAILLY.
[11]
http://www.ecopetrol.com.co. Enero del 2005.
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Abril de 2005
7.35
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TABLA DE CONTENIDO
Página
8.
GENERACIÓN ELÉCTRICA EÓLICA
8.1
8.1
DESCRIPCIÓN GENERAL
8.1
8.2
CAMPO DE APLICACIÓN
8.10
8.3
RECURSO ENERGÉTICO EN EL PAÍS
8.11
8.4
REGIONALIZACIÓN
8.14
8.5
TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA
8.15
8.6
PLANTAS TÍPICAS
8.17
8.7
ESTRUCTURA GENERAL DE COSTOS DE GENERACIÓN
8.18
8.7.1
Costos Preoperativos
8.18
8.7.2
Costos Operativos
8.22
8.8
BIBLIOGRAFÍA
8.25
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LISTA DE TABLAS
Página
Tabla 8.1. Escala de vientos de Beaufort [6]
Tabla 8.2. Aerogeneradores representativos de gran potencia
encontrados en el mercado
Tabla 8.3. Costos unitarios de las fundaciones del aerogenerador
Tabla 8.4. Costo total de fundaciones y plazoleta de maniobras
8.7
8.8
8.19
8.20
LISTA DE FIGURAS
Página
Figura 8.1
Figura 8.2
Figura 8.3
Figura 8.4
Aerogeneradores tipo Savonius
Aerogenerador de eje vertical tipo Darrieus
Aerogenerador de eje horizontal
Diagrama de conversión de energía de un
Aerogenerador
Figura 8.5 Parques eólicos marinos en Dinamarca
Figura 8.6 Energía eólica bruta disponible en una región según la
frecuencia de vientos y la curva de potencia de un
aerogenerador
Figura 8.7 Evolución de la potencia por aerogenerador
Figura 8.8 Capacidad Mundial de Energía Eólica instalada por año
Figura 8.9 Capacidad Mundial de Energía Eólica instalada
acumulada
Figura 8.10 Mapa de velocidad de vientos para Colombia [7]
Figura 8.11 Mapa de velocidad de vientos para Colombia
Figura 8.12 Regionalización de potencial de energía eólica para
Colombia. Velocidad mínima de viento aprovechable 4
m/s.
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Abril de 2005
8.2
8.3
8.3
8.4
8.4
8.6
8.8
8.9
8.9
8.12
8.13
8.16
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8. GENERACIÓN ELÉCTRICA EÓLICA
8.1
DESCRIPCIÓN GENERAL
La energía que contiene el viento puede ser cuantificada por la energía cinética
de la masa en movimiento con densidad
desplazándole a una velocidad
uniforme v. Esta energía por unidad de tiempo expresa la potencia del viento
circulando a través de un área transversal A, así:
1
V 3A
2
Pviento
Donde:
Pviento:
:
potencia en el viento [Watts]
3
densidad del aire (1.2 Kg/m condiciones estándar)
v:
velocidad no perturbada del viento [m/s]
A:
área transversal al campo de flujo uniforme de viento [m 2]
La máxima energía extraíble de viento que se puede convertir en energía
mecánica con el empleo de aerogeneradores esta dada como máximo
16/27= 59.26%, el cual se conoce como límite de Betz. Así, la potencia
extraíble con un aerogenerador viene dada por la siguiente ecuación.
P
C p Pviento
Donde:
P:
Potencia del aerogenerador [Watts],
Cp:
Coeficiente de potencia. (Máximo límite dado por Betz 16/27)
:
Pviento
Eficiencia global de conversión mecánica y eléctrica
Potencia en el viento [Watts]
El viento en su potencial de conversión de energía puede ser transformado en
energía de rotación por medio de dos principios básicos, el arrastre y la
sustentación aerodinámica. Debido al tamaño constructivo de estos sistemas,
el primero es adecuado para aerogeneradores de poca potencia. Un
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aerogenerador representativo de esta familia es el del tipo Savonius, ver Figura
8.1.
Figura 8.1
Aerogeneradores tipo Savonius
Fuente: www.solener.com/ savonius.jpg y www.iwr.de/wind/ tech/bilder/VERT_ROT.JPG
La segunda clase de aerogeneradores funcionan bajo el principio de
conservación de momento lineal y tienen las aspas diseñadas para rotar con
base en sustentación aerodinámica. Los aerogeneradores con aspas bajo el
principio de sustentación aerodinámica pueden ser de eje vertical o de eje
horizontal, estos se muestran en las Figuras 8.2 y 8.3.
Los aerogeneradores de eje horizontal se encuentran orientados comúnmente a
barlovento, en dirección del rotor frente al viento, esto es, el viento primero pasa
por el rotor y luego por la torre. La otra orientación es a sotavento, la cual ya no
es muy común. Igualmente el número de palas que esta siendo mas
extendidamente empleado es tres (tripala) aunque existen igualmente
aerogeneradores con dos palas (bipala) y una pala (monopala).
Una vez se dispone de la energía en forma de par de giro mecánico en el eje
del rotor, es multiplicada en la caja de engranajes, convertida en energía
eléctrica a través de un generador y transferida a la red para transporte o el
sistema de conexión para almacenamiento en baterías y consumo local. El
diagrama de conversión de un aerogenerador se aprecia en la Figura 8.4.
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8.2
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Figura 8.2
Aerogenerador de eje vertical tipo Darrieus
Fuente: www.elektrownie.tanio.net/ nietypowe.html y www.infoeolica.com.
Figura 8.3
Aerogenerador de eje horizontal
Fuente: www.infoeolica.com. y RETScreen™ - Pre-Feasibility Analysis Model, Wind Energy
Power
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8.3
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Viento
Rotor
Multiplicador
Control Pitch y
Yaw
Generador
Switchgear
Electric.
Convertidor
Frenos
Circuito lógico
Estado del
viento
Figura 8.4
Estado de la
turbina
Alarma de
fallas
Diagrama de conversión de energía de un Aerogenerador
Los aerogeneradores pueden ser emplazados en forma unitaria o distribuidos
en planta comúnmente llamados parques eólicos o granjas eólicas, según el
tipo de potencia nominal que se requiera, ver Figura 8.5.
Figura 8.5
Parques eólicos marinos en Dinamarca
Fuente: www.eia.es/windtour/docs/Tg_Images.pdf
Antes de comenzar un proyecto eólico de generación se debe evaluar la
disponibilidad y calidad del recurso. La primera fuente de información para este
análisis son los mapas de vientos disponibles a través de la UPME y los datos
de estaciones meteorológicas del país del IDEAM.
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8.4
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La medición del recurso eólico se puede realizar con la instalación de una torre
de medición a 10 metros de altura, la cual debe contener un anemómetro, una
veleta, un termómetro y un medidor de humedad relativa (higrógrafo). El
recurso eólico también puede ser medido con equipos más sofisticados como lo
es un SODAR (sonic detection and ranking) a un mayor costo.
La frecuencia de ocurrencia de vientos presenta generalmente una distribución
de probabilidad de Weibull, al multiplicar esta distribución de probabilidad por la
curva de potencia del aerogenerador se obtiene la energía disponible bruta que
el equipo de generación eólica suministrará, Figura 8.6. En la curva de potencia
de un aerogenerador se presenta una velocidad mínima “cut-in” a partir de la
cual el rotor comienza a girar, hasta llegar a un a velocidad nominal de
generación “rated” según el diseño del aerogenerador y una velocidad de
parada “cut-out” para la cual el aerogenerador de alguna forma sale del viento
por seguridad y no genera energía eléctrica.
La función de densidad de probabilidad de Weibull obedece a la siguiente
ecuación.
f v
Donde:
v
1
e
v/
v: velocidad del viento.
: Factor de forma de Weibull
: parámetro de escala de Weibull.
El factor de forma de Weibull es una medida de la variación de la variable en
estudio respecto a la media. En el caso de velocidad del viento, si este fluye a
velocidad uniforme con baja desviación estándar, el factor de forma es alto.
Caso contrario en condiciones inestables y de alta variabilidad de viento el
factor de forma es bajo. El factor de forma varía entre 1 y 4 para este caso.
El parámetro de escala puede ser calculado a partir de la velocidad media del
viento y el factor de forma . La energía producida será entonces calculada con
base en el diagrama de la figura 8.6 con la siguiente ecuación.
Vcut out
Energía T
P(v) f (v)dv
Vcut in
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8.5
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Número de horas
Velocidad m/s
Potencia Kw
vcut-in
vcut-ratedin
vcut-out
Velocidad m/s
Energía KWh
Velocidad m/s
Figura 8.6 Energía eólica bruta disponible en una región según la
frecuencia de vientos y la curva de potencia de un aerogenerador
El factor de planta de un sistema eólico será la energía real producida dividida
entre la energía que se generaría operando a la potencial nominal del equipo
durante el período de evaluación.
FP
Energía _ producida
Potencia _ nominal T
Para clasificar la magnitud de vientos existe una escala propuesta en 1805 por
Sir Francis Beaufort, almirante inglés, que actualmente es empleada inclusive
en navegación marítima. Ver Tabla 8.1.
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8.6
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Tabla 8.1.
Escala de vientos de Beaufort [6]
Efectos del viento
.
.
.
Escala
Beaufort
nudos
m/s
definición
En tierra
0
0
0
calma
el humo sube vertical
1
1-3
<2
ventolina
2
4-6
2-3
Suave
(brisa muy
débil)
El humo indica
dirección del viento
El viento se siente en
la cara y la banderola
se mueve
3
7-10
4-5
Leve (brisa
débil)
4
11-16
6-7
5
17-21
810
6
22-27
1113
7
28-33
1416
8
34-40
9
41-47
1720
2124
10
48-55
2528
Moderado
(brisa
moderada)
regular
(brisa
fresca)
fuerte
(brisa
fuerte)
Muy fuerte
(viento
fuerte)
temporal
(duro)
temporal
fuerte (muy
duro)
temporal
muy fuerte
11
56-63
2932
tempestad
12
>64
>33
temporal
huracanado
(huracán)
En la mar cerca de
la costa
En alta mar
los barcos no
gobiernan
Los barcos se
mueven
el viento infla las
velas de los barcos
la mar está como un
espejo
se forman rizos como
escamas sin espuma
Pequeñas olas, crestas de
apariencia vítrea, sin
romperse
Las hojas y las ramas
se mueven
Los barcos se
inclinan (3-4 nudos)
Se levantan papel y
polvo, las ramas más
finas se mueven
Empiezan a moverse
los árboles pequeños
viento manejable:
los barcos tienen las
velas bien inclinadas
Los barcos arrían
las velas
Pequeñas olas cuyas
crestas empiezan a
romper
Las olas se hacen más
largas. Borreguillos
numerosos.
Olas moderadas
alargadas.
Se mueven las ramas
grandes.
Los barcos ponen
dos manos de rizos
a la vela maestra
No circulan barcos
Se mueven los
árboles más grandes
es difícil andar
se rompen las ramas
de los árboles
Se levantan los
tejados
todos los barcos se
dirigen al puerto
-
Arranca árboles y
ocasiona daños en
los edificios
Daños graves a los
edificios y destrozos
-
Daños muy graves
-
-
Comienzan a formarse
olas grandes con . Las
crestas de espuma blanca
la espuma blanca de las
olas es arrastrada por el
viento
Olas de altura media y
más alargadas.
Grandes olas, espesas
estelas de espuma a lo
largo del viento
Olas muy grandes con
largas crestas en
penachos
Olas excepcionalmente
grandes (los buques de
pequeño y mediano
tonelaje pueden perderse
de vista).
El aire está lleno de
espuma y de rociones. La
mar está completamente
blanca debido a los
bancos de espuma. La
visibilidad es muy
reducida.
Desde la aparición de pequeños aerogeneradores a principios de siglo XX, el
comportamiento de la oferta tecnológica ha evolucionado hasta presentar
índices de competitividad en países desarrollados. En los años 80, con el
desarrollo de nuevos materiales, se pudieron ofertar aerogeneradores unitarios
del orden de kilovatios hasta megavatios en los años 90. Hoy en día se pueden
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encontrar equipos unitarios de gran capacidad, los principales fabricantes se
presentan en la Tabla 8.2, Los equipos se clasifican en on-shore y off-shore
según su diseño e instalación sea en tierra o en plataformas marinas,
respectivamente. La figura 8.7 muestra la evolución del aerogenerador.
Tabla 8.2.
Aerogeneradores representativos de gran potencia
encontrados en el mercado
Potencia
nominal KW
1500
2000
2300
2500
2700
3000
3600
4500
5000
Figura 8.7
Empresa oferente
Vestas, Fuhrländer, Lagerwey, Nordex, Repower
Dewind, Enercon, Gamesa Eólica, Lagerwey, Repower, Vestas
GE Wind, Nordex
GE Wind, Nordex, Fuhrländer
GE Wind,
Vestas
GE Wind (offshore)
Enercon
Repower (on-offshore)
Evolución de la potencia por aerogenerador
Fuente: www.infoeólica.com
En el mundo la evolución de la capacidad instalada por año desde 1990 y
proyectado hasta el 2012, se puede observar en la Figura 8.8 en forma unitaria
y en forma acumulada en la Figura 8.9.[11].
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8.8
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Figura 8.8
Figura 8.9
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Capacidad Mundial de Energía Eólica instalada por año
Capacidad Mundial de Energía Eólica instalada acumulada
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8.2 CAMPO DE APLICACIÓN
Como solución a la demanda de energía se deben distinguir los sistemas de
generación adecuados para cada caso en el contexto colombiano. Dentro de
las zonas no interconectadas son viables proyectos de baja potencia para
electrificación rural de una vivienda o un conjunto de ellas. En los cuales los
equipos de generación, conversión y almacenamiento de energía son
fácilmente transportables por las vías de acceso actuales, i.e. caminos de
herradura, vías no pavimentada, con lo cual no es necesario la construcción de
infraestructura adicional. Para este tipo de proyectos se pueden diferenciar dos
plantas típicas así con equipos de baja potencia.
1. EMCO: Eólica Micro con potencia nominal 1.5 Kw
2. EP: Eólica Pequeña con potencia nominal 20 Kw
Para generación de energía ecléctica con equipos de mediana potencia en
zonas interconectadas, se deberá disponer de vías de acceso adecuadas que
permitan el transito de transporte pesado, mezcladoras de concreto y grúa para
el montaje. En este caso se preferirá que el proyecto sea desarrollado en
cabeceras municipales o sitios donde exista un acceso previo. Se define para
este tipo de proyectos la siguiente planta típica.
3. EMDA: Eólica Mediana con potencia nominal 225 Kw
Para las zonas interconectas con la tecnología actual disponible y para el
contexto colombiano se emplearán equipos de gran potencia ubicados en forma
individual o conformando un parque eólico o conjunto de parques eólicos. Estos
proyectos se deberán desarrollar en zonas de alto potencial eólico donde exista
interconexión al sistema o se justifique por el mismo potencial la construcción
de la línea. Los equipos deberán ser seleccionados de tal forma que la potencia
nominal de los mismos coincida el mayor número de horas en el año con la
velocidad media de viento de lugar, para lograr así la mayor conversión de
energía y por lo tanto un alto factor de planta. Se define para este tipo de
proyectos la siguientes planta típicas.
4. EGS: Eólica a Gran Escala con potencia nominal 1.3 MW
5. PE: Parque Eólico con potencia nominal 19.5 MW
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8.3 RECURSO ENERGÉTICO EN EL PAÍS
Como primera fuente de información de vientos globales en Colombia existe
disponibilidad de mapas construidos con estaciones metereológicas ubicadas
en el país. En la Figura 8.10 se aprecia un mapa de velocidad de vientos
publicada por la UPME y el Ministerio de Minas y Energía [7].
Por su parte el IDEAM cuenta con mapas de la velocidad multianual de viento
entre los años 1961 y 1990 y actualmente se encuentra elaborando un mapa
actualizado donde se encontrarán las características de intensidad y frecuencia
de vientos para zona tradicionalmente potenciales como la Costa Norte
especialmente la Guajira, e incluirá adicionalmente mediciones en otras
regiones del país apoyado en 2600 estaciones ubicadas a lo largo del territorio
nacional. [8]
Con base en la herramienta SIPR se ha elaborado un mapa de velocidad de
vientos para Colombia, el cual se muestra en la Figura 8.11.
Es importante citar en este punto un artículo del estudio de vientos globales
para el país, extraído de “Guía para la utilización de la energía eólica para
generación de energía eléctrica” [5]:
“Colombia se encuentra bajo la influencia de los vientos alisios. Estos vientos
cubren casi todas las regiones dentro de los cinturones subtropicales de alta
presión y los ecuatoriales de baja presión. Entre Diciembre y Enero (solsticio
de verano en el hemisferio sur), los sistemas de presión y eólicos se desplazan
hacia el sur. El cinturón de baja presión alcanza su posición más meridional
hasta los 5° latitud sur. Como resultado de esto, desde los meses de Diciembre
a Marzo, las regiones del caribe, los Llanos Orientales y parte de la región
andina son influenciadas por los vientos alisios del noreste, los cuales
provienen del hemisferio norte y penetran casi todo el territorio colombiano sin
alcanzar el Ecuador. De una manera similar, el cinturón de baja presión
alcanza su posición más septentrional hasta los 12° latitud norte alrededor del
mes de Junio (verano en el hemisferio norte). Durante los meses siguientes
hasta septiembre, los vientos alisios del sur prevalecen en la cordillera oriental y
los Llanos Orientales. Como se puede observar ciertas regiones del país son
influenciadas por los dos sistemas de vientos alisios, dependiendo de la
estación del año.
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Figura 8.10 Mapa de velocidad de vientos para Colombia [7]
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Figura 8.11 Mapa de velocidad de vientos para Colombia
Fuente: SIPR
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Los vientos alisios del sur del caribe están presentes sobre la región caribe y el
valle del Atrato durante los primeros cuatro meses del año. Normalmente, la
presencia de los vientos alisios en esta región esta asociada con escasez de
lluvias. Los vientos en esta región son fuertes en las zonas planas del norte del
país. Sobre la Península de la Guajira, valores de la velocidad de viento de
superficie son típicamente altos (v.gr.: 8 - 9 m/s promedio anual de velocidad)
variando muy poco en dirección.
Otras regiones del país que presentan condiciones de viento interesantes para
explorar como recurso energético son los Santanderes, las zonas montañosas
del eje cafetero, en general, en las cercanías de los lagos como el lago Calima
en el Valle, así como algunas zonas desérticas como en Villa de Leiva y el
Huila.
Las cordilleras colombianas tienen gran influencia en el clima del país, no
solamente interfiriendo con los flujos atmosféricos, sino que debido a su
absorción y emisión efectiva de radiación solar, las cordilleras actúan como
fuentes y sumideros de calor generando su propio patrón de circulación
atmosférica (Pinilla, 1987). Los vientos en la región andina son suaves, de baja
velocidad y presentan predominantemente variaciones diurnas, independiente
de la estación del año. Sin embargo los vientos de valle - montaña y los vientos
anabaticos y catabaticos son normales y sus corrientes asociadas son muy
activas.
Los Llanos orientales, por su parte, presentan una climatología muy similar que
los llanos de Venezuela, donde información meteorológica es más amplia que la
que se obtiene en el IDEAM. En esta región se presentan corrientes de aire del
norte y del noreste durante la estación seca (Noviembre a Abril) y flujos del sursureste durante la parte lluviosa del año (abril a Octubre)” [5]
8.4 REGIONALIZACIÓN
Como parámetro fundamental para determinación de potencial energético del
viento, tanto para zonas interconectadas como las no interconectadas, se define
como mínimo una velocidad de viento de 4m/s para generación de energía
eléctrica. En la Figura 8.12 se distingue la regionalización por zonas
potencialmente aprovechables, donde se han suprimido las regiones dentro del
territorio nacional donde las velocidades de viento son inferiores a 4 m/s.
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Para cada departamento se tomará el punto de máxima velocidad promedio de
viento y se le asignará a todo el departamento dicho valor de velocidad
promedio.
La energía generada en una región se verá adicionalmente afectada por el valor
de altura sobre el nivel del mar, la cual modificará la densidad del sitio de
análisis. Una relación entre la densidad de aire atmosférico estándar y el nivel
de altura ha sido determinada a continuación con base en datos tabulados [16].
z = 3x10-9 z2 –1x10-4 z +1.225
Donde:
: densidad de aire atmosférico (Kg/m3)
z: altura sobre el nivel del mar (m)
Los mapas eólicos han sido construidos con datos puntuales de estaciones
meteorológicas, por lo que el incremento de velocidades promedio en un sitio
puede compensar la pérdida de potencia por densidad. Para Colombia las
regiones de alto potencial se encuentran en la costa norte, donde las
variaciones sobre el nivel del mar son insignificantes.
Para cada caso en particular un estudio de vientos en la región deberá ir
acompañado de mediciones directas o indirectas de la densidad para
determinar su potencial eólico real.
8.5 TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA
Básicamente las tecnologías de generación son las que se trataron en el
numeral 8.1 de la descripción general. Existen aerogeneradores de eje vertical
y los más comúnmente empleados en el mercado actual son los de eje
horizontal tripala a barlovento, sobre los cuales se definieron las plantas típicas
y la estructura de costos.
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Figura 8.12 Regionalización de potencial de energía eólica para Colombia.
Velocidad mínima de viento aprovechable 4 m/s.
Fuente: SIPR
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8.6 PLANTAS TÍPICAS
Con las tendencias actuales del mercado de equipos de generación de energía
eólica, se pueden definir cinco plantas típicas con Aerogenerador de eje
horizontal tripala a barlovento de regulación por pérdida y/o cambio de paso. Se
tienen equipos de baja potencia para zonas no interconectas con generador
sincrónico y almacenamiento en baterías. Estas plantas son la eólica micro y
eólica pequeña, cuyas potencias serán con equipos unitarios, según la oferta
tecnológica actual.
1. EMCO: Eólica Micro con potencia nominal 1.5 Kw
2. EP: Eólica Pequeña con potencia nominal 20Kw
Para generación de energía ecléctica con equipos de mediana o alta potencia
en zonas interconectadas, se deberá disponer de vías de acceso adecuadas
que permitan el transito de transporte pesado, mezcladoras de concreto y grúa
para el montaje, entre otros. En este caso se preferirá que el proyecto sea
desarrollado en cabeceras municipales o sitios donde exista un acceso previo.
Por el tipo de generador y el tamaño de la planta, las plantas con equipos de
mediana o alta potencia deberán estar conectadas al SIN, en tal caso serán
consideradas como plantas menores, ya que su capacidad instalada es menor a
20 MW, según resoluciones de la CREG 086/96 y 032/01. Se dispondrá
entonces de tres plantas menores, una con equipo mediano de 225 KW y dos
con equipos de alta potencia 1.3 MW y 19.5 MW, para esta última la potencia
será suministrada con 15 aerogeneradores de 1.3 MW. Así, se definen para
este tipo de proyectos la siguientes plantas típicas.
3. EMDA: Eólica Mediana con potencia nominal 225 Kw
4. EGS: Eólica a Gran Escala con potencia nominal 1.3 MW
5. PE: Parque Eólico con potencia nominal 19.5 MW
Proyectos que consideren las dos últimas plantas típicas deberán ser
desarrollados en zonas de alto potencial eólico donde exista interconexión al
sistema o se justifique por el mismo potencial la construcción de la línea. Los
equipos deberán ser seleccionados de tal forma que la potencia nominal de los
mismos coincida el mayor número de horas en el año con la velocidad media de
viento de lugar, para lograr así la mayor conversión de energía y por lo tanto un
alto factor de planta.
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8.7 ESTRUCTURA GENERAL DE COSTOS DE GENERACIÓN
8.7.1 Costos Preoperativos
8.7.1.1 Estudios e investigaciones
Para este recurso se debe realizar un estudio de vientos de por lo menos 1 año,
con instrumentos de torre (anemómetro y veleta) o equipos en tierra de tipo
Sodar (sonic detection and ranking). Es buena base de partida los datos de
estaciones metereológicas y mapas de vientos suministrados por el IDEAM y la
UPME. La evaluación del recurso eólico corresponde aproximadamente al 1%
del valor del aerogenerador como equipo principal, calculado según datos de
referencia [3].
8.7.1.2
Predios
Incluye el costo del terreno de la planta o de las servidumbres requeridas para
instalaciones y líneas de transmisión. Para el cálculo de este ítem se
determinan las áreas en hectáreas requeridas para cada tecnología y planta
típica y se define un costo unitario por hectárea. Para los equipos de baja y
mediana potencia, las primeras tres plantas típicas, el terreno será el propio del
emplazamiento de los aerogeneradores. Para las otras dos plantas típicas de
mayor potencia se puede hablar de un promedio de 0.26 Hectáreas por
megavatio instalado, según el parque piloto Jepirachi [4]. Es posible considerar
costos unitarios de predios (USD3.500/ha) uniformes en el territorio nacional.
8.7.1.3
Infraestructura
Vías de acceso: Incluye la construcción de vías para las etapa de
construcción y operación del proyecto. Las plantas típicas menores no
requerirán la construcción de vías de acceso y la planta típica con equipo
mediano será de preferencia en cabeceras municipales o sitios de
preexistencia vial adecuada.
Las vías de acceso se considerarán
exclusivamente para las plantas típicas de generación a gran escala y el
parque eólico. En estos casos se establece una longitud promedia de vías
de acceso y circulación interna de 5 km y se utilizan los costos unitarios
para vía tipo II presentados en el respectivo numeral del capítulo 4.
Línea de conexión: Incluye la construcción de líneas de conexión, no
incluye la subestación. Su determinación es similar a la del costo de las
vías de acceso: se determinan las especificaciones de la línea requerida, se
calculan unos costos unitarios, se determina la longitud de las nuevas
líneas y se calcula un costo final. La planta típica 3 deberá contar con
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preexistencia de red eléctrica, por lo tanto este ítem aplica únicamente para
las plantas típicas 4 y 5. Los costos unitarios de líneas se presentan en el
capítulo 4 para las diferentes capacidades consideradas en el estudio.
Campamentos y oficinas: Incluye la infraestructura necesaria para las
etapas de construcción y operación, se calcula como un porcentaje de los
costos de inversión, el cual depende de la tecnología y planta tipo. En este
caso sólo aplica a las dos planta típicas mayores, con base en los
requerimientos de áreas y costos unitarios presentados en el capítulo 4.
8.7.1.4
Fundaciones y plazoletas de maniobra
Incluye las perforaciones y estudios geotécnicos del suelo, que definen el
diseño de la fundación. Estos cálculos se deben presentar para todas la plantas
típicas definiendo las fundaciones particulares. Las plazoletas son requeridas
para las plantas típicas 4 y 5 donde se deben movilizar los vehículos de
construcción, tales como retroexcavadoras, transportadoras de concreto,
motoniveladoras, compactadotas y volquetas, entre otros. Su costo se estima
por cargas del aerogenerador y un porcentaje correspondiente a plazoletas
(USD/KW). En la Tabla 8.3 se presenta el análisis del costo unitario de este
tipo de obras, realizado con base en las cantidades de obra de la central eólica
Jepirachi de las Empresas Públicas de Medellín. En la Tabla 8.4 se presentan
los costos totales de fundaciones del aerogenerador, obtenidos con base en el
análisis de costos unitarios de la Tabla 8.3 para las mayores instalaciones y
como suma global para las instalaciones más pequeñas
Tabla 8.3.
Costos unitarios de las fundaciones del aerogenerador
Actividad
Concretos
Acero
Desmonte y limpieza
Excavaciones
Llenos
Zonas de depósito
Plazoletas de maniobra
COSTO TOTAL
Unidad
m3
kg
m2
m3
m2
m3
m3
Costo
Unitario
USD
192
1.56
625
7.2
4.0
1.0
2.5
Cantidad
6,228
356,440
2.66
7,550
1,835
5,920
5,551
USD/kW
instalado
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Costo Total
USD
1,195,776
556,046
1,663
54,360
7,340
5,920
13,878
83,160
4.265
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Tabla 8.4.
Costo total de fundaciones y plazoleta de maniobras
Capacidad
(kW)
Planta
Costo Total
(USD)
Notas
PE 19500
19500
EGS 1300
1300
5,544 Según USD/kW instalado (Tabla 8.3)o
EMDA 225
225
960 Según USD/kW instalado (Tabla 8.3)
EP 15
15
250 Suma Global
EMCO 1.5
1.5
100 Suma Global
8.7.1.5
83,160 Ver Presupuesto Anexo (Tabla 8.3)
Subestación
Incluye obra civil
en concreto, obras de estructura metálica, equipos,
cerramiento en malla y caseta. Sólo es aplicable para las plantas típicas 4 y 5.
Las plantas típicas 1 y 2 requerirán un banco de baterías de almacenamiento,
cuya ubicación y emplazamiento han sido considerado como un adicional en las
fundaciones. El costo por subestación se define como una suma global en el
capítulo 4.
8.7.1.6
Equipo Nacional
Incluye el banco de baterías para las plantas típicas 1 y 2, las otras plantas
típicas contarán con acceso al sistema interconectado. Su cálculo se estima con
base en una disponibilidad de 3 días, sin embargo se debe tener presente el
consumo real del sitio de ubicación del aerogenerador, así como el factor de
planta modificado según la frecuencia de distribución de vientos. Se determina
como una suma global en dólares en precios de 2005, IVA incluido, para las
plantas típicas 1 y 2, ya el banco de baterías se cotizó directamente para cada
sistema con un proveedor nacional (ver lista de proveedores, Tronex).
8.7.1.7
Ítems importados
Se encuentra en definición la desagregación de los principales equipos de
generación y auxiliares. El tratamiento de estos costos se hace con base en el
procedimiento definido en la metodología (ver capítulo 3). El ítem mas
importante base de costos para la tecnología eólica es el aerogenerador, el cual
incluye aspas, rotor, multiplicador, generador, sistema de frenos, sistema
hidráulico, sistema de orientación y giro, góndola, protección contra descargas
eléctricas, luces de emergencia, anemómetro y veleta, sistema de control
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superior y torre. Se cotizaron en forma particular los equipos para cada planta
incluyendo la torre, los cuales correspondieron en gran medida a valores
referidos en la bibliografía.
Para la planta de 1.5 kW se tiene un precio de venta de 5.000 USD (ver
proveedores Solener S.A ), lo que equivale a 3.3 USD/W, correspondiente al
rango para aerogeneradores hasta 5 KW con un costo entre 2 y 5 USD/W
reportado por la literatura en estudios anteriores [12].
Para las plantas mayores 4 y 5 se tiene un precio de venta correspondiente a
885 USD/KW y 923 USD/KW respectivamente (ver proveedores Nordex S.A.),
lo que corresponde al rango para aerogeneradores FOB puerto extranjero entre
US$800 y US$900 por kW reportado por la literatura en estudios anteriores [12].
Los aerogeneradores según referencia arancelaria 8502.31.00.00 vigente en
Colombia para el año 2005 tienen un 10% de arancel.
8.7.1.8
Inversiones ambientales
No existe hasta el momento legislación precisa en Colombia respecto a las
inversiones ambiéntales que debe incluir un proyecto de generación eólico. Se
incluye en este ítem rubros destinados para mitigaciones de impacto a la
comunidad, obras sociales compensatorias, programas de manejo y
sensibilización de la comunidad involucrada. Se determina como una suma l
estudio de la UPME [10] global. Se estima un 0.5% a partir de una referencia
para centrales térmicas a carbón del 0.44% y centrales térmicas a gas de
0.60%.
8.7.1.9
Ingeniería
Considera los costos de diseño, interventoría y administración técnica y
ambiental durante la construcción del proyecto. Se calcula como un porcentaje
de la suma de los costos nacionales, importados y ambientales, dependiendo
de las diferentes plantas y tecnologías. Para este caso será el 15 % de los
costos de inversión, sin incluir los predios.
8.7.1.10
Imprevistos
Imprevistos construcción: Se estiman como un porcentaje del costo total
de las obras civiles incluyendo las inversiones ambientales, este porcentaje
depende del tipo de tecnología y del conocimiento que se tenga en el país
de ella. Estos costos son causados por las desviaciones que puedan haber
en el proyecto. Para este caso será un 15%.
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Imprevistos equipos: Estos imprevistos se estiman como un porcentaje del
costo total de los equipos, este porcentaje depende del tipo de tecnología y
del conocimiento que se tenga en el país de ella. Estos costos son
causados por las desviaciones que puedan haber en el proceso de trámite,
importación, traslado e instalación de los equipos. Para este caso será un
5%.
8.7.1.11
Financieros preoperativos
Es el sobrecosto generado por el factor de escala de los precios durante el
período de construcción, cuya duración depende de la tecnología y el tamaño o
capacidad de las unidades, así como los intereses preoperativos, normalmente
incluidos dentro de los costos de instalación. Para la construcción y montaje de
un proyecto eólico se estima un periodo inferior a un año.
Se determina como un porcentaje de la suma de los costos de inversión, de
ingeniería e imprevistos
8.7.1.12
Ley preoperativos
Se incluyen todos los cargos de ley que puedan aplicar durante el periodo de
construcción según las diferentes tecnologías, plantas tipo y regiones, este
análisis se presenta en el respectivo numeral del Capítulo 4.
8.7.2 Costos Operativos
8.7.2.1
Administración, operación y mantenimiento (AOM) Componente
fija
Corresponde a los costos de funcionamiento de la empresa de generación,
expresados en forma global (USD/ año). Se calcula tomando como referencia
el costo unitario histórico de empresas de generación colombianas, en
USD/kW-año, confrontando dichos valores con los costos unitarios de
referencia que publica periódicamente la UPME, discriminados por tecnología.
Para el caso de generación de energía eólica, la fracción de operación y
mantenimiento corresponde en un 87% para el aerogenerador y en un 13%
para el resto de las instalaciones [3]. El costo anual de operación y
mantenimiento para un parque eólico puede estimarse aproximadamente en 8.5
USD/MW-h año, calculado con base en los costos de un parque eólico de 25
MW [3]. Se considera este valor de 8.5 USD/MW-h año para todas las plantas
típicas, a falta de otra información de experiencias similares en Colombia.
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Estos costos de operación y mantenimiento deberán ser ajustados a las
políticas de la empresa propietaria del proyecto y la proveedora de equipos. Se
deberán incluir mantenimientos preventivos, por horas de operación.
Mantenimientos predictivos, los cual puede incluir alineación entre la caja de
engranajes del multiplicador y los ejes, vibraciones mecánicas, termografía en
cables de alta y media tensión, análisis de aceites y sistemas de refrigeración.
Mantenimiento correctivo, dependerá de las paradas de emergencia que
ocurran y se deberá tener un stock de repuestos según recomendaciones de los
fabricantes de equipos para disminuir al máximo estos costos.
8.7.2.2
Administración, operación y mantenimiento (AOM) Componente
variable
Corresponde a un componente producto de la operación de la empresa de
generación, expresados en forma global (USD/ año).
El desarrollo de turbinas eólicas ha conllevado consigo sistemas confiables que
requieren un escaso mantenimiento. Para el caso del overhaul o mantenimiento
total se ha realizado un estimativo, a falta de información, según la cantidad de
repuestos y materiales consumibles para un período de operación y
mantenimiento de 2 años para turbinas Nordex, arrojando un resultado
estimado de 7USD/año como presupuesto para un mantenimiento total. En este
caso se deberá consultar directamente al fabricante prioveedor de los
aerogeneradores.
8.7.2.3
Manejo ambiental
En este punto se consideran los costos de los planes de manejo ambiental y de
las medidas necesarias para cubrir contingencias en esa área.
No existe hasta el momento legislación precisa en Colombia respecto a las
inversiones ambiéntales que debe incluir un proyecto de generación eólico. Se
incluye en este ítem rubros destinados para mitigaciones de impacto a la
comunidad, obras sociales compensatorias, programas de manejo y
sensibilización de la comunidad involucrada. Se determina como una suma
global. Se estima un 0.1% a partir del estudio de la UPME [10] para centrales
térmicas a carbón del 0.15% y centrales térmicas a gas de 0.14% al año de los
costos operativos. (ver estudio de Tractebel)
8.7.2.4
Seguros
Corresponde a los gastos por pago de seguros varios que el proyecto deberá
asumir anualmente, para la normal cobertura de riesgos considerados en los
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diferentes proyectos. Este rubro, que puede ser estimado como un porcentaje
de los costos directos de inversión, se expresa en USD y se aplica anualmente
durante la vida útil del proyecto. El valor asegurado será el 50% de las obras de
infraestructura y el 100% de los equipos.
8.7.2.5
Cargos de ley operativos
Incluye todos los cargos de ley aplicables durante la operación del proyecto,
dependiendo de cada tecnología, planta tipo y región, por ejemplo: Impuesto de
industria y Comercio, Impuesto predial, fondos especiales municipales, etc. En
el capítulo 4 se presenta el análisis de los costos de Ley operativos.
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TABLA DE CONTENIDO
Página
9.
GENERACIÓN ELÉCTRICA SOLAR FOTOVOLTÁICA
9.1
9.1
DESCRIPCIÓN GENERAL
9.1
9.1.1
Tipos de celdas fotovoltaicas
9.1
9.1.2
Principio de funcionamiento de las celdas fotovoltaicas
9.3
9.1.3
Caracterización de las celdas fotovoltaicas
9.4
9.1.4
Módulos solar fotovoltaico
9.6
9.1.5
Sistemas solares fotovoltaicos (SFV)
9.7
9.1.6
Diodos
9.10
9.1.7
Reguladores de carga
9.11
9.1.8
Baterías (Acumuladores)
9.13
9.1.9
Inversores (Acondicionadores de potencia)
9.17
9.1.10
Otros elementos o Balance del Sistema (BOS)
9.18
9.1.11
Oferta de tecnología en el mercado internacional y nacional
9.20
9.1.12
Aspectos ambientales
9.24
9.2
CAMPO DE APLICACIÓN
9.27
9.2.1
Sistemas aislados
9.27
9.2.2
Sistemas aislados centralizados
9.28
9.2.3
Sistemas híbridos
9.29
9.2.4
Sistemas interconectados a la red
9.29
9.2.5
Centrales solares fotovoltaicas
9.30
9.2.6
SFV en edificios interconectados a la Red
9.30
9.3
RECURSO ENERGÉTICO EN EL PAÍS
9.31
9.3.1
Irradiación solar y Radiación solar
9.31
9.3.2
Información primaria
9.32
9.4
REGIONALIZACIÓN
9.36
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9.5
TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA
9.39
9.5.1
Generación a pequeña escala
9.39
9.5.2
Generación a mediana escala
9.39
9.5.3
Generación fotovoltaica a gran escala
9.40
9.5.4
Centrales de generación fotovoltaica
9.40
9.6
PLANTAS TÍPICAS
9.41
9.6.1
Generación a pequeña escala
9.41
9.6.2
Generación a mediana escala
9.45
9.6.3
Generación fotovoltaica a gran escala
9.50
9.6.4
Centrales de generación fotovoltaica
9.53
9.7
ESTRUCTURA GENERAL DE COSTOS DE GENERACIÓN
9.55
9.7.1
Costos Preoperativos
9.55
9.7.2
Costos Operativos
9.63
9.8
REFERENCIAS
9.66
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LISTA DE TABLAS
Página
Tabla 9.1. Características de celdas de Si (Condiciones STC) [2]
9.5
Tabla 9.2. Datos de placa de un módulo de 50 Wp (Condiciones
STC) [3]
9.7
Tabla 9.3. Características principales de diferentes tipos de baterías
[4]
9.13
Tabla 9.4. Capacidades típicas de baterías en aplicaciones solares
[5]
9.15
Tabla 9.5. Estimación del estado de carga a 25°C [6]
9.16
Tabla 9.6. Régimen de mantenimiento de baterías
17
Tabla 9.7. Producción mundial de paneles FV por regiones (MWp
DC) [9]
9.21
Tabla 9.8. Principales fabricantes de paneles FV [10]
9.21
Tabla 9.9. Mercado mundial de SFV por tecnología 2003 (MW) [11]
9.22
Tabla 9.10. Materiales tóxicos y peligrosos usados en la producción
de celdas fotovoltaicas [14]
9.25
Tabla 9.11. Resumen de los principales impactos ambientales de los
SFV [15]
9.26
Tabla 9.12. Potencial de la energía solar en Colombia, por regiones
9.38
Tabla 9.13. Planta tipo para generación a pequeña escala 50 Wp
9.42
Tabla 9.14. Energía generada de un SFV de 50 Wp
9.42
Tabla 9.15. Planta tipo para generación a pequeña escala 300 Wp
9.44
Tabla 9.16. Energía generada de un SFV de 300 Wp
9.44
Tabla 9.17. Planta tipo para generación a mediana escala 3 kWp
9.46
Tabla 9.18. Energía generada de un SFV de 3 KWp
9.47
Tabla 9.19. Planta tipo para generación a mediana escala 30 kWp
9.49
Tabla 9.20. Energía generada de un SFV de 30 KWp
9.50
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Tabla 9.21. Planta tipo para generación a gran escala 300 kWp
9.51
Tabla 9.22. Energía generada de un SFV de 300 KWp
9.52
Tabla 9.23. Planta tipo para generación a gran escala 3.000 kWp
9.54
Tabla 9.24. Energía generada de un SFV de 3.000 KWp
9.55
Tabla 9.25. Costos de estudios e investigaciones por planta tipo
9.57
Tabla 9.26. Porcentajes costo de obras civiles
9.59
Tabla 9.27. Costos de baterías
9.59
Tabla 9.28. Principales características y costos de módulos FV
9.61
Tabla 9.29. Clasificación y costos de inversores DC/AC
9.62
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LISTA DE FIGURAS
Página
Figura 9.1 Procesos ocurridos en una celda solar fotovoltaica
9.3
Figura 9.2 Curva característica IV y PV de una celda solar
fotovoltaica
9.5
Figura 9.3 Diagrama de un SFV
9.9
Figura 9.4 Diodos de by-pass y bloqueo en un SFV (adaptado de
[4])
9.11
Figura 9.5 Configuraciones para soportes de módulos solares [7]
9.19
Figura 9.6 Producción mundial de paneles FV (1971-2003) [8]
9.20
Figura 9.7 Mapa de radiación global promedio multianual (kWh/m2)
[16]
9.34
Figura 9.8 Mapa de brillo solar Promedio multianual (horas de brillo)
[17]
9.35
Figura 9.9 Mapa de Radiación promedio anual [kwh/m2.día] [18]
9.37
Figura 9.10 Esquema de un SFV de generación a pequeña escala
(50 Wp)
9.43
Figura 9.11 Esquema de un SFV de generación a pequeña escala
(300 Wp)
9.45
Figura 9.12 Esquema de un SFV de generación a mediana escala (3
kWp)
9.48
Figura 9.13 Esquema d un SFV de generación a mediana escala (30
kWp)
9.50
Figura 9.14 Esquema de un SFV a mediana escala (300 kWp)
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9.
9.1
GENERACIÓN ELÉCTRICA SOLAR FOTOVOLTÁICA
DESCRIPCIÓN GENERAL
La energía solar se puede convertir directamente en electricidad mediante el
empleo de celdas solares o fotovoltaicas. Una celda solar es básicamente un
dispositivo que captura los fotones presentes en la radiación solar y los
transforma en electricidad gracias al efecto fotovoltaico descubierto por
Becquerel en 1839. Esta tecnología pudo ser aprovechada sólo 100 años
después con la aparición del semiconductor. Después de que Shockley había
desarrollado un modelo para las juntas pn (diodos pn), los Laboratorios de la
Bell produjeron la primera célula solar en 1954 CUYA eficiencia era
aproximadamente del 5% [1].
El funcionamiento de una celda solar es relativamente simple, al incidir la luz del
sol sobre la superficie, los electrones se separan de los átomos y se genera una
corriente eléctrica la cual es conducida por los contactos metálicos en la parte
superior e inferior. Una celda solar consiste en dos capas de conductor
semiconductor, a cada capa se le confieren propiedades eléctricas disímiles
dotándolas con pequeñas cantidades de elementos químicos. Una celda
fotovoltaica típica tiene un ancho de 10 cm.
Las celdas solares son los elementos fundamentales de los módulos
fotovoltaicos, los cuales a su vez son parte esencial de los sistemas solares
fotovoltaicos (SFV). Durante las horas de insolación, los módulos fotovoltaicos
producen energía eléctrica en forma de corriente continua que es almacenada
en baterías (acumuladores). En los momentos de consumo energético, las
baterías suministran ésta electricidad, teniendo que ser transformada en
corriente alterna por el inversor, a los receptores.
9.1.1
Tipos de celdas fotovoltaicas
Varios materiales semiconductores son susceptibles de ser usados para la
fabricación de celdas fotovoltaicas, sin embargo, el silicio es el material mas
usado hoy por los fabricantes de celdas solares. El silicio es el segundo material
más abundante sobre la cortera de la tierra (después del oxígeno), este puede
encontrarse principalmente en la arena de cuarzo (SiO2) y se obtiene mediante
un proceso de reducción de la arena de cuarzo a altas temperaturas, luego de
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lo cual se retiran las impurezas del silicio policristalino. Los cristales del silicio
policristalino están orientados de manera desordenada y separados por granos
que inducen algunas pérdidas de eficiencia.
Dependiendo del proceso de fabricación las celdas solares se pueden clasificar:
Silicio Monocristalino (Si-m): La celda más simple esta hecha de
semiconductores basados en el silicio monocristalino. El silicio se refina
hasta obtener un bloque de cristales muy puros, este se corta en láminas y
es la base de las celdas. Si bien estas celdas son de buena eficiencia, entre
el 15% y el 18%, son bastantes costosas. En este caso el silicio está
compuesto de cristales orientados de la misma forma. La red cristalina es
uniforme en todo el material y tiene muy pocas imperfecciones.
Silicio Policristalino (Si-p): El silicio policristalino, menos puro, con menos
costo y menor eficiencia, 10-16%, no está formado por cristales orientados
de la misma forma. El proceso de cristalización no es tan cuidadoso y la red
cristalina no es uniforme en todo el material, pudiéndose apreciar las zonas
donde los cristales tienen una misma orientación.
Silicio Amorfo (Si-a): Las celdas solares más recientes emplean silicio
amorfo (sin cristal) y se conocen como celdas de película delgada. Su menor
costo, a pesar de su baja eficiencia (7 a 10%), lo hace atractivo. En el silicio
amorfo no hay red cristalina y se obtiene un rendimiento inferior a los de
composición cristalina, sin embargo, posee la ventaja, además de su bajo
costo, de ser un material muy absorbente por lo que basta una fina capa
para captar la luz solar.
Las celdas solares fotovoltaicas, también pueden fabricarse con otros minerales
diferentes al silicio. Celdas de arseniuro de galio (GaAs) son muy eficientes y
operan a altas temperaturas, mientras que en las de silicio, su eficiencia es
directamente proporcional a la temperatura. Otros materiales como el cobre
indio selenio y tolueno de cadmio han dado eficiencias de 22-24% para
películas delgadas y de 24% para celdas convencionales, sin embargo aun se
encuentran en la etapa de desarrollo.
La tecnología fotovoltaica se ha venido posicionando debido a sus ventajas
sobre las fuentes convencionales no renovables, son confiables, el
mantenimiento es despreciable, su vida útil es de alrededor de 20 años, fácil
instalación, versatilidad, modularidad y mínimo impacto ambiental.
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9.1.2 Principio de funcionamiento de las celdas fotovoltaicas
Cuando la luz del sol incide sobre el material, los fotones generan pares
electrón-hueco tanto en el semiconductor tipo p como en el n. Los electrones
entonces liberados de sus enlaces, se comportan ahora como electrones libres,
difundiéndose por el material. Igualmente ocurre con los huecos. En la Figura
9.1 se presenta un esquema simplificado del funcionamiento de una celda solar
fotovoltaica.
Reflexión
Contacto
frontal
+
Región n
+
+
-
Separación
de carga
+
-
Región p
-
Separación
de carga
Recombinación
Contacto posterior
Figura 9.1
Transmisión
Procesos ocurridos en una celda solar fotovoltaica
Los electrones que se encuentran en exceso en el semiconductor n migran
hacia el semiconductor p y los huecos del semiconductor p al semiconductor n.
De esta manera, se establece un campo eléctrico fijo en la región interfacial de
la juntura pn. Este campo eléctrico en la juntura pn es el responsable de
establecer la corriente eléctrica a partir de los electrones que en su difusión en
el sólido alcanzan la región de la juntura pn donde se encuentra el campo
eléctrico. El potencial asociado con la juntura pn depende del material que
conforma la matriz, de la concentración de impurezas y de los portadores
intrínsecos.
Debido a la difusión, los portadores de carga minoritarios en cada
semiconductor alcanza la juntura, en donde el campo eléctrico existente se
encarga de desplazarlos a la región donde estos electrones y huecos son
portadores de carga mayoritarios. La región p se carga positivamente mientras
la n negativamente, dando lugar a una fuerza electromotriz y en un circuito
exterior acoplado a una corriente. De esta manera se tiene el efecto
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fotovoltaico, fundamento de las celdas solares. Sin embargo, no toda la energía
del sol puede convertirse en energía eléctrica, parte de esta energía se refleja
en la celda o pasa a través de ella y en algunos casos los electrones se
recombinan antes de llegar a la región p o n. Adicionalmente, cuando la
radiación solar es muy débil, no es suficiente para liberar los electrones, pero
cuando es muy intensa, sólo parte de esa energía se usa para liberar los
electrones, el resto se convierte en calor.
9.1.3
Caracterización de las celdas fotovoltaicas
Las celdas fotovoltaicas presentan una serie de características que dependen
de los materiales empleados para su fabricación, configuración y condiciones
de operación. Estas características brindan la información necesaria para
realizar un diseño adecuado de un sistema solar fotovoltaico.
Las celdas fotovoltaicas generan una corriente eléctrica y esta varia con el
voltaje de la celda. Esta característica de correlación usualmente se presenta
con una curva de corriente contra voltaje (característica IV). Cuando el voltaje
de la celda es cero (celda en “corto circuito”), la corriente de corto circuito I sc, es
proporcional a la irradiación solar, permitiendo emplear las celdas solares como
dispositivos para la medición de la irradiación. La Isc se incrementa con la
temperatura, por lo tanto esta se mide con respecto a una temperatura estándar
que por lo general el 25 °C.
Cuando la corriente eléctrica de la celda es igual a cero, la celda se describe
como “circuito abierto”, el voltaje de circuito abierto Voc, es proporcional al
logaritmo de la irradiación solar y decrece a una rápida velocidad con el
aumento de la temperatura. Por lo tanto, la máxima potencia y eficiencia de una
celda solar fotovoltaica disminuye con el incremento de la temperatura. En la
mayoría de las celdas un aumento de temperatura de 25 °C implica una
reducción de la potencia de un 10% aproximadamente.
Una celda solar fotovoltaica puede generar la máxima potencia a un voltaje
específico. La Figura 9.2 presenta la curva característica IV de una celda solar,
en esta se observar que la curva de potencia, presenta un punto de máxima
potencia, Pm. El voltaje y la corriente para el punto de máxima potencia, V m y Im,
son menores que los Voc y Isc respectivamente.
Las celdas fotovoltaicas se especifican de acuerdo con la potencia entregada
bajo las Condiciones de Prueba Estándar (STC, por sus siglas en inglés) a 1
kW/m2 de radiación solar (incidencia normal), manteniendo la celda fotovoltaica
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Pm
Curva IV
Isc
Potencia de la celda (W)
Corriente de la celda (I)
a una temperatura de 25 °C y una masa de aire (AM) de 1,5. Su rendimiento
medido bajo STC se expresa en “Potencia pico” o capacidad nominal W p.
Im
a
rv
Cu
PV
Vm
Voltaje de la celda (V)
Figura 9.2
Voc
Curva característica IV y PV de una celda solar fotovoltaica
La eficiencia de las celdas solares se define como la relación entre la “Potencia
pico” (W p) y la potencia solar incidente sobre la celda a condiciones STC (1
kW/m2). La eficiencia puede variar por la intensidad de la radiación solar, la
temperatura de operación de las celdas y las sombras.
Las celdas de silicio amorfo (Si-a) o silicio cristalino (Si-c), generalmente se
construyen en forma circular de 10 cm de diámetro o cuadradas de 10 cm de
lado. Las características mínimas que tienen las buenas celdas se presentan en
la Tabla 9.1, en donde las variables de corriente y potencia se dan por cm2.
Tabla 9.1.
Características de celdas de Si (Condiciones STC) [2]
Parámetro
2
Ip (mA/cm )
Vp (V)
2
W p (mW/cm )
Voc (V) (circuito abierto)
Si-c
25
0,46
12
0,6
Si-a
11
0,6
6,6
0,8
Así una celda de Si-c de 100 cm2 debe generar por lo menos 2500 mA (2,5 A)
como corriente en el punto de máxima potencia (potencia pico). Las celdas de
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Si-a tienen una mayor tensión pero generan una menor corriente y por lo tanto
una potencia inferior.
9.1.4
Módulos solar fotovoltaico
Un módulo solar, también llamado panel solar, es un conjunto de celdas
interconectadas eléctricamente y protegidas contra la intemperie, generalmente,
tienen una cubierta frontal de vidrio templado y un marco de aluminio que
facilita su transporte e instalación. Debido a que no tienen partes móviles, los
módulos son muy confiables y duraderos, algunos fabricantes los garantizan
hasta por 25 años contra defectos de fábrica y reducción de rendimiento,
además requieren de mínimo mantenimiento. Los módulos pueden ser
monocristalinos, policristalinos y amorfos, dependiendo del tipo de celda que
contienen. En la práctica, no hay diferencia en el rendimiento de los módulos
monocristalinos y policristalinos, los amorfos tienden a sufrir degradación más
acelerada y su eficiencia energética es menor.
Los módulos solares se caracterizan por:
Material de las celdas y estructura del material
Geometría del módulo
Dimensiones del módulo
Peso
Tipo de cubiertas (vidrio templado, plástico, etc.)
Bajo condiciones de prueba determinados:
Curva IV
Corriente de corto circuito (Isc), Voltaje circuito abierto (Voc)
Corriente máxima (Ip), Voltaje máximo (Vp)
Potencia pico (Wp)
Eficiencia
Efectos de factores externos:
Efecto de la variación de la radiación sobre I y V
Efecto de la temperatura sobre Isc y Voc
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Los fabricantes ofrecen módulos de diferentes tamaños o potencia nominal, de
10 a 300 W p, aunque los más comunes son los de 50 W p de potencia nominal.
Los módulos cristalinos de 50 W p tienen una superficie de aproximadamente 0.5
m2, con áreas de 0,5 m x 1 m, suelen pesar menos de 10 kg y producen de 100
a 120 Wp/m² de área de módulo. En un sistema FV, los módulos se
interconectan para obtener mayor potencia.
La interconexión en serie de 32, 34 o 36 celdas en un módulo no eleva la
corriente de la serie de las celdas pero si su tensión. Por ejemplo, 36 celdas
cada una de ellas entregando 0,46 V en el punto de máxima potencia significan
16,56 V DC bajo condiciones de prueba estándar (Voltaje nominal de 17 V DC).
Las instalaciones de módulos fotovoltaicos pueden suministrar corriente directa
y/o corriente alterna en varios arreglos de voltaje. En la mayoría de los módulos,
Vm es aproximadamente 17 V. Cabe notar que en un sistema FV independiente,
los módulos operan al voltaje del banco de baterías, típicamente entre 12 y 14
V. Otros parámetros de importancia son la corriente de corto circuito (I sc) y el
voltaje de circuito abierto (Voc).
En la parte posterior todo módulo FV debe tener una placa del fabricante que
liste el modelo y las especificaciones eléctricas. La placa en la parte posterior
de un módulo de 50 W tendría los datos de placa mostrados en la Tabla 9.2.
Los valores de Vm y Voc son valores representativos de la mayoría de los
módulos comerciales, independientemente de la capacidad del módulo.
Tabla 9.2.
Datos de placa de un módulo de 50 Wp (Condiciones STC) [3]
Modelo
Pm
Vm
Im
Voc
Isc
9.1.5
B-51
51 W p
17 V
3A
21 V
3.3 A
Sistemas solares fotovoltaicos (SFV)
Para alcanzar los niveles de voltaje y potencia requeridos, se construyen
sistemas fotovoltaicos combinando módulos solares en serie y en paralelo
(arreglo). Una de las principales ventajas de los SFV es su flexibilidad para el
diseño e instalación derivada de su modularidad. Estas unidades modulares
pueden ser adicionadas o retiradas para ajustar los requerimientos de potencia
sin necesidad de modificar la unidad básica de generación. En el caso de que
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un módulo falle, las conexiones redundantes en serie y en paralelo le permitirán
al sistema mantener su operación a pesar de una disminución de potencia. Esta
modularidad también facilita la reposición de partes y el mantenimiento.
La curva IV del arreglo tiene la misma forma que la curva IV de los módulos
individuales, pero con los parámetros de potencia, corriente y voltaje a escala
de acuerdo al número de módulos conectados en serie y en paralelo. El número
de módulos en cada hilera determina el voltaje nominal del arreglo:
Vmp del SFV = (Vmp de cada módulo) x (# de módulos en serie)
Sabiendo que el valor típico de Vmp es 17 V, el voltaje nominal del SFV puede
ser 17 V, 34 V, 51 V, etc. En condiciones reales de trabajo, el voltaje óptimo de
cada módulo es aproximadamente 15 V. Es por eso que en los SFV sin baterías
(por ejemplo en bombeo de agua), el voltaje del arreglo se da en múltiplos de
15 V. Cuando se usan baterías, el voltaje nominal del sistema está dado por el
banco de baterías y no es el mismo que el voltaje nominal del SFV. El voltaje
nominal de un sistema con batería se da en múltiplos de 12 V. Si el sistema es
de 12 V, el SFV puede tener uno o más módulos conectados en paralelo. Si el
sistema es de 24 V, el arreglo FV puede tener una o más hileras en paralelo,
cada una con dos módulos en serie.
La corriente nominal del arreglo está dada por el número de hileras o módulos
individuales conectados en paralelo:
Imp del SFV = (Imp de cada módulo) x (# de hileras o módulos en paralelo)
Por último, la potencia nominal del arreglo es la suma de la potencia nominal de
cada módulo:
Pmp del SFV = (Pmp de cada módulo) x (# de módulos en el SFV)
El SFV más simple consiste en un módulo al cual esta conectada una carga
DC, que puede usarse para mover pequeños ventiladores o motores DC, en
este caso el SFV suministrará la energía proporcional a la radiación solar que
reciba, girando el motor de DC de manera variable como varia la energía solar e
interrumpiéndose el suministro durante las horas de la noche. Pero si se
requiere alimentar una carga AC ininterrumpidamente, el sistema es más
complejo y debe contener varios elementos, que garantizan un suministro
continuo de energía y de características requeridas por el sistema.
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Para asegurar el suministro continúo de energía en días nublados y en las
horas de la noche, se requieren baterías de plomo ácido, calcio plomo o níquel
cadmio, las cuales a su vez requieren un control de carga que garantiza una
máxima vida útil de las baterías, evitando descargas o sobrecargas.
Además, los SFV pueden suministrar corriente AC empleando inversores
electrónicos apropiados. También se instalan diodos de by-pass y bloqueo,
utilizados para evitar que el módulo se convierta en carga eléctrica para el
sistema (cuando parte de un arreglo esta sombreado) y evitar descargas de las
baterías a través de los módulos respectivamente.
Estos sistemas fotovoltaicos se instalan en una posición fija sobre una
estructura independiente o sobre el techo de la edificación, buscando el mayor
aprovechamiento de la radiación solar. En algunos casos se realiza una
construcción adicional para proteger los bancos de baterías de la intemperie.
La Figura 9.3 presenta un diagrama simplificado de un SFV, en el cual se
muestra que los elementos del sistema dependen de los requerimientos del
consumidor de energía, ya sea una fuente DC o AC, y potencia ininterrumpida.
Cargas
AC
Módulo solar
fotovoltaico
Control de
carga
Figura 9.3
Banco de
baterías
Inversor
DC/AC
Diagrama de un SFV
La configuración SFV depende de la aplicación, el tipo de carga y de las
condiciones del suministro de carga. Los elementos que componen un SFV
específico requerirá un número de módulos fotovoltaicos, diodos de by-pass y
de bloqueo, reguladores de carga, banco de baterías y carga DC y se debe
adicionar un inversor para cargas AC. Estos sistemas poseen instalaciones
adicionales de redes de conexión interna y a las cargas, soportes e
instalaciones adecuadas para el banco de baterías e inversor, a este conjunto
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de accesorios y aditamentos necesarios, se le conoce como Balance del
Sistema o BOS, por sus siglas en inglés (Balance of System).
Los SFV pueden clasificarse, de acuerdo al tipo de carga, como sistemas
autónomos y sistemas conectados a la red. Ambos sistemas poseen elementos
comunes tales como los paneles solares, reguladores de carga y banco de
baterías. Sin embargo, dependiendo del tipo de carga, los sistemas autónomos
pueden manejar cargas DC o AC, mientras que los sistemas conectados a la
red sólo pueden entregar energía eléctrica en forma AC, por lo tanto requieren
un inversor de corriente DC/AC y no necesitan de sistema de almacenamiento
de energía, por lo tanto, el sistema puede ahorrarse la inversión en baterías.
9.1.6
Diodos
Los diodos de by-pass (paso) se emplean para proteger los módulos
individuales de daños que puedan sufrir por efecto de sombreado parcial, para
evitar que un módulo se convierta en una carga eléctrica para el sistema,
haciendo que el módulo se sobrecaliente. Los diodos by-pass permiten derivar
la corriente y así no fluye la corriente a través de las celdas.
Los diodos se colocan en la caja de conexiones de los módulos. Para módulos
de 36 celdas se utiliza un diodo por cada grupo de 18 celdas. Estos diodos de
bay-pass deben emplearse en arreglos en los cuales los módulos se conectan
en serie, especialmente cuando se operan a tensiones iguales o superiores a
24 VDC.
Los diodos de bloqueo previenen la descarga de la batería a través de los
módulos durante la noche y la inversión de corriente que puede ocurrir en un
arreglo de varias series en paralelo, cuando una de las series de módulos es
parcialmente sombreada. Estos se emplean en sistemas con baterías y en
arreglos con módulos conectados en serie.
En la Figura 9.4 se presenta un esquema simplificado de un SFV indicando la
instalación de los diodos de by-pass y bloqueo.
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Diodo By-pass
-
-
+
Diodo By-pass
-
+
Diodos de
bloqueo
-
-
+
Diodo By-pass
Figura 9.4
9.1.7
-
+
Carga
-
+
Diodo By-pass
Diodos de by-pass y bloqueo en un SFV (adaptado de [4])
Reguladores de carga
Los SFV en ocasiones producen más electricidad de la que las baterías pueden
almacenar y por lo tanto sufrir variaciones de tensión que causan
inconvenientes, en este sentido se debe evitar que las baterías se expongan a
sobrecargas de tensión que aumentan la pérdida de electrolito y conviertan a
estos equipos en elementos potencialmente peligrosos por explosión o derrame
de ácidos corrosivos, adicionalmente se debe evitar las descargas profundas
que reducen sustancialmente la vida útil de las baterías.
Hay dos tipos de controles: regulador de recarga y controlador de descarga,
que protegen las baterías contra sobrecarga y contra descargas profundas,
respectivamente. Algunos fabricantes integran las dos funciones de protección
de las baterías en un solo dispositivo que se denomina "regulador con control
de carga" o "regulador con LVD". Éstos pueden ser de tipo Serie o Shunt.
Ambos reguladores tienen un circuito que controla la tensión y regula la
corriente hacia la batería cuando la tensión excede un umbral determinado.
Los reguladores en Serie desconectan la batería de los módulos si la tensión se
eleva por encima del umbral. Cuando al batería se descarga, el regulador
conecta nuevamente los módulos. Estos reguladores son simples pero tienen el
problema que no toda la energía generada es empleada.
Los reguladores Shunt funcionan desviando la potencia hacia otra carga. Si la
carga es una simple resistencia, estos reguladores disipan energía lo cual es
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mejor que sobrecargar la batería o destruir la electrónica. Pero es también
posible emplear esta energía excedente en otros usos, tales como
calentamiento de agua o calefacción.
Los controles deben estar especificados para trabajar al voltaje nominal del
sistema. Casi todos los SFV pequeños trabajan a 12 ó 24 V. Los controles
deben tener suficiente capacidad o amperaje para manejar la corriente de la
fuente FV y las cargas. Como regla general, la corriente de entrada del
regulador debe ser por lo menos 50% mayor que la corriente de corto circuito
del arreglo FV. Si se prevé un aumento de la potencia del arreglo FV en el
futuro cercano, esto se debe tomar en cuenta al momento de seleccionar el
regulador. De la misma manera, se recomienda que la capacidad de salida del
controlador de descarga sea por lo menos 50% mayor a la corriente máxima de
la carga.
Los controles consumen energía mientras estén conectados a las baterías, aún
cuando no estén recargando las baterías o alimentando cargas. El autoconsumo se especifica como corriente de "standby". Esta corriente es del orden
de 0.2 A para reguladores y LVD de hasta 30 amperes, pero puede ser más
dependiendo del fabricante y del tipo de indicadores como pantallas o luces. Si
el consumo es significativo, hay que tomarlo en cuenta en el dimensionamiento
del arreglo FV.
El método de recarga más común en SFV pequeños es el de “encendido –
apagado”, que consiste en desconectar las baterías cuando el voltaje alcanza
un voltaje máximo de recarga (aproximadamente 14.3 V para baterías de
plomo-ácido) y reconectarlas cuando el voltaje baja a alrededor de 13.5 V. Una
manera más eficiente de recargar las baterías es utilizando “modulación de
duración de impulso” o PWM. Algunos fabricantes ofrecen reguladores de
estado sólido con este método de recarga a precios razonables.
En cuanto al control de carga, el objetivo es asegurar que las baterías nunca se
descarguen demasiado. La protección se logra desconectando las cargas
cuando el voltaje baja a un nivel preestablecido. Esta operación se conoce
como desconexión por bajo voltaje o "LVD" por sus siglas en inglés. En los SFV
pequeños, el voltaje de desconexión debe ser de 11.3 V a 11.5 V para una
profundidad de descarga máxima de 80%. En algunos modelos de
controladores, el punto de desconexión es ajustable. Es importante entender
que el punto de desconexión por bajo voltaje corresponde a la máxima
profundidad de descarga que la batería puede resistir unas cuantas veces por
año, cuando ocurren varios días consecutivos de baja irradiancia. No se debe
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permitir que las baterías lleguen a este voltaje diariamente porque su vida útil se
acortaría.
Una opción para reguladores es el rastreo de máxima potencia del arreglo
(MPPT), lo cual les permite operar el arreglo FV en su punto de mayor potencia
independientemente del voltaje de las baterías. Esta opción generalmente no
está disponible en reguladores para sistemas de menos de 1kW.
9.1.8
Baterías (Acumuladores)
Las baterías o acumuladores son dispositivos que almacenan energía eléctrica.
Las baterías cumplen varias funciones en los SFV, almacenan la energía
eléctrica para su uso en periodos sin sol, permiten la operación de las cargas
que demandan corriente de arranque elevado, estabilizan el voltaje del sistema
y absorben transitorios o almacenam energía generada en exceso a la
demanda.
El uso de baterías tiene desventajas significativas, es preferible no utilizar
baterías cuando se pude acoplar la carga directamente al SFV y por supuesto
cuando no se requiere almacenamiento. Las baterías aumentan los costos de
inversión y mantenimiento, disminuyen el rendimiento, requieren un espacio
adecuado y representan un riesgo potencial por accidentes y contaminación.
Las baterías están formadas por celdas electroquímicas que a su vez se
componen de placas positivas y negativas las cuales están inmersas en un
electrólito. El voltaje de cada placa dependen de los materiales y el tipo de
electrólito usado y por lo tanto el voltaje nominal de la batería es función del
número de placas conectadas en serie. En la Tabla 9.3 se presentan los tipos
de baterías más usados en SFV.
Tabla 9.3.
Características principales de diferentes tipos de baterías [4]
Tipo
Plomo – antimonio (carro)
Plomo – ácido (SFV)
Plomo puro (SFV)
Plomo – calcio (SFV)
Níquel - Cadmio
Ciclos de vida
150-250
1000-2000
1000-3000
2000-6000
30000-10000
Profundidad de
descarga (%)
10
10-30
30-50
20-70
-
Auto descarga
normal (%-mes)
7-50
3-4
2
1
5
Las baterías de ciclo profundo tienen placas gruesas y están diseñadas para
descargarse repetidamente por horas sin sufrir daño significante. En cambio las
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baterías de arranque tienen placas más frágiles y están diseñadas para
entregar corrientes altas durante sólo por pocos segundos. Algunas baterías de
arranque denominadas marinas tienen placas de grosor intermedio. Las
baterías de ciclo profundo son las más apropiadas para SFV independientes.
Las de plomo ácido pueden ser de electrolito líquido o electrolito cautivo. Las
baterías de electrolito líquido por lo general son “abiertas”, lo que quiere decir
que se les puede agregar agua, son más robustas y más duraderas si se tiene
cuidado de agregar agua periódicamente. Las de electrolito cautivo incluyen las
gelatinosas y las de electrolito absorbido (AGM). Los fabricantes las denominan
“libres de mantenimiento” o “selladas” porque no tienen orificios para agregarles
agua. Este tipo de batería requiere mayor cuidado al recargarlas porque una
sobre recarga las puede arruinar.
La batería está diseñada para suministrar energía bajo condiciones
especificadas durante períodos de tiempo que van de 3 días a 15 días, con
ninguna irradiación solar, o con una mínima. Algunos sistemas pueden
suministrar energía con una duración significativamente mayor o menor a la
mencionada.
La capacidad nominal de una batería se refiere a la capacidad de
almacenamiento de energía y se expresa en Amperes-hora (A-h). Como lo
indican las unidades, la capacidad está relacionada con la corriente I en
amperes y el tiempo T en horas, de la siguiente manera:
C (capacidad en A-h) = I (corriente en Amperes) x T (tiempo en horas)
Por ejemplo, una batería de 100 A-h nueva y cargada es capaz de entregar una
corriente de 20 A durante 5 horas hasta descargarse totalmente. Asimismo,
esta batería podría entregar 10 A durante 10 horas si se descarga totalmente.
En realidad, la temperatura y el régimen de descarga afectan la capacidad que
puede entregar la batería.
El régimen de descarga es la corriente en amperes que sale de la batería en un
momento dado. El régimen de recarga es la corriente que entra a la batería en
un momento dado. Se acostumbra a expresar el régimen de corriente con
respecto a la capacidad nominal de la batería, utilizando la relación anterior:
I (corriente en A) = C (capacidad en Ah) ÷ T (tiempo en horas)
Por ejemplo, si una batería de 100 A-h de capacidad nominal está entregando 5
A, se dice que el régimen de descarga "C/20". En otras palabras, entregaría su
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capacidad nominal en 5 horas. En SFV, las tasas de descarga suelen ser
inferiores a C/100 debido a que los bancos de baterías se dimensionan
frecuentemente para autonomías del orden de 100 horas o más, mientras de las
tasas de carga son del orden de C/30. En Tabla 9.4 se presentan las
capacidades típicas de las baterías en aplicaciones solares.
Tabla 9.4.
Capacidad
(Ah)
C240
C120
C10
C5
Capacidades típicas de baterías en aplicaciones solares [5]
Corriente
(A)
I240
I120
I10
I5
Período de
descarga (h)
240
120
10
5
Tensión final (Voltios por celda)
Plomo-ácido
Níquel-cadmio
1,90
1,00
1,85
1,00
1,80
1,00
1,75
1,00
El estado de carga de una batería es la capacidad o los amperes-hora
remanentes, y se expresa como porcentaje de la capacidad nominal. Por
ejemplo, si una batería de 200 A-h tiene 150 A-h remanentes (es decir se le han
extraído 50 A-h), su estado de carga es 75%. El porcentaje de la capacidad
nominal extraído se conoce como profundidad de descarga. En el caso anterior,
la profundidad de descarga es 25%.
El proceso de cargar una batería y descargarla parcialmente corresponde a un
ciclo. La vida útil de las baterías de ciclo profundo se expresa en ciclos de vida
a cierta temperatura y profundidad de descarga. Una especificación típica para
baterías de ciclo profundo es 1500 ciclos de vida a una profundidad de
descarga promedio de 50% y a una temperatura de 25°C. En los SFV
independientes, un ciclo de la batería ocurre aproximadamente una vez por día,
de manera que la vida útil típica de una batería de ciclo profundo es 3 a 5 años.
En cambio, las baterías de arranque sólo duran de 6 a 18 meses en
condiciones típicas de uso.
La capacidad de almacenamiento disminuye con el tiempo de uso.
Generalmente se considera que una batería ha llegado al fin de su vida útil
cuando ha perdido del 25 al 30% de su capacidad nominal, o cuando ya no
satisfaga los requisitos de almacenamiento del sistema. La disminución de la
capacidad puede ser tan leve como 5% anual o tan severa como 50% anual,
dependiendo varios factores externos. La temperatura afecta drásticamente la
vida útil de cualquier batería. A una temperatura promedio de 35°C, la vida útil
de una batería de plomo-ácido se reduce a la mitad con respecto a la vida útil a
25°C. A temperaturas bajas, la capacidad efectiva de las baterías disminuye. La
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temperatura óptima de operación es entre 20 y 25°C. Si la temperatura
ambiente varía mucho alrededor de este rango, es recomendable instalar las
baterías bajo tierra, en un recipiente hermético.
Las baterías de ciclo profundo se pueden operar económicamente a
profundidades de descarga diaria de hasta 50%, y pueden resistir descargas
ocasionales de hasta 80%. En un ciclo ideal de la batería en SFV pequeño el
estado de carga baja hasta 60-85% y seguidamente se recupera hasta 90-95%.
Es importante recargar la batería diariamente para que alcance un alto estado
de carga antes de descargarse. Si las baterías operan en un rango de estado
de carga bajo, su vida útil disminuye considerablemente.
Una medición directa del voltaje con la batería en operación no es una
indicación confiable del estado de carga. Se puede obtener una estimación más
confiable midiendo el voltaje de la batería después de varias horas en reposo
(desconectada de todas las cargas y del regulador). Otra forma de estimar el
estado de carga es midiendo la gravedad específica del electrolito con un
hidrómetro. Para hacer esto con cierta confiabilidad, se necesita tener
información muy precisa del tipo de batería y la concentración del electrolito. En
la Tabla 9.5 también se muestran datos de gravedad específica y estado de
carga para baterías solares típicas. Una batería de plomo-ácido completamente
cargada debe tener un voltaje en reposo de aproximadamente 12.6 V. Sin
embargo, se necesita aplicar un voltaje mayor para completar la recarga. En los
sistemas FV pequeños, se requiere un voltaje cercano a 14.4 V para cargar la
batería completamente. Las baterías libres de mantenimiento no deben
mantenerse a este alto nivel de voltaje por mucho tiempo porque tienden a
perder agua y no es posible reponerla.
Tabla 9.5.
Voltaje, V
12,6
12,5
12,3
12,1
<12,0
Estimación del estado de carga a 25°C [6]
Gravedad específica
1,225
1,285
1,150
1,115
1,080
Estado de carga
100%
75-100%
50-75%
25-50%
<25%
En cualquier proyecto se deben considerar un programa para reciclar las
baterías en forma segura. Las baterías se deben instalar en un lugar ventilado,
sobre piezas de madera u otro material no metálico, el calor excesivo reduce
drásticamente la vida de las baterías. Siempre deben instalarse en recipientes
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de plástico para contener derrames y para prevenir contacto accidental con las
terminales, los gases que despiden son corrosivos. Es recomendable seguir un
plan de mantenimiento como el que se muestra en la Tabla 9.6.
Tabla 9.6.
Frecuencia
Régimen de mantenimiento de baterías
Acción
Diario
Verificar que el estado de carga con la ayuda del indicador del
regulador
Mensual
Limpiar la cubierta; revisar el nivel de electrólito; agregar agua si
es necesario
Trimestral
Apretar las terminales; aplicar aerosol anticorrosivo
Anual
Evaluar si las baterías están en buenas condiciones para suplir la
carga
9.1.9
Inversores (Acondicionadores de potencia)
Los acondicionadores de potencia para cargas DC son muy simples y
económicos. Están conformados por un convertidor DC/DC que permite
suministrar a la carga un voltaje fijo.
Los inversores son una opción interesante debido a la gran variedad de
aparatos de bajo costo que funcionan con AC. Sin embargo, es recomendable
operar la mayor parte de las cargas (o la totalidad si es posible) con DC. Esto
evita la pérdida de energía que ocurre en el inversor. Sin embargo, aparatos
como televisores a color, video-grabadoras, impresoras y receptores satelitales
trabajan solamente con corriente alterna. Si se van a utilizar este tipo de
aparatos, es necesario instalar un inversor.
La corriente alterna que producen los inversores puede ser de onda cuadrada,
senoidal modificada o cuasisenoidal. Los inversores de onda cuasisenoidal
tienden a ser de mejor calidad y eficiencia, pero cuestan el doble o más que los
de onda senoidal modificada o cuadrada. La señal de onda cuadrada puede ser
perjudicial para la operación de algunos aparatos electrónicos por la alta
distorsión armónica del voltaje y requiere por lo tanto de filtros, son simples,
robustos y apropiados para aplicaciones de potencia. La mayoría de los
inversores disponibles en el rango de menos de 50 W a 1,000 VA son de onda
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senoidal modificada y son apropiados para casi todas las cargas AC. Se
pueden conseguir inversores de este tipo con baja distorsión armónica, alta
eficiencia y buena calidad.
El voltaje de alimentación en DC debe corresponder al voltaje de las baterías
(12 V, 24 V, etc.). Los inversores de menos de 1,000 VA son de 12 V o 24 V DC
El voltaje de salida es 120 V AC, 60 Hz, que es compatible con la electricidad
de la red en Colombia. Además del voltaje de entrada y salida requeridos, los
datos más importantes son la capacidad (V-A) y el tipo de onda. Generalmente
se dan dos especificaciones para la capacidad de salida: la capacidad continua
y la capacidad de arranque. La capacidad continua debe ser suficiente para
operar todas las cargas CA a la vez. Durante el arranque, algunos equipos
demandan una potencia en V-A varias veces mayor que la potencia continua.
Esta demanda sólo dura un periodo corto de tiempo. Los inversores tienen una
capacidad de arranque de 2 ó 3 veces mayor que la capacidad continua para
estas situaciones.
En la conversión de DC/AC se pierde energía en forma de calor. A mayor carga,
mayor es la energía que se pierde. Los inversores de menos de 1,000 V-A
tienen una eficiencia cercana al 90% trabajando a plena capacidad.
Los inversores se diseñan para operar conmutados externamente, cuando se
trata de sistemas conectados a la red, o autoconmutados, usados para trabajar
conectados a la red o para aplicaciones en sistemas aislados.
9.1.10 Otros elementos o Balance del Sistema (BOS)
La caja de conexiones es el accesorio que recibe el cableado del regulador y se
convierte en el centro de distribución de la red de consumo (lámparas, televisor
etc.), garantizando una adecuada interconexión entre el controlador de carga y
los ramales de consumo. Puesto que el cable que transporta la corriente
proveniente del controlador de carga es más exigente (mayor calibre), a la
salida de la caja de conexiones cada circuito tiene el cable apropiado, por lo
cual garantiza identidad y especificidad para cada rama del consumo.
Los conductores eléctricos transportan la energía eléctrica directa e
intercomunican los diferentes componentes del SFV. Puesto que existen
diferentes circuitos básicos en un SFV, el calibre de los diferentes conductores
debería ceñirse a los requerimientos eléctricos de capacidad para soportar la
corriente máxima en cada parte del sistema, garantizando caídas de voltaje
inferiores al 5% y ser apropiado para el uso en exteriores (protección UV).
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El soporte del módulo o del campo fotovoltaico es importante para ubicar estos
de manera estable. El soporte debería facilitar la ventilación adecuada de los
módulos FV, para minimizar el natural calentamiento de estos por la radiación
solar. Con frecuencia se utiliza la cubierta misma de la vivienda como soporte
de los módulos, pero no siempre se presenta esta facilidad por lo cual el deberá
ubicarse de tal manera que se logren todos los requisitos de orientación e
inclinación entre otros. De todas formas, se recomienda que el soporte sea una
estructura metálica liviana, rígida y que provea facilidades para orientar al
módulo y dar el ángulo de inclinación apropiado y fijo con el obvio propósito de
optimizar la captación de la radiación solar. En la Figura 9.5 se presenta un
esquema de un soporte típico de un SFV.
Figura 9.5
Configuraciones para soportes de módulos solares [7]
Es indispensable que el sitio de ubicación no reciba sombras en ninguna época
del año. Dadas la ubicación geográfica de Colombia, el módulo o el campo
fotovoltaico debería orientarse de tal manera que las regiones de Colombia que
están en el hemisferio norte tengan una inclinación no mayor de 15º con
respecto a la horizontal y orientados hacia el sur. Para las regiones ubicadas en
el hemisferio sur la inclinación no debería ser mayor de 12º con respecto a la
horizontal y orientados hacia el norte. En todo caso, se recomienda que la
inclinación no sea menor de 10º.
Si el campo fotovoltaico se pretende ubicar sobre el techo de la vivienda, se
deben observar los siguientes aspectos:
Verificar que se facilite el cumplimiento de orientación e inclinación
Que la estructura soporte los módulos y la persona que los instalarán.
Adecuada ventilación, que facilite la disipación de calor generado.
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Si se desecha la cubierta de la vivienda es necesario utilizar otro soporte que al
menos cumpla con los siguientes aspectos:
Sea una estructura de madera o metálica liviana y adecuada para facilitar
la orientación e inclinación propicios a la máxima captación de radiación
solar durante el año.
Anclaje y rigidez suficientemente fuertes para soportar cargas eólicas
generadas con vientos de hasta 80 km/h.
Elementos adicionales están constituidos por soporte o gabinete para la batería,
interruptores, accesorios (interruptores, conectores, contactos, grapas, tornillos,
tubos, etc.) y eventualmente dispositivos de puesta a tierra.
9.1.11 Oferta de tecnología en el mercado internacional y nacional
La producción mundial de paneles solares fotovoltaicos aumentó un 32% en
2003, alcanzando 742 MW, de acuerdo con los últimos datos del sector. Según
el Earth Policy Institute, de Estados Unidos, en los últimos cinco años la
producción mundial de paneles solares ha crecido un 27%, con una producción
acumulada de cerca de 3.145 MW, suficiente energía para abastecer más de un
millón de hogares. En la Figura 9.6 se presenta la evolución de la producción
desde el año 1971 al 2003 [8].
800
700
600
MW
500
400
300
200
100
0
1971
Figura 9.6
1978
1982
1986
1990
1994
1998
2002
Producción mundial de paneles FV (1971-2003) [8]
En Europa, el incremento fue del 41%, con Alemania, donde se instalaron 400
MW en 2003, a la cabeza. Por el contrario, en Estados Unidos la producción de
paneles solares en 2003 se redujo un 14% (la caída fue de 104 MW), debido a
una disminución en la producción por parte de BP Solar y a la quiebra de
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Astropower, el segundo productor norteamericano. La producción en el resto del
mundo (RDM) creció más del doble durante el 2003, incrementándose en un
52% alcanzando 83,0 MW SFV instalados. En la Tabla 9.7 se presenta la
evolución de los SFV instalados en el mundo.
Tabla 9.7.
Producción mundial de paneles FV por regiones (MWp DC) [9]
Región
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
Japón
16.40
21.20
35.00
49.00
80.00
128.60
171.22
251.07
363.91
Europa
20.10
18.80
30.40
33.50
40.00
60.66
86.38
135.05
193.35
EUA
34.75
38.85
51.00
53.70
60.80
74.97
100.32
120.60
103.02
RDM
6.35
9.75
9.40
18.70
20.50
23.42
32.62
55.05
83.80
Total
77.60
88.60
125.80
154.90
201.30
287.65
390.54
561.77
744.08
La producción está concentrada en las manos de cinco grandes empresas, que
acaparan el 60% del mercado mundial, Sharp, Kyocera; Shell Solar y BP Solar;
y RWE Schott Solar. En Japón, la investigación y desarrollo cuenta con ayuda
del gobierno desde el año 1994, lo que ha permitido producir casi la mitad
(49%) de los paneles solares del mundo. En la Tabla 9.8 se presenta la
producción anual de los diez primeros fabricantes.
Tabla 9.8.
Principales fabricantes de paneles FV [10]
Empresa
Sharp
Shell Solar
Kyocera
BP Solar
RWE Schott (was ASE)
Mitsubishi
Isofoton
Sanyo
Q-Cells
Photowatt
AstroPower
Total
Total mundial
1999
30.00
22.20
30.30
32.50
10.00
N/A
6.10
13.00
10.00
12.00
166.10
201.30
Producción anual (MW)
2000
2001
2002
50.40
75.02
123.07
28.00
39.00
57.50
42.00
54.00
60.00
41.90
54.20
73.80
14.00
23.00
29.50
12.00
14.00
24.00
9.50
18.02
27.35
17.00
19.00
35.00
14.00
14.00
17.00
18.00
26.00
29.70
246.80
336.24
476.92
287.65
390.50
561.77
2003
198.00
73.00
72.00
70.23
42.00
42.00
35.20
35.00
28.00
20.00
17.00
632.43
744.08
Las zonas no interconectadas en países en vía de desarrollo, como Colombia,
han sido las mas beneficiadas con la instalación de SFV, los cuales han
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comprobado ser competitivas con respecto a sistemas convencionales (plantas
diesel o iluminación con kerosén).
Las celdas de silicio cristalino (mono y policristalino) dominan el sector de la
industria de celdas FV (ver Tabla 9.9). Cerca del 89% de la producción mundial
de celdas y módulos FV en el 2003 esta basada en celdas de silicio
monocristalino y policristalino (660 MW). A pesar de que nuevas plantas han
comenzado a producir módulos de película delgada (thin-film), solo 26 MW de
silicio amorfo (Si-a) se produjeron (3,4% del total de la producción). En el 2003,
se fabricaron 4 MW de celdas de diselenio indio de cobre (CIS) y al rededor de
3 MW de celdas de telurio de cadmio (CdTk).
Tabla 9.9.
Mercado mundial de SFV por tecnología 2003 (MW) [11]
Tecnología
Silicio policristalino
Silicio monocristalino
Total silicio mono y policristalino
Silicio amorfo
Silicio amorfo para uso interior
Total silicio amorfo
Concentradores de silicio critalino
Cinta de Silicio
Telurio de cadmio para uso interior
Telurio de cadmio para uso interior
Diselenio indio de cobre
Silicio microcristalino
Si-a en Silicio Cz
Total
Total uso interior (8.0 Si-a + 1.5 CdTe)
Total producción mundial
EUA
13.42
68.00
81.42
7.10
0.00
7.10
0.70
6.80
0.00
3.00
4.00
103.02
Producción (MW)
Japón Europa RDM
271.23 114.50 60.65
44.17
71.15
17.15
315.40 185.65 77.80
0.01
7.70
3.00
5.00
0.00
3.00
5.01
7.70
6.00
0.00a
13.50
30.00
363.91 193.35 83.80
Total
459.80
200.47
660.27
17.81
8.00
25.81
0.70
6.80
3.00
4.00
13.50
30.00
744.08
9.60
734.48
Porcentaje
total
61.79%
26.94%
88.73%
2.40%
1.00%
3.40%
0.10%
0.90%
0.40%
0.54%
1.82%
4.00%
99.89%
En cuanto al desarrollo de la energía solar fotovoltaica en Colombia se
comenzó con el inicio de los planes de telefonía rural de Telecom en 1970. A
partir de allí se ha aprendido mucho del concepto, del diseño, del rendimiento,
de la instalación y del mantenimiento de los SFV, además permitió que esta
tecnología llegara a los lugares más remotos de Colombia.
Aunque en Colombia el empleo de los sistemas fotovoltaicos se inició en 1979,
su difusión ha sido relativamente limitada como quiera que hacia finales de
1994 la potencia instalada sólo superaba los 2.000 kWp y la generación anual
era de 2.385 MWh.
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Según estudios, en Colombia se han instalado algo más de 3 MWp que
equivaldrían a cerca de 50.000 módulos de 50 W. Esta potencia y esos módulos
están distribuidos a lo largo y ancho del país, principalmente en las ZNI. Las
instalaciones centralizadas más grandes no superan los 25 kWp.
El mercado colombiano de SFV cubre básicamente todo el espectro de uso de
dichos sistemas: telecomunicaciones civiles y militares, conservación de
vacunas, iluminación, señalización marítima, terrestre y fluvial, pequeñas
centrales comunitarias, etc.
Actualmente hay en el país varios proveedores de sistemas fotovoltaicos (ver
Tabla 9.13). Los sistemas que suministran tienen módulos importados y el resto
del sistema, reguladores y baterías, son con frecuencia de fabricación nacional,
así como también las lámparas y algunos otros electrodomésticos que proveen.
Estos sistemas son ya equipo estándar en el país.
De los datos disponibles se estima que el mercado tiene una dinámica de
crecimiento fluctuante alrededor del 20% anual, con unas expectativas
excelentes por la credibilidad ganada entre usuarios y potenciales usuarios.
Antes de la transformación del ICEL, en el actual IPSE, se habían instalado
aproximadamente 758 sistemas individuales y uno centralizado para 15
usuarios lo que ha demandado inversiones que superan $1.200 millones de
pesos, todo esto con el fin de dar electrificación a las zonas más apartadas y
difíciles de acceder. En el 2002 el Gobierno destinó alrededor de $30.000
millones de pesos, a través del Fondo Nacional de Regalías, para instalaciones
solares fotovoltaicas en varias regiones del país [12], lo que equivaldría a más
de 500 kWp de SFV instalados en todo el territorio nacional.
Las inversiones efectuadas por el gobierno mas la demanda de los SFV a nivel
industrial, ha permitido que se hallan dado importantes desarrollos en las
empresas nacionales que integran y ofrecen estos equipos, tales como: diseño,
construcción y ensamblaje de partes y componentes de los sistemas
fotovoltaicos, generación de ideas y soluciones novedosas típicas de la
situación colombiana, manejo adecuado y acertado de los conceptos de
ingeniería de los sistemas fotovoltaicos al nivel de las potencias que se
manejan y además se ha presentado un interés creciente en el establecimiento
y adopción de normas de calidad para dichos sistemas.
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9.1.12 Aspectos ambientales
La energía solar fotovoltaica causa impactos poco relevantes en las fases de
operación, sin embargo, en las fases de producción, construcción y
desmantelamiento los impactos son significativos.
Un amplio rango de materiales, algunos de ellos tóxicos y peligrosos son
empleados en la industria fotovoltaica. En las grandes industrias un derrame de
estas sustancias solo suele ocurrir bajo situaciones accidentales por lo que
suponen un pequeño riesgo a la salud pública. Los riesgos ocupacionales son
equivalentes a los riesgos en otras plantas químicas que utilicen es sus
procesos gases tóxicos y mezclas explosivas de gases.
Uno de los principales impactos, es el efecto sobre los ecosistemas
ocasionados por el cambio de uso del suelo y los disturbios ocasionados
durante la construcción de grandes SFV.
Las centrales solares, de mas de 1 MWp de capacidad instalada, ocupan
grandes áreas, aproximadamente 0,5 hectáreas/GWh/año tomando en cuenta
la superficie ocupada por los módulos FV, sin embargo el área puede superar
1,5 hectáreas/GWh/año en toda la superficie del terreno ocupada por la central
[13]. Esto causará un significativo impacto visual y la utilización del suelo sería
minimizada. No obstante, los impactos ecológicos y visuales se reducirían, si se
desarrollan proyectos incorporados a techos y fachadas de edificaciones.
Toda instalación fotovoltaica puede ocasionar un riesgo a la salud. Un incendio
emitirá a la atmósfera sustancias tóxicas, haciéndolo comparable al de
industrias que manejen sustancias peligrosas.
Los impactos en la fase de desmantelamiento de un SFV, están relacionados
con la disposición final de las celdas CdTe puede suponer un riesgo a la salud
pública basado en la alta toxicidad del Cadmio, si la disposición o el reciclaje no
se realizan de acuerdo a la legislación de tratamiento de residuos peligrosos en
plantas habilitadas.
Sin embargo el cadmio está presente en las celdas fotovoltaicas en
concentraciones muy pequeñas (aproximadamente 10 gramos por m2) y
además se encuentra en forma insoluble y con baja posibilidad de
bioacumulación, por lo que los niveles de lixiviación en el caso de que estos
residuos sean dispuestos en rellenos, se espera que sean bajos.
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9.24
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La mayoría de los potenciales impactos ambientales asociados a las celdas
fotovoltaicas son moderados (si se asume que se trabajará con una buena
gestión ambiental). La excepción a esto la da el impacto visual generado por
grandes instalaciones, pero como se mencionó anteriormente los pequeños
módulos y los que se encuentran incorporados a techos o fachadas de edificios,
reducen considerablemente el impacto visual.
En las Tablas 9.10 y 9.11, se presenta un resumen de los principales riesgos
por incendio y toxicidad que existen por la disposición de las celdas solares y un
resumen de los principales impactos ambientales que puede causar una
instalación SFV, respectivamente.
Tabla 9.10. Materiales tóxicos y peligrosos usados en la producción de
celdas fotovoltaicas [14]
Celda
Sílice
cristalino
Material
Riesgo incendio
Triclorosilano
(SiHCl3)
Severo cuando es expuesto al
calor
Phosphorous
oxycloride (P0Cl3)
Ácido Clorhídirco
(HCl)
Silano (SiH4)
Fosfina (PH3)
Sílice
Amorfo
Diborano (B2H6)
CdTe
Cadmio
CIS
Hydrogen selenide
(SeH2)
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Potencialmente
explosivo
reaccionar con agua
al
Toxicidad
Moderadamente tóxico
en
ingestión
o
inhalación
Tóxico
luego
de
inhalación o ingestión
Ácido corrosivo
Produce ignición en aire, puede
autoexplotar
Ignición espontánea en aire
Riesgo severo de incendio en
caso de reacción química
Reacciona violentamente en aire
Reacciona con el agua para
ceder hidrógeno lo cual es
potencialmente explosivo
Medianamente tóxico en
caso de inhalación
Muy tóxico
Extremadamente tóxico
Metal pesado tóxico y
sospechado
de
ser
cancerígeno
Riesgo de incnedio cuando es
expuesto al calor o a las llamas
Forma mezclas explosivas en aire
9.25
Extremadamente tóxico
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Tabla 9.11. Resumen de los principales impactos ambientales de los
SFV [15]
Receptor
Impacto
Varios
Varios
Varios
Emisiones y ruido
Emisiones y ruido
Emisiones y ruido
Zona de
impacto
L/R/G
L/R/G
L/R/G
Varios
Emisiones y ruido
L/R/G
Alta
Varios
Emisiones y ruido
L/R/G
Baja
Trabajos de construcción,
tráfico en rutas
Varios
Emisiones atmosféricas
L/R/G
Baja
Impactos ocupacionales
Empleo
Incremento necesidad
de mano de obra
Loc / Reg
Baja
Ruido
Local
Baja
Contaminación visual
Local
Baja
Actividad
Extracción del recurso
Transporte del recurso
Procesado del material
Manufactura de
componentes
Transporte de los
componentes
Prioridad
Baja
Baja
Medio
Construcción
Ruido (tráfico en rutas)
Impacto visual
Público en
general
Público en
general
Impactos ecológicos
Uso del suelo
Ecosistemas
Uso del suelo, pérdida
de hábitat
Local
Baja - Alta 1
Ruido durante labores
construcción
Ecosistemas
Disturbios, estrés
Local
Baja
Contaminación visual
Local
Baja - Alta 1
Local
Baja
Local
Baja
Local
Baja
Generación
Impacto visual
Emisiones
Ecosistemas
Público en
general
Ninguna
Salud pública
Salud ocupacional
Trabajadores
Empleo
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Accidentes
Se incrementan los
beneficios del empleo
9.26
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9.2
CAMPO DE APLICACIÓN
Los sistemas fotovoltaicos se pueden clasificar de acuerdo a diferentes criterios:
grado de interacción con la red, capacidad, aplicación, etc. De acuerdo a su
grado de interacción con la red se clasifican en sistemas aislados y en sistemas
interconectados a ella.
La finalidad de conectar a la red eléctrica una instalación fotovoltaica es poder
vender toda la producción para que, progresivamente, el porcentaje de energía
limpia que se consume de la red vaya ampliándose.
Conectando una instalación fotovoltaica a la red eléctrica convencional
conseguimos convertirla en una pequeña central productora. Sin embargo, en
Colombia no hay esquemas técnicos y normativos para interactuar sistemas de
generación de energía eléctrica solar fotovoltaica con la red de interconexión
eléctrica nacional. Así se conseguiría que los usuarios puedan consumir de la
red una parte de energía que proviene de fuentes renovables.
9.2.1
Sistemas aislados
Son sistemas que no interactúan con la red eléctrica convencional (aislados de
la red). Los sistemas híbridos, compuestos por dos sistemas diferentes de
generación, pertenecen a esta categoría. Los sistemas aislados pueden
suministrar electricidad a un grupo de consumidores. Un grupo de
consumidores puede recibir energía eléctrica mediante sistemas individuales
(esto es, descentralizados) o mediante un sistema centralizado que distribuye la
energía eléctrica a través de una red de distribución local.
Una de las mayores aplicaciones que tienen los SFV aislados la constituyen los
sistemas domésticos. Estos generalmente son descentralizados, esto es, cada
usuario dispone de su propio sistema, mientras que también e posible tener un
solo sistema centralizado y suministrar la energía eléctrica a todos los usuarios
de una pequeña comunidad vía distribución de la energía por red.
Un sistema descentralizado típico en los numerosos sistemas instalados en
Colombia, es la instalación de pequeños sistemas individuales que suministren
energía eléctrica 12 VDC a cargas DC o a equipos a 110 VAC vía inversores.
La demanda de carga para la mayoría de los sistemas empleados en Colombia
en el sector rural, esta compuesta por algunas luminarias fluorescentes de alta
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eficiencia, un televisor y radio grabadora. La carga total promedio es del orden
de 250 W-h/día, la cual puede ser provista por un SFV de 50 Wp, que esté
ubicado en un lugar con una insolación de 5 kWh/m2, propia de muchas
regiones cálidas en Colombia.
Los sistemas fotovoltaicos tienen características, que los hace apropiados para
zonas remotas: no requieren combustible, requieren bajo mantenimiento, son
modulares (expansión), son de fácil operación (sistemas inatendidos) y
prolongada vida útil (15 años paneles solares, 4 años baterías, 10 años
reguladores). Sin embargo, requieren inversiones muy elevadas que deben ser
cuidadosamente diseñadas, tanto para el suministro de energía, como para los
consumos.
La energía disponible diariamente es ciertamente muy limitada y por
consiguiente los equipos deben ser eficientes, como pueden ser las lámparas
fluorescentes compactas y por lo tanto es necesario implementar una
instalación desde el punto de vista de eficiencia energética aplicando criterios
de uso racional de energía.
Los equipos dentro de un contexto de uso racional de energía deben
preferiblemente poderse desconectar ya que muchos de los equipos
electrónicos hoy en día tienen cargas parásitas que para un sistema tan
pequeño pueden ser significativas.
9.2.2
Sistemas aislados centralizados
En estos sistemas la generación se hace centralizada. En este caso deben
analizarse los consumos individuales y estudiarse las alternativas de suministro
de energía para reducir las pérdidas por transmisión.
Las ventajas de los sistemas centralizados se centran en que se puede tener un
sistema de menor capacidad frente al total de los sistemas individuales,
pudiéndose lograr economías de escala, además se reduce el número de
equipos (menores inversores) y por lo tanto las labores de mantenimiento son
menores.
Sin embargo, se deben tomar en cuenta los costos de la red de distribución y
establecer normas de uso, mantenimiento y operación que garanticen un
adecuado suministro a cada uno de los usuarios, estableciendo patrones de
consumo, responsabilidades de mantenimiento y la viabilidad de hacer una
contribución para el sostenimiento del sistema.
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9.28
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9.2.3
Sistemas híbridos
Los sistemas híbridos de generación de electricidad son aquellos en los que se
integran dos o más tecnologías (diesel, solar, eólica, biomasa, hidráulica, etc)
con el fin de satisfacer los requerimientos energéticos de un consumidor a un
costo competitivo.
Desde hace algún tiempo los sistemas híbridos han sido considerados una
alternativa prometedora para los sistemas de generación autónomos basados
en generadores diesel, dichas expectativas comprenden la disponibilidad de
servicio y calidad, económicamente viable para muchas localidades y utilización
de las fuentes renovables de energía disponibles y amigables con el ambiente.
Por supuesto los sistemas híbridos son más complejos que los sistemas de
generación de electricidad que se basan en generadores diesel, Por otro lado,
entre los principales obstáculos para la utilización de los sistemas híbridos se
encuentran las altas inversiones iniciales son requeridas debido al alto costo del
equipo y de ingeniería, y la optimización de la operación del sistema híbrido es
complicada ya que requieren sistemas de control sofisticados.
9.2.4
Sistemas interconectados a la red
Los sistemas interconectados a la red pueden ser de dos tipos: Centrales
solares fotovoltaicas y SFV instalados en hogares o edificios. La principal
característica de estos sistemas consiste en que entregan la energía que
generan a la red, reduciendo los costos que implica un banco de baterías.
Este esquema alterno de generación de energía eléctrica se denomina
Generación Distribuida y presenta características favorables para el generador
y el consumidor, ya que posiblemente no se tendrán cargos adicionales en las
tarifas (disponibilidad), el usuario estará en posibilidad de cogenerar y además
podrá controlar la confiabilidad y disponibilidad de su sistema de generación.
A nivel mundial se presenta un especial interés en desarrollar este tipo de
instalaciones, que empiezan a ser competitivas frente a otras alternativas de
generación, gracias a nuevos esquemas de regulación y financiación. Estos
sistemas no requieren de sistemas de acumulación de energía (baterías) ya que
la energía la toman directamente de la red, cuando no hay irradiancia solar.
Además las empresas de servicios de energía están instalando este tipo de
sistemas en los puntos finales de la red, lo que permite balancear las líneas de
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9.29
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transmisión de energía y obtener una energía de buena calidad en sitios críticos
de la red.
9.2.5
Centrales solares fotovoltaicas
Se trata de instalaciones de potencia elevada, generalmente mayores de 100
kWp, promovidas actualmente por los países industrializados en proyectos
demostrativos, para conocer el comportamiento de estos sistemas
interactuando con la red convencional y estimular con estas grandes
inversiones el desarrollo de la industria fotovoltaica.
Las centrales solares fotovoltaicas instaladas en ramificaciones finales de una
red, contribuyen con el mejoramiento de la calidad del servicio (en cola de red)
pudiendo atender servicios mínimos en caso de fallas de la red. Puesto que la
generación sigue el comportamiento de la radiación solar en la localidad, estos
generadores suministran más energía cuando precisamente los equipos de aire
acondicionado demandan más energía y cuando el costo de generación
convencional es también mayor.
9.2.6
SFV en edificios interconectados a la Red
Estos sistemas, a diferencia de los anteriores, están limitados en su capacidad
al área disponible para la instalación del generador fotovoltaico. Sin embargo,
Actualmente los fabricantes de paneles FV ofrecen sistemas que se adaptan a
las fachadas de los edificios, lo que permite optimizar el área susceptible de ser
utilizada para instalar los paneles FV.
Puesto que el generador es también consumidor de energía, el esquema de
interacción con la red es diferente. Se pretende que la mayor parte de la
energía generada sea consumida in situ, pudiéndose entregar a la red el
excedente de generación.
Puesto que el sistema carece de subsistema de almacenamiento, entonces el
usuario puede consumir de la red el déficit de energía. Esto implica que el
sistema debe disponer de un sistema de medición de energía que entra y sale
del edificio y un control de la fase para que la corriente entregada a la red entre
en fase con ella.
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9.30
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9.3
RECURSO ENERGÉTICO EN EL PAÍS
El recurso solar o luz solar es la materia prima para generar energía eléctrica.
Se debe tener conocimiento de los conceptos básicos de la energía solar como
irradiación solar, insolación o radiación solar global y brillo solar para entender
el funcionamiento y rendimiento de los SFV. La insolación es un parámetro
clave para dimensionar SFV.
9.3.1
Irradiación solar y Radiación solar
El recurso solar de un lugar se puede caracterizar en términos de la irradiación
solar (irradiancia) y la radiación solar (insolación). La irradiación solar es la
intensidad de la luz solar. Las unidades más comunes son Watts por metro
cuadrado (W/m2) o kilowatt por metro cuadrado (kW/m2). La superficie
captadora, en este caso el arreglo FV, recibe más irradiación solar cuando se
orienta directamente hacia el sol, y no hay obstáculos que hagan sombra, como
nubes y árboles. En un día despejado, la irradiación solar sobre una superficie
perpendicular al sol alcanza un máximo de 1.0 a 1.2 kW/m2 al mediodía.
La radiación solar es la cantidad de energía solar recibida durante un intervalo
de tiempo. Se mide en unidades de kilowatt-hora por metro cuadrado (kWh/m2). Para dimensionar sistemas FV, es necesario conocer irradiación solar
diaria promedio, preferiblemente para cada mes del año. La radiación solar
diaria promedio comúnmente se expresa en horas solares pico (HSP). Una hora
solar pico es la energía recibida durante una hora, a una irradiación solar
promedio de 1 kW/m2. Es decir, 1kW-h/m2 es igual a 1 HSP. En la Figura 9.4
se puede visualizar más fácilmente este concepto. No se debe confundir las
HSP con las "horas luz" o el brillo solar, que corresponde a la duración del día.
Las HSP y no las horas luz son relevantes para el diseño de sistemas FV. La
insolación diaria promedio varía entre 3 y 7 HSP dependiendo del lugar.
En Colombia las variables medidas por el IDEAM son Brillo Solar y Radiación
Solar Global. El Brillo Solar es el número de horas al día que la intensidad de la
radiación solar directa tiene una intensidad superior a aproximadamente 200
W/m2. La unidad es horas al día. Información sobre Brillo Solar existe para 231
estaciones (hasta 1992) y durante periodos de tiempo, que en numerosas
estaciones puede ser superior a 5 años de registro. El instrumento empleado es
el Solarímetro (Heliógrafo) Campbell-Stokes.
La Radiación Solar Global (más exactamente, la Irradiancia Solar Global) es la
cantidad de energía radiante (directa mas difusa) recibida por una superficie
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horizontal de área unitaria, durante un intervalo de tiempo dado. La unidad del
Sistema Internacional de Unidades (SI) es MJ/m2 y el intervalo de tiempo suele
ser un día. El instrumento más ampliamente utilizado por la red colombiana es
el Actinógrafo (o Piranómetro Robiztch). Este instrumento es reconocido como
Clase 3 por sus características de respuesta. Redes más orientadas hacia la
medición de esta variable con fines energéticos suelen emplear instrumentos
Clase 2 como los piranómetros Negro y Blanco (marcas usuales son Eppley,
Kipp&Zonen, etc.).
9.3.2
Información primaria
Conocer la cantidad del recurso solar de que disponen en el lugar escogido
para un proyecto de generación de energía solar fotovoltaica, es el primer paso
para poder estimar la viabilidad de un SFV.
Actualmente se cuenta con un Atlas de Radiación Solar de Colombia, que es un
conjunto de mapas donde se representa la distribución espacial del potencial
energético solar de Colombia; en estos mapas se establece el valor promedio
diario de energía solar, brillo solar y radiación ultravioleta que incide sobre una
superficie plana por metro cuadrado, de cada una de estas variables se muestra
el comportamiento promedio en el tiempo mediante 13 mapas, uno para cada
mes del año y un mapa promedio anual.
El atlas de radiación solar de Colombia contiene la representación espacial del
recurso solar, desarrollada con base en información radiométrica medida
directamente en más de cien estaciones sobre el territorio nacional, y
complementada con alrededor de seiscientas estaciones meteorológicas donde
se realizan medidas rutinarias de brillo solar, humedad relativa y temperatura,
variables correlacionadas con la intensidad radiante sobre la superficie.
Este trabajo es el resultado de una sinergia entre el Instituto de Hidrología,
Meteorología y Estudios Ambientales (IDEAM) y la Unidad de Planeación
Minero Energética (UPME), quienes en el año 2003 elaboraron y publicaron la
segunda versión del Atlas de Radiación Solar de Colombia.
En la Figura 9.7 se presenta un Mapa de Radiación Global Sobre una Superficie
Plana [18], el cual mediante convenciones de colores donde la variación desde
el amarillo hasta el rojo indica una mayor intensidad, se ilustra el promedio
anual diario de la cantidad de energía de la radiación solar que incide sobre el
territorio colombiano. La radiación global es la cantidad de energía solar
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recibida durante un intervalo de tiempo y se mide en unidades de kilowatt-hora
por metro cuadrado (kW-h/m2).
En la Figura 9.8 se presenta un Mapa de Brillo Solar [19], el cual mediante
convenciones de colores donde la variación desde el amarillo hasta el rojo
indica una mayor intensidad, se muestra uno promedio anual que ilustra una
aproximación de promedios anuales diarias del número de horas de sol, brillo
solar, sobre el territorio colombiano. El valor suministrado corresponde al
número de horas que en promedio durante un día de cada mes o año el sol se
puede observar en el cielo.
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9.33
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Figura 9.7
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Mapa de radiación global promedio multianual (kWh/m2) [16]
9.34
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Figura 9.8
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Mapa de brillo solar Promedio multianual (horas de brillo) [17]
9.35
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Los mapas anteriores sirven como referencia y consulta para estudios de
factibilidad, diseño, dimensionamiento y simulación de sistemas de generación
de energía solar fotovoltaica. Sin embargo, para implementar un proyecto es
preferible hacer mediciones directas en el lugar de la instalación, ya que estos
mapas tienen incertidumbres que pueden generar sobrecostos o deficiencias de
los sistemas instalados.
En regiones como La Guajira la radiación solar global puede llegar a superar los
6,0 kWh/m2-día (6,97 kWh/m2-día), cifra que es realmente muy alta si se tiene
en cuenta que el máximo mundial es de aproximadamente 6,8 kWh/m2/día, el
potencial en Colombia en relación con este máximo, varía entre 56% en la
Costa Pacifica y 88 % en la Guajira. Pero más importante aún que los valores
es que la distribución mensual de la radiación global es pequeña comparada
con otros lugares lo que permite que los sistemas de acumulación de energía
sean de capacidad reducida.
El mapa de brillo solar para Colombia presenta un promedio diario anual de 7,1
horas (Estación Nasaret, Guajira), dando aproximadamente un promedio anual
de 2.600 horas. Los valores de radiación solar oscilan entre 5 y 6 kWh/m2 día
en el Norte del País y entre 3,5 y 5,0 kWh/m2 día en el resto del país.
9.4
REGIONALIZACIÓN
A partir del trabajo de Potencialidades y Restricciones Técnicas, Económicas y
Ambientales para el Desarrollo Minero-Energético (SIPR) de la UPME [20], se
extrajeron una serie de mapas que ofrecen información aproximada del
potencial del recurso de energía solar.
El SIPR busca contar con la capacidad de analizar toda Colombia para
encontrar las áreas del país donde existe el potencial para el aprovechamiento
de distintos tipos de minerales, fuentes de energía e hidrocarburos. Además de
conocer la susceptibilidad ambiental de todo el país a las actividades mineras y
de aprovechamiento de energía. Para permitir el análisis integral de proyectos
en etapas de prefactibilidad, así como apoyar la toma de decisiones para la
expansión sectorial.
En el mapa de radiación solar de Colombia del SIPR, presentado en la Figura
9.9, fue elaborado por el IDEAM en 1998 y presenta una reseña del potencial
de la energía solar en el país. El mapa presentado por el IDEAM muestra las
regiones del país con índices en kWh/m2-día. La información se encuentra
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9.36
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contenida en un mapa de radiación solar diaria, promedio anual, y no hay
información en ese informe sobre la radiación en las distintas localidades del
país.
Figura 9.9
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Mapa de Radiación promedio anual [kwh/m2.día] [18]
9.37
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El territorio nacional se dividió en varias regiones, clasificándolas por
interconectadas y zonas no interconectadas, además de tomar en cuenta
aspectos naturales, políticos, desarrollo de infraestructura, etc. En la Tabla 9.12
se presenta un listado de las regiones, con los respectivos valores de radiación
solar (kWh/m2/día), usados en la estimación de la energía generada de acuerdo
a la tecnología usada.
Tabla 9.12. Potencial de la energía solar en Colombia, por regiones
Nombre
Zona
Int01
Int02
Int03
Int04
Int05
Int06
Int07
Int08
Int09
Zni12-01
Zni12-02
Zni12-03
Zni12-04
Zni12-05
Zni12-06
Zni12-07
Zni12-08
Zni01
Zni02
Zni03
Zni04
Zni05
Zni06
Zni07
Zni08
Zni09
Zni10
Zni11
1
2
3
3
3
3
3
3
3
1
2
3
3
5
5
4
5
6
6
6
3
3
4
4
3
4
4
3
Radiación Solar
2
(kWh/m /día)
5,5-6,0
5,0-5,5
4,5-5,0
4,5-5,0
4,5-5,0
4,5-5,0
4,5-5,0
4,5-5,0
4,5-5,0
5,5-6,0
5,0-5,5
4,5-5,0
4,5-5,0
3,5-4,0
3,5-4,0
4,0-4,5
3,5-4,0
3,0-3,5
3,0-3,5
3,0-3,5
4,5-5,0
4,5-5,0
4,0-4,5
4,0-4,5
4,5-5,0
4,0-4,5
4,0-4,5
4,5-5,0
Brillo solar
Región del país
(h/año)
3000
2600
2400
2400
2400
2400
2400
2400
2400
3000
2600
2400
2400
1400
1400
1800
1400
1000
1000
1000
2400
2400
1800
1800
2400
1800
1800
2400
Guajira, Cesar, Sur Bolivar
Costa atántica
Norte de Santander
Antioquia
Boyaca, Santander
Viejo Caldas
Tolima, Huila
Cundinamarca, Bogotá, Meta
Cauca, Nariño
Uribia (Guajira)
Bajo Magdalena (Sur de Bolivar)
Aguachica (Cesar)
Arauca
Sierra Macarena (Meta)
Buenaventura (Valle)
Caquetá, Gaviare, Meta
Cauca, Putumayo
Norte Chocó
Sur Choco
Cauca, Nariño
Arauca
Meta, Vichada
Amazonas, Caquetá
Putumayo
Amazonas
Vaupés
Guainía
Vichada
Estas zonas potenciales para recurso solar, son aproximadamente homogéneas
por potencial y podrían diferenciarse en el costo de generación y asociarlo con
otros factores que afectan el cálculo del costo de generación.
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9.5
TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA
Las tecnologías de generación solar fotovoltaica se pueden clasificar de
acuerdo a una escala de capacidad, de acuerdo a la disponibilidad de energía
eléctrica y la demanda requerida por una comunidad.
9.5.1 Generación a pequeña escala
Se trata de pequeños sistemas menores 1 kWp de potencia pico instalada en
zonas aisladas de la red de interconexión y para pequeñas demandas de
energía como pueden ser: hogares campesinos (para servicios como
iluminación, radio, TV pequeño), equipos de telecomunicaciones, zonas
protegidas, parques nacionales, boyas, radio-ayudas, etc.
En esta escala, la tecnología en Colombia está comercialmente disponible y
suficientemente madura. Los sistemas son nacionales y tienen solamente como
elemento importado el módulo solar. Este módulo es altamente confiable. Pero
con frecuencia se encuentran elementos del sistema de manufactura nacional
con baja calidad. En este sentido es necesario un Programa de Aseguramiento
de la Calidad y la introducción de normas y estándares que aseguren al
consumidor buenos productos y un buen servicio.
9.5.2 Generación a mediana escala
Se trata en este caso de SFV con potencias entre 1 y 100 kWp, en zonas
aisladas de la red de interconexión, en aplicaciones tales como suministro
centralizado de AC a pequeños caseríos (del orden de algunas decenas de
hogares), equipos de telecomunicaciones, alimentación de equipos en zonas
protegidas, parques nacionales, etc.
La experiencia obtenida hasta ahora en Colombia indica que la generación a
mediana escala con SFV es altamente ventajosa y su utilización aumentará con
bastante certeza en los próximos años, ya que representan una alternativa a las
plantas eléctricas individuales o comunales en pequeñas comunidades
aisladas.
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9.5.3 Generación fotovoltaica a gran escala
Se trata en este caso de SFV de generación con potencias entre 100 kWp y 1
MWp interconectados a la red. Este tipo de plantas se encuentran en un estado
de desarrollo avanzado en los países industrializados y disponibles
comercialmente, instaladas principalmente por empresas generadoras que
desean diversificar su oferta energética con fuentes renovables o muchas
empresas e industrias que tienen un interés en mejorar sus indicadores
ambientales, además de las ventajas que ofrecen estas instalaciones en las
terminales de las redes eléctricas como balance del sistema.
Su costo instalado en el exterior en los años 90’ era de $10.000 USD/kW. Con
la tendencia que el costo de las celdas se reduce un 50% en la década actual,
su costo de instalación es de orden de $6.500 USD/kW para países
desarrollados. En estas condiciones solamente en circunstancias muy
particulares podría competir contra alternativas convencionales.
En términos de las condiciones colombianas, una central de este tipo se podría
instalar en lugares desérticos o semidesérticos (Guajira, por ejemplo), en donde
el costo de la tierra se considera inicialmente bajo. En Colombia, desde el punto
de vista de los costos, esta tecnología al nivel de generación de potencia a gran
escala, no resulta actualmente ni en mediano plazo competitiva, frente a la
generación con sistemas convencionales (centrales hidráulicas, generadores
diesel, pequeñas térmicas a gas y a carbón) o interconectados a la red en
Colombia y por tanto, las posibilidades de su utilización para generación a gran
escala interconectada es muy difícilmente viable.
9.5.4 Centrales de generación fotovoltaica
Se trata en este caso de SFV de generación con potencias entre mayores de 1
MWp interconectados a la red. Si bien estas plantas se encuentran en los
países industrializados a nivel de plantas piloto experimentales, se estima que
pronto estarán comercialmente disponibles.
Desde el punto de vista de la tecnología, las centrales fotovoltaicas presentan
una serie de desventajas que seria necesario evaluar en cada caso particular
frente a alternativas convencionales. Es de anotar que esta energía es no
despachable y por tanto se requiere de respaldo de energía firme. Por
consiguiente, se considera que la generación a gran escala con centrales
fotovoltaicas interconectadas a la red, puede darse por descontada en el
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9.40
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mediano plazo. Pero si se considera conveniente, observar cuidadosamente el
desarrollo futuro de esta tecnología a gran escala.
9.6
PLANTAS TÍPICAS
En este numeral se hace la descripción detallada de las plantas típicas en cada
tecnología, especificando valores de capacidad y algunas dimensiones típicas.
Esta descripción es la base para el presupuesto con el cual se calculen los
respectivos costos de generación.
9.6.1 Generación a pequeña escala
Se plantea plantas típicas usadas en ZNI o sistemas que no interactúan con la
red eléctrica convencional (aislados de la red). Además son sistemas
individuales domésticos, en que cada usuario dispone de su propio equipo. Son
aplicaciones rurales aisladas muchas veces económica, instalados sobre
tejados de casas.
SFV 50 Wp de DC para ZNI: Instalación tipo de 50 Wp DC (con rango hasta
100 Wp) en donde todos los equipos consumidores son de DC, para suplir
las necesidades de un grupo familiar pequeño de escasos recursos, en
donde el costo de la instalación incluye los equipos consumidores.
La planta típica de SFV de energización rural dispersa en Colombia
suministra energía eléctrica a 12 VDC a cargas DC. Los componentes
activos básicos de generación de esta planta tipo se presentan en la Tabla
9.13.
La demanda de carga de estos sistemas está constituida por iluminación
(lámparas fluorescentes tipo PL) y comunicaciones diseñados para trabajar
con corriente continua. El diseño del banco de baterías se estimo con base
en un periodo de reserva de hasta 3 días. La energía diaria total
demandada por la instalación típica descrita es de 200 Wh, que al año
equivalen a 73,0 kWh/año.
Dependiendo de la región de Colombia donde se instale el SFV de 50 Wp,
éste generará diferentes cantidades de energía eléctrica. En la Tabla 9.14
se presentan los valores estimados de energía generada, para las
condiciones descritas en la Tabla 9.13.
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9.41
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Los cálculos de la Tabla 9.14 se estiman considerando una eficiencia del
10% para una celda fotovoltaica policristalina, un SFV típico de 50 Wp
posee un área de 0,5 m2, la eficiencia de las baterías se estima en un 75%,
el control de carga posee una eficiencia del 85% y se consideran unas
pérdidas por cargas muertas del 10%.
Tabla 9.13. Planta tipo para generación a pequeña escala 50 Wp
Elemento
Módulos
Tipo
Número de celdas
Potencia pico
Superficie módulo
Número de módulos
Voltaje nominal
Corriente en Wp
Control y regulación
Cantidad controles
Capacidad control
Banco de baterías
Tipo
Capacidad
Profundidad de descarga
Tensión nominal
Número baterías
Valor
Policristalino
36
50
0,5
1
17
3
1
4,5
Plomo - ácido
70
60
12
1
Unidad
Wp
2
m
V
A
A
Ah
%
V
Tabla 9.14. Energía generada de un SFV de 50 Wp
Energía generada
(kWh/m /día)
Brillo solar
(h/día)
1
5,75
9,0
68,34
2
5,25
7,0
62,39
3
4,75
5,5
56,45
4
4,25
4,5
50,51
5
3,50
3,0
44,57
Zona
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Radiación Solar
2
9.42
(kWh/año)
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COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
En la Figura 9.10 se muestra un diagrama descriptivo de la planta tipo para
un SFV para generación a pequeña escala de 50 Wp.
Radio 16 W
Panel 50 Wp
Controlador de
carga 12 V 10 A
TV B/N 16 W
Puesta a tierra
Caja de
conexiones y
fusibles
Batería 70 Ah 12 V
3 Lámparas 15 W c/u
Figura 9.10 Esquema de un SFV de generación a pequeña escala (50 Wp)
SFV 300 Wp de DC/AC para ZNI: Instalación tipo de 300 Wp DC y AC (con
rango hasta 1.000 Wp), en donde se pueden instalar algunos equipos
consumidores de AC y por lo tanto se requiere un inversor. Esta instalación
esta considerada para suplir las necesidades de un hogar un poco más
grande y sólo se toman en cuenta los equipos DC dentro del costo de
inversión.
La planta típica de SFV de energización rural dispersa en Colombia
suministra energía eléctrica a 12 VDC a cargas DC y 110 V para cargas AC.
Los componentes activos básicos de generación se presentan en la Tabla
9.15.
La demanda de carga para estos sistemas está constituida por iluminación
(lámparas fluorescentes tipo PL) para trabajar con corriente continua,
además se cuenta con equipos de entretenimiento a 110 V-AC. El diseño
del banco de baterías se estimó con base en un periodo de reserva de
hasta 3 días. La energía diaria total demandada por la instalación típica
descrita es de 400 Wh de DC y 600 Wh de AC, sin embargo, se deben
considerar los consumos de los equipos auxiliares y las potencias de
arranque de algunos equipos de AC, por lo tanto el consumo al año
equivale a 420,0 kWh/año.
En la Figura 9.11 se muestra un diagrama descriptivo de la planta tipo para
un SFV para generación a pequeña escala de 300 Wp. Dependiendo de la
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región de Colombia donde se instale el SFV de 300 Wp, generará diferente
energía al año, tal como se aprecia en la Tabla 9.16.
Tabla 9.15. Planta tipo para generación a pequeña escala 300 Wp
Elemento
Módulos
Tipo
Potencia pico SFV
Voltaje nominal
Corriente en Wp
Número de celdas
Potencia pico módulo
Superficie módulo
Número de módulos
Serie x paralelo
Superficie total
Control y regulación
Cantidad controles
Capacidad control
Cantidad inversores
Capacidad inversor
Banco de baterías
Tipo
Capacidad
Tensión nominal
Número baterías
Valor
Policristalino
300
12
15
36
50
0,5
6
1x6
3
1
30
1
120
Plomo - ácido
205
12
3
Unidad
Wp
V
A
Wp
2
M
2
M
A
W
Ah
V
Tabla 9.16. Energía generada de un SFV de 300 Wp
Energía generada
(kWh/m /día)
Brillo solar
(h/día)
1
5,75
9,0
415,17
2
5,25
7,0
379,07
3
4,75
5,5
342,97
4
4,25
4,5
306,87
5
3,50
3,0
270,76
Zona
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Radiación Solar
2
9.44
(kWh/año)
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Inversor DC/AC
180W
Arreglo 300 Wp
1x6 50 Wp
Equipo compacto
50 W
Controlador de
carga 12 V 30 A
Caja de
conexiones
y fusibles
Ventilador
10 W DC
TV Color y video
70 W AC
Puesta a tierra
3 Baterías
180 Ah
4 Lámparas 15 W c/u
Figura 9.11 Esquema de un SFV de generación a pequeña escala (300
Wp)
Los cálculos de la Tabla 9.16 se estiman considerando una eficiencia del
12% para una celda fotovoltaica policristalina, el SFV típico de 300 Wp
posee un área de 3 m2, la eficiencia de las baterías se estima en un 80%, el
control de carga posee una eficiencia del 90%, una eficiencia de conversión
DC/AC del 80% y se consideran unas pérdidas por cargas muertas del 9%.
9.6.2 Generación a mediana escala
Se plantean plantas típicas usadas en ZNI y SIN, con sistemas que no
interactuan con la red eléctrica convencional (aislados de la red) en áreas
rurales y con sistemas que están conectados a la red en áreas rurales o
urbanas, respectivamente. Son sistemas centralizados, que pueden brindar
soluciones energéticas a pequeñas comunidades, conjuntos de viviendas o
estar instalados en edificaciones.
SFV 3 kWp de AC para ZNI: Instalaciones medianas de 3 kWp como planta
tipo (con rango hasta 10 kW). Esta planta tipo esta conformado por un SFV
centralizado para atender 10 usuarios (viviendas) con los servicios básicos
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de iluminación, un ventilador, radio grabadora, TV a color de 14” y equipo
de sonido compacto. Sin embargo, en Colombia existen instalaciones de
tamaños similares que además atienden 4 establecimientos públicos
(puesto de salud, inspección, salón comunal y una escuela), cancha
deportiva y alumbrado público de 6 a 10 p.m. (4 horas diarias), que para
efectos de este estudio sólo se tomarán como referencia.
La potencia pico es de 3 KWp, la cual es suministrada por 60 módulos de
50 Wp cada uno, controles y reguladores de carga, banco de baterías e
inversores para suministrar corriente alterna a su propia red de distribución
a 110 V AC. En la Tabla 9.17 se presentan los principales elementos que
componen el SFV.
Tabla 9.17. Planta tipo para generación a mediana escala 3 kWp
Elemento
Módulos
Tipo
Potencia pico
Voltaje nominal
Corriente en Wp
Número de celdas
Potencia máxima
Superficie módulo
Número de módulos
Serie x paralelo
Superficie total
Control y regulación
Cantidad controles
Capacidad control
Cantidad inversores
Capacidad inversor
Banco de baterías
Tipo
Capacidad individual
Tensión nominal banco
Número baterías
Capacidad banco
Valor
Policristalino
3
24
86
36
60
0,5
60
2 x 30
30
1
3700
2
1500
Plomo - ácido
700
24
15
7500
Unidad
KWp
V
A
W
2
m
m
2
W
W
Ah
V
Ah
La demanda de carga típica para estos sistemas está constituida por
elementos básicos de 10 viviendas, necesarios para ofrecer iluminación
(lámparas compactas de alta eficiencia) para trabajar con corriente alterna,
además se cuenta con equipos de entretenimiento a 110 V-AC, se debe
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tener especial cuidado en el diseño y normas de estas instalaciones, ya que
todos los usuarios deben seguir estrictas prácticas de uso racional de
energía, por lo que un solo usuario puede perjudicar el servicio de energía
de sus vecinos. Los equipos consumidores no se listan en esta ocasión
debido a que todos son de corriente alterna y por lo tanto no se consideran
dentro de la inversión del SFV y corresponde a cada usuario la adquisición
de estos elementos.
El diseño del banco de baterías se estimo con base en un periodo de
reserva de hasta 1 día, ya que no resulta viable la inversión requerida y los
altos costos de mantenimiento y control requeridos en bancos de muchas
baterías.
La energía diaria total demandada por la instalación típica descrita es de
10.000 Wh de AC, sin embargo, se deben considerar los consumos de los
equipos auxiliares y las potencias de arranque de algunos equipos de AC,
por lo tanto el consumo al año equivale a 4.294 kWh/año.
En la Figura 9.12 se muestra un diagrama descriptivo de la planta tipo para
un SFV para generación a mediana escala.
Dependiendo de la región de Colombia donde se instale el SFV de 3 KWp,
éste generará diferentes cantidades de energía eléctrica al año. En la Tabla
9.18 se presentan los valores estimados de energía generada, para las
condiciones descritas en la Tabla 9.16.
Tabla 9.18. Energía generada de un SFV de 3 KWp
Energía generada
(kWh/m /día)
Brillo solar
(h/día)
1
5,75
9,0
4.258,9
2
5,25
7,0
3.888,6
3
4,75
5,5
3.518,3
4
4,25
4,5
3.147,9
5
3,50
3,0
2.777,6
Zona
Radiación Solar
2
(kWh/año)
Los cálculos de la Tabla 9.18 se estiman considerando una eficiencia del
11% para una celda fotovoltaica policristalina, el SFV típico de 3 KWp posee
un área de 27,3 m2, una eficiencia de conversión DC/AC del 85% y unas
pérdidas por cargas muertas del 8%.
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Arreglo 3 kWp
2x30 60 Wp
Controlador de
carga 3700 A
2 Inversores
DC/AC 1500W
Equipo compacto
50 W
Caja de
conexiones y
fusibles
Soporte
módulos
Ventilador
10 W DC
TV Color y video
70 W AC
4 Lámparas 15 W c/u
Puesta a
tierra
10 Viviendas
300 W c/u
15 Baterías
7500 Ah
700 Ah c/u
Equipo compacto
50 W
Pequeña
red de
distribución
Caja de
conexiones y
fusibles
Ventilador
10 W DC
TV Color y video
70 W AC
4 Lámparas 15 W c/u
Figura 9.12 Esquema de un SFV de generación a mediana escala (3 kWp)
SFV 30 kWp de AC para SIN: Instalaciones medianas de 30 kWp como
planta tipo (con rango entre 10 y 100 kWp). Son generadores en
electrificaciones rurales centralizadas, o conectadas a red en edificios,
normalmente integrados en la arquitectura de los mismos, instalaciones
diseñadas por arquitectos innovadores y realizadas por comunidades de
vecinos, empresas constructoras o corporaciones públicas y privadas que
desean incorporar energía fotovoltaica en sus edificios o construcciones
emblemáticas como valor añadido.
Una instalación de 30 kWp en un edificio supondría cubrir las necesidades
eléctricas de diez viviendas medias. Las características del conjunto de
viviendas o edificio que podría atender este sistema no se discutirán, ya que
el SFV estará concebido como un suministro de energía limpia que
complementará la red eléctrica convencional. La instalación deberá contar
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con un medidor de energía generada y un medidor de energía consumida
de la red.
La potencia pico es de 30 KWp, la cual es suministrada por 300 módulos de
100 Wp cada uno, controles, inversores trifásicos y subestación para
suministrar corriente alterna a la red de distribución a 440 V AC. En la Tabla
9.19 se presentan los principales elementos que componen el SFV.
Tabla 9.19. Planta tipo para generación a mediana escala 30 kWp
Elemento
Módulos
Tipo
Potencia pico
Voltaje nominal
Corriente en Wp
Número de celdas
Potencia máxima
Superficie módulo
Número de módulos
Serie x paralelo
Superficie total
Inversores
Cantidad inversores
Capacidad inversor
Subestación
Transformador
Medidor energía consumida
Medidor energía generada
Valor
Policristalino
30
24
86
70
100
1,0
300
6 x 50
250
2
15
40
1
1
Unidad
KWp
V
A
Wp
2
m
m
2
kW
kVA
De igual forma que en caso anterior, dependiendo de la región de Colombia
donde se instale el SFV de 30 KWp, éste generará diferentes cantidades de
energía eléctrica al año. En la Tabla 9.20 se presentan los valores
estimados de energía generada, para las condiciones descritas en la Tabla
9.17.
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Tabla 9.20. Energía generada de un SFV de 30 KWp
Energía generada
(kWh/m /día)
Brillo solar
(h/día)
1
5,75
9,0
52.846,0
2
5,25
7,0
48.250,7
3
4,75
5,5
43.655,4
4
4,25
4,5
39.060,1
5
3,50
3,0
34.464,8
Zona
Radiación Solar
2
(kWh/año)
Los cálculos de la Tabla 9.19 se estiman considerando una eficiencia del
12% para una celda fotovoltaica policristalina, el SFV típico de 30 KWp
posee un área de 250 m2, una eficiencia de conversión DC/AC del 95% y
unas pérdidas por cargas muertas del 7%.
En la Figura 9.13 se muestra un diagrama descriptivo de la planta tipo para
un SFV para generación a mediana escala.
Red Eléctrica
13,2 kV
Campo solar fotovoltáico 30 kWp (6X50)
Contador
Entrada
Contador
salida
Protecciones
AC
Inversor
DC/AC
Protecciones
DC
Figura 9.13 Esquema d un SFV de generación a mediana escala (30 kWp)
9.6.3 Generación fotovoltaica a gran escala
Instalaciones grandes de 300 kWp como planta tipo (con rango entre 100kW y 1
MWp) Son generalmente instalaciones conectadas a red, de superficies
extensas, promovidos generalmente por empresas que, en adición a su
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contribución a una generación limpia, desean un reforzamiento de la imagen de
la empresa o entidad promotora. Una planta de 300kWp cubre el consumo de
un edificio de tipo medio.
SFV 300 kWp de AC para SIN: Esta planta tipo esta conformado por un
SFV interconectado a la red de media tensión, con una potencia instalada
de 300 kWp, conformada por 10 subcampos. En la Tabla 9.20 se presentan
los principales elementos que componen la central.
Esta planta tipo podrá estar instalada en un lugar despoblado, concebido
para atender una ciudad pequeña, ya que el SFV estará introduciendo
energía limpia a la red eléctrica convencional. La instalación deberá contar
con un medidor de energía generada.
De igual forma que en caso anterior, dependiendo de la región de Colombia
donde se instale el SFV de 300 KWp, éste generará diferentes cantidades
de energía eléctrica al año. En la Tabla 9.21 se presentan los valores
estimados de energía generada, para las condiciones descritas en la Tabla
9.22.
Tabla 9.21. Planta tipo para generación a gran escala 300 kWp
Elemento
Módulos
Tipo
Número de celdas
Potencia máxima
Superficie módulo
Número de módulos
Serie x paralelo
Potencia pico
Voltaje nominal
Corriente en Wp
Superficie total
Inversor
Tipo
Potencia
Cantidad
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Valor
Monocristalino
70
100
1,0
3000
60 x 50
300
600
86
2.098
Conmutado
100
3
9.51
Unidad
W
2
m
KWp
V
A
2
m
kW
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COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA
Tabla 9.22. Energía generada de un SFV de 300 KWp
Zona
Radiación
Solar
2
(kWh/m /día)
Brillo solar
(h/día)
Energía
generada DC
(kWh/año)
1
5,75
9,0
511.227,7
2
5,25
7,0
466.773,1
3
4,75
5,5
422.318,5
4
4,25
4,5
377.863,9
5
3,50
3,0
333.409,3
Los cálculos de la Tabla 9.22 se estiman considerando una eficiencia del
14% para una celda fotovoltaica policristalina, el SFV típico de 300 KWp
posee un área de 2.098 m2, una eficiencia de conversión DC/AC del 95% y
unas pérdidas por cargas muertas del 6%.
En la Figura 9.14 se muestra un diagrama descriptivo de la planta tipo para
una central de generación a gran escala, en el que se destacan los
elementos típicos de consumo del SFV.
Red Eléctrica
13,2 kV
Campo solar fotovoltáico 300 kWp (60X50)
Contador
Entrada
Contador
salida
Protecciones
AC
Inversor
DC/AC
Protecciones
DC
Figura 9.14 Esquema de un SFV a mediana escala (300 kWp)
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9.6.4 Centrales de generación fotovoltaica
Centrales fotovoltaicas de 3 MWp como planta tipo (con rango entre 1 y 50
MWp). Son centrales de generación, promovidas generalmente por empresas o
consorcios de empresas, siendo generalmente una de ellas, la empresa local de
distribución; estas empresas desean conseguir cierto rendimiento económico y
una componente de generación verde. Una planta de 3MWp cubre el consumo
de una población o urbanización de aproximadamente 500 vecinos.
La mayor central de energía solar del mundo se ha inaugurado en la ciudad de
Espenhain, cerca de Leipzig. La planta ha sido construida sobre lo que fue una
de las industrias más contaminantes de la antigua República Democrática
Alemana (RDA). Con 33.500 paneles solares modulares monocristalinos y una
capacidad de producción de 5 megavatios, la central será suficiente para
abastecer a 1.800 hogares.
a inversión necesaria para levantar este inmenso parque solar ascendió a 20
millones de euros, según datos facilitados por Shell Solar, filial del grupo
petrolero Shell, y la compañía alemana Geosol, las firmas constructoras. Estas
empresas estiman que la planta de Leipzig evitará la emisión de 37.000
toneladas de dióxido de carbono cada año [19].
SFV 3.000 kWp de AC para SIN: Esta planta tipo esta conformado por un
SFV interconectado a la red de media tensión, con una potencia instalada
de 3 MWp, conformada por 10 subcampos de 300 kWp cada uno. En la
Tabla 9.23 se presentan los principales elementos que componen la central.
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9.53
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Tabla 9.23. Planta tipo para generación a gran escala 3.000 kWp
Elemento
Valor
Unidad
Módulos
Tipo
Monocristalino
Número de celdas
70
Potencia máxima
150
Wp
Superficie módulo
0,021
m
Número de módulos
20.000
Serie x paralelo subcampo
60 x 50
Potencia pico
2
3.000
kWp
Voltaje nominal
800
V
Corriente en Wp subcampo
450
A
20.980
m
Superficie total
2
Inversor
Tipo
Conmutado
Potencia
450
Cantidad
8
kW
Esta planta tipo podrá estar instalada en un lugar despoblado, concebido
para atender una ciudad pequeña, ya que el SFV estará introduciendo
energía limpia a la red eléctrica convencional. La instalación deberá contar
con un medidor de energía generada.
De igual forma que en caso anterior, dependiendo de la región de Colombia
donde se instale el SFV de 3.000 KWp, éste generará diferentes cantidades
de energía eléctrica al año. En la Tabla 9.24 se presentan los valores
estimados de energía generada, para las condiciones descritas en la Tabla
9.23.
Los cálculos de la Tabla 9.24 se estiman considerando una eficiencia del
14% para una celda fotovoltaica policristalina, el SFV típico de 3.000 KWp
posee un área de 20.980 m2, una eficiencia de conversión DC/AC del 95% y
unas pérdidas por cargas muertas del 5%.
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Tabla 9.24. Energía generada de un SFV de 3.000 KWp
Zona
Radiación
Solar
2
(kWh/m /día)
9.7
Brillo solar
(h/día)
Energía
generada DC
(kWh/año)
1
5,75
9,0
5.148.223,3
2
5,25
7,0
4.700.551,7
3
4,75
5,5
4.252.880,1
4
4,25
4,5
3.805.208,5
5
3,50
3,0
3.357.536,9
ESTRUCTURA GENERAL DE COSTOS DE GENERACIÓN
9.7.1 Costos Preoperativos
En este capítulo se detallan los costos iniciales asociados con la
implementación de un proyecto fotovoltaico. Las principales categorías incluyen
los costos asociados par hacer un estudio de viabilidad, implementar el
desarrollo de las funciones proyecto, establecer la ingeniería necesaria,
comprar e instalar el equipo de energía renovable, la construcción de los
accesorios o equilibrio del sistema (Balance of Systems, BOS) y los costos para
cualquier otro artículo misceláneo.
9.7.1.1
Estudios e investigaciones
Una vez se ha identificado que un proyecto fotovoltaico es potencialmente
rentable a través de un estudio de pre-viabilidad, se requiere un estudio de
análisis de viabilidad más detallado para los proyectos fotovoltaicos más
grandes (mayor de 3 kWp). Un estudio de viabilidad típico incluye aspectos
tales como las investigaciones del sitio, un diseño de un plan del proyecto
preliminar, la estimación de los costos detallados y un informe final.
Normalmente también se incluyen en los costos viabilidad, la dirección del
proyecto y los viajes.
Para proyectos pequeños, el costo de viabilidad, el cual puede asociarse al
tamaño de SFV, no se justifica. En este caso, el proponente del proyecto tiene
la alternativa de irse directamente a la fase de ingeniería (combinando algunos
pasos del estudio de viabilidad y desarrollo del proyecto).
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Conocer la cantidad del recurso solar de que disponen en el lugar escogido
para un proyecto de generación de energía solar fotovoltaica, es el primer paso
para poder estimar la viabilidad de un SFV. Sin embargo, dependiendo del
tamaño de la instalación se recurrirá a diferentes fuentes de información o
implicará hacer inversiones que permitan la estimación precisa y exacta de las
características atmosféricas, de radiación y brillo solar del lugar.
El Atlas de Radiación Solar de Colombia 2003, se encuentra disponible en el
Internet, así como en los datos e información suministrada por entidades como
el IDEAM, Cenicaña y Cenicafé. Este atlas brinda información de los mapas de
radiación global y brillo solar, que permitiría hacer un diseño adecuado para
plantas tipo de 50 Wp, 300 Wp y 3 kW. Sin embargo, es necesario realizar una
visita al sitio de la instalación, para evaluar la arquitectura de la vivienda o el
lugar exacto de ubicación del SFV.
Para potencias mayores, es posible que sólo con la información del atlas se
presenten diseños sobredimensionados en instalaciones de mas de 10 kWp
(plantas tipo de 30 kWp, 300 kWp y 3 MWp), lo que hace necesario costear
estudios particulares con universidades o instituciones que ofrezcan el servicio
de medición de condiciones atmosféricas y particularmente de radiación solar y
brillo solar o comprar los equipos de medición correspondientes. Estas
mediciones requerirán el desplazamiento de personal experto que evalúe el
potencial y la ubicación adecuada del SFV.
En la mayoría de los proyectos pequeños, normalmente se requiere de una
visita de un día para el estudio de viabilidad. El costo de la visita depende de la
duración y el tiempo del viaje desde y hacia el lugar del proyecto. La duración
necesaria para recoger los principales datos previos y los datos del sitio, oscila
entre 8 y 16 horas, mas el tiempo de desplazamiento. Un experto en diseño de
SFV puede costar entre $40 y $100 USD/h, dependiendo de su experiencia.
En los proyectos de mayor envergadura, se requerirán periodos de medición de
hasta un año, para establecer el potencial real del recurso solar en el sitio del
proyecto. El costo de este estudio dependerá principalmente de la duración de
las mediciones, la contratación de personal que recoja los datos y el número de
viajes necesarios durante el año de expertos para revisar las condiciones de los
equipos de medición. El costo de un estudio del potencial del recurso solar
puede estimarse en $US 2.000 para cualquier tipo de proyecto, sin incluir los
costos de viajes y alojamiento.
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Se deberá elaborar un reporte que describe el estudio de viabilidad, sus
resultados y recomendaciones. El informe escrito contendrá los resúmenes de
los datos, mapas, Tablas e ilustraciones que claramente describen el proyecto
propuesto. Además, este informe debe estar en el detalle suficiente con
respecto a los costos, operación, riesgos de inversión del proyecto y otros que
permitan tomar una decisión acertada del proyecto.
El costo de la elaboración del informe es calculado basado en una estimación
del tiempo requerida por un profesional para completar el trabajo necesario, y
también debe incluir el tiempo exigió en dirigir el estudio de viabilidad global.
Preparar un informe de estudio de viabilidad de una planta tipo pequeña toma
entre 8 y 16 horas a un costo de entre 40 y 100 $US /h, dependiendo de su
experiencia.
En la Tabla 9.25 se presenta un estimativo de los costos por estudios e
investigaciones, asociados al tipo de planta.
Tabla 9.25. Costos de estudios e investigaciones por planta tipo
50 Wp
300 Wp
3 kWp
30 kWp
300 kWp
3 MWp
150
300
1.590
8.400
15.000
30.000
Reporte
-
-
1.590
6.300
6.000
6.000
Viajes
-
-
1.200
4.800
9.600
18.000
Total
150
300
4.380
19.500
30.600
54.000
Evaluación
9.7.1.2
Predios
Incluye el costo del terreno de la planta o de las servidumbres requeridas para
conducciones, instalaciones y líneas de transmisión. Para el cálculo de este
ítem se determinan las áreas en hectáreas requeridas para cada tecnología y
planta típica y se define un costo unitario por hectárea.
El área requerida aproximada por cada 100 W instalados en SFV es de 1 m 2,
por lo tanto en instalaciones fotovoltaicas para generación a pequeña escala, es
decir plantas tipo de 50 Wp y 300 Wp (0,5 m2 y 3 m2 respectivamente) y en
instalaciones fotovoltaicas para generación a medina escala, donde se
consideran plantas tipo de 3 kWp y 30 kWp (30 m 2 y 300 m2 respectivamente),
los costos de los predios se consideran nulos, puesto que estos sistemas
ocuparían áreas mínimas o los propios tejados o terrazas de los hogares donde
estarían instalados los paneles.
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En sistemas de generación a gran escala y centrales de generación, es decir,
en plantas tipo de 300 kWp y 3 MWp, donde las áreas alcanzan los 0,3 ha y 30
ha respectivamente, se considera un costo unitario de predios $3.500 USD/ha
uniformes en el territorio nacional.
9.7.1.3
Infraestructura
Vías de acceso: Las plantas tipo de SFV menores de 30 kW pueden
transportarse por medios que no requieren vías de acceso, cuando estas no
existen. Son sistemas modulares que fácilmente se pueden llevar al sitio de
instalación a través de un transporte animal, fluvial o aéreo (helicóptero).
Las plantas tipo de SFV mayores a 300 kW requerirá vías Tipo II evaluadas
en el Capítulo 4.
Línea de conexión: Incluye la construcción de líneas de conexión, no
incluye la subestación. Los SFV menores de 30 kWp, inclusive, se
considerarán como proyectos para instalaciones aisladas de la red de
interconexión eléctrica, por lo tanto este costo no aplica. Por otro lado en
SFV de 300 KW y 3 MW se requiere una línea de transmisión de 13,2 kV y
44 kV, respectivamente. El análisis de costo unitario de líneas se presenta
en el Capítulo 4.
Campamentos y oficinas: Se considera que los SFV menores de 3 kW no
requieren instalaciones para campamentos y oficinas, ya que estos se
conciben para atender las necesidades de una vivienda, por lo tanto no
aplicarían los costos para estas plantas tipos. En plantas tipo de SFV
mayores de 30 kW se considera la construcción de campamentos y oficinas
cuyo costo de inversión depende de la tecnología y el tamaño de la planta
considerada. Se considerará un área igual de 50 m 2 para las plantas tipo
mayores de 30 kWp, El costo unitario para campamentos y oficinas se
estima en $400 USD/m2 incluyendo todas las especificaciones requeridas
para alojar equipos y oficinas.
9.7.1.4
Obras civiles
En las plantas tipo pequeñas y medinas menores de 3 kW no se toman en
cuenta los costos por infraestructura física, ya que estos SFV ocuparían áreas
mínimas o los propios tejados o terrazas de los hogares, lo que requiere una
adecuación mínima del lugar.
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En plantas tipo de SFV mayores de 30 kW se requiere una adecuación del
terreno que incluye corte de maleza, movimiento de tierras y disposición
adecuada de las mismas, pilotes de soporte, cerramientos, vías de acceso y
paisajismo. Se calcula como un porcentaje de los costos de inversión este
porcentaje depende de la tecnología y planta tipo considerada. En la Tabla 9.26
se presentan los porcentajes estimados para cada tipo de planta.
Tabla 9.26. Porcentajes costo de obras civiles
9.7.1.5
Planta tipo
% Costo FOB
30 kWp
10
300 kWp
7
3 MWp
5
Equipo nacional
Equipos de fabricación nacional o adquirida directamente en Colombia. Se
considera el costo del equipo instalado y si se trata de equipos de origen
internacional comprados a proveedores en Colombia obviamente no se tienen
en cuenta los trámites y los costos de la importación.
Baterías: Este ítem se refiere al costo del banco de baterías requerido en el
SFV aislado, es decir, para plantas tipo menores de 30 kWp. El costo de las
baterías depende del tipo de batería seleccionado. El costo depende
además del tamaño nominal unitario seleccionado en cada planta tipo. En la
Tabla 9.27 se presenta los costos en USD/Und de capacidad de la batería y
la esperanza de vida útil.
Tabla 9.27. Costos de baterías
Planta tipo
Tipo de batería
Costo (USD)
Tiempo de vida
(años)
50 Wp
70 Ah
160
3
300 Wp
180 Ah
250
4
3 kWp
1.000 Ah
700
7
La vida útil de una batería depende del número de ciclos completos de
carga-descarga. Una batería de automóvil, tienen una duración de 150 a
250 ciclos lo que da una vida útil de 2 a 4 años. Las baterías estacionarias
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son las recomendadas para los sistemas fotovoltaicos de 3 kWp, tienen una
duración de 1.200 ciclos lo que representa una vida de 7 a 8 años. Así, se
estima que, ante la vida útil de los paneles solares (30 años), las baterías
deberán ser reemplazadas en cinco ocasiones.
La vida útil de la batería depende del mantenimiento adecuado y del tipo de
batería seleccionado; por lo tanto, dependiendo del costo de mantenimiento
dependerán los costos de reemplazo (AOM).
Varios: En los SFV se requieren otros equipos eléctricos de fabricación
nacional, tales como conductores y conectores necesarios para conectar los
módulos FV al inversor y este a la caja de contactos, además se requieren
protecciones para cada circuito y un succionador para aislar el inversor. El
costo se estima con base al tamaño de la planta tipo (kWp). Estos costos
oscilan alrededor de los $700 USD/kWp, para una vivienda unifamiliar
similar a la descrita en las plantas tipo menores de 3 KWp, hasta los $1.500
USD/Wp para una planta tipo mayores de 30 kWp, incluyendo la instalación.
9.7.1.6
Equipo importado
Equipos de generación: Módulos FV: El costo total de los módulos
fotovoltaicos depende de la capacidad total nominal del SFV (kWp). El costo
promedio de los módulos fotovoltaicos oscila entre $4.300 USD/kWp y
$6.000 USD/kWp. El mínimo costo de este rango se encuentra en proyectos
grandes (mayores de 30 kWp), donde el volumen de compra para varias
soluciones de SFV (multifamiliares de 3 kWp). En pequeños sistemas
aislados (menores de 3 kWp) se encuentran los mayores costos del rango
anteriormente descrito.
Se puede afirmar que cada vez que se dobla la producción de paneles FV,
el costo se reduce en un 20%. Por lo tanto, con un promedio anual de
crecimiento de más del 30% desde 1995, se tiene que los costos se
reducen hasta un 5% anual. En la Tabla 9.28 se presenta un listado de los
módulos usados en cada una de las plantas tipo, incluyendo las principales
características y precios por unidad.
Equipos eléctricos Inversor: Los costos del inversor dependen de la
potencial total de salida del SFV (kWp) que requiera convertir de DC a AC y
el precio por kWp de un inversor. Este costo incluye los accesorios de
protección requeridos por el inversor.
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Las plantas tipo para generación eléctrica solar fotovoltaica incluye los
módulos solares, con los cuales se produce la corriente continua (DC) y un
inversor que deberá acondicionar la potencia para las cargas de la red de
AC.
Tabla 9.28. Principales características y costos de módulos FV
Planta
Fabricante
Modelo
Wp
V
A
Tamaño
(m)
Peso
(kg)
Costo
(USD)
50 Wp
Shell/Siemens
SM50H
50
15.9
3.15
0,33x1,23
15
280
300 Wp
BP solar
BP350
50
17.5
2.9
0,54x0,84
15
300
3 kWp
Kyocera
KC60
60
16.9
3.55
0,65x0,75
15
280
30 kWp
Shell/Siemens
SM110-12
110
17.5
6.3
0,66x1,31
35
500
300 kWp
Shell/Siemens
SP150
150
34
4.4
0,81x1,61
50
680
3 MWp
Shell/Siemens
SP150
150
34
4.4
0,81x1,61
50
680
Los inversores son normalmente clasificados por la potencia AC de salida,
sin embargo, para ser consistentes con las unidades de medida, los
inversores se clasificarán por la potencia de salida del arreglo fotovoltaico
en DC. Existen precios desde $600 USD/kWp hasta $1.200 USD/kWp y tal
como sucede con otros equipos del SFV, el rango de los precios es menor
para proyectos grandes donde el volumen de compra permite obtener
descuentos. En años recientes se han desarrollados módulos FV de AC, los
cuales tienen integrado un pequeño inversor en cada módulo. En estos
casos el usuario no debería incluir el precio del inversor.
El costo del inversor depende de la aplicación para la que será usado, la
calidad de la onda de salida, la capacidad de salida y otras funciones que
puede tener integradas, tales como cargador de batería, arrancador
automático de motores, etc.
Para un sistema conectado a la red, el costo del inversor se encuentra
entre un rango de $1.000 USD/kW y $1.500 USD/kW AC, donde la grandes
unidades son las de menor valor y las pequeñas las de mayor valor. Con
altos volúmenes de compra se pueden obtener precios en un valor medio
del rango.
Para sistemas aislados, el costo del inversor se encuentra entre un rango
de $1.000 a $2.000 USD/kW AC. Los precios bajos corresponden a
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inversores grandes de baja calidad (onda cuadrada modificada), mientras
que los costos de pequeños o grandes inversores de alta calidad (onda
senoidal) corresponden a los altos valores del rango. La Tabla 9.29 muestra
el costo de los inversores dependiendo del SFV y la capacidad.
Tabla 9.29. Clasificación y costos de inversores DC/AC
9.7.1.7
Inversor
Interconectado
Aislado
<1 kW
No aplica
1.300
1-10 kW
1.500
1.000
20-100 kW
1.150
No aplica
>100 kW
1.000
No aplica
Ingeniería
Considera los costos de diseño, interventoría y administración técnica y
ambiental durante la construcción del proyecto. Se calcula como un porcentaje
de la suma de los costos nacionales, importados y ambientales, dependiendo
de las diferentes plantas y tecnologías
En la fase de ingeniería se incluyen los costos del diseño del sistema
fotovoltaico, estructural y eléctrico, así como el manejo de contratistas y la
supervisión de la construcción.
9.7.1.8
Imprevistos
Imprevistos construcción: Se estiman como un porcentaje del costo total
de las obras civiles, este porcentaje depende del tipo de tecnología y del
conocimiento que se tenga en el país de ella. Estos costos son causados
por las desviaciones que puedan haber en el proyecto.
Imprevistos equipos: Estos imprevistos se estiman como un porcentaje del
costo total de los equipos, este porcentaje depende del tipo de tecnología y
del conocimiento que se tenga en el país de ella. Estos costos son
causados por las desviaciones que puedan haber en el proceso de trámite,
traslado e instalación de los equipos.
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9.7.1.9
Financieros preoperativos
Se determina como un porcentaje de la suma de los costos de inversión, de
ingeniería e imprevistos, de acuerdo con la duración de la construcción.
9.7.1.10 Ley preoperativos
Estos costosse expresan como porcentaje de la inversión total y se calculan en
función de la duraciónm del período preoperativo, tal como se presenta en el
capítulo 4.
9.7.2 Costos Operativos
9.7.2.1 Operación y mantenimiento (AOM) Componente fija
Los costos de operación y mantenimiento corresponden a la reposición de una
batería del orden entre 80 y 120 Ah, cada cuatro años, con valor comercial de
60 y 80 US$ respectivamente, en el mercado local. El costo de kWh
almacenado en baterías automotrices fabricadas en Colombia está entre 50 y
60 USD/KWh para capacidades entre 60 y 200 Ah
El regulador de carga tiene una vida útil de 10 años. Su reposición cuesta del
orden de 50 a 80 US$, según el tipo, país de origen, etc.
Los SFV no son exigentes en cuanto al mantenimiento. Se limita a limpieza de
los módulos (periodicidad mensual), llenado de los vasos de la batería (para las
plomo-ácido abiertas) mensual, reemplazo de la batería después de su vida útil
(tres a cuatro años) y al reemplazo de los elementos al final de la vida útil
(lámparas del orden de 6000 a 8000 horas).
Los módulos solares soportan 20 años y más (en Colombia hay módulos
operando desde 1972 en excelente estado de funcionamiento).
Una investigación realizada por el INEA en 1.995 demostró que el 56% de los
sistemas funcionaban sin problemas, mientras que el 37% funcionaban con
problemas (especialmente regulador deficiente y mal diseño del sistema) y 8%
se encontraban fuera de servicio. No se hizo sin embargo ningún programa
remedial [20].
El rango para el costo anual por mantenimiento de inspección de un SFV, se
encuentra entre $0 y $200 USD. El mínimo valor se considera si la inspección
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es realizada por el mismo propietario del SFV. El valor alto deberá ser usado
para grandes y más complejos SFV, donde el mantenimiento de inspección es
realizado por un técnico contratado.
9.7.2.2 Operación y mantenimiento (AOM) Componente variable
Corresponde a un componente producto de la operación de la empresa de
generación, expresados en forma global ($USD/año). En SFV, no se consideran
AOM variables por cuanto no aplican.
9.7.2.3
Manejo ambiental
De acuerdo con lo contemplado en el capítulo 9.1.12 y según lo consignado en
la Tabla 9.13, los sistemas fotovoltáicos no presentan impacto ambiental
durante su fabricación en Colombia puesto que son productos importados, sin
embargo, se deberá considerar los impactos durante el transporte, construcción
y generación.
Durante el transporte los impactos son bajos, por cuanto son sistemas que no
generan emisiones a la atmósfera y son modulares por cuanto se pueden
transportar por las vías existentes, cumpliendo con las normas
correspondientes.
Durante la construcción y etapa de generación se deberán tomar medidas para
mitigar los impactos generados por el uso del suelo, haciendo reforestación (sin
afectar la insolación del SFV) y adecuando el terreno que será usado para la
instalación fotovoltaica.
Se considera una inversión de $500 UDS anuales para manejo ambiental en
SFV mayores de 30 kWp, ya que en sistemas de menor capacidad los impactos
sobre el suelo son reducidos.
9.7.2.4
Seguros
Corresponde a los gastos por pago de seguros varios que el proyecto deberá
asumir anualmente, para la normal cobertura de riesgos considerados en los
diferentes proyectos. Este rubro, estimado como un porcentaje de los costos
directos de inversión se presenta en el Capítulo 4.
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9.7.2.5
Cargos de ley operativos
Incluye todos los cargos de ley aplicables durante la operación del proyecto,
dependiendo de cada tecnología, planta tipo y región, tal como se explica en el
capítulo 4.
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TABLA DE CONTENIDO
Página
10
GENERACIÓN ELÉCTRICA GEOTÉRMICA
10.1
10.1
DESCRIPCIÓN GENERAL
10.1
10.1.1
Sistemas de Generación
10.1
10.1.2
Clasificación de Plantas de Generación
10.5
10.1.3
Aspectos Ambientales
10.6
10.1.4
Evaluación del Potencial
10.9
10.1.5
Oferta Tecnológica
10.10
10.2
CAMPO DE APLICACIÓN
10.11
10.3
RECURSO ENERGÉTICO EN EL PAÍS
10.12
10.4
REGIONALIZACIÓN
10.14
10.5
TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA
10.17
10.6
PLANTAS TÍPICAS
10.17
10.7
ESTRUCTURA GENERAL DE COSTOS DE GENERACIÓN
10.18
10.7.1
Costos Preoperativos
10.18
10.7.2
Costos Operativos
10.24
10.8
BIBLIOGRAFÍA
10.25
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LISTA DE TABLAS
Página
Tabla 10.1. Equipos requeridos para cada uno de los sistemas
geotérmicos
Tabla 10.2. Clasificación de plantas geotérmicas
Tabla 10.3. Impacto potencial de proyectos geotérmicos
Tabla 10.4. Capacidad instalada en el mundo (MWe)
Tabla 10.5. Localización y características de las principales fuentes
geotérmicas en Colombia
10.5
10.6
10.8
10.10
10.13
LISTA DE FIGURAS
Página
Figura 10.1 Sistema Flash Simple
Figura 10.2 Sistema Flash Dual
Figura 10.3 Sistema Binario
Figura 10.4 Mapa Geotérmico de Colombia
Figura 10.5 Zonas potenciales para generación de energía eléctrica
con recurso geotérmico en Colombia
Figura 10.6 Esquema de una planta geotérmica de ciclo binario
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10 GENERACIÓN ELÉCTRICA GEOTÉRMICA
10.1
DESCRIPCIÓN GENERAL
El término Geotermia se refiere al calor generado en el interior de la tierra. La
energía hidrotermal constituye una de las manifestaciones más importantes del
potencial de energía geotérmica, y está asociada a los almacenamientos
naturales de agua (y/o vapor) en depósitos subterráneos denominados
manantiales térmicos. Otras manifestaciones térmicas que están muy ligadas a
la generación de la energía geotérmica son las rocas de gran porosidad a
presión hidrostática, rocas de gran porosidad a presiones que exceden la
hidrostática (geopresurizadas), formaciones de rocas de baja porosidad (rocas
calientes secas), intrusiones magmáticas y semimagmáticas, etc.
De las reservas geotérmicas, la parte más valiosa que se puede extraer del
subsuelo es aquella utilizable para la producción de energía eléctrica, por medio
de fluidos con características termodinámicas que permitan su explotación. El
fluido geotérmico se extrae y aparece en la boca del pozo en una de las
siguientes formas: vapor seco, mezcla de vapor y líquido salino, y líquido salino
a alta temperatura y alta presión. Los sistemas para la generación de energía
eléctrica se describen a continuación.
10.1.1 Sistemas de Generación
La mayoría de las áreas geotérmicas reconocidas en el mundo disponen del
recurso en forma de una mezcla de dos fases o salmuera líquida caliente. Con
base en experiencias anteriores relacionadas con la generación de energía
geotérmica [1], se sugieren cuatro tipos de plantas de generación:
Plantas tipo “Single Flash” (Flash Simple)
Plantas tipo “Double Flash” (Flash Dual)
Plantas tipo “Binary Plants” (Binario)
En el primer caso, el vapor se conduce directamente a una turbina para producir
trabajo útil. En el segundo caso, es necesario separar la mezcla de dos fases
(vapor y líquido) y expandir para producir vapor de agua, para luego conducirlo
a la turbina. En el último caso, se debe utilizar un ciclo binario para generar el
vapor mediante un fluido secundario (por ejemplo: butano, isobutano, amoniaco,
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etc.), el vapor de dicho fluido secundario es el encargado de mover la turbina
para generar la electricidad.
10.1.1.1 Sistema Flash Simple
El sistema Flash Simple fue el primero que se empleó para el aprovechamiento
de mezclas agua-vapor. Este también es el más simple de los tres sistemas
que se consideran, debido a que su instalación requiere pocos equipos. Un
diagrama esquemático de una planta del tipo sistema Flash Simple se presenta
en la Figura 10. 1. La planta admite un fluido geotérmico a alta temperatura y
alta presión en el estado 1, y luego es expandido en una cámara “flash” para
producir dos corrientes: una de vapor de agua y otra de líquido salino. La
primera corriente se conduce hacia una turbina donde es expandida para
producir trabajo útil; la segunda corriente es reinyectada al pozo en el estado 2.
En muchas aplicaciones prácticas el vapor de agua condensado también es
reinyectado en el estado 2.
Cámara “flash”
E. E.
Turbina
Generador
Tubería de
Conducción
Condensador
Bomba
P
Tubería de Reinyección
1
2
1
1
Reservorio
Figura 10.1 Sistema Flash Simple
En algunos casos, el fluido geotérmico se expande en el pozo y aparece como
una mezcla de dos fases en la cabeza del mismo. La cámara “flash” es
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entonces sustituida por un separador y el resto de los equipos son similares a
los del sistema en mención. Cabe anotar que el condensador ilustrado en la
Figura 10. 1 incluye una torre de enfriamiento y un conjunto de bombas de
circulación de agua como equipos auxiliares.
10.1.1.2 Sistema Flash Dual
El sistema Flash Dual admite en su entrada una mezcla de dos fases, vapor y
líquido. Una cantidad de vapor de agua se separa en una cámara o separador
(dependiendo del tipo de fluido admitido) y es dirigido a alta presión hacia una
turbina (para la generación de electricidad). El líquido saturado, producto de la
primera expansión, se lleva a la cámara de nuevo para producir vapor de agua
a baja presión, el cual se conduce también a la turbina y el líquido sobrante se
reinyecta al pozo. Este tipo de instalación geotérmica requiere de un diseño
especial en la turbina, puesto que debe estar en capacidad de admitir dos
porciones de vapor a diferentes presiones. Usualmente, se utilizan turbinas de
doble cuerpo para este propósito con dos puntos de entrada. Un esquema del
sistema Flash Dual se presenta en la Figura 10. 2.
Separador
E. E.
Turbina
Generador
“Flash”
Tubería de Conducción
Condensador
Bomba
Tuberías de Reinyección
Reservorio
Figura 10.2 Sistema Flash Dual
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10.3
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10.1.1.3 Sistema Binario
Las unidades binarias son completamente diferentes a los sistemas “Flash” en
cuanto a su concepción y diseño. En el sistema binario el fluido geotérmico
(normalmente es una solución salina) transfiere la energía térmica a un
segundo fluido de trabajo, el cual opera en un ciclo cerrado Rankine. En la
Figura 10. 3 se presenta un esquema simple de una planta de ciclo binario, en
donde la energía transferida toma lugar en un intercambiador de calor en
contraflujo.
El fluido de trabajo puede seleccionarse de acuerdo con los requerimientos de
ingeniería, es decir, manejo del fluido, bajo punto de ebullición y con una
diferencia amplia de entalpía. Las sustancias más convenientes para este
propósito son los hidrocarburos como el butano, isobutano o el pentano, y los
fluorucarbonados en sus diversos compuestos como el freón 12, freón 22 y el
freón 134a, los cuales se utilizan en procesos de refrigeración. La salmuera en
este sistema se enfría y posteriormente se reinyecta al pozo (estado 2), de tal
forma que la misma cantidad de fluido que es admitido al sistema (estado 1) se
reinyecta.
E.
Bomba 1
Turbina
Generador
E.
Aire + Vapor
Torre de Enfriamiento
Intercambiador
de Calor 1
Intercambiador
de Calor 2
Aire
Bomba 2
Tubería de
Reinyección
Tubería de
Conducción
Agua
2
1
Bomba 3
Reservorio
Figura 10.3 Sistema Binario
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10.4
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Existe otro tipo de plantas de generación que utilizan energía geotérmica como
parte del sistema completo, estas plantas se conocen como Sistemas Híbridos,
y son concebidos como una combinación entre unidades geotérmicas y
unidades basadas en combustibles fósiles o que involucren otras formas de
energía como por ejemplo, la energía solar. En este sistema, el fluido
geotérmico cede energía para precalentar el agua que alimenta la caldera en
una planta convencional de vapor. Esta configuración se considera un
aprovechamiento de la energía geotérmica, pero no se considera entre las
plantas de generación geotérmica para este estudio.
En la Tabla 10.1, se presenta un listado de los principales equipos de las
plantas de generación geotérmica sugeridas. Este listado, permite dar un
vistazo global del grado de complejidad y el costo económico de cada una de
las instalaciones geotérmicas.
Tabla 10.1. Equipos requeridos para cada uno de los sistemas
geotérmicos
EQUIPO
Flash Simple
1
1
Cámara “flash”
Turbina
Ptos de entrada a la
1
turbina
Condensador
1
Sistema de enfriamiento
1
Intercambiador de calor
Calentador a base del
recurso fósil
Calentador de
combustible
Generador de vapor
Fluido secundario
(1)
Sistema del tipo Precalentamiento Geotermal.
SISTEMA
Flash Dual
Binario
2
1
1
Híbrido
1
2
1
1-3
1
1
-
1
1
1
1
1
1
-
-
1
-
-
1-3
-
1
1
1
(1)
Fuente: Pérez, J.C. (2000). Generación de energía geotérmica en Colombia utilizando fluidos
térmicos. Tesis de Magister no publicada, Universidad Pontificia Bolivariana, Medellín,
Colombia
10.1.2 Clasificación de Plantas de Generación
Las plantas de generación de energía eléctrica con recursos geotérmicos según
el Banco Mundial [3] pueden clasificarse por su tamaño y por la calidad del
recurso geotérmico, la cual está relacionada con la temperatura de la fuente, y
las características físicas y químicas del fluido geotermal. Una fuente de alta
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calidad es aquella que tiene una temperatura mayor a 250°C, una amplia y
buena permeabilidad del campo (y por lo tanto alta productividad), como una
reserva de vapor seco o de dos fases, bajo contenido de gases y con química
benigna. Una fuente de baja calidad es aquella con una reserva de temperatura
inferior a 150°C, o una fuente que aunque tenga posible alta temperatura, tenga
poca permeabilidad o un alto contenido de gases y de química difícil. Una
fuente de media calidad es aquella con una temperatura entre 150°C y 250°C, y
con características aceptables de permeabilidad y química.
En la Tabla 10.2 se presenta la clasificación de las plantas geotérmicas según
el Banco Mundial.
Tabla 10.2. Clasificación de plantas geotérmicas
PLANTA
CAPACIDAD
CALIDAD DEL RECURSO
Pequeña
Menor a 5 MW
Alta
Media
Baja
Mediana
Entre 5 y 30 MW
Alta
Media
n.a.
Grande
Mayor a 30 MW
Alta
Media
n.a.
Fuente: BANCO MUNDIAL. , Geothermal energy. Extraído el 29 Septiembre, 2004 del sitio Web:
http://www.worldbank.org/html/fdp/energy/geothermal
La explotación de un recurso de baja calidad para la generación de energía
eléctrica, es técnica y económicamente viable solo para pequeñas centrales [3].
10.1.3 Aspectos Ambientales
La geotermia es considerada como una de las fuentes de energía más limpias,
sin embargo no se puede desconocer el impacto ambiental que resulta de la
explotación del recurso en todas sus formas (natural y por inducción). A
continuación se presenta un resumen de las observaciones del Banco Mundial
[3] respecto al impacto ambiental de la generación de energía eléctrica con
recursos geotérmicos.
La mayoría de los países tienen algún tipo de control ambiental en su
legislación y regulación, definiendo las cantidades de contaminantes que se
pueden emitir a la atmósfera o descargar en tierra o agua. Sin embargo hay una
variación significativa en el número de agencias involucradas en la revisión
ambiental de un proyecto, y la cantidad de tiempo requerida desde la solicitud
hasta la aprobación del proyecto. Los diferentes tipos de campos y proyectos
geotérmicos tienen impactos y necesidades de legislación diversas. En general,
los requerimientos legislativos van desde estudios e informes de impacto
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ambiental durante la etapa de pre-factibilidad, hasta la aprobación de licencias y
la realización de un programa de monitoreo y control ambiental durante la
operación.
La regulación ambiental puede estar diseñada específicamente para proteger
una especie nativa o ecosistemas, o puede ser adoptada de otros países con
características biológicas similares. Algunos criterios en los cuales se basan la
mayoría son la calidad del aire, protección de agua potable, protección de vida
acuática, acumulación de agua e irrigación, entre otros. La explotación del
recurso geotérmico involucra impactos tales como la emisión de gases,
deposición de fluidos de desecho y efectos geofísicos como la sismicidad y el
hundimiento del terreno. Otros factores secundarios incluyen liberaciones
térmicas, contaminación superficial del agua, uso no planificado de la tierra,
consumos indebidos de agua de enfriamiento, contaminación visual y acústica.
El grado en el cual un proyecto geotérmico afecta el ambiente es en la mayoría
de los casos, proporcional a la escala de tal proyecto. Por ejemplo, el impacto
ambiental asociado con proyectos geotérmicos de generación eléctrica con
sistemas Flash puede ser muy grande, mientras los de ciclo binario están
diseñados como sistemas de ciclo cerrado, donde los fluidos geotermales de
baja o media temperatura circulan por un intercambiador de calor.
Fenómenos naturales como termales, piscinas de lodo, geysers, fumarolas y
fuentes de vapor están asociados con la mayoría de sistemas geotérmicos.
Debido a su naturaleza única, estas son con frecuencia atracciones turísticas o
son usadas por residentes locales. Los desarrollos geotérmicos que parten de
la misma reserva, tienen el potencial de afectar estos fenómenos. Estos signos
visibles de actividad geotérmica, son parte de la herencia de los países y en
cualquier desarrollo geotérmico deben tomarse en cuenta durante el estudio de
impacto ambiental.
En la Tabla10.3 se presenta un resumen del impacto potencial para proyectos
geotérmicos a gran escala.
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Tabla 10.3. Impacto potencial de proyectos geotérmicos
IMPACTO
POTENCIAL
EFECTO POTENCIAL
MEDIDAS DE MITIGACIÓN O REMEDIO
Requerimiento de
tierras
Pérdida de vegetación.
Erosión del suelo. Derrumbes.
Asuntos de propiedad del
terreno
Plataforma única de perforación para varios
pozos. Programas de reforestación. Adecuada
compensación de tierras
Toma de agua de
corrientes o caminos
de agua perforación
Impacto en la vertiente local.
Desvío y presa de corrientes
locales
Toma de corrientes con altas tasas de flujo.
Coincidir perforación con temporada de lluvia y
no seca.
Construir reservas temporales.
Alianza con vecinos para tener en cuenta su
posición.
Toma de agua de la
reserva
Pérdida del fenómeno natural.
Incremento de vapor de tierra.
Erupciones hidrotermales.
Disminución agua superficial.
Aumento en la zona de vapor.
Hundimiento. Intrusión salina
Evitar tomar agua de fugas. Evitar áreas
propensas a erupción hidrotérmica (que ocurre
también de forma natural). Cuidadosa
administración sostenible del recurso,
balanceando recarga con toma.
Descarga de
desecho (salmuera y
condensado) en
corrientes
Efectos biológicos.
Efectos químicos.
Efectos térmicos.
Tratamiento de afluentes y remoción de
componentes indeseables. Reinyectar todos
los fluidos de desecho. Uso en cascada de
fluidos de desecho. p.e. pscicultura, piscinas.
Reinyección
Enfriamiento de la reserva
Sismicidad inducida
Levantamientos
Planeación cuidadosa de reinyección de pozos
fuera de la reserva principal. Monitorear patrón
de flujo antes de la reinyección. Tratamiento
de fluidos anti-levantamientos.
Efluentes de
perforación en
corrientes de agua
Efectos biológicos.
Efectos químicos.
Tratamiento de afluentes
Minimizar emisiones lavando H2S y tratando
otros gases no condensables
Emisiones al aire
Efectos biológicos.
Efectos químicos.
Calentamiento localizado
Neblina localizada
Ruido
Perturbación
Deterioro de audición
Amortiguadores de ruido como silenciadores
Fuente: BANCO MUNDIAL. , Geothermal energy. Extraído el 29 Septiembre, 2004 del sitio Web:
http://www.worldbank.org/html/fdp/energy/geothermal
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10.1.4 Evaluación del Potencial
A continuación se presenta un resumen de las observaciones del Banco
Mundial [3] respecto a la evaluación del potencial de generación de energía
eléctrica con recursos geotérmicos.
En la fase de exploración, la priorización del desarrollo de las fuentes
incrementará significativamente la posibilidad de acertar. Algunos estudios de
campos geotérmicos en regiones volcánicas activas, indican que en la etapa de
reconocimiento, la probabilidad de que existan campos geotérmicos explotables
es del 50% si solo se tiene una corriente caliente. Si la corriente está en
ebullición o hay presencia de fumarolas, la probabilidad se incrementa a 70%.
Sin embargo los estudios detallados de exploración de superficie de la etapa de
prefactibilidad, pueden costar hasta 1 millón de dólares [3], lo cual es un riesgo
con un 30% de probabilidad de fallar.
Los costos de perforación de exploración son del orden de 1.5 a 2 millones de
dólares por pozo [3] y el riesgo de no encontrar pozos productivos es similar
(comúnmente reservorios de baja temperatura o baja permeabilidad). Para
pequeños proyectos puede aplicarse una perforación de menor costo, pero el
riesgo de una exploración profunda puede aumentar con la disminución de
temperatura del reservorio por debajo de 200°C. La priorización del recurso
para abarcar las áreas más prometedoras, y la realización de buenos estudios
de exploración, han demostrado que se tiene éxito de encontrar sistemas
geotermales de alta temperatura.
La estimación del tamaño de la fuente y la capacidad de producción (avalúo de
la reserva) es una parte crítica de cualquier desarrollo geotérmico, pueden
pasar muchos años de producción de un campo antes de poder medir el
comportamiento del reservorio con confiabilidad, dado que la tasa de
disminución del reservorio es con frecuencia exponencial y con altas tasas
iniciales de caída. En la etapa de factibilidad, sin datos de producción a largo
plazo, el avalúo de la fuente recae en el tamaño del reservorio, como en lo que
defina la perforación, las anomalías geofísicas y la temperatura de los fluidos
del reservorio. Tal avalúo, puede tener grandes errores que incrementan el
riesgo de incompatibilidad del tamaño de la planta.
Una vez se ha establecido el comportamiento a largo plazo del reservorio,
estima la capacidad de producción en MW por un período de 30 años (vida
las turbinas de vapor). Tales estimativos, reducen la probabilidad de exceso
extracción de fluidos del reservorio, lo cual conduce a una disminución
presión en el mismo y una reducción en las salidas del pozo (energía).
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se
de
en
de
La
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disminución de presión en el reservorio ocasiona que el agua subterránea de
baja temperatura inunde el sistema y enfríe el reservorio, el riesgo de una
disminución de presión puede mitigarse dimensionando de manera
conservadora la tasa de extracción de calor (tamaño de la central) en
comparación con la capacidad estimada de la fuente. Durante la explotación del
recurso, debe monitorearse los datos de producción, y realizar estudios de
simulación para predecir mejor el comportamiento futuro del reservorio.
10.1.5 Oferta Tecnológica
En la tabla 10.4 se presenta la evolución de la capacidad instalada en diferentes
países durante los años 1990, 1995 y 2000.
Tabla 10.4. Capacidad instalada en el mundo (MWe)
PAÍS
Argentina
Australia
China
Costa Rica
El Salvador
Etiopia
Francia
Guatemala
Islandia
Indonesia
Italia
Japón
Kenya
Mexico
Nueva Zelandia
Nicaragua
Filipinas
Portugal
Rusia
Tailandia
Turquia
Estados Unidos
Total
1990
0,67
0,00
19,20
0,00
95,00
0,00
4,20
0,00
44,60
144,75
545,00
214,60
45,00
700,00
283,20
35,00
891,00
3,00
11,00
0,30
20,60
2774,60
5831,72
1995
0,67
0,17
28,78
55,00
105,00
0,00
4,20
33,40
50,00
309,75
631,70
413,71
45,00
753,00
286,00
70,00
1227,00
5,00
11,00
0,30
20,40
2816,70
6866,78
2000
0,00
0,17
29,17
142,50
161,00
8,52
4,20
33,40
170,00
589,50
785,00
546,90
45,00
755,00
437,00
70,00
1909,00
16,00
23,00
0,30
20,40
2228,00
7974,06
Fuente: INTERNATIONAL GEOTHERMAL ASSOCIATION. Installed Geothermal Capacity.
Extraído el 18 Diciembre, 2004 del sitio Web: http://iga.igg.cnr.it/geoworld/geoworld.php?sub=elgen
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Se puede observar que en estos años se ha tenido un crecimiento superior al
3% anual, con una capacidad instalada en el mundo aproximada de 8 GW [8]
con recursos geotérmicos.
En Colombia no se tiene experiencia en el desarrollo de proyectos geotérmicos,
la más reciente investigación del recurso geotérmico para la generación de
energía eléctrica fue la perforación del pozo Nereidas 1 en el año 1997. Sin
embargo, en el mundo se ha desarrollado esta tecnología desde principios del
siglo pasado. Actualmente existen algunas empresas especializadas en el
desarrollo de proyectos geotérmicos. Una de las más reconocidas a nivel
mundial es ORMAT, la cual tiene más de 200 módulos de generación de
energía OEC (ORMAT ® Energy Converter) con capacidades desde 300 kW
hasta 6.5 MW. [9]. En el aplicativo se incluye una completa base de datos de
proveedores y expertos Geotermia.
10.2
CAMPO DE APLICACIÓN
Los dos usos más importantes que involucran el recurso geotérmico son el
aprovechamiento directo de calor y la generación de energía eléctrica. En el
primer caso la temperatura del recurso geotérmico puede variar en un rango
entre 50°C y 150°C. Para la generación de energía eléctrica requiere
temperaturas superiores a los 150°C.
Las principales aplicaciones para el uso directo de la energía geotérmica en
áreas comercial y residencial son el calentamiento de espacios y calentamiento
de aguas, para lo cual se utilizan intercambiadores de calor que aprovechan la
energía del fluido geotérmico. Algunas aplicaciones industriales que involucran
el recurso geotermal son el calentamiento en digestores de aguas negras,
lavado, deshidratación y/o secado de productos, calentamiento en invernaderos
y piscicultura, entre otras. En todas estas aplicaciones, se aprovecha la energía
geotérmica (calor) de forma directa.
Para la generación de energía eléctrica, en cada una de las plantas descritas en
el ítem 10.1 se utiliza el recurso geotérmico de una forma diferente y la cantidad
de trabajo que se aprovecha varía de acuerdo con la calidad del recurso. De
igual modo, la utilización que se le de a la energía eléctrica generada con
recursos geotérmicos, dependerá de la zona de ubicación y del tamaño de la
planta. Sin embargo, las tecnologías de generación con recursos geotérmicos
permiten que estas plantas operen acopladas a un sistema interconectado, o en
zonas aisladas.
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10.3
RECURSO ENERGÉTICO EN EL PAÍS
El interés por la energía geotérmica en Colombia nace en el año de 1968
mediante un estudio preliminar sobre las posibilidades geotérmicas en el
Macizo volcánico del Ruiz. Dicho estudio, fue el resultado de un convenio
investigativo entre la Central Hidroeléctrica de Caldas (CHEC) y el Ente
Nazionale per l’Energia Elettrica (ENEL), los cuales realizaron un estudio de
reconocimiento de posibles fuentes geotérmicas en un área que incluyó los
departamentos de Caldas, Quindío, Risaralda, Antioquia y Tolima
(aproximadamente 15.000 km2).
Posteriormente, en el año de 1980, la CHEC adelantó la prefactibilidad en el
área antes citada, que incluía estudios de geoquímica, hidrogeología y geofísica
[4] de acuerdo con la metodología OLADE [5]. Dicha etapa, arrojó resultados
atractivos respecto a la fuente de calor, pero inciertos respecto a la posible
presencia de una gran permeabilidad en formaciones rocosas y que
eventualmente podrían servir como reservorio geotérmico. Aunque fue una
etapa de prefactibilidad, ha sido uno de los estudios preliminares más serios
que se ha realizado en el país sobre energía geotérmica.
En 1981 el Instituto Colombiano de Electricidad (ICEL) y la Organización
Latinoamericana de Energía (OLADE), realizaron un inventario geotérmico en
los departamentos de Nariño, Valle, Cauca, Tolima, Huila, Santander, Boyacá y
algunas regiones de la Costa Atlántica (aproximadamente 100.000 km 2, sin
incluir el departamento de Caldas que ya había sido evaluado). Como resultado
del inventario se determinaron tres áreas prioritarias para la explotación
geotérmica: Azufral, Chiles-Cerro Negro y Paipa-Iza. De éstas, se derivan otras
áreas de menor importancia con buenas perspectivas de desarrollo.
En el año de 1987 la fundación PESENCA (“Programa Especial de Energía en
la Costa Atlántica”) en convenio con la Corporación Eléctrica de la Costa
Atlántica (CORELCA), el Instituto Colombiano Agropecuario (ICA) y Deutsche
Gesselschaft Für Technische Zusammenarbeit GMBH (GTZ), estudiaron el
aprovechamiento de la energía geotérmica en la Costa Atlántica, resultando un
inventario geotérmico de algunos volcanes de lodo en cercanías de Arboletes,
sin embargo, fueron considerados de poco interés geotérmico [6].
De la investigación geotérmica del Macizo Volcánico del Ruiz se tiene el
inventario geotérmico y el análisis físico-químico realizado a 75 localidades con
manantiales termales. En la Tabla 10.5 se presentan las manifestaciones de
las principales fuentes geotérmicas localizadas en el territorio colombiano.
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Tabla 10.5. Localización y características de las principales fuentes
geotérmicas en Colombia
ÁREA
EVALUACIÓN
MAGMÁTICA [%]
MANIFESTACIONES
PRIORIDAD
Chiles-Cerro
Negro
Completa,
SiO2
59 - 69
Aguas a 52 C
Fugas de Boro
Alta
Azufral de
Túquerres
Completa,
SiO2
60 - 71,5
Fumarolas internas (85-90 C).
Temperaturas Geoquímicas 160-175 C
Alta
Term. Doña
Juana
Completa,
SiO2
58 - 67
Reservorio
El Salado (37 C).
desconocido
Tajuambina (63 C).
Posibles fugas de vapor de Amoniaco.
Temperaturas Geoquímicas 150 - 160 C.
Grupo Sotará
Completa,
SiO2
64 - 76
Reservorio
Río Blanco (37 C).
desconocido
El Salado (44 C).
Temperaturas Geoquímicas 150 - 160 C.
Puracé
Media,
SiO2
57 - 61
Coconuco (74 C).
Salado-Colorado (58 C).
Mina Vinagre (48 C).
San Juan (34 C).
Pilimbalá (32 C).
Temperaturas Geoquímicas 90 C.
Reservorio
desconocido
Paipa
Alta,
SiO2
Termal de Paipa (52 C).
Hotel Lanceros (172 C).
Piscina El Retén (55 C).
Media - Alta
71
Cerro Bravo
Media,
SiO2
60 - 66,5
Anomalía térmica superficial.
Reservorio magmático (250 C).
Xenolitas con alteraciones hidro-termales
(150-200 C).
Alta
Nevado del Ruiz
-Santa Isabel
Media,
SiO2
64 - 65
Manifestación hidrotermal (150 - 250 C).
Posibilidad de albergar un gran reservorio
Alta
Cerro España
-
cámara magmática superficial grande
Anomalía térmica pronunciada.
Alta
Machín
-
Cámara magmática superficial.
Manifestaciones termales (150 -180 C).
Anomalía térmica importante.
Alta
Fuente: LOZANO, E. Geotermia. En: Situación energética de la Costa Atlántica. Barranquilla:
Fundación PESENCA. Tomo VII; 1987. p. 27.
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Se observa en la Tabla 10.5, que la mayoría de las áreas evaluadas
corresponden a regiones geológicas asociadas a alta sismicidad y vulcanismo
reciente, siendo las fumarolas, los manantiales de agua caliente y las aguas
meteóricas o subterráneas, las manifestaciones más intensas de la presencia
de reservorios geotérmicos en Colombia. Dichas manifestaciones, presentan
temperaturas geoquímicas que van desde 90°C a 150°C, y temperaturas en
manantiales y fumarolas que varían, dependiendo del sitio, entre 50°C y 250°C.
En el año 1997 se realizó la perforación del pozo geotérmico Neridas 1 en el
Nevado del Ruíz, pero no se llegó al objetivo a causa de una desviación. En el
año 2000 se concluye la realización del mapa geotérmico de Colombia con
base en información de los estudios mencionados y con información secundaria
suministrada por ECOPETROL, resultado de exploraciones de pozos
petroleros. En la Figura 10.4 se presenta el mapa geotérmico de Colombia.
El mapa geotérmico es una herramienta para identificar zonas de alta
temperatura a profundidades de hasta 3 km. Sin embargo, para conocer cuales
regiones tienen potencial para generación de energía eléctrica, es necesario
realizar estudios detallados, para lo cual se requiere la perforación de pozos,
procedimiento que hasta ahora solo se ha realizado en Nereidas, Nevado del
Ruíz y debido a fallas en la perforación es necesario realizar nuevas
perforaciones con el fin de determinar el verdadero potencial de generación.
10.4
REGIONALIZACIÓN
De acuerdo con el mapa geotérmico de Colombia y el nivel de prioridad
resultado del estudio de la OLADE, se seleccionaron las zonas con mayor
potencial de generación de energía eléctrica con recursos geotérmicos en
Colombia. Estas zonas están identificadas como Volcán del Ruíz, Volcán
Puracé, Volcán Doña Juana, Volcán Azufral, Termales Paipa-Iza, todos estos
pertenecientes al Sistema Interconectado Nacional, y la Zona Caguán – Vaupés
perteneciente a las Zonas No Interconectadas. Como se observa en el Mapa
geotérmico de Colombia (Figura 10.4) hay una extensa región del país de la
cual se desconoce el potencial geotérmico, región que no se considera en el
estudio. La región de Arboletes con potencial geotérmico es de poco interés
para la generación eléctrica, por lo cual tampoco se considerará.
Con base en el mapa de Aguas Termales del SIPR (código ErGat047), se
identificaron las zonas seleccionadas. En la Figura 10.5 se presenta un mapa
con las zonas potenciales para regionalización propuesta para este estudio.
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Figura 10.4 Mapa Geotérmico de Colombia
Fuente: UPME. (2003). Energías renovables: descripción, tecnologías y usos finales
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Figura 10.5 Zonas potenciales para generación de energía eléctrica con
recurso geotérmico en Colombia
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10.5 TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA
Cada una de las instalaciones descritas en el numeral 10.1 utiliza el recurso
geotérmico de una forma diferente. Sin embargo, los ciclos binarios son los
más recomendables para extraer calor proveniente de recursos geotérmicos a
bajas temperaturas [1], aunque requieran equipos más complejos para la
generación de energía eléctrica que los de Flash Simple. De acuerdo con lo
anterior y con base en las manifestaciones geotermales que afloran en el
territorio Colombiano, se evaluará la alternativa de aprovechar energía
geotérmica de media calidad, mediante la utilización de fluidos térmicos en
sistemas binarios de generación.
En estas plantas se utiliza un depósito de agua termal con temperaturas entre
150°C y 250°C. El agua geotérmica pasa por un intercambiador de calor,
donde transfiere su energía a un fluido secundario que tiene punto de ebullición
inferior al del agua (isobutano, isopentano). Cuando este fluido secundario se
calienta, cambia a fase de vapor y se lleva a una turbina para la generación de
energía eléctrica. Luego, el vapor se condensa y se recircula.
Este sistema es útil para aprovechar recursos geotérmicos de baja temperatura
o cuando contiene demasiadas impurezas. Aunque sea más costoso que los
otros sistemas, tiene la ventaje de que utiliza el recurso geotérmico de manera
más eficiente (entre 7% y 12%, dependiendo de la temperatura del fluido
primario), con menor pérdida de calor y casi ninguna pérdida de agua.
Virtualmente no tiene emisiones al ambiente, y su tamaño varía entre 500 kW y
10 MW.
10.6
PLANTAS TÍPICAS
La planta típica seleccionada para la generación de energía eléctrica con
recursos geotérmicos en Colombia, es la de ciclo binario con capacidad de 5
MW (pequeña central). GT 5.
En la Figura 10. 6 se presenta un esquema de una planta de ciclo binario.
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10.17
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condensador
Turbina
generador
evaporador
precalentador
Bomba fluido
Pozo producción
Bomba inyección
Fluido geotérmico
caliente
Pozo inyección
Fluido geotérmico
frío
Figura 10.6 Esquema de una planta geotérmica de ciclo binario
Fuente: ORMAT ®. Innovative Power. Extraído el 18 Diciembre, 2004 del sitio Web:
http://www.ormat.com/Energías renovables:
10.7
ESTRUCTURA GENERAL DE COSTOS DE GENERACIÓN
A continuación se presenta una descripción de los diferentes componentes del
costo de generación. Es importante anotar que un proyecto de este tipo en
Colombia, se considera como un escenario de país en desarrollo, donde la
infraestructura es pobre, de difícil acceso, la mano de obra calificada es escasa
y existe el riesgo de inestabilidad política [3], lo cual se tiene en cuenta para la
asignación de valores.
10.7.1
10.7.1.1
Costos Preoperativos
Estudios e investigaciones
En este rubro se incluyen los estudios de potencial de recurso geotérmico,
temperaturas superficial y en pozos, características físicas y químicas del
recurso, etc. Se calcula como una suma global.
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10.18
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De acuerdo con la información del Banco Mundial [3], la fase de exploración
geocientífica de la superficie tiene un costo aproximado de USD 600.000. Para
la exploración y perforación de pozos se tiene un costo de USD 1.500.000 por
pozo. En el caso de una planta pequeña se puede requerir la exploración hasta
de 5 pozos. Para una central de 5 MW se estiman necesarios 2 pozos,
considerando un 50% de probabilidad de éxito en la exploración [3], se requiere
explorar 4 pozos.
Los costos asociados al diseño, análisis y participación de personal experto, se
tendrá en cuenta en el ítem de costos de ingeniería.
10.7.1.2
Predios:
Para el cálculo de este ítem se determina el área requerida para la planta tipo y
se supone un costo por hectárea. El terreno incluye el espacio para pozos,
equipos de generación, subestación y oficinas.
También considera la
posibilidad de futuras expansiones de capacidad, lo cual es viable en muchos
proyectos de explotación geotérmica. El costo por hectárea no considera el
caso de expropiación, solo el costo del terreno, el cual se estima en
USD 3,500/ha.
10.7.1.3
Infraestructura:
Vías de acceso: Incluye la construcción de vías para las etapa de
construcción y operación del proyecto. Para su determinación se definen
las especificaciones de las vías requeridas dependiendo de cada
tecnología, planta tipo y región, se calculan unos costos unitarios asociados
a cada una de dichas especificaciones, luego se determina la longitud de la
nueva vía para las diferentes zonas (Regiones) determinadas. Con las
longitudes determinadas y el costo de la vía se procede a calcular este
ítem.
De acuerdo con el mapa de zonas potenciales para la generación de
energía eléctrica con recursos geotérmicos en Colombia, la ubicación de
estas zonas es cercana a alguna población con desarrollo vial suficiente
para el transporte de equipos requeridos en la instalación de la planta tipo,
por lo cual se considera que se requerirían del orden de 4 km para accesos
y circulación.
Línea de conexión: Incluye la construcción de líneas de conexión, no
incluye la subestación. Su determinación es similar a la del costo de las vías
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de acceso: se determinan las especificaciones de la línea requerida, se
calculan unos costos unitarios, se determina la longitud de las nuevas
líneas y se calcula un costo final.
El nivel de tensión es 115 KV. La variable de distancia depende de la
localización de la planta, pero se estima inferior a 1 km. El costo unitario de
línea de transmisión se presenta en el respectivo numeral del capítulo 4.
Campamentos y oficinas: Incluye la infraestructura necesaria para
alojamiento de los trabajadores, y para la administración durante la etapa
de construcción, y posteriormente de operación. No incluye el terreno. Se
calcula a partir de un costo unitario por metro cuadrado y el área requerida
en función de la capacidad de la planta, ambas variables presentadas en el
capítulo 4.
10.7.1.4
Obras civiles:
Considera los costos de la
aprovechamiento del recurso.
infraestructura
física
requerida
para
el
En el caso de la planta tipo GT 5 MW el costo de las obras civiles para la
instalación de los equipos está incluido en los costos de montaje. La obra civil
para la exploración y perforación de pozos está incluida en el costo de estudios
e investigaciones, por esto no se incluye el ítem Obras civiles:
10.7.1.5
Equipos nacionales:
Para el análisis de costo de los equipos nacionales se consideran aquellos
componentes que pueden adquirirse en el país.
Debido a que la tecnología de generación de energía eléctrica con recursos
geotérmicos no está implementada en Colombia, en la estructura de costos se
considera que todos los equipos son importados.
10.7.1.6
Itemes importados
El análisis de de equipos importados se realiza con base en la metodología
presentada en el capítulo 3. A continuación se presentan los costos FOB de los
diferentes equipos requeridos. Algunos de estos costos se determinaron con
base en información secundaria de los costos de equipos de generación de una
planta de vapor y corrigiendo de acuerdo con las características del fluido
secundario (hidrocarburo), otros se determinaron de acuerdo con la información
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10.20
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de costos específicos suministrados por proveedores de equipos y comparando
con información de costos de este tipo de plantas instaladas en el mundo. A
continuación se presenta una descripción de los equipos considerados.
Turbogenerador: Una turbina de vapor Siemens ST2 con potencia máxima
de 10 MW tiene un costo de USD 2,800.000 FOB incluyendo generador,
condensador y equipos auxiliares principales. Cuando se opera este
sistema con un fluido diferente al vapor, como el caso de ciclo binario de
geotermia, es necesario considerar la variación en el flujo másico requerido
y la diferencia de entalpía. Considerando las propiedades del fluido
secundario a una temperatura de 150°C (media calidad) se estima que la
potencia generada dicha turbina se reduce a la mitad de lo que generaría
con vapor. Por lo cual se tiene el mismo costo de un sistema 10 MW con
vapor que para uno de 5 MW con hidrocarburo. Este factor de 50% incluye
las modificaciones técnicas que requiere el sistema para operar con otro
fluido.
Intercambiador Fluido Primario y Secundario: Este intercambiador es
equivalente a la caldera en un sistema de vapor. El costo de un
intercambiador de calor está directamente ligado al área de transferencia
requerida, la cual depende de la diferencia de temperatura de los fluidos y
del coeficiente de transferencia de calor. En una caldera, la diferencia de
temperaturas entre los gases y el agua es mayor que la que se tiene en un
intercambiador entre la salmuera y el hidrocarburo, por lo cual se requeriría
mayor área de transferencia en este último, sin embargo, el coeficiente de
transferencia de calor es menor en la caldera gases (gas) - agua (líquido)
que entre la salmuera (líquido) e hidrocarburo (líquido). Al comparar el
diferencial de temperatura medio logarítmico en ambos casos, lo que
disminuye la transferencia de calor debido a la diferencia de temperaturas
es equivalente a lo que aumenta debido al mayor coeficiente de
transferencia de calor. Es por esto que se determina que el área de
intercambio puede considerarse igual.
Para una eficiencia del ciclo supuesta de 10%, si se generan 5 MW
eléctricos, el calor a transferir en el intercambiador debe ser 50 MW
térmicos (equivalente a 5000 BHP). Se estima un costo unitario de
intercambiador de 66 USD/kWtérmico., con base en la información de
costos nacionales 500 USD/BHP [fuente: Calderas JCT] y teniendo en
cuenta los costos específicos del estudio de EPRI [10] sobre costos de
generación, capítulo Geotermia.
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Equipo Eléctrico: Incluye los equipos auxiliares eléctricos, la subestación,
equipo de sincronismo y PLC. Se estima un costo unitario de 226 USD/kW
[10].
Equipo Mecánico: Incluye los equipos mecánicos auxiliares de la planta de
generación, como bomba de fluido secundario, tuberías, válvulas, entre
otros. Se estima un costo unitario de205 USD/kW [10].
Sistema de Bombeo: Es el sistema que conduce el fluido geotérmico o
salmuera hasta la planta de generación. Incluye tuberías, bomba, válvulas y
cualquier otro equipo requerido para conducir la salmuera a la superficie y
hacerlo circular por el intercambiador de calor. Se estima un costo unitario
de 360 USD/kW [10].
Las demás componentes del análisis de costos de equipos importados son:
Transporte marítimo y seguros: Se estima como un 3.5% de recargo al
costo FOB del equipo.
Arancel: Se aplica de acuerdo con posición arancelaria y el arancel para
cada uno de los equipos. Este arancel se aplica al valor FOB más el
recargo por transporte y seguro marítimo. Se estima un 15% para todos los
equipos. Los costos CIF, Transporte y seguro marítimo y el Arancel
constituyen el costo CIF puerto colombiano.
Impuesto al Valor Agregado – IVA: Se le aplica un porcentaje del 16% al
costo CIF en puerto colombiano.
Nacionalización, bodegaje, carta de crédito, Aduanas y comisiones:
Para estos trámites se estima un recargo del 1.1% sobre el costo CIF de los
equipos en puerto colombiano. El costo CIF mas este porcentaje constituye
el costo del equipo nacionalizado.
Transporte y seguros internos: Se empleó un porcentaje de recargo del
1.8% sobre el costo CIF mas el de Aduanas y comisiones. Los costos CIF
puerto colombiano, el IVA, los costos de nacionalización, bodegaje, carta de
crédito y el transporte y seguros internos constituye el costo del equipo en
el sitio de la planta.
Costo de instalación: Se estima como la sumatoria de los materiales y la
mano de obra requeridos para llevar a acabo el proceso de instalación
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(montaje), y considera que algunos materiales pueden ser importados y que
pueden requerir mano de obra extranjera.
En estudios a nivel de prefactibilidad, los costos por construcción de obras
civiles y el montaje de equipos mecánicos equivalen a un porcentaje sobre el
costo de los equipos, con valores del orden de 20 - 30 % para las obras civiles y
15 - 20 % para montaje. Para este caso se toma un 20% del costo FOB para
montaje.
10.7.1.7
Inversiones ambientales
En este rubro se incluyen los estudios previos e inversiones iniciales en el área
ambiental, no se incluyen los planes de manejo. En el numeral respectivo del
Capítulo 4 se presentan los valores porcentuales supuestos para este ítem.
10.7.1.8
Ingeniería
Considera los costos de diseño, interventoría y administración técnica y
ambiental durante la construcción del proyecto. Se calcula como un 15% de la
suma de los costos nacionales, importados y ambientales.
10.7.1.9
Imprevistos
Considera los costos de diseño, interventoría y administración técnica y
ambiental durante la construcción del proyecto. Se calcula como un porcentaje
de la suma de los costos nacionales, importados y ambientales.
Imprevistos construcción: Se estiman como un 15% del costo total de las
obras civiles mas la infraestructura y las inversiones ambientales Estos
costos son causados por las desviaciones que puedan haber en el
proyecto.
Imprevistos equipos: Estos imprevistos se estiman como un 5% del costo
total de los equipos. Estos costos son causados por las desviaciones que
puedan haber en el proceso de trámite, traslado e instalación de los
equipos.
10.7.1.10 Financieros preoperativos
Son los costos financieros durante el período de construcción. Para el caso de
la GT 5 MW, se tiene un período de construcción de 1 año, sin incluir el tiempo
de la fase de exploración, la cual puede llevar hasta 2 años.
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10.23
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10.7.1.11 Ley preoperativos
En el Capítulo 4 se presenta el análisis de todos los cargos de ley que puedan
aplicar durante el periodo de construcción según las diferentes tecnologías,
plantas tipo y regiones; por ejemplo: fondos especiales municipales, tasa de uso
del agua, impuesto predial, etc.
10.7.2
Costos Operativos
10.7.2.1
Administración, operación y mantenimiento (AOM)
Corresponde a los costos de funcionamiento de la empresa de generación,
expresados en forma global (USD/ año). Se calcula tomando como referencia
el costo unitario de 50,5 USD/kW-año referenciado en [1], resultado del análisis
de costos de Operación, Administración y Mantenimiento, reportado por
diferentes plantas de generación geotérmica en el mundo. Otro costo asociado
a la operación y mantenimiento es el de reposición de pozos, el cual se expresa
como un porcentaje del costo de exploración y perforación (8%) anual [3].
El costo unitario de AOM considerado incluye todos los costos (fijos y variables)
en anualidades de acuerdo con la vida útil estimada (20 años) [3].
10.7.2.2
Manejo ambiental
En este rubro se incluyen los estudios previos e inversiones iniciales en el área
ambiental, no se incluyen los planes de manejo. En el numeral respectivo del
Capítulo 4 se presentan los valores porcentuales supuestos para este ítem.
La tecnología de generación de la planta tipo GT 5 tiene impacto ambiental
virtualmente cero: En este ítem se incluyen los costos de sensibilización de la
comunidad
10.7.2.3
Seguros
Corresponde a los gastos por pago de seguros varios que el proyecto deberá
asumir anualmente, para la normal cobertura de riesgos considerados en los
diferentes proyectos. Este rubro, se estima como un porcentaje de los costos
directos de inversión, se expresa en USD y se aplica anualmente durante la
vida útil del proyecto.
10.7.2.4
Cargos de ley operativos
En el Capítulo 4 se presenta el análisis de todos los cargos de ley que puedan
aplicar durante el periodo de operación.
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10.8
BIBLIOGRAFÍA
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10.25
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TABLA DE CONTENIDO
Página
11.1
DESCRIPCIÓN GENERAL
11.1
11.2
CAMPO DE APLICACIÓN
11.3
11.3
RECURSO ENERGÉTICO EN EL PAÍS
11.4
11.3.1
Desarrollo de sector forestal en Colombia
11.4
11.3.2
Residuos agrícolas en Colombia
11.5
11.3.3
Experiencias mundiales
11.9
11.4
RECURSO ENERGÉTICO EN EL PAÍS
11.16
11.5
OBTENCIÓN DE BIOMASA CON CULTIVOS
DENDROENERGÉTICOS
11.17
Producción del material vegetal, establecimiento y manejo
de la plantación.
11.18
11.5.2
Cultivo y transporte
11.21
11.6
TECNOLOGÍA PARA LA GENERACIÓN DE POTENCIA
CON BIOMASA
11.24
11.6.1
Co combustión
11.25
11.6.2
Gasificación
11.26
11.7
LOS COSTOS DEL COMBUSTIBLE DERIVADO DE
PLANTACIONES ENERGÉTICAS
11.27
11.7.1
Caso de estudio
11.28
11.7.2
Biomasa para generar 150 MW con lecho fluidizado
11.35
11.8
REFERENCIAS
11.37
11.5.1
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LISTA DE TABLAS
Página
Tabla 11.1. Potencial energético de los residuos agroindustriales [2]
Tabla 11.2. Capacidad energética y análisis químico de la cascarilla
de arroz [3]
Tabla 11.3. Capacidad energética y análisis químico
Tabla 11.4. Costos Preoperativos de Establecimiento CPE
Tabla 11.5. Costo de equipos importados
Tabla 11.6. Costo de equipos nacionales
Tabla 11.7. Costos de montaje
Tabla 11.8. Costos de mantenimiento previo a la explotación CMPE
Tabla 11.9. Costo total promedio de establecimiento y mantenimiento
previo a la explotación (USD/ha)
Tabla 11.10.
Costos operativos
Tabla 11.11.
Resumen de costos y productividad de los
combustibles provenientes de plantaciones energéticas
Tabla 11.12.
Requisitos y costo de biomasa
11.6
11.8
11.8
11.30
11.30
11.31
11.31
11.33
11.33
11.34
11.35
11.36
LISTA DE FIGURAS
Página
Figura 11.1 Esquema de generación basado en plantaciones de
rápida rotación
Figura 11.2 Vivero forestal
Figura 11.3 Composición de costos de montaje
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11.20
11.32
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11.
BIOMASA
En este Capítulo se evalúan las posibilidades de generación energética a partir
de biomasa sólida, y los costos referentes a un tipo de biomasa en específico,
teniendo en cuenta la disponibilidad de los recursos. Éstos se conciben bajo la
óptica de integrar sistemas de generación utilizando tecnologías de
transformación convencionales.
11.1
DESCRIPCIÓN GENERAL
En el mundo la biomasa constituye uno de los combustibles con los que ha
contado el hombre para generar energía; sin embargo, a pesar de que en la
historia de la humanidad ha sido la fuente principal, después de la revolución
industrial y del agotamiento de los bosques su participación en la canasta
mundial se ha venido reduciendo sustancialmente. Desde finales del siglo
veinte se han vuelto a considerar los sistemas de generación con base en
biomasa debido a las ventajas relativas que presenta frente a los otros
combustibles desde la óptica ambiental. En la actualidad varios gobiernos
impulsan proyectos y establecen beneficios fiscales para promover la
generación con biomasa.
La biomasa se deriva de la materia proveniente de plantas y animales, tal como
madera del bosque, residuos de la agricultura o de la industria forestal,
combustibles derivados o residuos industriales humanos o animales. En su
definición se incluyen los elementos de fuente renovable y viabilidad ambiental.
En consecuencia se excluyen las basuras que emiten en los procesos de
combustión dioxinas, furanos y mercurio y también residuos industriales como
llantas, plásticos o cualquier otro que emita residuos tóxicos. De otro lado, se
excluyen además los residuos de maderas tratados químicamente o la madera
proveniente de reservas forestales o de áreas utilizadas para preservar la vida
animal o la biodiversidad.
El valor energético de la biomasa proveniente principalmente de la energía
solar, a través de la fotosíntesis; es en resumen energía solar eficientemente
almacenada. La energía química almacenada en las plantas y animales o en los
desechos que producen se denomina bioenergía. Durante el proceso de
conversión, tal como la combustión, la biomasa libera la energía y el carbono es
oxidado nuevamente a dióxido de carbono, que luego es reabsorbido por las
plantas en el proceso de crecimiento cuando se trata de un ciclo cerrado. Así la
energía obtenida de la biomasa es una forma de energía renovable.
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La biomasa contribuye con el 14 % de la energía primaria que consume el
mundo. En la generación eléctrica mundial participa con 113,000 GWh, lo que
representa menos del uno por ciento [1]. La industria del papel es la mayor
generadora de energía eléctrica a partir de biomasa, quemando sus desechos
industriales como combustible para generar vapor y electricidad. Fuera de la
industria del papel y pulpa, solo se utiliza una pequeña cantidad de residuos de
biomasa o de plantaciones energéticas para la producción de energía eléctrica.
Se espera que con la implementación de las regulaciones ambientales más
estrictas se incremente su utilización para la generación de electricidad,
especialmente en el caso que los generadores deban cumplir metas de
reducción de emisiones de CO2.
La generación de energía eléctrica a partir de la biomasa se realiza en la
mayoría de los casos utilizando los residuos generados por los procesos
industriales y agrícolas, excepcionalmente se desarrollan plantaciones con
vocación energética. La biomasa sólida usualmente es utilizada como
combustible alternativo o combinada con carbón. Las plantas de generación
comercial utilizan tecnología convencional, que eventualmente necesita alguna
adaptación, especialmente cuando se utilizan desechos sólidos en altas
proporciones.
La biomasa sólida disponible para los procesos de generación eléctrica
proviene de las siguientes fuentes.
Los residuos agrícolas generados después de cada cosecha o en los
procesos de transformación requeridos para fabricar los alimentos o
bebidas.
Las plantaciones de árboles que son dedicadas a la generación. En varios
países se cosechan árboles con este propósito integrando un esquema de
generación denominado dendroenergía.
Los residuos forestales que quedan después de la explotación industrial de
las plantaciones. En las operaciones donde se cultiva madera no se extrae
todo el material de biomasa debido que solo la madera que presenta una
calidad determinada es aprovechada. El material residual, potencialmente
puede ser utilizado para generar energía. En la cosecha se generan
residuos de biomasa a partir de las entresacas de los especimenes jóvenes
que no cumplen con la calidad, ramas, corteza y material vegetal muerto.
En el proceso de tala y beneficio de la madera también se generan
residuos.
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Los desechos de los aserríos y en general de la industria de transformación
de la madera. Se incluyen desechos urbanos como las estivas sobrantes de
la construcción o demolición y las podas de árboles ornamentales.
Los tratamientos de aguas residuales y los rellenos sanitarios de basuras, al
generar gases que pueden ser utilizados para la generación eléctrica,
siempre y cuando se diseñen desde su concepción para tal fin. Esta forma
de generación es aplicada en el mundo en centros con importantes
concentraciones urbanas. En algunos casos se utiliza a pequeña escala el
gas generado para motores de combustión interna.
En general los residuos o desechos constituyen una fuente limitada por la
capacidad de los procesos industriales o la población generadora. Su utilización
se ve circunscrita a las cercanías del lugar donde se generan. De otro lado, las
plantaciones energéticas son más flexibles debido a que pueden adaptar su
producción de acuerdo a los requerimientos energéticos y se pueden ubicar en
diversas zonas.
Dentro de las ventajas de utilizar biomasa, sus beneficios ambientales,
constituyen el factor que más ha impulsado el reciente interés por desarrollar
esta alternativa de generación. Comparada con el carbón ésta presenta
menores cantidades de azufre o compuestos de azufre; de tal forma que la
substitución parcial por biomasa en las plantas de generación con base en
carbón, tiene el efecto de reducir las emisiones de dióxido de azufre (SO 2). Las
emisiones particuladas se reducen en un factor de 4.5 en comparación a la
generación con base en carbón. También se ha demostrado que en la cocombustión se disminuyen las emisiones de gases nitrosos (NOX). Sin embargo,
el beneficio ambiental más importante es el potencial de reducir las emisiones
de dióxido de carbono (CO2).
De otro lado, se derivan otros impactos ambientales. Las plantas que proveen
biomasa necesita de grandes extensiones de terreno que podrían dedicarse a
otros usos. Las plantas de crecimiento acelerado utilizan gran cantidad de
nutrientes que deben ser reemplazados en el suelo para prevenir su
esterilización, pueden afectar la biodiversidad y ocasionar mayor erosión del
terreno.
11.2
CAMPO DE APLICACIÓN
El campo de aplicación de la biomasa sólida se subdivide estratégicamente en
dos componentes: los sistemas de plantaciones energéticas que se asocian
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11.3
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específicamente con unidades de generación y los residuos sólidos con un
contenido aprovechable de energía.
El análisis de diferentes biocombustibles se orienta hacia su disponibilidad en el
país, con fines de generar energía eléctrica. Se presentan las diferentes
opciones estudiadas, dentro de las cuales está la dendroenergía, que es el
esquema tecnológico considerado como el más promisorio y se trata con mayor
detalle tomando experiencias internacionales, dado que para Colombia no se
halló ninguna experiencia documentada.
Al final se hacen algunas anotaciones acerca de las tecnologías de
transformación para la generación eléctrica. Las posibilidades de generación se
orientan hacia las dos circunstancias generales definidas en el presente
estudio; pequeñas unidades de generación para la zona no interconectada
(ZNI) y unidades de orden mayor para el Sistema de Transmisión Nacional
(SIN).
11.3
RECURSO ENERGÉTICO EN EL PAÍS
11.3.1 Desarrollo de sector forestal en Colombia
En la segunda década del siglo XX se inicia en Colombia una actividad forestal
de alguna importancia, no como una actividad de aprovechamiento sino como
protección de las cuencas hidrográficas cercanas a los centros más poblados.
Al mismo tiempo la importante actividad cafetera realizaba prácticas
agroforestales utilizando para sombrío árboles de diferentes especies. Ya en los
años cincuenta se realizan los primeros ensayos con fines de producción de
madera con el apoyo del Servicio Técnico Colombo Americano, plantando
especies foráneas en cuencas de ríos y quebradas.
El desarrollo de las actividades educativas e investigativas se inicia en la
década de los cincuenta y a principios de los sesenta con la creación de las
facultades de Ingeniería Forestal en la Universidad Nacional, la Universidad
Distrital y la Universidad del Tolima.
La Caja de Crédito Agrario establece en 1958 la primera línea de crédito para
plantaciones forestales y crea a fines de los sesenta en Antioquia una entidad
reforestadora, denominada Corporación Forestal, que luego fue extendida a
otros departamentos por la Federación Nacional de Cafeteros, quien además
creó su propia línea de crédito en el programa de "Desarrollo y Diversificación
de Zonas Cafeteras”.
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11.4
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El INDERENA, fundado en 1968, conjuntamente con algunas empresas del
sector fundó en 1974 la Corporación Nacional de Investigaciones y Fomento
Forestal (CONIF). Esta entidad inició importantes ensayos donde se integraron
actividades del sector agrario y pecuario con las actividades reforestadoras
denominadas agrosilvopastoriles, con el auspicio de FAO. Con la desaparición
de esta entidad se suspendieron los programas que nunca llegaron a la fase de
implementación.
En la década de los setenta se dinamiza la actividad reforestadora en el país,
generádose un auge en la actividad y plantándose 24,000 ha, equivalente al
48% del área total plantada hasta 1973. En 1977 la Junta Monetaria emitió la
resolución 27, la cual autorizó la acumulación de intereses de los créditos para
reforestación, para ser pagados en los años 8, 12, y 15. El estudio que realizó
CONIF para este año reportó que el 74% de los reforestadores utilizaron el
crédito forestal. Con la ley 20 de 1979 se permitió que las sociedades anónimas
descontaran de su renta líquida hasta el 20% de las utilidades que
sobrepasaran su renta presuntiva, para invertir en la creación de sociedades
anónimas abiertas que se dedicaran a reforestación, trayendo un auge en la
constitución de empresas del sector. Algunas se constituyeron para producir
sus propias materias primas como en el caso de: Monterrey Forestal (Pizano),
Reforestadora San Sebastián (Láminas del Caribe), Cía. Agroforestal de
Colombia (Grupo Del Dago) y otras que carecían de un objetivo claro de
industrialización (Bosques de Antioquía, Progreso Cía. Reforestadora, Cía.
Nacional de Reforestación y Refocosta).
Estas nuevas empresas, entre 1979 y 1983, incrementaron el área reforestada
en cerca de 110 mil ha. Posteriormente la actividad decayó de 32 mil ha nuevas
plantadas en 1981 a menos de 8 mil en 1984, hasta llegar a una extensión
menor a 4 mil ha hasta finalizar el siglo veinte. Esta disminución de la actividad
se le atribuye a la falta de continuidad de las normas y a dificultades en la
industria transformación de la madera.
Actualmente se evidencia un incremento en la tasa de explotación de las
plantaciones para satisfacer la demanda de madera para pulpa y coníferas para
aserrío. Debido a la baja cifra de plantaciones nuevas, incluyendo las áreas
taladas y nuevamente reforestadas, se presume una disminución real en el área
total plantada en el país.
11.3.2 Residuos agrícolas en Colombia
Los desechos de la producción agroindustrial representan recursos potenciales
para la producción de energía eléctrica. En la Tabla 11.1 se presentan los
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11.5
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residuos agrícolas más importantes en Colombia, y se cuantifica su potencial
energético total.
Para que un cultivador lleve sus desechos a una planta generadora es
necesario pagar un precio que cubra los posibles usos alternativos, la
recolección, manejo y preparación, el transporte del campo a la planta y un
excedente que represente una ganancia. Sin embargo, visto desde el punto de
vista de un generador, se debe contar con un suministro confiable y permanente
para un largo período, en una cantidad y calidad adecuada para los
requerimientos de la planta y a un precio que le permita ser competitivo en el
mercado energético.
Tabla 11.1. Potencial energético de los residuos agroindustriales [2]
Cultivo
Caña
Azúcar
Caña Miel
Caña
Panela
Algodón
Arroz Riego
Arroz Sec.
Manual
Arroz Sec.
Mec
Arroz total
Café
Palma
Africana
Caña
Azúcar
Producto
Producció
energétic
n ton/año
o
% energético
Producción
Producto
energético
(ton/año)
Poder
calorífico
(KJ/Kg)
Potencial
Energético
Bruto
(MWh/año)
21,897,120
Bagazo
29%
6,350,165
8,895
1,791.12
165,648
Bagazo
29%
48,038
8,895
13.55
13,451,384
Bagazo
29%
3,900,901
8,895
1,100.28
200%
25%
247,222
426,138
16,747
13,900
131.29
187.83
123,611
Cáscara
1,704,551 Cascarilla
109,195
Cascarilla
25%
27,299
13,900
12.03
620,675
Cascarilla
25%
155,169
13,900
68.39
77,872
487,726
Cascarilla
Pulpa
25%
50%
19,468
243,863
13,900
8.58
2,289,472
Pulpa
50%
1,144,736
20,515
744.68
46%
10,072,675
15,000
4,791.04
46%
76,198
15,000
36.24
46%
6,187,637
15,000
2,943.13
Residuos
cosecha
Residuos
Caña Miel
165,648
cosecha
Caña
Residuos
13,451,384
Panela
cosecha
21,897,120
11.3.2.1
Residuos de cosechas
En el campo quedan algunos residuos de cosecha que eventualmente se
podrían utilizar en la generación. La disponibilidad de estos residuos presupone
que después de cada cosecha, una porción de los remanentes puede ser
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recolectada y utilizada en la producción de energía. Los residuos agrícolas no
pueden ser completamente extraídos, porque parte de ellos debe permanecer
en el terreno para mantener la calidad del suelo aportando nutrientes,
conservación de la textura y en general para favorecer la productividad a largo
plazo. Algunos autores estiman que entre un 30% y un 40% de los residuos
pueden ser removidos. En Colombia estos residuos se hallan bastante
dispersos y no representan una cantidad importante, salvo en el caso de la
caña de azúcar, donde los mismos productores han considerado que no son
atractivos para utilizar en sus procesos.
11.3.2.2
Residuos de café, cacao y coco
La pulpa de café y de cacao, es utilizada en las fincas para suplir parte de las
necesidades de los abonos requeridos por los cultivos, además de que su
producción se halla muy dispersa. La borra del café es utilizada por los
productores de café en Colombia para suplir parte de sus necesidades de
generación de vapor en sus procesos industriales. Los residuos de coco son
muy pocos y se hallan muy dispersos. La fibra proveniente de la cáscara del
coco generalmente se queda en las plantaciones y el coco es consumido
principalmente en forma fresca. Solo existen pequeñas procesadoras de
panelas (cocadas) y otros dulces de coco que representan una concentración
muy baja de residuos para un suministro con miras a la generación eléctrica.
11.3.2.3
Residuos de palma africana
En cuanto a los residuos de Palma Africana, estos son consumidos dentro de
las mismas plantaciones y por las plantas extractoras de aceite, para producir el
vapor que se consume el proceso. Una vez se extrae el aceite de la almendra
queda un residuo, que representa un 80% y es considerado como subproducto,
con el cual se produce el palmiste que es utilizado para la fabricación de
alimentos para el ganado. La pulpa y el pedúnculo del racimo son utilizados
como material energético por la planta procesadora. A pesar de su
disponibilidad se considera que no son atractivos debido a la importancia de los
usos alternativos.
11.3.2.4
La cascarilla de arroz
Actualmente en Colombia se utiliza una pequeña parte de la cascarilla de arroz
para el uso en los establos, jardinería, avicultura y en mayor proporción
parcialmente quemada como parte del sustrato en los cultivos industriales de
flores. Pero la mayor parte se dispone en lotes vacíos cerca de los ingenios.
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Dado que la cascarilla se produce en los molinos, se presenta una posibilidad
importante para los procesos de cogeneración de esta industria. Para cogenerar
con la cascarilla de arroz es recomendable utilizar los esquemas de cocombustión debido a la alta abrasividad que presenta este combustible por su
alto contenido de sílice, aproximadamente un 25%. Utilizado como único
energético presenta ciertas barreras tecnológicas y económicas, siendo viables
por encima 100 toneladas por día y un factor de operación de al menos 0.8. Las
características de la cascarilla se presntan en la Tabla 11.2.
Tabla 11.2. Capacidad energética y análisis químico de la cascarilla de
arroz [3]
Producto Poder Caloríco
Energético
[KJ/Kg]
Cascarilla
13,900
11.3.2.5
Humedad
[%]
14
C
H
O
N
39 - 42 4 - 5 32 - 34 0,3 - 2
S
0.02
Ceniza
%
14 - 24
El Bagazo de Caña
El bagazo de la caña de azúcar representa entre un 11% y un 15% del peso
total cosechado, dependiendo de la variedad, con un contenido de humedad de
alrededor del 50 por ciento. El bagazo húmedo representa un 30% del peso
total de la caña de azúcar. Para el análisis el bagazo se subdivide en dos
orígenes, el producido a partir de la caña destinada principalmente a la
producción de azúcar y a la destinada para la producción panelera.
Los departamentos de mayor producción de caña de azúcar son Valle del
Cauca y Cauca con una participación de 79% y 20% respectivamente, de
acuerdo al Ministerio de Agricultura. La producción de bagazo es de alrededor
6’350.000 toneladas, lo que significa un potencial de 1.791 MWh/año. Este
potencial no se halla disponible ya que actualmente está siendo utilizado por los
ingenios para sus procesos de generación. En la Tabla 11.3 se presenta la
capacidad energética y el análisis químico del bagazo de caña en Colombia.
Tabla 11.3. Capacidad energética y análisis químico
del bagazo de caña [2]
Energético
Bagazo
Poder Calórico
[KJ/Kg]
8,895
Humedad %
C
H
O
N
S
47,58-51,55 44.8 5.35 39.55 0.03 0.01
Ceniza %
11 - 27
La caña miel y panelera presenta un potencial de 1.114MWh/año, pero al igual
que en el caso anterior, esta siendo utilizado por las fincas productoras, los
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trapiches y algo para la alimentación animal. De acuerdo a CORPOICA estos
cultivos y trapiches asociados son artesanales y representan una economía de
subsistencia; son 20.000 trapiches que se hallan ampliamente distribuidos en
toda la geografía nacional.
Este desecho, que representa un recurso importante, puede contribuir más
eficientemente en los usos actuales mejorando la tecnología empleada, y
eventualmente las compañías podrían vender los excedentes a la red nacional,
pero no serían de interés para proyectos dedicados a la generación en el SIN o
en áreas ZIN.
Un ejemplo de lo que se ha logrado en mejoramiento del aprovechamiento del
bagazo es el caso Australiano, donde la segunda fuente más importante de
generación con biomasa es el bagazo utilizado en procesos de combustión.
Estas plantas están ubicadas en los ingenios y la energía que generan en
exceso se vende a los distribuidores locales. Participan 26 empresas que
generan hasta 70 MW de electricidad en la estación pico.
11.3.2.6
Desechos urbanos
Es importante resaltar aquí también el caso Australiano, dentro del
aprovechamiento de los residuos de centros urbanos importantes. En Australia
la mayor parte de la energía generada a partir de biomasa se produce
aprovechando el gas de los rellenos sanitarios, con el que se producen 100 MW
en cerca de 30 plantas generadoras. La mayor planta está ubicada en Perth en
el oeste de Australia y tiene una capacidad de 13 MW. En otra instancia está el
gas de los procesos de los biodigestores de aguas residuales que es utilizado
para la generación eléctrica; 3.2 MW en Brisbane, 3.0 MW en Adelaide y 1.3
MW en Melburne.
La adopción de este esquema depende de que se diseñen los proyectos dentro
de un esquema de generación, de lo contrario sería muy difícil de
implementarlos para este fin. Debe considerarse además la producción de gas
suficiente para la escala adoptada, durante un período prudencial para que
justifíquela inversión. Esta orientación aun no se ha contemplado en Colombia.
11.3.3 Experiencias mundiales
Con el fin de dilucidar las oportunidades y retos que conllevan la aplicación de
el esquema tecnológico de dendroenergía en Colombia, se presentan algunas
experiencias mundiales, en países como Brasil, Hawai, Filipinas, Suecia y
Estados Unidos.
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11.3.3.1
Experiencia en Brasil
Las reservas en petróleo y carbón de Brasil son relativamente pequeñas.
Además su carbón es alto en azufre y cenizas, en general de mala calidad. En
la búsqueda por combustibles alternativos el país desarrolló una estrategia
plasmada en el Código de Bosques, que generó importantes incentivos
tributarios, con lo cual el área plantada pasó de 470.000 ha en los 60 a
6’500.000 hectáreas para 1990. La mayor parte del carbón utilizado en las
acerías y prácticamente toda la pulpa para la industria del papel proviene de las
plantaciones de rotación rápida; también la industria del cemento y los
aglutinados de madera son consumidores importantes, pero la industria del
papel es la que más ha impulsado el desarrollo de las plantaciones. La industria
maderera constituye en este momento un renglón prioritario para la economía
de este país, donde solo las exportación de productos forestales representa un
5.6 por ciento de su PIB.
Las plantaciones de Eucalyptus constituyen el 51% del área reforestada, y las
especies del género Pinus el 31%. Además de estas especies, en el sur de
Brasil se ha utilizado extensamente una especie nativa llamada bracatinga
(Mimosa Scabrella) como plantación energética. La escala de implementación
de plantaciones de rápida rotación es gigantesca comparada a cualquier otra
del mundo. Estas plantaciones proveen 39% de la madera utilizada para fines
industriales.
Dentro de las plantaciones de Eucalyptus, la especie más difundida en Brasil es
el Eucalyptus Grandis. Otras especies son el E. Salinga, E. Urophylla, E.
Camaldulensis, y E. Citriodora. También se encuentran los híbridos,
particularmente Urophylla X Brandis, que muestran resultados muy
prometedores, por lo cual los gobiernos territoriales, el estado central y las
compañías realizan programas genéticos de mejoramiento mediante la
hibridación controlada, la clonación y la micropropagación de las especies
desarrolladas. La productividad de plantaciones de Eucalyptus a gran escala de
rotación corta se ha incrementado dramáticamente, como resultado de un
importante esfuerzo investigativo, reforzado por mejores prácticas de manejo
(en algunas áreas el rendimiento anual pasó de 35 m 3/ha o 14.7 ton secas/ha
año a 70 m3/ha o 29.5 ton secas/ha año) [4].
La bracatinga es una especie nativa de leguminosa (fija nitrógeno en el suelo)
que ha sido considerada clave para climas fríos. Es preferida por muchos
cultivadores debido a que se puede cultivar a mucho menor costo y no necesita
fertilización, aunque presenta menor rendimiento. Los cultivos se plantan a una
densidad de 20.000 plántulas/ha y luego se entresacan a 3000 o 4000
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plántulas/ha. En una rotación de 7 años, la bracatinga produce 13 m 3/ha/año.
Para cuando se cosecha la plantación de bracatinga, las semillas se han
incorporado naturalmente al suelo y no hay necesidad de plantar de nuevo [5].
Una práctica importante de la industria brasileña es la producción en fincas por
terceros donde muchos utilizan una estrategia agroforestal realizando la
intercalación de plantas para producir alimentos con los árboles. El Eucalyptus
Camaldulensis es la especie preferida para los cultivos agroforestales
asociados, por tener un follaje vertical que genera menos sombrío; y el fríjol es
la planta de cultivo alimentario preferida para esta asociación. Este tipo de
producción representa un 20 por ciento del área reforestada. Las compañías
forestales proveen las semillas, fertilizantes, herbicidas, la tecnología y
establecen contratos asegurando la compra inicial de parte o toda la cosecha a
un precio dado [6].
Durante la selección de las áreas a sembrar se cometieron varios errores. No
hubo una zonación ecológica ni trabajo investigativo para estudiar cual especie
se adaptaba a cada región en particular. Principalmente por el bajo costo de la
tierra, las plantaciones se establecieron en sabanas en la región central del
oriente brasileño y al sur este, zonas que al tener épocas de sequía de 5 a 7
meses eran inapropiadas para el E. Grandis y E. Salingna. Estas condiciones,
conjuntamente con lo remoto de las áreas con respecto al consumidor final,
generaron grandes pérdidas. En algunos casos, hubo plantaciones que nunca
pudieron establecerse adecuadamente, por la deficiencia de agua subterránea
o la presencia de capas que limitaban el desarrollo radicular.
La expansión de los cultivos energéticos se ha visto seriamente limitada por el
incremento en los precios de la tierra en las regiones industrializadas y por las
regulaciones ambientales, que se han vuelto más restrictivas. Los grupos
ambientales en Brasil ejercen una presión considerable para limitar el
establecimiento de nuevas plantaciones de Eucalyptus, argumentando que las
plantaciones reducen la biodiversidad, aumentan los procesos erosivos,
reducen los nutrientes del suelo, bajan los niveles freáticos locales y compiten
con la producción de alimentos.
A pesar de los grandes esfuerzos realizados por las compañías, la industria se
ha visto limitada; es así como industrias como la del acero se ha visto avocada
a consumir cara vez más carbón mineral importado en sustitución del carbón
vegetal [7].
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11.3.3.2
Experiencia en Filipinas
Es importante revisar este caso, donde en un país carente de recursos
autóctonos para generar energía eléctrica, con un fuerte apoyo estatal y
participación del sector privado, fracasaron los programas para desarrollar
proyectos dendroenergéticos. En 1979 el gobierno Filipino, reconociendo el
incremento en la demanda de madera para quemar debido a una población
creciente, y con el deseo de reemplazar combustibles importados en algunos
procesos industriales, inició programas dirigidos al desarrollo y manejo de
plantaciones energéticas. El gobierno favoreció a los programas orientados
sobre aquellos que demandaban una extensa investigación, y se sembraron
más de 60.000 ha de cultivos energéticos. Los planeadores reconocieron que
se cometerían errores, pero creían que se podrían hacer las correcciones a
medida que los programas evolucionaran. El programa dendroenergético
anticipaba el desarrollo de 60 a 70 plantas de combustión de madera, que se
abastecerían de cultivos energéticos múltiples con tamaño de 1.100 ha o más.
El programa “Dendroenergía para Generación Térmica” que se inició en
Filipinas contaba con un considerable apoyo estatal y asistencia técnica, que
llevó a plantar 18.000 ha en 1980. Hoy en día, una porción muy pequeña del
área inicialmente plantada provee energía térmica. Una de las mayores
dificultades fue obtener los rendimientos deseados de las plantaciones, y por
ende obtener los ingresos estimados para su sostenibilidad.
En Las Filipinas existe una alta demanda por los terrenos planos y fértiles, por
lo cual las actividades forestales se relegaron a zonas sin carreteras que son
empinadas y muchas veces rocosas e infértiles. Las plantaciones
frecuentemente se realizaron en terrenos con pendientes de 40 a 60 grados,
con ph inferior a cinco, o en zonas en donde la época de sequía dura de 5 a 7
meses.
La especie principal seleccionada para las plantaciones fue la Leucaena
Leucocefala, especie gigante en su género, que representó más del 90 por
ciento del área total. El arbusto crece rápidamente, es de fácil manejo,
responde rápidamente después de cosechado, produce madera combustible y
las hojas proveen proteína para el ganado; pero tiene algunas limitantes como
su pobre desarrollo por encima de 500 m o en suelos con ph inferior a 5.5. En
una de las parcelas se perdieron 1021 de las 1031 ha plantadas; y en general
las tasas de crecimiento variaron enormemente, dependiendo de la calidad del
área y el manejo de la plantación. Muestra de ello es que las plantaciones
experimentaron tasas de producción anual que estuvieron en el rango de
menos de 3.5 ton seca/ha, hasta 16 ton seca/ha.
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11.12
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En promedio los árboles se cultivan después de 3 años y los rebrotes cada 2.
La otra dificultad importante que se observó fue la de realizar labores
mecanizadas como arar el terreno y controlar las malezas, sumado a esto que
el transporte resultó sumamente costo. Además la mano de obra requerida que
se estimó como no calificada, en muchas ocasiones necesitó de destrezas
como manejo de motosierras, malacates o cualquier otro tipo de mecanización,
lo que elevó estos costos muy por encima de lo previsto [8].
Hoy, el Ministerio de Energía de ese país realiza esfuerzos para concertar con
el sector privado el reestablecimiento de la generación con biomasa, ofreciendo
financiación blanda de largo plazo. Existe un solo sector que actualmente
trabaja en el desarrollo de una operación de una planta de 10 MW alimentada
con biomasa, caso en el cual se considera que la dificultad más grande es el
suministro del combustible. A la planta se le suministrarían “chips” de madera y
se estima que cada planta de 10 MW requeriría aproximadamente 138.400 ton
de chips verdes anualmente, lo cual implica cerca de 14.000 hectáreas de
tierras marginales para un suministro sostenible. El proponente sugiere una
rotación de 5 años con un proveedor que posea una plantación de al menos
30.000 ha, con amplia experiencia en altos volúmenes de suministro.
11.3.3.3
Experiencia en Hawai
Una experiencia importante también ha sido el desarrollo de plantaciones de
Eucalyptus en Hawai, en donde al contrario del caso de Filipinas, antes de
proceder a implementar el proceso industrial se adoptó un esquema
investigativo.
En 1978 se inició un programa conjunto entre el Servicio Forestal y el Ministerio
de Energía de los Estados Unidos, estableciendo y manejando 289 ha en fincas
de Eucalyptus. Los ensayos de campo se establecieron en dos áreas en la isla,
a lo largo de la costa este (Hamakua) y en la costa sur (Kua), en donde las
precipitaciones anuales son de 1020 y 2200, respectivamente, con cuatro
meses de sequía. Las áreas comprendían terrenos antiguamente cultivados
para caña, recientemente cultivados también para caña, tierras de pastoreo y
los dedicados a cultivos forestales. Se seleccionaron ocho sitios diferentes para
representar variaciones en elevación, características de suelo, condiciones
topográficas y climáticas.
La selección de especies se realizó mediante pruebas establecidas entre 1979
y 1984. Se ensayaron 30 especies incluyendo 15 de Eucalyptus, siendo el
Eucalyptus Saligna y el Grandis las especies de mejor rendimiento. También se
ensayaron 15 especies fijadoras de nitrógeno, resultando la Albizia Falcataria
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como la de mayor rendimiento en cultivos asociados, especialmente en zonas
húmedas.
Después de los ensayos piloto, se planearon tres ensayos definitivos; los dos
primeros con Eucalyptus únicamente y el tercero intercalado con Albizia. En
esta experiencia hallaron que un manejo de tres rotaciones era el esquema más
apropiado. El primer ensayo presentó un período de rotación mínimo de 5 años
para obtener un resultado aceptable en desarrollo (15 cm de diámetro a una
altura de 1.40 m); lo cual se obtiene con árboles plantados a una densidad de
6.5 m2 por árbol ,1540 árboles/ha, con una fertilización regular durante el ciclo
de rotación; el rendimiento total de la biomasa se estimó en 89.3 ton secas/ha o
18 ton secas/ha año. En el segundo ensayo, que también consistía de solo
Eucalyptus, el área por árbol fue de 11 m2, 910 árboles por ha, el ciclo de
cosecha fue de 6 años, se cosechó con un diámetro de 20 cm. a los 1.40 y se
realizó una fertilización regular como en el anterior; la producción de biomasa
fue 100 ton secas/ha o 16.6 ton secas/ha año. La tercera experiencia fue
mezclando Eucalyptus con Albizia; estas dos especies se plantaron en filas
alternas con una separación de 3 m, plantando las filas de Eucalyptus a 3 m y
las plantas de Albizia a 2.1 m, en una rotación de ocho años, sin aplicación de
fertilizantes; este régimen produce Eucalyptus de un diámetro de 23 cm y de
Albizia de 11.4 cm. a los 1.40 m, con una productividad de 161 ton/ha o 20 ton
seca/ha año. Incluyendo la Albizia, la productividad total de fue de 210 ton/ha o
secas o 26 ton seca/ha año.
Este desarrollo en Hawai se ha logrado después de una larga investigación, que
puede ser aplicable en varios lugares del mundo. Sin embargo, a pesar de los
resultados con altos rendimientos, la competitividad de la plantación de biomasa
con fines energéticos no ha sido favorable. El precio de los combustibles como
el carbón y el petróleo actualmente representan un reto significativo para
desarrollar la biomasa como combustible a gran escala. El carbón Australiano
es distribuido en Hawai a un precio cercano a los 60 USD/ton, y dado el
contenido calórico relativo de la biomasa y el carbón, la biomasa necesita ser
producida, cosechada, y transportada a un costo inferior a 30 USD/ton seca [9].
11.3.3.4
Otros Casos
En Suecia, donde la calefacción de los distritos se hace con madera, el
gobierno utilizó subsidios directos a los finqueros, y para 1992 existían más de
6.000 ha plantadas de un peuqeño arbol híbrido de alta producción de biomasa
llamado “willow”. El gobierno también facilitó la provisión de material vegetal
mejorado y aseguró los contratos con las plantas de generación para comprar la
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biomasa, y además financió un extenso programa de investigación llamado
“Generación Térmica Dendro” [10].
En los Estados Unidos actualmente se llevan a cabo dos programas
demostrativos financiados por el Departamento de Energía de los Estados
Unidos (DOE), pero no se realizan cultivos comerciales de biomasa dedicados a
la generación eléctrica. En Iowa financia a IES Utilities Inc., programa en el cual
se planea producir 200.000 toneladas de la gramínea “switchgrass” cultivada en
unas 40.000 a 50.000 acres, para co-combustión. También financia a la
compañía NRG’s Dunkirk Station en Dunkirk, New York, donde se utiliza el
híbrido “willow”, plantado en 400 acres, para un proceso de co-combustión. Se
asume que antes del 2010, no se tendrán cultivos comerciales de biomasa para
generación eléctrica. Se considera además el árbol híbrido denominado “poplar”
y las dos especies ya mencionadas como los cultivos prometedores para
generar biomasa dedicada a la generación eléctrica.
11.3.3.5
Conclusiones generales de las experiencias mundiales
En los países donde se han establecido plantaciones de biomasa para el
suministro de engría con una base comercial tal como Brasil, Suecia y las
Filipinas, se puede mostrar que la combinación tanto de políticas
gubernamentales como de altos precios en la energía convencional han
estimulado el uso de plantaciones de corta rotación con fines energéticos.
La experiencia de Brasil indica que el éxito de las plantaciones energéticas
tiene un vínculo directo con la existencia de un consumidor final, el apoyo de
una organización gubernamental bien financiada y la existencia de entidades
educativas y de investigación. Además indica también que no se puede tomar
como paradigma el beneficio ambiental neto de la actividad, pero que es posible
desarrollar prácticas que prevengan el deterioro ambiental del área intervenida.
Si bien es cierto que con la suspensión del apoyo estatal se ha contraído la tasa
de siembra de plantaciones energéticas, se demostró la factibilidad de utilizar el
Eucalyptus y otras maderas con fines energéticos.
El descomunal desarrollo que se dio en Brasil estuvo acompañado por una
importante actividad investigativa, mejorando permanentemente el rendimiento
productivo de las plantaciones, contrastando con la experiencia en Filipinas,
donde se favorecieron los esquemas orientados a una producción inmediata sin
experimentación, que llevó a un desenlace desafortunado. Los esquemas
apoyados en un componente investigativo, por presentar un margen de
mejoramiento tan sustancial, representan el potencial más importante para
desarrollar la dendroenergía.
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La viabilidad económica de un paquete tecnológico basado en el esquema de la
dendroenergía presenta su principal escollo en el suministro del combustible a
un costo competitivo. Debido a que el desempeño de las plantaciones depende
en gran medida de las condiciones de cada localidad, del manejo cultural de las
plantaciones, de las especies plantadas, del mejoramiento que se puede lograr
mediante la aplicación de prácticas biotecnológicas, es prudente desarrollar
prototipos piloto con el fin de cuantificar con mayor precisión los costos de la
biomasa para las localidades seleccionadas.
Si bien es cierto que la actividad forestal presenta un relativo atraso en
Colombia, las experiencias acumuladas son ya una base importante como
punto de partida para los futuros desarrollos en el país.
A pesar de que la dendroenergía presenta altos costos relativos, aun en países
con carencia de recursos energéticos, se estudia esta alternativa debido al gran
potencial de generación que representa. No se debe olvidar que la humanidad
ha comprobado a través de su historia que la madera constituye un combustible
que puede generar energía a gran escala, que desafortunadamente el hombre,
no aprovechando su capacidad potencial de renovación, disminuyó
ostensiblemente su disponibilidad. Hoy en día representa para el futuro una
opción con potencial para subsanar el agotamiento de los combustibles fósiles.
11.4
RECURSO ENERGÉTICO EN EL PAÍS
En un esquema dendroenergético es necesario producir el recurso energético,
por lo cual las plantaciones constituyen una parte fundamental del paquete
tecnológico. Las plantaciones de rápida rotación presentan las mejores
condiciones para producir el combustible, y se caracterizan por el
establecimiento de especies arbóreas o arbustivas, plantadas relativamente con
alta densidad (de 2.000 a 10.000 árboles por hectárea). Estas especies deben
ser cuidadas como cualquier producto agrícola con control de malezas y plagas,
así como con el manejo de nutrientes, cultivadas en ciclos de 2 a 12 años.
El establecimiento comercial de plantaciones de rápida rotación con fines
energéticos tiene mayor posibilidad de ser implementado donde las
oportunidades de mercado coincidan con áreas adecuadas para la producción.
Al considerar la potencialidad de sistemas energéticos comerciales viables
basados en biomasa, es necesario pensar más allá de las tecnologías de
conversión, el rendimiento del producto y los costos específicos de producción.
Para tener éxito los promotores deben tener presente la competitividad de otros
combustibles, las políticas energéticas, ambientales y agrícolas, infraestructura,
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arreglos financieros, requerimientos tecnológicos de conversión, riesgos
potenciales, y condiciones locales para tomar decisiones documentadas acerca
de la ubicación, tipo de producto y aproximación administrativa. Para un
proyecto exitoso también se requiere desarrollo local o regional del cultivo, y
tanto conocimiento y técnicas de manejo del cultivo como disponibilidad del
material vegetal mejorado que se adapta a los suelos y climas de la región.
En Colombia se cultiva el Eucalyptus, una especia de rápido crecimiento y
rústica, cuyas diferentes variedades se dan en múltiples pisos térmicos. Es de
agregar además que su cultivo no se ha considerado muy atractivo para la
utilización en pulpa para papel o para otros usos industriales. Se recomienda
plantar el Eucalyptus a un espaciamiento de 4x 4 metros (625 árboles por
hectárea), se cultivan después de 4, 8 y 12 años y se replantan a los 12 años,
de acuerdo a cultivos del Oriente de Antioquia.
También se encuentra la Acacia Mangium, que está siendo
mucho éxito para la restauración de terrenos degradados.
condiciones de suelo adversas, es de rápido crecimiento y
restringe a zonas cálidas. La Acacia Mangium se planta a 2x2
árboles por hectárea) y se cultiva cada cuatro años.
cultivada con
Se adapta a
su hábitat se
metros (2.500
En Colombia, si se quiere desarrollar este esquema de generación, debe
fomentarse el desarrollo corporativo acompañado de políticas de incentivos
tributarios. Los futuros proyectos deben partir de trabajos experimentales, que
permitan desarrollar una tecnología adecuada. Debe recordarse que se dan
grandes variaciones en rendimiento fundamentalmente debido a los diferentes
ecosistemas climáticos, calidades de los suelos y manejo cultural de las
plantaciones.
11.5
OBTENCIÓN DE BIOMASA CON CULTIVOS DENDROENERGÉTICOS
En este aparte se hace énfasis en el establecimiento de las plantaciones, su
transporte, almacenamiento, manejo y beneficio como etapas claves que
afectan la eficiencia de la unidad generadora. El desempeño que se logre en
estas etapas condiciona la disponibilidad y calidad del combustible
suministrado: el contenido de humedad, tamaño, uniformidad y poder calórico.
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11.5.1 Producción del material vegetal, establecimiento y manejo de la
plantación.
La viabilidad técnica y financiera del proyecto, depende en gran medida del
manejo acertado que se haga de estas actividades. Una de las opciones es el
da las plantaciones de rápida rotación, ver Figura 1.
Con el fin de establecer programas de reforestación confiables y que aumenten
la confiabilidad del sistema a largo plazo, se debe iniciar con una buena
selección de semillas. Es importante no solo considerar las especies arbóreas
desarrolladas en Colombia, sino también la posibilidad de importación de clones
para desarrollar variedades más promisorias. La selección de la procedencia es
fundamental para el logro de los objetivos de un proyecto forestal, y debe
seleccionarse una especie que halla sido desarrollada en zonas con
características biofísicas similares a la seleccionada.
Debido al relativo atraso que se tiene por la falta de experiencia en el desarrollo
de plantaciones energéticas de rápida rotación, es recomendable la asesoría de
entidades públicas y privadas internacionales vinculadas a este tipo de
programas.
Una vez seleccionada el área y la especie a plantar se procede a desarrollar el
material vegetal, previa selección de la densidad de plantación. La densidad de
espacies como la acacia Mangium y el Eucalyptus es de unos 1500 a 2000
árboles por hectárea. La producción de este material debe realizarse utilizando
un paquete tecnológico adecuado, teniendo especial cuidado con seleccionar
sustrato para las plántulas y realizar practicas adecuadas de riego, fertilización
y manejo de plagas y enfermedades.
Usualmente se acostumbra utilizar los sistemas Pellets forestales, los cuales se
componen de un medio estéril de turba que ayuda en la prevención de malezas
y enfermedades de las raíces en el vivero. La turba es producida por varias
especies de musgos del género Sphagnum, cuyas largas estructuras celulares
le permiten absorber agua y sirven como una esponja, con lo cual se previene
infecciones por virus y hongos. Esta practica además evita deformaciones en el
sistema de raíces del árbol después de plantado. La función de los Pellets es
ayudar en el vivero a producir un sistema natural de raíces para que la plántula,
después de sembrada, se ancle rápidamente y maximice su potencial de
desarrollo.
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Figura 11.1 Esquema de generación basado en plantaciones de rápida
rotación
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Como los Pellets no traen fertilizantes incluidos, es necesario suministrar los
nutrientes requeridos; los mejores resultados se logran con una frecuencia de
fertilizaciones altas con dosis bajas, aplicando los nutrientes en el agua de
riego. Los fertilizantes a utilizar son básicamente: NPK (nitrógeno, fósforo y
potasio), boro liquido, microelementos y sulfato de magnesio [11], teniendo en
cuenta que los árboles se fertilizan de acuerdo a los análisis de fertilidad de
suelos y los requerimientos que en esta materia presenten las especies objeto
del proyecto.
Para prevenir la contaminación de las plántulas, se deben utilizar funguicidas. El
funguicida se mezcla con la semilla después de los tratamientos
pregerminativos. Durante el proceso de producción en el vivero, a manera de
prevención se hace una aplicación de funguicida a toda el área rotando cuatro
productos diferentes. Además se deben establecer controles contra el ataque
de gusanos trozadores.
La orientación del vivero se debe realizar de acuerdo a la luminosidad y los
vientos, por lo tanto las plántulas se ubican encima de camas levantadas
cubiertas con Sarán del 70%, y el vivero debe permtir el movimiento del mismo
de acuerdo a las condiciones climáticas del momento, Figura 11.2.
Figura 11.2 Vivero forestal
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En el lugar del vivero y previos estudios de caudal, también debe hacerse un
tanque de almacenamiento que provea la suficiente fuerza para el sistema de
aspersión en las camas, y que también permita la mezcla de los diferentes
fertilizantes necesarios para el buen desarrollo de las plántulas. El vivero
también tendrá otras unidades complementarias como: bodegas para
materiales, insumos, herramientas y combustibles.
La primera actividad a realizar en la preparación del terreno es la rocería,
cortando la vegetación existente en el predio. Los desperdicios de la rocería se
distribuyen y esparcen, dejando libre el sitio donde se ubicarán las plantas. Se
realiza además una limpieza adicional al sitio de siembra en forma circular
teniendo como centro el sitio de ubicación del hoyo de siembra. Algunas
especies son muy susceptibles a algunas malezas, por lo que esta labor es de
suma importancia, hasta el punto de que en algunos casos es necesario realizar
controles químicos.
Luego de dos semanas de realizada la siembra, se debe efectuar el inventario
de supervivencia de la plantación, a fin de determinar la cantidad de árboles a
resembrar. Al momento de la resiembra se realiza de nuevo la fertilización, con
las mismas especificaciones utilizadas para la preparación inicial del terreno.
Durante toda la etapa de crecimiento de la plantación, se debe realizar un
control de enfermedades y plagas. En sistemas de alta densidad de siembra
inicial es importante practicar un aclareo o entresaca, que consiste en eliminar
parte de los árboles establecidos inicialmente, con el fin de suprimir
competencia por nutrientes y por luz solar, eliminándose los árboles menos
desarrollados y que puedan presentar problemas fitosanitarios.
11.5.2 Cultivo y transporte
El cultivo representa un costo considerable y una barrera tecnológica para la
comercialización y utilización de las plantaciones energéticas. De acuerdo a las
prácticas brasileñas, en una rotación de siete años los costos de talado y
transporte representan entre un 50% y un 70% de los costos totales del
suministro de madera [12].
Tanto en los países desarrollados como en los países en vía de desarrollo
dedicados a este tipo de cultivos, se vienen realizando esfuerzos importantes
para desarrollar equipos que lleven a cabo esta labor, en una forma eficiente en
las plantaciones. La visión de una tecnología basada en la mecanización se
orienta hacia la utilización costo efectivo de equipos de dimensiones adecuadas
para cortar y manejar gran cantidad de árboles de poco diámetro, ya que los
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equipos convencionales tienden a ser inapropiados y costosos, debido a su
sobredimensionamiento para manejar árboles muy desarrollados.
En Brasil, la mayor parte de la tumba se realiza con motosierras. En una
operación típica se cortan de a tres filas de árboles a la vez, por cada operador
de motosierra, de tal forma que caigan aproximadamente alineados. Una vez en
el suelo, se cortan las ramas principales y son trozados a una longitud
específica, para luego ser llevados a un área especificada. La tasa de
producción para un operador experimentado puede ser de 120 árboles por día,
lo cual representa aproximadamente 26 toneladas. Después de cortado y
desbrazado, se utilizan cargadores con pinzas frontales para recolectar el
material hasta un área de acopio, donde se cargan los camiones o los tractores
con trailer para llevarlas a las unidades de generación. En una plantación
mecanizada, los costos para realizar la cosecha fluctúan entre 17 y 33 USD/ton
seca para la tumba, manejo transporte y picado. Los menores estimativos
suponen la disponibilidad de plantaciones prototipo y los altos costos son
basados en el uso o modificación de equipos convencionales. Entre un 30 y un
40% de los costos se debe al manejo y desplazamiento de los árboles hasta un
sitio para ser cargados [10].
La disponibilidad de mano de obra barata en áreas rurales remotas,
acompañada de escaso capital para el mantenimiento y reparación de equipos,
y para el suministro de combustible, hace que algunas veces aun el acopio de
la madera sea manual.
Las operaciones de cultivo y manejo llevan consigo algunas perdidas del
producto, que dependen de factores locales como el grado de mecanización.
Algunos estudios reportan que la perdida es de alrededor del 5% en peso
húmedo total en pie. Especialmente cuando la tumba es manual, las coronas y
ramas de los árboles quedan como reciclaje de nutrientes o son utilizadas para
leña o fabricar carbón vegetal [9].
Al cultivar la madera ésta normalmente contiene alrededor del 50% de agua en
base húmeda. La presencia de humedad en la madera puede afectar la
combustión, absorbiendo el calor durante la evaporación, incrementando el
tiempo que se toma para quemarse lo que reduce la temperatura de los gases
de combustión. Si se deja secar la madera al aire hasta un 30% de humedad,
se da una ganancia neta de calor. Sin embargo si se permite que la madera
absorba humedad durante el almacenamiento se puede llegar al punto donde la
combustión ya no es sostenible [13]. Un aumento en la humedad causa otros
problemas como la descomposición, y cuando el combustible es almacenado
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por largos períodos, la perdida por descomposición puede ser elevada,
especialmente en condiciones de alta humedad como en las zonas tropicales.
La forma como se almacene, cubierta o no, como material picado, en trozos o
entera, también afecta la descomposición y el contenido de humedad. En
condiciones adversas las pérdidas por descomposición pueden llegar al 2%
mensual. Para evitar los problemas del almacenamiento prolongado y las
perdidas por descomposición se debe programar la explotación permanente de
la plantación. Esta práctica es difícil de implementar en algunos casos,
especialmente debido a condiciones climáticas extremas.
Para diseñar las instalaciones de almacenamiento se deben tener en cuenta
varios aspectos. Entre estos, el tener en cuenta la disponibilidad de un área en
las proximidades a la unidad de generación, las propiedades físicas del
combustible (ya sea material picado, trozos o árboles enteros), los
requerimientos de preparación adicional del combustible, la disponibilidad
necesaria respaldada en el volumen de almacenamiento, los cambios en las
condiciones climáticas y las condiciones operativas de las unidades de
generación.
Normalmente, una operación típica incluye dos unidades de almacenamiento;
un área inactiva donde se recibe el combustible, y un área activa, usualmente
cubierta, que puede almacenar un suministro de por lo menos treinta días. Para
mover la madera se utilizan unos cargadores frontales y una pequeña cantidad
de mano de obra. En algunos casos es recomendable que se seque la madera
utilizando el calor que se escapa de la unidad de generación, antes de ser
alimentada al proceso.
Existe una amplia gama de equipos que tienen como función darle el tamaño
final al combustible. Estos equipos pueden ser pequeños, permitiendo ser
llevados en trailers, o pueden llegar a ser de gran tamaño. Algunos de los
equipos grandes también pueden ser movilizados en trailers o tienen
autopropulsión, y usualmente son equipados con pinzas para alimentar la
madera. Para el almaccenamiento final de la madera, suele utilizarse el
transporte a través de sistemas neumáticos.
Existen también diferentes opciones para la preparación y sistemas de manejo.
La madera puede ser picada verde inmediatamente después de ser cultivada; y
debido a que muchos sistemas de conversión son diseñados para quemar
materiales verdes o de alta humedad y una amplia gama de combustibles, es
factible que no se necesite unidad de almacenamiento para la reducción de
humedad. Algunos sistemas si requieren del secado, incluso muy por debajo del
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50% de humedad; en este caso el material picado verde debe almacenarse.
Alternativamente, los árboles tumbados pueden almacenarse en troncos para
su secado, lo cual reduce las perdidas por descomposición, pero tiene la
desventaja de que mientras más seca la madera es más difícil de picar y de
asegurarle un tamaño uniforme.
Es necesario utilizar un sistema de alimentación para llevar la madera de la
zona de almacenamiento activa hasta la caldera. Este sistema puede incluir
bandas transportadoras, transportadoras blindadas, tornillos alimentadores o
sistemas de alimentación neumática. Las tolvas se deben diseñar de tal forma
que se evite la formación de puentes o atascamientos en el material de salida, y
deben cubrirse para evitar que se escapen chispas o humos al área de
almacenamiento.
Se recomienda utilizar mallas, tambores con aspas o molinos de martillo para
remover el material no deseado (rocas o desechos), así como para asegurar un
tamaño de partícula y uniformidad. La uniformidad en la alimentación ayuda a
asegurar la eficiencia en el manejo y la combustión del combustible.
Las características y la calidad de la biomasa influyen en la selección del diseño
y el desempeño de las tecnologías de conversión, así como en los
requerimientos de almacenamiento, manejo del combustible y disposición de
desechos. Si la biomasa finalmente entra al reactor con tamaños muy variables
o con un alto contenido de humedad, se incrementan los costos de operación y
mantenimiento, y disminuyen los factores de capacidad.
11.6
TECNOLOGÍA
BIOMASA
PARA
LA
GENERACIÓN
DE
POTENCIA
CON
La biomasa proveniente de las plantaciones energéticas puede ser utilizada
para generar electricidad utilizándose pura, en mezcla con otros residuos
agrícolas (como por ejemplo en las trilladoras de arroz o en los ingenios
azucareros) o en mezcla con carbón (en una central de generación a carbón).
En el mundo la generación de energía eléctrica con biomasa se realiza
utilizando las tecnologías convencionales, pero se viene investigando en la
aplicación de tecnologías no convencionales, que en un futuro representan una
alternativa importante.
Para cada una de las aplicaciones de la biomasa la tecnología de conversión
que suele utilizarse es la del ciclo con turbina de vapor, pues puede aceptar una
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gran variedad de combustibles de biomasa. Sin embargo, a la escala propia
para la biomasa la tecnología es costosa y relativamente ineficiente comparada
con las unidades de combustibles fósiles. Como tal, la tecnología se ve
relegada a aplicaciones donde existe la disponibilidad de un suministro a muy
bajo costo, nulo o negativo.
Las unidades con base en biomasa pura no pueden construirse en un tamaño
suficiente para aprovechar las economías de escala, debido a que los costos de
suministro del combustible a la planta serian excesivos, por el mayor consumo
específico de biomasa comparado con otro combusitble como el carbón (una
tonelada de madera seca tiene alrededor de un tercio menos de valor
energético que una de carbón). El alto costo asociado con el manejo, transporte
y almacenamiento de grandes cantidades de biomasa reducen la posibilidad de
construir unidades grandes con un límite alrededor de los 150 MW.
Los sistemas convencionales de turbinas a vapor utilizan esencialmente la
misma tecnología al operar con biomasa que al operar con carbón, a excepción
de las diferencias en el manejo y preparación del combustible y en los controles
de emisiones. Sin embargo, la menor densidad y valor energético de la madera
requiere un mayor hogar y área de transferencia de calor. Si se tienen
regulaciones ambientales estrictas, al comparar el carbón con la biomasa el
sobrecosto de las unidades de manejo del combustible y la mayor área de
combustión se equipara aproximadamente con las mayores necesidades de
instalaciones para el control de emisiones de los sistemas con base en carbón,
en términos de costos instalados USD/ kWe.
11.6.1 Co combustión
La co-combustión es la tecnología más ampliamente utilizada en la generación
eléctrica con biomasa. Un ejemplo importante es el de los Estados Unidos,
donde existen 9 plantas que utilizan la co-combustión. En 7 de éstas, el calor
generado con la madera representa menos del 8%; solo en 2 de las plantas, la
de Bay Front Station en Ashland Wisconsin y la de Tacoma Steam Plant en
Washington, con la biomasa generan alrededor del 40% de la energía eléctrica.
Estas últimas son plantas relativamente pequeñas entre 76 y 35 MW de
capacidad.
La planta de Bay Front Station puede generar electricidad utilizando carbón o
madera, y se ha encontrado que es preferible operar las unidades con un solo
combustible, dado que la combinación del carbón con la biomasa presenta el
riesgo de encostramiento y corrosión excesiva.
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La planta de Tacoma utiliza un combustor de lecho fluidizado que puede
quemar una mezcla de carbón con madera y otros residuos industriales. La
planta solo opera hasta quemar los residuos disponibles, por lo cual le pagan
5.50 USD por cada tonelada de desechos generados por la municipalidad.
Los combustores de lecho fluidizado pueden manejar combustibles altos en
cenizas y residuos agrícolas operando a temperaturas bajas, y esta baja
temperatura es deseable cuando se emplea la biomasa en proporciones
superiores al 5%, dado que el contenido de álcalis, como por ejemplo en todos
los productos agrícolas anuales, es alto. Durante la combustión, los álcalis
volátiles reducen la temperatura de fusión de las cenizas causando
encostramiento y además se generan reacciones que producen corrosión en los
equipos.
La co combustión de la biomasa de plantaciones energéticas con carbón, en
una unidad de calderas de vapor ya existente, es potencialmente útil para
reducir las emisiones de SO2. Si solo se requiere una reducción moderada en
las emisiones, la co combustión de biomasa carbón puede ser una opción muy
efectiva económicamente, dado que las unidades para reducir las emisiones de
azufre (“scrubbers”) son muy costosas y reducen enormemente la eficiencia de
generación. La adición de equipos para manejar el combustible, las
modificaciones y mejoras para a la caldera y los precipitadores electroestáticos
que son requeridos para el cambio, son menos costosos que la instalación de
los “scrubbers”.
11.6.2 Gasificación
Otra tecnología que puede ser utilizada con la biomasa es la gasificación de la
biomasa para generar a partir de turbinas de gas, pero esta tecnología no se
considera lo suficientemente madura para su aplicación industrial en generación
eléctrica. Esta tecnología conlleva un pretratamiento costoso que consiste en el
secado, pulverizado y tamizado de la biomasa. Muchos de los autores en el
tema consideran que la tecnología de ciclo combinado integrado con
gasificación de biomasa CCIGB presenta el mayor potencial para generación en
un futuro.
La mayor dificultad tecnológica hallada por los investigadores es la limpieza de
los gases, pues después de la gasificación se debe realizar la filtración de
gases. Este proceso se puede realizar en frío, mezclando los gases con el agua
y separándolos posteriormente en hidrociclones. La ventaja de la limpieza en
frío es que esta disponible comercialmente, el costo de capital es relativamente
bajo y el sistema es más sencillo de operar que el sistema de limpieza en
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caliente. La desventaja es que las turbinas de gas requieren el gas a altas
temperaturas y presiones, de tal forma que el gas enfriado debe ser calentado y
recomprimido reduciendo la eficiencia total del sistema en un 10%. Se puede
alternativamente realizar una limpieza en caliente; tecnología relativamente
nueva que se encuentra en su fase de desarrollo. Las ventajas de la nueva
tecnología son que le permite al sistema operar a mayores eficiencias y generar
menos agua de desecho que el proceso de limpieza en frío. La desventaja de la
tecnología de limpieza en caliente es que la experiencia operacional es muy
limitada, tiene mayores costos de capital y le adiciona complejidad al proceso;
sin embargo, es considerada una opción tecnológica más avanzada para las
nuevas plantas dedicadas a la generación con biomasa.
11.7
LOS COSTOS DEL COMBUSTIBLE DERIVADO DE PLANTACIONES
ENERGÉTICAS
Algunos de los estudios de factibilidad financiera muestran que los proyectos de
generación eléctrica con biomasa, producida en plantaciones energéticas,
pueden ser financieramente viables, cuando las fuentes alternas sean costosas
y escasas. Para mejorar la competitividad se requieren sistemas de producción
de combustibles a un menor costo, con una producción permanente y
sostenible, acompañado de tecnologías de transformación más eficientes y de
menores costos de capital a una escala adecuada para la generación con
biomasa. Debido al bajo poder calórico de la madera, a la baja productividad
por unidad de área y a la baja eficiencia de la tecnología apropiada para
generar con biomasa, existen serias limitantes parta aprovechar la economía de
escala. Una mayor productividad permite reducir el área y acompañado de una
mayor eficiencia presentaría menos requerimientos de biomasa para una
capacidad dada de generación [9].
Para producir un suministro energético de bajo costo es clave la selección del
área para desarrollar la plantación, debido a que esto condiciona los costos de
preparación necesarios para su establecimiento. Es determinante además la
selección de las especies, el espaciamiento, los ciclos de rotación, el manejo
cultural requerido, manejo de plagas y enfermedades, las enmiendas y abonos,
así como el transporte y la logística. La selección del área es el mayor
determinante de la productividad de biomasa y del costo total del combustible.
La productividad y el tamaño de la unidad de conversión son parámetros
fundamentales en la determinación del tamaño de la plantación.
En el mundo desarrollado, inicialmente los pioneros en plantaciones de rotación
corta asumieron que la tierra marginal para cultivos agrícolas, forestales o de
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pastizales sería la mejor opción para cultivos energéticos. Este enfoque
gradualmente cambió, a medida que los estudios económicos evidenciaron que
una buena tierra de cultivo era más costo efectiva para las plantaciones
energéticas que las marginales. El mayor costo de la tierra se compensaba con
los menores costos de establecimiento y la mayor productividad.
Contrastando con este enfoque, en los países tropicales en desarrollo se han
utilizado las tierras marginales de bajo costo, con limitaciones físicas como
suelos pobres, baja precipitación, alta elevación o pendientes abruptas. Con
poblaciones crecientes y necesidades crecientes de producción de alimentos,
no es muy factible que se desarrollen estas plantaciones en áreas aptas para
cultivos.
En estudios recientes, los costos de establecimiento de las plantaciones en
USA se encuentran alrededor de 580 USD/ha. Este valor incluye la preparación
mecanizada del terreno, plantar y control de malezas y plagas. Estos costos son
relativamente bajos debido a que el terreno no necesita rocería, remoción de de
rocas, excesivo control de malezas ni se necesita muchas enmiendas como
fertilizantes. Sin embargo en Hawai, donde es necesario realizar una
preparación más dispendiosa del área y es necesario un mayor grado de
fertilización, los costos de establecimiento están entre 1000 USD/ha y 1400
USD/ha. Allí los terrenos son una combinación de tierras cañeras abandonadas
y tierras marginales pendientes o pobremente drenadas y rocosas. Los costos
de eliminación de malezas son alrededor del 55% del total. De todas maneras
altos costos de establecimiento se pueden compensar siempre y cuando se
logre una alta productividad. En Brasil las prácticas de establecimiento para
grandes operaciones industriales involucran el uso de discos, la construcción de
camas de árboles y la construcción de terraplenes para evitar la erosión.
Subsecuentemente se planta y se irriga el terreno. Las malezas son
particularmente agresivas y deben controlarse dos veces por año hasta que se
forme el sombrío que inhibe su crecimiento. El costo de establecimiento en la
región nordeste de Brasil oscila entre 580 USD/ha y 1170 USD/ha [9].
11.7.1 Caso de estudio
Para realizar un análisis de costos de la obtención de biomasa a partir de
cultivos dentroenergéticos, se simula la obtención de biomasa de una
plantación de 1000 ha con el establecimiento de Eucalyptus, en terrenos de
costo marginal pero de buenas condiciones agroecológicas. Se toma el poder
calorífico del Eucalyptus Grandis reportado por el Laboratorio de Carbones de
la Universidad Nacional de Colombia Sede Medellín, que es de 4,461 cal/g o
18.667 Gj/ton.
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Los datos de los costos individuales fueron suministrados por reforestadoras
locales que realizan prácticas poco mecanizadas. Los rendimientos de la
plantación se comparan con los obtenidos en Brasil, asumiendo 26 ton seca/ha
al año, lo que presupone un desarrollo importante en la genética de la especie
seleccionada, unas condiciones óptimas del ecosistema para el desarrollo de
los árboles y un manejo cultural óptimo, acompañado de una enmienda y
fertilización de suelo adecuada para obtener un máximo rendimiento. Las
labores culturales como la adecuación del área, así como el control de plagas y
malezas, deben orientarse hacia un máximo rendimiento. De esta forma, si bien
los costos operativos resultan en un rango relativamente alto, los rendimientos
reducen ostensiblemente el costo del combustible por unidad calórica.
Los costos de producción son conformados por unos costos preoperativos y
unos costos operativos, presentados a continuación.
11.7.1.1
Costos preoperativos
Los costos preoperativos para el caso de estudio incluyen los costos de montaje
y los costos de mantenimiento previos a la explotación (CMPE). Los primeros
implican costos de estudios e investigaciones, predios, obras e inversión
ambiental, costos de ingeniería, costo de equipos, costos de establecimiento
(CPE, que incluyen la mano de obra y los costos de los procedimientos
requeridos para la preparación del terreno), costos debidos a imprevistos y
costos financieros. Los CMPE incluyen el mantenimiento que requieren los
suelos antes de comenzar con la etapa de extracción.
Costos de montaje: En el caso de estudio en particular, los costos
preoperativos de establecimiento (CPE) se presentan en la Tabla 11.4. Los
factores de cálculo corresponden a valore relativamente altos,
suministrados por las reforestadotas colombianas que utilizan terrenos
marginales y concuerda con los bajos costos del predio tomado en caso de
estudio: un terreno de difícil mecanización pero con buena fertilidad y
abundante precipitación. Las condiciones de áreas abruptas y las prácticas
locales intensivas en mano de obra resultan en un alto porcentaje por este
concepto. Estos costos se consideran en la inversión inicial como
preoperativos dado que la producción como tal solo se logra después del
establecimiento y desarrollo de la plantación. Una producción a escala no
empieza antes de un del cuarto año y para el caso se estima en cinco años.
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Tabla 11.4. Costos Preoperativos de Establecimiento CPE
Concepto
Costo unitario cantidad costo total
Mano de obra
(USD/ha)
(ha)
(USD)
Rocería
72
1,000
72,000
Manejo temporal de vivero
18
1,000
18,000
Trazado
30
1,000
30,000
Plateo
60
1,000
60,000
Hoyado y repicado
60
1,000
60,000
Plantación
48
1,000
48,000
Reposición pérdidas (Replantación)
24
1,000
24,000
Fertilización
30
1,000
30,000
Limpieza manual
270
1,000
270,000
Supervisión de campo
120
1,000
120,000
Otros
Plántulas
90
1,000
90,000
Fertilizantes
186
1,000
186,000
Transporte
72
1,000
72,000
Total
1,080
1,080,000
Dentro de los equipos requeridos se encuentran equipos nacionales y
equipos importandos. Los costos de los equipos importados requeridos se
presentan en la Tabla 11.5, y los de los equipos nacionales requeridos se
presentan en la Tabla 11.6. En la Tabla 11.7 se presentan los costos totales
de montaje.
Tabla 11.5. Costo de equipos importados
Chiper
Motosierras
Tractor
Total
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FOB
TS
A
AC
FS
Total
USD/ton
USD/ton
USD
%
%
%
%
USD/ha
USD
seca año
seca año
1.3
32,500 3.5% 15.0% 1.11% 1.80% 39.6
1.5
39,641
0.2
5,200 3.5% 15.0% 1.11% 1.80%
6.3
0.2
6,343
2.3
59,800 3.5% 15.0% 1.11% 1.80% 72.8
2.8
72,839
97,500
119
5
118,822
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Tabla 11.6. Costo de equipos nacionales
USD/ton seca año
USD/ha
Total (USD)
1.7
44.2
44,200
1
26
26,000
0.5
13
13,000
83.2
83,200
Secadora de Chips
Sierra sin fin
Herramienta de mano
Total
Tabla 11.7. Costos de montaje
USD/ha
USD
Estudios e Inv.
20
20,000
Predios, Obras e Inv. Amb.
481
480,780
Equipos
202
202,022
Ingeniería
57
57,420
1,080
1,080,000
Imprevistos
199
199,218
Financieros
245
244,733
2,284
2,284,174
CPE
Costo Total Montaje
En el acumulado de los costos de montaje se puede observar que los
costos preoperativos de establecimiento (CPE) son los que más inciden los
costos de montaje, Figura 11.3. Como alternativa, como se mencionó en las
diferentes tendencias mundiales, sería importante considerar una mayor
mecanización en tierras con condiciones agroforestales favorables. Esta
alternativa incrementa la inversión en equipos y en el precio de los predios,
pero disminuye el costo de mano de obra; es decir, pasa a ser más
intensiva la aplicación del capital en la inversión inicial, lo que no es factible
en proyectos de pequeña escala.
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Estudios e Inv.
11% 1%
Predios, Obras e Inv.
Amb.
Equipos
21%
9%
Ingeniería
CPE
9%
3%
Imprevistos
46%
Financieros
Figura 11.3 Composición de costos de montaje
Costos de mantenimiento previos a la explotación: Una vez establecida la
plantación de rotación corta se incurre en los costos de mantenimiento
previos a la extracción. En los fértiles terrenos de USA, después del
segundo año de crecimiento, el manejo es poco intenso y requiere solo una
o dos aplicaciones de fertilizantes para mantener el nivel de nutrientes del
suelo; por lo cual estos costos son muy bajos, de alrededor de 80 USD/ha
año para cada rotación entre 5 y 7 años. Para Hawai, debido a que los
suelos son bajos en nutrientes se requiere una mayor fertilización, y los
costos son cercanos a 500 USD/ha año para una rotación de 5 años. Los
costos de mantenimiento previos a la extracción de la madera en Brasil
varían entre 140 USD/ha año y 811USD/ha año en el nordeste brasileño [9].
En el caso de estudio los costos de mantenimiento previo a la explotación
(CMPE) son de 298 USD/ha año, bajo el supuesto de que es un terreno de
fértil y de alta precipitación, donde la mano de obra vuelve a tener un valor
dominante, en un balance muy semejante a los costos CPE. En la Tabla
11.8 se presentan estos costos.
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Tabla 11.8. Costos de mantenimiento previo a la explotación CMPE
COSTO
UNITARIO
CONCEPTO
COSTO TOTAL
(USD)
(USD/ha)
Administrativos y técnicos
48
48,000
Mantenimiento general
150
150,000
Insumos
100
100,000
Total
298
298,000
La suma de los costos totales promedios de establecimiento y
mantenimiento, previo a la explotación, en USA son de 660 USD/ha, en
Hawai, en tierra cañera, de 1850 USD/ha, en el noreste brasileño de 1350
USD/ha y los calculados en el caso de estudio de 1378 USD/ha [9], como
se presenta en la Tabla 11.9.
Tabla 11.9.
Costo total promedio de establecimiento y
mantenimiento previo a la explotación (USD/ha)
País
CPE
CMPE TOTAL
USA
580
80
660
Hawai
1350
500
1850
Brasil
1100
250
1350
Colombia* 1080
298
1378
*Nota: estimado en el caso de estudio
11.7.1.2
Costos operativos
Los costos operativos incluyen los costos cargados al cultivo: costos de
administración, técnicos, de mantenimiento general y vigilancia, e insumos.
También incluyen los costos de extracción y beneficio, como talla, corte, acopio,
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transporte y secado; así como costos debidos a cargos de ley. En la Tabla
11.10 se presentan dichos costos.
Tabla 11.10. Costos operativos
Costo
Unitario
OPERATIVOS
Cultivo
Admin. y técnicos
48
Mntto. gral y vigila.
150
Insumos
100
Extracción y beneficio
Tala y corte
8
Acopiado
4
Transporte
1
Corte y secado
2
Cargos de Ley Operativos
Indus. y Comercio
0.1
Predial
0.6%
Otros
Seguros
3.0%
Total Operativos
11.7.1.3
Unidad
Cantidad
Unidad
Costo
Total
Unidad
USD/ha año
USD/ha año
USD/ha año
1,000
1,000
1,000
ha
ha
ha
48,000
150,000
100,000
USD/año
USD/año
USD/año
USD/ton seca año
USD/ton seca año
USD/ton seca año
USD/ton seca año
26,000
26,000
26,000
26,000
ton seca
ton seca
ton seca
ton seca
208,000
104,000
26,000
52,000
USD/año
USD/año
USD/año
USD/año
USD/ton-año
%
26,000
300,000
ton
SG
3,066
1,800
USD/año
USD/año
%
669,022
SG
20,071
712,937
USD/año
Costos de producción
El costo unitario de producción resultante es de 37.74 USD/ton seca de madera.
Con el poder calorífico para el Eucalyptus Grandis reportado por el Laboratorio
de Carbones de La Universidad Nacional de Colombia Sede Medellín, de
18.677 Gj/ton, se llega a que el costo de producción de biomasa a partir de
cultivos dendroenergéticos para el caso de estudio es de aproximadamente 2
USD/Gj.
Comparando con los costos del combustible reportados por otros países, el
costo obtenido es un valor que se encuentra en un rango bajo. De otro lado,
puede observarse como en Brasil hay plantaciones que producen hasta por la
mitad de este costo, lo que se considera anómalo, pero a esos precios ubican la
biomasa en niveles competitivos frente a otros combustibles en países que no
poseen el recurso (ver Tabla11.11). Se debe aclarar que en los datos de Brasil
no se incluye el picado de la madera.
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Tabla 11.11. Resumen de costos y productividad de los combustibles
provenientes de plantaciones energéticas
País
Costos del combustible
($/Gj)
USA
$1.90 - $2.80
Hawai
$2.06 - $3.20
Portugal
$2.30
Suecia
$4.00
Brasil (Noreste)
$0.97 - $4.60
Si bien es cierto que la disponibilidad de biomasa a bajo precio, en calidad y
disponibilidad adecuada hace que esta sea competitiva, ésta también se ve
beneficiada por una mayor eficiencia de transformación.
Como se puede inferir de este reporte, los sistemas de biomasa (su producción,
manejo, logística y conversión) son complejos y difíciles de implementar; sin
embargo la energía a partir de la biomasa ofrece muchos beneficios. El costo
de los combustibles provenientes de plantaciones energéticas presenta
variaciones apreciables, debido principalmente a diferencias locales en calidad
de suelos o productividad de biomasa, el costo de la tierra, tecnología, costo de
mano de obra y especies utilizadas, entre otros. Con el fin de realizar una
evaluación firme del desempeño de la tecnología debe empezarse con
prototipos a nivel piloto y demostrativo, para luego realizar un escalado
comercial de las opciones con potencial de viabilidad, si se espera llevar esta
alternativa hasta convertirla en una aplicación comercialmente viable. Es
importante reconocer los factores biológicos, ambientales, económicos y
operacionales que se deben tener en cuenta en el paquete tecnológico de la
dendroenergía.
11.7.2 Biomasa para generar 150 MW con lecho fluidizado
Teniendo en cuenta el rendimiento tomado para el desarrollo del caso de
estudio (26 ton secas por hectárea), se pueden obtener las hectáreas
requeridas para generar 150 MW con una mezcla de 8% en peso de biomasa y
92% en peso de carbón en lecho fluidizado. Para esta planta, con un factor de
servicio de 0.7, se requiere generar 919,800 MWh/año. Dependiendo del
consumo específico del carbón (que varía según la zona), va a variar tanto la
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cantidad de carbón como la de biomasa, para garantizar la generación de esta
energía manteniendo siempre la relación 8% en peso de biomasa, y por lo tanto
también variará la cantidad de hectáreas requeridas.
Como se puede observar en la tabla 11.12, las hectáreas requeridas en cada
una de las zonas se encuentran por encima 1000 ha, con excepción de la zona
Int08 que se encuentra un 1.95% por debajo (lo cual es insignificante). Por lo
anterior, y teniendo en cuenta que mientras mayor sea el área a plantar
menores van a ser los costos, se asume el costo de producción de biomasa
similar al obtenido en el caso de estudio anterior (para una plantación de 1000
ha), que es de 37.74 USD/Ton biomasa. En la misma tabla se halla el costo
anual debido al consumo de la biomasa.
Tabla 11.12. Requisitos y costo de biomasa
Zona
Consumo
Específico
Carbón
kg/kWh
Requisitos
(Ton/año)
Biomasa Carbón
Hectáreas
requeridas
Costo de
biomasa
Consumo
total
ha/año
USD/año
Int01
0.3764
28,418
326,812
355,231
1,093.0
1,072,513
Int02
0.5410
39,862
458,415
498,278
1,533.2
1,504,400
Int03
0.3830
28,889
332,223
361,112
1,111.1
1,090,270
Int04
0.4109
30,863
354,921
385,784
1,187.0
1,164,760
Int05
0.3796
28,645
329,413
358,058
1,101.7
1,081,049
Int06
0.3991
30,027
345,316
375,343
1,154.9
1,133,236
Int08
0.3356
25,492
293,159
318,651
980.5
962,072
Int09
0.3867
29,152
335,247
364,399
1,121.2
1,100,193
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11.8
REFERENCIAS
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ZIA HANG. Biomass for Electricity Generation. 2002. Informe presentado
a La Agencia Internacional de energía. 28 pg.
[2]
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TABLA DE CONTENIDO
Página
12.
MODELO APLICATIVO
12.1
12.1
DESCRIPCIÓN GENERAL
12.1
12.2
ESTRUCTURA DE COSTOS DEL MODELO
12.2
12.3
DESCRIPCIÓN DE LAS INTERFACES DEL APLICATIVO
12.5
12.3.1
Usuarios de Consulta
12.6
12.3.2
Usuario Administrador
12.13
12.4
REPORTES
12.24
12.4.1
Reporte por planta
12.24
12.4.2
Gráfico comparativo de proyectos
12.25
12.4.3
Reporte universal
12.27
12.4.4
Reporte regional
12.28
12.5
PROCEDIMIENTOS DE CONSECUCIÓN Y
ACTUALIZACIÓN DE INFORMACIÓN
12.28
12.5.1
Planeamiento
12.28
12.5.2
Consulta
12.29
12.5.3
Ingreso de información al aplicativo
12.30
12.6
ESTRUCTURA DE LA BASE DE DATOS
12.30
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LISTA DE TABLAS
Página
Tabla 12.1 Descripción general de la estructura de las tablas
12.30
LISTA DE FIGURAS
Página
Figura 12.1.
Estructura jerárquica de costos
12.3
Figura 12.2.
Ejemplo de tipos de elemento
12.4
Figura 12.3.
Versión del aplilcativo
12.5
Figura 12.4.
Menú principal
12.5
Figura 12.5.
Selección de tecnología y planta
12.7
Figura 12.6.
Selección de la región
12.8
Figura 12.7.
Selección o creación de un proyecto
12.9
Figura 12.8.
Opción crear nuevo proyecto
12.9
Figura 12.9.
Consulta de estructura de costos y valores (antes de
ejecutar el aplicativo)
12.10
Figura 12.10.
Consulta de Estructura de Costos y Valores
(Después de ejecutar el aplicativo)
12.12
Figura 12.11.
Modificación de valores de constantes
12.13
Figura 12.12.
Ingreso del Usuario Administrador
12.14
Figura 12.13.
Opciones de Administrador
12.14
Figura 12.14.
Opción Ingresar Tecnología
12.15
Figura 12.15.
Ingreso de una nueva tecnología
12.15
Figura 12.16.
Opción Ingresar Planta
12.16
Figura 12.17.
Ingreso de una Nueva Planta Tipo
12.16
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Figura 12.18.
Opciones para Ingresar Zona Potencial
12.17
Figura 12.19.
Ingreso de una Nueva Zona Potencial
12.17
Figura 12.20.
Creación/Modificación de Estructura de Costos
12.18
Figura 12.21.
Opciones en la estructura de costos
12.20
Figura 12.22.
Importación de Estructura Existente
12.20
Figura 12.23.
Ingreso de Elemento Nuevo
12.21
Figura 12.24.
Modificación de elemento
12.21
Figura 12.25.
Visualizar elemento
12.22
Figura 12.26.
Ingresar Constantes (listado)
12.22
Figura 12.27.
Ingresar Constantes
12.23
Figura 12.28.
Ingresar información adicional
12.24
Figura 12.29.
Selección de proyectos a comparar
12.25
Figura 12.30.
Selección de ítemes para la comparación de
proyectos
12.26
Figura 12.31.
Resultados de la comparación de proyectos
12.26
Figura 12.32.
Resultados del Reporte Universal
12.27
Figura 12.33.
Diagrama Entidad-Relación
12.31
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12.
MODELO APLICATIVO
La propuesta inicial contemplaba el desarrollo del modelo utilizando como
plataforma el MS Excel, teniendo en cuenta las poderosas herramientas
matemáticas y gráficas con las que cuenta así como la facilidad para el manejo
organizado de información, y considerando la aplicación de herramientas del
Visual Basic para el desarrollo de las interfaces de entrada, salida, menús, etc.
Sin embargo, análisis posteriores efectuados después de iniciado el desarrollo
del proyecto, contando con una mayor comprensión de la dimensión del
problema, una mejor aproximación al procedimiento detallado de solución y una
idea clara de las complejidades y particularidades que dicha solución deberá
sortear, ha llevado a reconsiderar una plataforma más adecuada para el
desarrollo del aplicativo, basada en el MS Access con programación en Visual
Basic. Este cambio permitió estructurar bases de datos multi-dimensionales,
compuestas de tablas relacionales, en lugar de las bases de datos tipo “archivo
plano”, compuestas de tablas independientes, posibles con el Excel. Así, el uso
de una herramienta especializada en bases de datos facilita la implementación
de mecanismos para garantizar la consistencia, coherencia e integridad de la
información, no sólo en el momento de implementación del aplicativo sino a lo
largo de su vida útil, cuando quiera que se lleven a cabo actualizaciones por
parte de sus administradores, o análisis de sensibilidad por parte de sus
usuarios.
A continuación se presenta una descripción general del funcionamiento del
modelo y el diagrama entidad-relación de la base de datos que soportará al
mismo.
12.1
DESCRIPCIÓN GENERAL
El modelo tiene definidas las regiones en que se dividió el país, las tecnologías
consideradas y las plantas típicas en cada tecnología acordadas con la UPME;
así como los ítemes de costos correspondientes a cada tipo de planta, según su
tecnología.
De otro lado, se generó una estructura general de costos que fue la base para
todas las tecnologías y todas las plantas y se realizaron los cambios requeridos,
adicionando o eliminado ítemes, para conformar las estructuras particulares de
costos de cada tecnología y planta.
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12.1
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En este sentido, el modelo maneja dos tipos de información:
Información de Referencia: La cual corresponde a la estructura de costos,
definida para cada planta y los valores base para el cálculo de dichos
costos, que servirán como punto de referencia a los usuarios del modelo
Información del usuario: La cual corresponde a valores diferentes a los del
estudio, definidos por el usuario dentro del análisis de un proyecto
particular. Cada proyecto es el conjunto de valores y los resultados de
costos correspondientes, para una selección específica de tecnología,
planta y región
El usuario común no puede modificar la estructura del modelo (Información de
referencia). Sin embargo, un usuario autorizado o administrador podrá modificar
las estructuras de costos de las plantas, remplazando las anteriores. En
cualquier caso el usuario puede efectuar análisis comparativos entre sus datos
y los de la base de referencia, y entre los costos de generación obtenidos con
su propia información y los calculados con la información de referencia. Así
mismo, el aplicativo permite la obtención y visualización de resultados parciales
y totales, y obtener reportes tanto tabulares como gráficos.
12.2
ESTRUCTURA DE COSTOS DEL MODELO
Como se indicó en el numeral anterior, la estructura general de costos está
definida como un conjunto de ítemes que tienen valores específicos según la
tecnología, la planta y la región en algunos casos. Por lo tanto, para cada una
de estas combinaciones tecnología-planta, se tendrá almacenada la estructura
en forma de árbol jerárquico, como se indica en el esquema de la Figura 12.1.
La formulación de la estructura jerárquica asociada a cada tecnología y planta
típica corresponde entonces al primer paso en la alimentación de la base de
datos de referencia del aplicativo por parte de cada uno de los especialistas en
las diferentes alternativas de generación. Además de la definición básica de los
ítemes (nombre, unidades de medida, descripción), fue necesaria su
clasificación dentro de uno de los siguientes tipos:
Elementos tipo valor base o Constante
Los elementos tipo Constante son aquellos valores que no dependen de
otros elementos; tanto su estructura como su valor (variables
independientes), son ingresados por los especialistas en el momento
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12.2
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inicial de carga del modelo. Como información estructural, no modificable
por el usuario, se define si el valor de la constante depende de la planta
y/o de la región.
Un caso particular de las constantes son aquellas que dependen de
variables georreferenciadas.
El valor que se ingresa al modelo
corresponde al valor medio de la variable en cada región, calculado con
base en los mapas fuente, utilizando una herramienta de SIG.
Ejemplos de elementos tipo constante son:
Porcentaje de los costos de inversión asignado para el cálculo de los
Estudios de Ingeniería (depende únicamente de la planta).
Valor unitario de predios (depende únicamente de la región).
Longitud de conexión (depende de la región, se calcula con un SIG antes
de ingresarlo al modelo).
Figura 12.1. Estructura jerárquica de costos
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12.3
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Elementos tipo función de cálculo
Los elementos tipo función de cálculo son valores que resultan de ejecutar
una fórmula sobre otros elementos (variables dependientes). Éstos
pueden ser, a su vez, constantes o valores previamente calculados en
algún otro nivel del árbol. Las fórmulas admiten únicamente operadores
aritméticos.
Como ejemplo de estos elementos están los costos de Infraestructura de
Construcción, calculados como la suma de los costos de las vías de
acceso, la línea de conexión y los campamentos.
Elementos de referencia
Como se explico, estos elementos son valores previamente calculados en
algún otro nivel del árbol. Un ejemplo de estos elementos es el costo de
predios, calculado como el producto del área requerida por el costo
unitario de terrenos y utilizado como referencia en la función de Avalúo
Catastral.
En la Figura 12.2 se presenta un ejemplo de elementos tipo Función de
cálculo y constante. Ubicado entre los elementos se presenta el signo de
la operación que se aplica entre ellos.
Figura 12.2. Ejemplo de tipos de elemento
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12.4
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12.3
DESCRIPCIÓN DE LAS INTERFACES DEL APLICATIVO
Al ejecutar el programa, se muestra el nombre del aplicativo y el número de la
versión (Figura 12.3) y posteriormente el Menú Principal, donde aparecen los
distintos recursos que dan origen a las tecnologías estudiadas (Figura 12.4).
Figura 12.3. Versión del aplilcativo
Figura 12.4. Menú principal
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12.5
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En la parte superior izquierda del menú principal (Figura 12.4) aparecen los
siguientes módulos de ayuda
Acerca de CIGE Version 1.0: Esa opción permite visualizar
información acerca de la empresa que desarrolló el software, de la propiedad
del aplicativo y la versión que se esta ejecutando.
Visualizar Formulario de Contactos: Este vínculo permite acceder a
un archivo de Excel donde se encuentra recopilada la información necesaria
para la actualización o verificación de los valores ingresados al aplicativo.
Visualizar Mapa de Consulta: Este vínculo permite al usuario
visualizar el mapa con las regiones utilizadas en el estudio, al ubicar el puntero
del mouse sobre cualquiera de ellas aparecerá desplegado su nombre.
12.3.1
Usuarios de Consulta
Para un usuario de consulta (no administrador), el recorrido por el sistema es el
siguiente:
Al hacer click sobre uno de los recursos el usuario debe seleccionar una
tecnología y una planta tipo, tal como se ilustra en la Figura 12.5. Una vez
realizada dicha selección se hace click en el botón Continuar (Figura 12.5) y
aparece una interfaz con el mapa de las regiones consideradas en el aplicativo
(Figura 12.6), en donde el usuario debe seleccionar la región en la cual desea
realizar los análisis y el sistema lee la base de datos de la región. Para facilitar
la selección al ubicarse sobre cada región aparece el respectivo nombre.
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12.6
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Figura 12.5. Selección de tecnología y planta
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12.7
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Figura 12.6. Selección de la región
Con la selección realizada, el sistema muestra una lista de los Proyectos que
han sido previamente creados bajo esas características de tecnología-plantaregión o si no existe ninguno, se puede crear uno nuevo, tal como se muestra
en la Figura 12.7.
El sistema permite seleccionar un proyecto previamente creado. En el caso de
no existir proyectos o se desee crear uno nuevo, se debe seleccionar la opción
Nuevo Proyecto, indicando el nombre de usuario (ver Figura 12.8). El aplicativo
permite listar todos los proyectos existentes y organizarlos a partir de una lista
de usuarios, como lo muestra la parte inferior de la Figura 12.7.
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12.8
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Figura 12.7. Selección o creación de un proyecto
Figura 12.8. Opción crear nuevo proyecto
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12.9
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Una vez seleccionado o creado el proyecto, se le presenta al usuario la
estructura jerárquica de costos de la configuración tecnología-planta-región
seleccionada, así como los valores calculados correspondientes, divididos en
dos grupos: (Ver Figura 12.9):
Valores de Usuario. Son los valores calculados teniendo en cuenta los
cambios que el usuario realiza sobre las constantes de la estructura de
costos.
Valores de Referencia. Son los valores obtenidos del presente estudio, los
cuales siempre serán utilizados como referencia.
En la Figura 12.9 se puede apreciar la página de resultados con la estructura
jerárquica de costos antes de la ejecución del aplicativo.
Figura 12.9. Consulta de estructura de costos y valores (antes de ejecutar
el aplicativo)
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12.10
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En la parte superior de la Figura 12.9 se puede apreciar la información referente
a la configuración del proyecto: Nombre, Recurso, Tecnología, Planta Tipo,
Región, Nombre del usuario, Fecha y Hora de creación; debajo y a la izquierda
se presenta la estructura jerárquica de costos, en forma de árbol; al lado
derecho se muestran los valores de cualquier elemento seleccionado en el árbol
mediante dos columnas: Valor de Usuario y Valor de Referencia.
Los valores de los elementos permanecen en blanco mientras el proyecto no
sea calculado, para lo cual se debe seleccionar una instancia de las constantes
(Valores Máximos, Medios o Mínimos) y oprimir el botón Calcular costo ubicado
el la parte inferior izquierda de la pantalla. Al accionar este botón los valores de
todos los elementos estarán disponibles en la casilla llamada Valor medio. Así
mismo, se presentan, para algunas constantes, los valores máximos y mínimos
definidos por los especialistas, el porcentaje del costo que dicho valor
representa y una opción llamada información adicional donde se puede acceder
a información muy valiosa referente a la constante que incluye la una
descripción detallada de la constante, el origen de dicha información y su fecha
de actualización (Ver Figura 12.10).
En la parte inferior derecha de la pantalla pueden apreciarse los resultados del
cálculo de la estructura de costos, en azul aparecen algunos resultados
preliminares: Total preoperativos, Costos preoperativos equivalente anual
(anualización del valor anterior, a una tasa de descuento determinada y durante
la vida útil de la planta), Costo operativo y Costo Total equivalente anual (que
es la suma de los dos resultados anteriores). En Verde se muestra la Energía
anual generada y en rojo se presentan los resultados principales: Costo Unitario
de Generación y Costo Unitario de Instalación.
Para cambiar los valores de los costos, con base en nuevos valores de
constantes, se debe presionar el botón Cambiar valores y se muestra una
nueva ventana donde se podrán ingresar para cualquiera de las constantes, los
valores que el usuario considere pertinentes (ver Figura 12.11).
Una vez ingresados los datos que se desean modificar, el sistema actualiza
todos los valores de costos y los muestra nuevamente en la interfaz de
Consulta de estructura de costos y valores.
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12.11
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Figura 12.10. Consulta de Estructura de Costos y Valores (Después de
ejecutar el aplicativo)
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12.12
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Figura 12.11. Modificación de valores de constantes
12.3.2
Usuario Administrador
Para un usuario administrador, el recorrido por el sistema se inicia igualmente
en la interfaz Menú principal, en donde dicho usuario selecciona el botón
Administrador, ante lo cual se despliega Se muestra una ventana para ingresar
el nombre y clave del usuario (ver Figura 12.12). Una vez verificada la clave, el
modelo presentará el cuadro de diálogo de opciones del administrador
mostrado en la Figura 12.13, que se explican a continuación
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12.13
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Figura 12.12. Ingreso del Usuario Administrador
Figura 12.13. Opciones de Administrador
Ingresar Tecnología: Esta opción permite ingresar una nueva tecnología
inscrita dentro de uno de los recursos con que cuenta el aplicativo (ver
Figuras 12.14 y 12.15).
Ingresar Planta: Esta opción permite ingresar una nueva planta inscrita
dentro de una tecnología y un recurso. Es necesario ingresar algunos datos
característicos de la planta. Ver Figuras 12.16 y 12.17.
Ingresar Zona potencial: Esta opción permite asignar a cada planta tipo un
conjunto regiones en el cual el recurso energético es técnicamente
aprovechable. Ver Figuras 12.18 y 12.19.
Cambiar password: Permite modificar la contraseña del administrador.
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12.14
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Ingresar Estructura de costos: Esta opción permite, tanto ingresar una
nueva estructura de costos asociada a cada planta tipo, como hacer
modificaciones en las estructuras ya existentes. Ver Figura 12.20.
Figura 12.14. Opción Ingresar Tecnología
Figura 12.15. Ingreso de una nueva tecnología
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12.15
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Figura 12.16. Opción Ingresar Planta
Figura 12.17. Ingreso de una Nueva Planta Tipo
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12.16
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Figura 12.18. Opciones para Ingresar Zona Potencial
Figura 12.19. Ingreso de una Nueva Zona Potencial
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Figura 12.20. Creación/Modificación de Estructura de Costos
El primer paso en la creación de la estructura consiste en seleccionar el
Recurso, la Tecnología y la Planta Tipo. A continuación, el modelo crea dos
ítemes básicos, en el nivel superior de la jerarquía: Pre-operativos y Operativos.
A partir de estos dos ítemes, se insertan los demás que sean pertinentes a cada
combinación de recurso-tecnología-planta. n la Figura 12.21 se describen los
íconos que permiten la inserción de ítemes y definición de sus características:
Importar estructura existente: Permite generar la estructura de costos,
copiándola de una existente, creada para otra planta. Ver Figura 12.12.
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Nuevo elemento: El usuario debe ubicar el mouse sobre uno de los
elementos creados en el árbol y al seleccionar este ícono, se abre una
ventana en donde se definen las características del nuevo elemento a crear.
Estas son: nombre, descripción, unidades de medida, tipo de elemento
(Constante, Función de cálculo o Valor de Referencia) y tipo de operación a
aplicar con el elemento siguiente en la Función de cálculo. Ver Figura
12.23.
Modificar elemento: Esta opción muestra la misma interfaz utilizada para
ingresar un nuevo elemento, con los datos actuales del elemento que se
desea modificar, permitiendo que se cambien dichos datos. Ver Figura
12.24.
Eliminar elemento: Al seleccionar esta opción, se elimina de la estructura
del elemento seleccionado.
Visualizar elemento: Esta opción permite visualizar las características de
una constante sin hacerle modificaciones. Ver Figura 12.25.
Ingresar Constantes: Esta opción permite ingresar por primera vez las
características de las constantes, para que puedan ser usadas
posteriormente como parte de la estructura y para dar inicio a los cálculos.
La interfaz se presenta en la Figura 12.26.
Al seleccionar una constante en particular se despliegan todas las plantas tipo y
regiones (O combinaciones de éstas) para las cuales dicha constante es
pertinente (ver figura 12.27). En este punto el valor puede ser cambiado
haciendo click, al actualizar el valor de la constante se debe verificar que la
información desplegada con el botón descripción siga siendo pertinente (Ver
Figura 12.28), al cambiar cualquier valor se deberá actualizar al menos la fecha.
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Figura 12.21. Opciones en la estructura de costos
Figura 12.22. Importación de Estructura Existente
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12.20
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Figura 12.23. Ingreso de Elemento Nuevo
Figura 12.24. Modificación de elemento
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12.21
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Figura 12.25. Visualizar elemento
Figura 12.26. Ingresar Constantes (listado)
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Figura 12.27. Ingresar Constantes
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12.23
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Figura 12.28. Ingresar información adicional
12.4
REPORTES
En la parte central de la página de inicio se pueden apreciar algunas opciones
que permiten elaborar diferentes reportes utilizando tanto a información base
del aplicativo (Proyectos alimentados con la información de este estudio) como
con la información ingresada por el usuario en sus Proyectos personalizados.
12.4.1
Reporte por planta
Permite visualizar la información de costos de una planta ubicada en una región
particular, el reporte consta de tres partes principales en la parte superior se
presenta la información especifica del proyecto y la región a la cual
corresponde, en la parte central se muestran los diferentes ítemes con el valor
utilizado en el proyecto par calcular los diferentes indicadores, finalmente en la
parte inferior, se presentan los siguientes indicadores Capacidad instalada,
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12.24
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Factor de Planta, Energía generada, Costo Unitario de Instalación, y Costo de
generación.
12.4.2
Gráfico comparativo de proyectos
Este reporte despliega gráficamente el valor obtenido para los indicadores
Costos pre-operativos, Costos operativos, Costo unitario de Instalación y costo
unitario de generación, de dos proyectos diferentes, de esta forma permite la
comparación entre proyectos particulares y plantas tipo.
En la Figura 12.29 se presenta la interfaz para seleccionar los proyectos o
plantas tipo a comparar; en la Figura 12.30 se presenta la interfaz para la
selección de los ítemes a comparar y en la Figura 12.31 se ilustra la interfaz de
resultados de la comparación.
Figura 12.29. Selección de proyectos a comparar
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12.25
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Figura 12.30. Selección de ítemes para la comparación de proyectos
Figura 12.31. Resultados de la comparación de proyectos
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12.26
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12.4.3
Reporte universal
Este reporte permite visualizar los indicadores de todos los casos que considera
el modelo, esto es, todas las plantas en todas las regiones potenciales del
recurso. El proyecto “universal” de referencia comprende la estructura de costos
de todas las tecnologías y todas las plantas, así como los valores
correspondientes, resultado de la consultoría objeto de este contrato. El
aplicativo genera un archivo de EXCELl como el que se presenta en la Figura
12.32.
Figura 12.32. Resultados del Reporte Universal
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12.27
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12.4.4
Reporte regional
Este reporte presenta para una misma región seleccionada, todos los proyectos
factibles según el análisis de zonas potenciales, lo cual permite comparar
diferentes alternativas de generación en cada zona potencial.
12.5
PROCEDIMIENTOS DE CONSECUCIÓN Y ACTUALIZACIÓN DE
INFORMACIÓN
El aplicativo se concibe desde su desarrollo con la suficiente flexibilidad para
atender las necesidades innegables de actualización de los valores de las
constantes y en algunos casos las estructuras de costos, con el fin de que los
resultados sigan siendo vigentes con el paso del tiempo.
El modelo aplicativo desarrollado cumple con todos los requerimientos de
flexibilidad en las evaluaciones de costos y actualización de las bases de datos,
permite la actualización de resultados y la construcción de escenarios de
análisis.
Es importante anotar que solamente el usuario administrador podrá cambiar las
estructuras de costos o los valores de las constantes, lo cual permitirá incluso
considerar otras tecnologías o plantas típicas en caso de requerirse. Si bien es
importante actualizar la base de datos del modelo no se debe perder de vista
que se trata de costos indicativos y representativos de los casos considerados;
el análisis de proyectos individuales deberá realizarse a través de las
aplicaciones que para este propósito ofrece el aplicativo. En ningún momento
se recomienda utilizar casos particulares de proyectos en estudio u operación
para representar los costos representativos de una alternativa de generación.
En este sentido, se presentan a continuación las estrategias y procedimientos
de consecución y actualización de tal información y la periodicidad con que
debe actualizarse.
12.5.1
Planeamiento
Es necesario formular una estrategia clara y coherente de modo que se pueda
mantener el aplicativo actualizado sin que ello implique esfuerzos concentrados
por parte del administrador del mismo, esto es, se debe propender por una
estrategia eficiente de actualización que considere tanto el funcionamiento
interno del modelo como la variabilidad de los costos en el mercado.
Primero que todo es importante anotar que este procedimiento aplica para las
constantes relacionadas con costos, aunque para algunas constantes
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12.28
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relacionadas con la configuración de las plantas típicas, o con los recursos
también se puede considerar una eventual actualización (Si se tiene acceso a
estudios mas detallados y actualizados de los recursos, por ejemplo). Se
plantea la necesidad de clasificar las constantes utilizadas por el aplicativo en
varios grupos de acuerdo con su volatilidad, se sugieren tres grupos:
Constantes de alta volatilidad, constantes de volatilidad media, constantes de
baja volatilidad.
De otro lado, el aplicativo mismo permite evaluar la incidencia de cada variable
de costo en el costo de generación. Así por ejemplo, es evidente que en las
tecnologías no convencionales y en la generación térmica existe una incidencia
preponderante de los equipos, frente a un comportamiento más equilibrado
entre equipos y obras civiles característico de las centrales hidroeléctricas.
Para cada uno de estos grupos se define una frecuencia de actualización: por
ejemplo, seis meses para el primer grupo, un año para el segundo y dos años
para el tercero. A medida que se realizan sucesivas actualizaciones de costos,
el resultado de dicho proceso puede utilizarse para jerarquizar la volatilidad de
los valores.
Un cuidado especial debe mantenerse con los costos de los combustibles, esto
debido a la alta incidencia en el costo de generación y las volatilidades
inherentes de dichas variables, influenciada en la mayoría de los casos por
factores exógenos de la economía globalizada.
12.5.2
Consulta
En este punto se refiere a la actualización de los costos como tal y para ello el
directorio de contactos se constituye como una herramienta fundamental.
Se debe hacer un recorrido por todas las constantes listadas, dentro del grupo a
actualizar, revisando en particular el campo Información adicional dentro de la
página de resultados. Allí hay un campo llamado origen donde se indica la
fuente de la información, en este punto se puede revisar el directorio de
contactos y proceder a hacer las respectivas averiguaciones.
En algunas variables puede ser necesario revisar el archivo de Excel vinculado
donde se detalla el origen de los costos, y realizar algunas modificaciones en
éste para obtener los costos actualizados de dichas constantes.
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12.5.3
Ingreso de información al aplicativo
Una vez obtenidos los nuevos valores de las constantes el usuario
administrador podrá actualizarlos en el aplicativo seleccionando la opción:
Ingresar constante seleccionando la constante de interés y utilizando el botón
cambiar valores. Es muy importante actualizar inmediatamente el campo
Descripción o Información adicional, modificando la descripción si se tomaron
otras consideraciones para la definición del nuevo valor de la constante, el
Origen citando nuevas fuentes si estas se utilizaron – en este caso se
recomienda ingresar esa información en el directorio de contactos –y la Fecha
de la actualización.
12.6
ESTRUCTURA DE LA BASE DE DATOS
En la Figura 12.33 se presenta el diagrama entidad-relación que está
soportando los procesos descritos en los numerales anteriores. En la Tabla
12.1 se describe, en forma general, la estructura de las tablas.
Tabla 12.1
Tabla
Descripción general de la estructura de las tablas
Descripción
Recurso
Datos descriptivos de los diferentes recursos estudiados
Tecnología
Datos descriptivos de las tecnologías
Planta
Datos descriptivos de las plantas tipo, para cada tecnología
Región
Datos de las regiones en que se dividió el país para el cálculo de los costos
Categoría
Categorías de clasificación mínima de los costos (preoperativos, operativos)
Constante
Estructura de las constantes: nombre, descripción, unidades, dependencia
(recurso, tecnología, planta, región)
Valor Constante Valores de las constantes asignadas para el proyecto universal de referencia
Elemento
Datos de descripción de todos los elementos, nivel en la jerarquía, y valor
calculado para el proyecto universal
Valor Elemento
Valores de los ítemes de costos para elproyecto de usuario
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Figura 12.33. Diagrama Entidad-Relación
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