maestría en ingeniería de petróleos departamento de

Maestría en Ingeniería de Petróleos Departamento de Ingeniería Mecánica

PROYECTO COLECTIVO INTEGRADOR Proyecto 1 – Grupo E1

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Evaluación técnico-económica-socio-ambiental de la implementación de energías alternativas para

alimentar sistemas de levantamiento artificial en pozos marginales.

Integrantes: Vincci Leonardo Gómez Marulanda:201811112 Juliana Andrea Muñoz Castaño: 201727733 Ricardo Daniel Vargas Arévalo: 201728036

Objetivos

Principal:

Metodología de selección de pozos candidatos

marginales, que permita tomar la decisión

respecto de una transición a la tecnología

recomendada de energía alternativa. Esto con

la finalidad de mejorar la rentabilidad y

aumentar las reservas de los pozos marginales.

Específicos:

-Informe correspondiente a las energías

renovables disponibles en el mercado y los

escenarios para desarrollarlas en Colombia.

Con esto, encontrar un costo por kWh para

cada una de las alternativas en las zonas

geográficas de interés.

-Identificación de límite de marginalidad de

pozo y selección de candidatos para el estudio.

- Diagnóstico de eficiencia actual de SLA y del

método de generación de pozos catalogados

como marginales.

- Metodología técnico-económica aplicada a los

pozos marginales, de tal modo que se

determine el SLA óptimo y su respectiva fuente

de generación ideal. La cual consistirá en una

propuesta de las energías alternativas

evaluadas o un híbrido entre ambas.

- Caracterización socio-ambiental de las

tecnologías de energías renovables y su

impacto en las zonas geográficas de interés.

1. Introducción:

En Colombia el 70% de la energía eléctrica depende de la generación hidráulica gracias a la riqueza hídrica del país. Según estudios realizados por la Unidad de Planeación Minero Energética, se plantea para el año 2030 un incremento de hasta 30% en consumo de energías limpias o renovables no convencionales. Las energías alternativas son fuentes que no implican la quema de combustible fósil, como es el caso de las energías renovables, las cuales serán el objeto de este estudio en el campo colombiano de los pozos de Gran Tierra Energy. El propósito es evaluar la viabilidad técnico-económico-socio-ambiental la aplicación de estas energías como método de generación para Sistemas de Levantamiento Artificial de pozos marginales, los cuales hoy se alimentan de recursos no renovables como diésel. Para evaluar la factibilidad de implementar estas energías alternativas se realizó una revisión de los pozos de GTE y se seleccionaron aquellos con altos costos de generación, que a su vez generan Opex elevados comparados con el promedio de los demás campos de la compañía, lo cual los cataloga como marginales. También se encontró que los pozos candidatos después de aplicar la metodología corresponden a sistemas de generación alimentados con combustible diésel. Al comparar los costos de generación por kilovatio hora se obtiene que la generación con diésel es la más costosa entre las alternativas de GTE; que son gas natural, sistema integrado nacional



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(SIN) y diésel. Esto implica que hay oportunidad de optimizar los costos de generación de los pozos candidatos y ahí entra a jugar la evaluación técnico-económica socio-ambiental de energías alternativas de la que trata este proyecto. Para el estudio actual se realizó evaluación de las energías alternativas solar, eólica, geotérmica e hidráulica. Durante la evaluación técnica quedó descartada la energía eólica por no contar con características de velocidad de viento mínima para operación de este tipo de tecnología en las zonas de estudio (Valle Medio del Magdalena y Putumayo). Entonces quedaron las tres energías restantes, en las cuales para energía solar 100% se tiene un Capex elevado (por costo de baterías) que en la evaluación económica genera un VPN negativo y por ende también se descarta. Ante este escenario, se identifica una oportunidad de reducir el costo de implementar la energía solar suprimiendo las baterías y usando durante horas día los paneles fotovoltáicos en un sistema híbrido con generación diésel, para garantizar la continuidad operacional de los sistemas de levantamiento artificial. Con respecto a las demás alternativas evaluadas se tiene para la energía hidráulica una posibilidad de suministro que para algunos pozos podría suplir el 100% de la energía requerida, mientras que en otros solo suple un porcentaje del consumo diario. Para estos últimos se utilizó también la estrategia de híbrido con generación diésel. Finalmente, para la energía geotérmica se identifica que requiere unas condiciones muy específicas de temperatura en cabeza de los pozos productores, la cual solo se logra de manera efectiva en los pozos del campo Piñuña. De igual manera se identifica que la geotermia por sí sola no suple el 100% del consumo requerido por el pozo y por ende se diseña un sistema híbrido con generación diésel.

De los 29 pozos candidatos marginales (28 de Putumayo y 1 de VMM) se seleccionaron 4 que fueran representativos de la muestra y que pudieran indicar la viabilidad o no de implementar proyectos de energías alternativas o de los sistemas híbridos descritos. Para estos 4 pozos (Cohembí-11, Cumplidor-2, Piñula-6 y Tronos-1) se calcularon los índices de bondad financiera: VPN, payback, TIR, TIR incremental, costo anualizado de la energía y límite económico. Esto se llevó a cabo tanto para el caso “Do-nothing” – generación diésel como para las alternativas de generación aplicables. Dicha evaluación se realizó en tres escenarios de precio Brent generando un caso bajo (47.5 usd/bbl), medio (58.14 usd/bbl) y alto (102.5 usd/bbl). De la evaluación económica se concluye que: Pozo Cohembí-11: asumiendo la situación en que los precios de crudo para el período de vida restante del pozo se conserven muy cercanos al caso bajo, la alternativa más favorable corresponde a la implementación de sistema solar híbrido, mientras que en los casos medio y alto los índices de bondad financiera indican que se genera valor para la compañía al implementar un sistema hidráulico híbrido (PCH-diésel). Pozo Cumplidor-2: En los tres casos de precio Brent hay consistencia de los índices de bondad financiera, indicando que el sistema que más favorece el suministro de energía corresponde a la implementación de una PCH (pequeña central hidroeléctrica) que estaría en capacidad de suplir el 100% de la energía consumida por el pozo diariamente. Pozo Piñuña-6: este fue el único candidato en el que adicionalmente se evaluó el sistema geotérmico híbrido. Sin embargo, a pesar de presentar un VPN mayor al caso “Do-Nothing” no es tan alto como el que refleja el del sistema



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solar híbrido, es por eso que este último es el recomendado para los tres escenarios evaluados. Pozo Tronos-1: candidato de muy bajo potencial (hoy: 12 bopd), el cual en el caso “DO-Nothing” es económicamente viable producirlo siempre que el precio Brent sea mayor o igual a 57.6 usd/bbl. Por lo anterior en el caso bajo no es viable la implementación de ninguna energía alternativa. En el caso medio se genera un VPN muy superior al del caso “Do-Nothing” implementando un sistema PCH capaz de suministrar el 100% de la energía demandada por el pozo. La evaluación en el caso alto es consistente con lo nombrado para el caso medio. Finalmente, se identifica que todas las energías analizadas tienen posibilidad de implementación técnico-económica según las condiciones específicas del pozo evaluado y con esto se procede a verificar la viabilidad socio-ambiental mediante el uso de la Matriz Conesa, Matriz RAM y estadística de vías de hecho de las zonas de estudio. De todo lo anterior se concluye que los proyectos propuestos tienen posibilidad de ser implementados y que tanto los impactos como los riesgos identificados se pueden manejar por la operadora según se describe en detalle en el capítulo correspondiente.

1.1 Energías renovables: La energía renovable es la que se produce de los recursos considerados infinitos como el sol, el viento, los cuerpos de agua, la vegetación o el calor de la tierra (Unidad de Planeación

1 El Acuerdo de París se realizó dentro del marco de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático que toma medidas para la reducción de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI). Su aplicabilidad sería para el año 2020, cuando finaliza la vigencia del Protocolo de

Minero Energética (UPME), 2010a). Estos recursos están relacionados con ciclos naturales de nuestro planeta haciendo posible aprovechar esta energía de manera continua e inagotable. Además, la generación de energías renovables disminuye las emisiones contaminantes y la producción de desechos, lo cual garantiza un medio ambiente más limpio y sostenible. Colombia posee una posición geoespacial que favorece el aprovechamiento de energías renovables como sol, viento, agua de ríos y océanos, biomasa y geotermia. UPME e IDEAM trabajan conjuntamente en la elaboración de mapas que buscan cuantificar el potencial de estas fuentes. Actualmente en el país existen incentivos importantes para promover el desarrollo de proyectos de energías alternativas. Dentro de estos se encuentran reducción de aranceles de la materia prima de importación, depreciación acelerada de los activos y descuentos en el impuesto de renta. Todo esto soportado en los compromisos adquiridos en el acuerdo de Paris de 20161

2. Metodología para selección de pozos

marginales – candidatos a energías alternativas

Los pozos marginales son de baja productividad, altos costos o ambos y de reservas que se encuentran en el umbral de ser o no rentables, dependiendo de factores como los sistemas de generación, precio del crudo, tecnología aplicable, inversiones necesarias, localización, etc. La metodología diseñada para seleccionar los pozos marginales de la compañía Gran Tierra Energy consiste en comparar los costos operacionales reales (OPEX por barril) versus una ventana basada en

Kioto. Hasta el 3 de noviembre de 2016 este instrumento internacional había sido firmado por 97 partes incluido la Unión Europea. El 1 de junio de 2017, el presidente Donald Trump anunció la retirada de Estados Unidos de este acuerdo, dadas sus promesas de campaña en pro de los intereses económicos de la nación.



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el precio del crudo WTI histórico. En pocas palabras, si un pozo tiene un costo por barril que cae dentro de esta ventana de precios, se define como pozo marginal (Ver Figura 2). Un pozo puede caer en esta ventana ya sea por baja producción de crudo o por altos costos operativos.

2.1 Ventana de Marginalidad: La Figura 1 muestra la tendencia histórica de los precios del crudo desde el año 1946. La curva

roja indica los precios WTI en dólares del año 2019 mediante ajuste por la inflación de Estados Unidos.

Posterior a análisis de la Figura 1, se determinaron los siguientes límites de la ventana de marginalidad de pozos:

Figura 1. Histórico de precios WTI del Crudo ajustados a dólares 2019 con inflación de Estados Unidos

Límite Inferior (21.82 usd/bbl): El precio promedio de crudo desde 1946 traído a dólares de 2019 es 44.75 usd/bbl, la desviación estándar de la muestra de datos es 22.93 usd/bbl, realizando la diferencia de estos valores hay un límite inferior de la muestra de 21.82 usd/bbl. Al evaluar desde el año 2000, se tiene que el precio más bajo alcanzado ha sido superior a este valor, ejemplo, en 2002 y 2016.

Límite Superior (67.68 usd/bbl): Aplicando el mismo análisis que para el límite inferior, al sumar la desviación estándar de 22.93 usd/bbl

a 44.75 usd/bbl, se obtiene un límite superior de 67.68 usd/bbl, el cual es muy similar al precio promedio del crudo en los últimos 20 años (64.66 usd/bbl).

Se genera un límite superior, porque si un pozo en 2019 tiene un OPEX que supere este valor no entra dentro del rango marginal entendiendo que destruye valor para la compañía. Los pozos que tengan un OPEX dentro de los límites nombrados implica que son marginales para la organización, dado que el margen de ganancia es mínimo y a cualquier



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variación en el precio del crudo, dejan de generar rentabilidad para Gran Tierra Energy. Los límites fueron definidos teniendo en cuenta la distribución histórica de precios del petróleo, sin embargo, esto no significa que se vaya a

conservar la misma tendencia hacia el futuro. La predicción del precio del crudo es compleja dado el grado de incertidumbre, a medida que se registran nuevos datos la ventana de marginalidad también podría modificarse.

Figura 2. Metodología de Pozos Marginales aplicada a Pozos GTE, cada punto es un pozo

2.2 Aplicación de la Metodología Para aplicar la ventana de marginalidad de los pozos de Gran Tierra Energy, se tomó la base de datos correspondiente a parámetros de producción y costo de levantamiento por barril. En la Figura 2 se muestra la información nombrada y se resaltan los pozos que hoy entran a la ventana de marginalidad establecida: Los pozos dentro de la ventana serán el objeto de estudio para evaluar la viabilidad de la implementación de energías alternativas como

fuente de alimentación para su sistema de levantamiento artificial. En la Figura 3 se muestran los costos de generación global por barril asociados a estos pozos candidatos. La Figura 4 muestra el peso (porcentaje) que tiene el OPEX por generación respecto al OPEX total. Puede notarse como los pozos candidatos (señalados en rojo) tienen los mayores costos de generación global de la muestra. Con esto se puede comprobar que la metodología es útil y genera un resultado lógico de selección.



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Figura 3. Costos de generación global en $/bbl versus producción promedio de crudo de los Pozos candidatos (pozos

en amarillo ubicados en VMM)

Figura 4. Porcentaje de Opex de generación respecto a Opex total por campo

3. Cálculo de costo por kilovatio hora,

estimación de eficiencias para sistemas de

levantamiento artificial y sistemas de

generación actual:

En este capítulo se presentan los cálculos y la metodología para obtener costo por kWh 2019 del Sistema de Generación actual de los pozos candidatos y también las eficiencias de los Sistema de Levantamiento Artificial.



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3.1 Suposiciones: Para cálculos y metodologías a describir se tuvieron en cuenta estas suposiciones: - TRM: 3200 COP/USD: corresponde al promedio de la TRM en lo corrido del 2019. - Presión en cabeza de pozo= 100 psi: de acuerdo con la bibliografía de análisis nodal y SLA, la presión típica requerida en cabeza de pozo para que el fluido llegue hasta las facilidades, pase a través del separador y vasijas de tratamiento de estación de proceso. - Presión de yacimiento: según instrucción de experto de GTE, corresponde al producto del gradiente del agua por la profundidad vertical verdadera a punto medio de perforados. - Temperatura fondo de pozo: calculada con gradiente geotérmico tomado de mapas ANH (registros de temperatura medida a 1000 m de profundidad a pozos de todo el país) - Viscosidad del aceite, del agua y del fluido: viscosidad del crudo basado en correlación de Beggs y Robinson que toma como datos de entrada °API, temperatura promedio y Rs (GOR). Viscosidad del agua asumida en 0,5 cP independiente de la presión o temperatura. La viscosidad de la mezcla se asume tomando un valor ponderado en base a su corte de agua. - Porcentaje de drawdown: según GTE, pozos productores están optimizados y operando a una condición de drawdown promedio de 75% cuando no se cuenta con el dato de PIP. - Eficiencia teórica del SLA: con conceptos vistos en ingeniería de producción, existen rangos de eficiencia por cada tipo de SLA como se muestra en la Tabla 1 y según expertos los pozos están optimizados con bombas operando en su mejor punto de eficiencia.

Tabla 1. Comparativo SLA (Villalobos, 2018b)

SLA Eficiencia del sistema

Rod Pump 45%-60%

PCP 40%-70%

ESP 35%-60%

Jet Pump 10%-30%

- Consumo diésel en galones por kWh: consumo de 0.08 galones de combustible por cada Kwh generado, dato tomado de ficha técnica generador Caterpillar 150 hp. - Costo diésel por galón: precio oficial en Putumayo y Sur del César en la Tabla 2 según página web MME. Para transporte hasta el pozo se asume recargo de 3%, avalado por GTE.

Tabla 2. Costo de diésel, tomado de página web MME

Costo Diesel

Tarifa (COP) Transporte

TOTAL (COP)

Putumayo $ 9'500 3% $ 9'785

VMM $ 9'000 3% $ 9'270

- Mantenimiento generador diésel en COP/kWh: costo promedio que pagan las compañías de la industria por mantenimiento de generador diésel Caterpillar 150 hp es 86 COP/kWh. Tabla 3. Costo mantenimiento de un generador 150 hp

Costos mtto generador 150hp (USD/kWh)

Costos operar un generador 0.09 USD/kWh

Porcentaje en solo mtto 30%

Costos mtto generador 0.027 USD/kWh

Costos mtto generador 86.4 COP/kWh

3.2 Costo por kWh para sistemas de generación

actual:

Al realizar análisis de la información correspondiente a los candidatos a energías alternativas, se detectan los pozos Ayombero en flujo natural y por ende no tendrán un costo asociado a generación por SLA. Para el resto de pozos se confirma que el 100% operan con generación tipo diésel, lo cual es conveniente para el proyecto porque este es el SG más costoso. A continuación, la Figura 5 presenta el costo por kWh actual de pozos candidatos, que incluye costo y consumo real diésel, consumo de energía y costo por mantenimiento generadores.



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Figura 5. Costo por kWh (COP/kWh) y producción crudo pozos candidatos a EA

De la Figura 5 se concluye que la muestra de

pozos candidatos presenta un costo por kWh

en promedio de 925 COP, este sería el OPEX por

generación que las energías alternativas

tendrían que retar para ser atractivas.

Adicional, hay 4 pozos con unos costos de

generación elevados (mayor a 1000 COP/kWh)

respecto al promedio, los cuales son Tronos-1,

Cumplidor 1/2 y Cohembí-11. Estos pozos serán

de especial interés para implementar energía

alternativa de menor OPEX por kWh. También

se sugiere a GTE revisar posibilidades de

optimización de SG actual, buscando una mejor

relación confiabilidad/consumo de

diésel/factor de carga.

A continuación, en la Figura 6 se muestra un

comparativo de los indicadores de costos

actuales de generación de GTE versus los

calculados para cada pozo candidato. Por lo

anterior el costo por kilovatio hora de las

energías alternativas tendría que competir con

los costos de generación con diésel actuales de

GTE.

Figura 6. Costos por kWh (COP/kWh) de GTE



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3.3 Estimación de Eficiencias Sistemas de

Levantamiento Artificial

3.3.1 Descripción del Método

Primero se registra información de producción, superficie y estado mecánico de pozos candidatos, esto es: bopd, bfpd, Corte de agua, API, ALS, tipo de generación, fluido motriz, tubing/casing (diámetros y longitudes), profundidad de intervalos de cañoneos e intake SLA.

Luego se realizan los cálculos de las siguientes

variables, teniendo en cuenta las suposiciones

registradas: temperatura de fondo, viscosidad y

densidad de crudo/fluido, presión y

depletación de yacimiento, presión de fondo

fluyente calculada según PIP reportada, sino se

asume drawdown de 75%, velocidades de

fluido en casing, anular y tubing, número de

Reynolds en tubing/casing, caídas de presión

tubing/casing. Todo lo anterior con el fin de

obtener energía total necesaria para llevar el

fluido desde los cañoneos hasta la estación,

después se calcula el trabajo requerido del SLA

para llevar los fluidos desde el nivel generado

por la presión de fondo fluyente (Pwf) hasta

superficie, lo cual se traduce en una potencia

hidráulica y esta a su vez en una energía a

consumir por el SLA (con eficiencia óptima).

Con esta información más el consumo de

combustible del generador y su factor de

potencia real se obtiene un consumo de

energía teórico, que corresponde a una

eficiencia óptima para cada SLA. Este consumo

teórico se compara con el consumo de energía

real reportado por GTE. Si el consumo real es

mayor que el teórico calculado, se realiza

procedimiento iterativo hasta encontrar una

eficiencia del SLA que iguale el consumo teórico

con el consumo real, tal como se describe a

continuación en el diagrama de flujo

correspondiente a la Figura 7.

3.3.2 Resultados y análisis

Después de aplicar el diagrama de flujo anterior

a los 27 pozos candidatos se evidencia que en

el 96% de los casos el consumo de energía

teórico (con eficiencias optimas de SLA) es

menor al consumo de energía real reportado

por GTE. Para los pozos que operan con SLA ESP

se observa que el consumo de energía teórico

es el 63% del consumo real, mientras que para

SLA JP es 43%, para BM es 30%, y para PCP es

26%. A continuación, se presentan las

eficiencias del sistema calculadas después de

iteración para los pozos candidatos. En la Figura

8 se muestran las calculadas para los pozos con

SLA ESP (19 de 27 pozos), las cuales presentan

un promedio de 38% (siendo 60% la eficiencia

ideal). En esta misma gráfica se incluye la

producción de crudo por pozo y se nota que los

candidatos que operan en ESP tienen una

producción mínima de 200 bopd, lo cual

probablemente será favorable a la hora de

hacer la evaluación económica de energías

alternativas. En la Figura 9 se registraron las

eficiencias calculadas para los candidatos que

operan en JP (5 pozos), BM (2 pozos) y PCP (1

pozo). Las eficiencias calculadas para estos

sistemas son todas menores a 20%, para el caso

de JP donde las eficiencias típicas esperadas del

sistema deben estar entre 10% y 30% se tienen

2 pozos dentro de este rango. Mientras que BM

y PCP están muy por debajo de la eficiencia

mínima esperada (40%). Se realizó una

evaluación con el fin de verificar si los SLA

instalados en los candidatos cumplen con los

rangos de aplicación ideal para cada sistema,

considerando las siguientes variables:

profundidad de intake, bfpd, temperatura de

fondo, API y eficiencia.



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Figura 7. Diagrama de flujo del método para estimación de Eficiencias Sistemas de Levantamiento Artificial

Figura 8. Eficiencias calculadas pozos con SLA ESP

Figura 9. Eficiencias calculadas pozos con SLA: JP, BM

y PCP

8%



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En la Tabla 4 se resumen las condiciones ideales

de aplicación para cada tipo de SLA (Villalobos,

2018a) y en la Tabla 5 se registran las

condiciones reales de operación de los pozos

candidatos para cada una de las variables

contempladas en la Tabla 4

Tabla 4. Comparativos sistemas de Levantamiento Artificial (Villalobos, 2018b)

De lo anterior, se concluye que todos los pozos

que cuentan con SLA ESP están instalados

dentro de los parámetros operacionales ideales

(todas las casillas en verde que significa criterio

dentro de rango ideal), sin embargo, la

eficiencia calculada de acuerdo a la metodología

planteada muestra que en 5 de los 19 pozos el

sistema opera a una eficiencia menor que la

mínima esperada, es decir, menor al 35%. Se

nota también que los 2 pozos que presentan la

menor eficiencia en ESP que son Cohembí 11 y

Cohembí 16 son pozos con una producción

menor a 380 bfpd, probablemente las bombas

operan en condición de downthrust y esta

podría ser la explicación para dichas eficiencias.

Esto no es un problema a la hora de aprovechar

el potencial del pozo, siempre que esté con la

producción esperada, pero si puede

representar un mayor consumo de energía y un

mayor grado de desgaste de la bomba.

Tabla 5. Condiciones reales de los sistemas de levantamiento artificial instalados en los pozos candidatos

Pozos SLA Prof. (ft)

Vol. BFPD

Temp °F

API Eficiencia

Cohembí-10 ESP 8612 1944 229.3 18.00 30.09%

Cohembí-11 ESP 7985 226 233.0 18.00 5.29%

Cohembí-12 ESP 8859 2342 234.0 18.00 47.65%

Cohembí-13 ESP 8908 1594 240.4 18.00 39.27%

Cohembí-14 ESP 10998 1842 268.4 18.00 40.15%

Cohembí-15 ESP 9546 1210 244.5 18.00 39.35%

Cohembí-16 ESP 8908 378 240.4 18.00 21.79%

Cohembí-20 ESP 8908 1856 240.4 18.00 30.93%

Cohembí-21 ESP 8908 1779 240.4 18.00 36.54%

Cohembí-22 ESP 8908 579 240.4 18.00 47.80%

Cohembí-22ST2

ESP 8908 1544 240.4 18.00 40.32%

Cohembí-3 ESP 7020 1852 226.8 18.00 28.72%

Cohembí-5 ESP 8798 1776 237.4 18.00 41.17%

Cohembí-7 ESP 8908 1779 238.4 18.00 35.68%

Cohembí-9 ESP 9150 1510 241.0 18.00 38.76%

Piñuña-1 ESP 7310 6413 237.6 21.06 48.86%

Piñuña-2 ESP 7620 2561 238.1 21.06 41.18%

Piñuña-5 ESP 6491 5122 241.5 21.06 44.11%

Piñuña-6 ESP 9169 4577 240.0 21.06 62.68%

Guayuyaco-1 JP 7774 1625 218.6 26.80 35.71%

Guayuyaco-2 JP 7774 1008 218.6 27.30 21.87%

Pomorr-1ST2 JP 10737 37 261.8 33.04 1.33%

Quinde-4 JP 9562 271 241.1 19.08 3.85%

Quinde-6 JP 11824 152 277.8 19.08 4.73%

Cumplidor-1 BM 10369 214 260.8 19.06 18.18%

Cumplidor-2 BM 10369 320 260.8 20.82 16.18%

Tronos-1 PCP 5295 13 147.2 14.74 4.82%



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Para los pozos instalados en JP se presenta en 3 de 5 pozos una eficiencia menor a la típica del sistema (10%) y esto se corrobora con caudales de producción menores a los recomendados (mínimo 300 bfpd). Para estos pozos en donde probablemente se está gastando mucha energía por la baja eficiencia de los sistemas, se recomienda realizar conversión a ESP de bajo caudal, dado que permitiría mejores eficiencias del sistema global, menor consumo de energía y un mejor aprovechamiento del potencial de los pozos. Los 2 pozos que operan en BM tienen una eficiencia promedio muy baja (17%), lo cual no es normal en este tipo de SLA, para estos casos se sugiere verificar por parte de GTE las eficiencias reales de los SLA con la velocidad de operación, el modelo de la bomba y los fluidos producidos (para este análisis no se contaba con los dos primeros datos). A excepción de la eficiencia, este tipo de sistema está instalado en pozos que cumplen con los parámetros ideales de operación para la aplicación. Para el único pozo en PCP, se nota que el fluido total es muy bajo (13 bfpd), entonces así se opere a mínima velocidad la PCP presentará poca eficiencia (5% según cálculo realizado). Con PCP en este pozo, siempre se tendrá una eficiencia muy baja, dado que la mínima capacidad volumétrica de una PCP tradicionalmente es 0.7 bfpd/rpm y no se debe operar a menos de 50 rpm por riesgo de calentamiento del motor. Sin embargo, así el sistema opere a baja eficiencia no hay inconveniente si produce el potencial del pozo. Es de anotar que del total de los pozos analizados este implica el menor consumo de energía (192 kWh). NOTA: Estas eficiencias deben ser revisadas por

GTE, dados los supuestos en el cálculo de las

mismas, en especial el IP, el cual podría afectar

significativamente estos resultados.

4. Energías Alternativas y su aplicación en

los pozos candidatos

4.1 Energía Solar:

4.1.1 Descripción

La energía solar se define como la energía producida por las reacciones nucleares al interior del Sol, que son transmitidas en forma de ondas electromagnéticas a través del espacio (radiación solar) (Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), 2010a). El planeta tierra recibe en promedio una radiación de 1367 vatios por metro cuadrado. La energía solar en Colombia tiene niveles de radiación promedio anual diaria entre 2.5 y 5.5 kilovatios hora por metro cuadrado (kWh/m2). La Generación de energía solar fotovoltaica

consiste en convertir la luz del sol directamente

en electricidad a partir de celdas fotovoltaicas

las cuales contienen semiconductores. Una

celda puede tener una dimensión de 10 cm por

10 cm y generar 1 vatio de potencia. También

estas pueden agruparse entre sí para formar

arreglos modulares y conectarse ya sea en serie

o en paralelo para alcanzar el voltaje y la

corriente deseada.

Cabe resaltar varias limitaciones de este sistema: a. Posición del sol en el cielo que varía diaria y anualmente, condiciones atmosféricas generales y del microclima, altura sobre el nivel del mar y la época del año. b. Generan corriente directa. Normalmente los sistemas industriales requieren corriente alterna, por lo cual es necesaria la instalación de un inversor.



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c. La energía solo puede ser captada durante el día, por lo cual se hace necesaria instalación de un banco de baterías para almacenar energía y permitir flujo continuo de potencia (24 horas).

d. Requiere grandes extensiones de tierra (compitiendo con el cultivo de alimentos y el paisaje) para obtener una cantidad de energía industrialmente aprovechable. Esta tecnología ha venido desarrollándose aceleradamente lo que ha causado un aumento en la eficiencia y durabilidad de los paneles solares así como una reducción en los costos de fabricación, lo anterior ha causado un disminución del costo de generación de energía solar en un 65% en los últimos 10 años. En la Figura 10 se muestra la reducción de costos de sistemas fotovoltaicos instalados por vatio generado desde el año 2014 (últimos 5 años).

Figura 10. Precios históricos de los sistemas fotovoltaicos. Fuente: Energysage (https://news.energysage.com/solar-

panel-efficiency-cost-over-time/)

4.1.2 Aplicabilidad para los pozos de estudio

En la Figura 11 se muestra el mapa de niveles de radiación promedio anual según estudio de la UPME para los bloques donde se localizan los pozos candidatos, los cuales están ubicados en Putumayo y Valle Medio del Magdalena (VMM).

Figura 11. Mapa de radiación solar promedio anual para Putumayo y VMM

La Tabla 6 muestra en mayor detalle la radiación

mensual en cada bloque. Puede notarse que el

VMM tiene mayor favorabilidad de radiación

que el Putumayo en cualquier época del año.

Estos datos serán tenidos en cuenta para el

dimensionamiento del parque solar el cual

será mostrado en la metodología para

evaluación de EA.

https://news.energysage.com/solar-panel-efficiency-cost-over-time/

https://news.energysage.com/solar-panel-efficiency-cost-over-time/



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Tabla 6. Radiación solar diaria en kWh/m2-d para las zonas del Putumayo y VMM.

4.2 Energía Hidráulica:

4.2.1 Descripción

La energía hidráulica es aquella que proviene de la acumulación de energía potencial del agua debido a ciclo natural de la tierra, se manifiesta en la conversión a energía cinética en las caídas a altura de los ríos y luego en el caudal de las corrientes. Las centrales hidroeléctricas canalizan el flujo de agua con ayuda de las represas que hacen pasar la corriente de agua a través de turbinas hidráulicas acopladas a un generador, el cual se encarga de transformar la energía mecánica en eléctrica. La energía hidráulica en Colombia tiene un gran

potencial debido a la situación geográfica. Sin

embargo, hoy en día la realización de grandes

proyectos hidroeléctricos se ha convertido en

una tarea casi que imposible por el impacto

ambiental y la gran cantidad de obstáculos que

deben superar para su construcción. Dentro del

impacto ambiental se encuentra el cambio del

ecosistema aguas abajo y causa la perdida de

tierras fértiles en el embalse. Como una primera

aproximación para establecer el potencial se

analizan dos variables: (1) La escorrentía o

cantidad de agua que el rio transporta en

determinado tiempo. (2) La pendiente del

terreno o altura disponible entre el nivel de la

superficie del fluido y el lugar inferior de la

caída.


En la Figura 12 se muestran el mapa de potencial hidroenergético tomado y modificado del Atlas de la UPME para los bloques objeto de este estudio. El potencial oscila entre 0 y 100 MW para Putumayo y 0 a más de 100 MW para VMM. Lo anterior confirma la aplicabilidad de esta energía en las dos zonas de estudio. Asumiendo para un cluster de pozos un

proyecto PCH de longitud horizontal 20 metros,

con sistema de turbina tipo Kaplan y basándose

en los mapas se obtiene una caída entre 15 y 25

metros. Adicional, se asume 66% de eficiencia

del sistema y caudal de diseño en función del

caudal ecológico, que según el IDEAM es un

valor aproximado del 25% del caudal medio

mensual anual más bajo de la corriente de

estudio (Ministerio de Ambiente, 2014) (Trujillo,

2017).

La Figura 13 muestra los cálculos para los

diferentes caudales que se presentan en las dos

zonas donde se encuentran los pozos

candidatos. Para la zona del Putumayo se podría

generar entre 16 a 1000 kW de potencia,

mientras que para la zona del VMM se podría

generar entre 16 a 2000 kW de potencia

teniendo en cuenta el diseño nombrado.

PUTUMAYO VMM

Radiacion

solar diaria

kwhr/m2/d

Radiacion solar

diaria

kwhr/m2/d

Enero 3.5 5.0

Febrero 3.2 5.0

Marzo 3.1 4.5

Abril 3.2 4.2

Mayo 2.7 4.3

Junio 3.1 4.7

Julio 2.8 5.0

Agosto 3.4 5.0

Septiembre 3.2 4.6

Octubre 3.8 4.0

Noviembre 3.7 3.7

Diciembre 3.5 4.0

PROMEDIO 3.3 4.5



15

Figura 12. Mapas de Potencia hidráulica Putumayo y VMM (caída de 200 m y caudal promedio anual)

Figura 13. Rangos de generación por PCH para las zonas de Putumayo y VMM

4.3 Geotermia:

4.3.1 Descripción

La energía geotermal es un tipo de recurso

renovable limpio y capaz de proveer una

incesante cantidad de energía con mínimos

impactos ambientales (Wang & Wu, 2019). Esta

energía, a diferencia de las demás renovables,

no depende de las condiciones climáticas, pero

su extracción y aprovechamiento requiere la

aplicación de tecnologías avanzadas de



16

perforación de pozos geotérmicos. Sin

embargo, cultivar la energía geotérmica de un

campo de petróleo, sobre todo en los campos

de pozos marginales, impone una ventaja

significativa frente a los pozos geotérmicos

convencionales, ya que la inversión de

perforación ya está realizada y no se incluye

dentro de la inversión inicial. Además, la

geotermia con los fluidos calientes como

fuente potencial de generación eléctrica puede

prolongar la vida útil de estos pozos e incluso

lograr que sean viables de reapertura al reducir

los costos de operación.

En algunos campos de Colombia la producción

de agua asociada a los hidrocarburos alcanza

volúmenes de hasta 99%, requiriendo una

cantidad importante de energía eléctrica para

su extracción, separación y posterior

disposición. Como ejemplo están los pozos

Piñuña en Putumayo, donde se extraen entre

4000 y 6000 barriles diarios de agua asociada a

una temperatura mayor a 200°F. Esto muestra

que existe un recurso geotérmico (de

temperatura intermedia a alta) accesible por

los pozos perforados en Colombia.


En la Figura 14 pueden verse los recursos

geotérmicos de las zonas de interés de acuerdo

con el estudio realizado por Salazar et al., en

conjunto con la ANH.

Figura 14. Temperatura de fondo a 3 Km para Putumayo y VMM

Basado en el método del MIT mostrado en

reporte geotérmico de 2006 se realiza el

cálculo de la potencia específica (potencia por

flujo másico – kW/Kg-s) respecto a la

temperatura de superficie de los fluidos

geotérmicos, ver Figura 15. Después con el flujo

másico de cada pozo y su temperatura en

cabeza, se calcula la potencia máxima que

podría generarse mediante un ciclo

geotérmico, lo cual está registrado en la Figura

16.

Figura 15. Potencia específica en función de T de

geofluidos.



17

Figura 16. Máx. capacidad generación vs T Pozos

estudio

De lo anterior se concluye que la

implementación de la energía geotérmica

aplica solo para una muestra de pozos del

Putumayo donde la temperatura en cabeza de

los mismos es mayor a 140°F.

4.4 Energía eólica:

4.4.1 Descripción

La energía eólica consiste en el aprovechamiento de la energía cinética presente en las corrientes de aire y viento. Para esto se utilizan equipos conocidos con el nombre de aerogeneradores, que consiste en una estructura elevada con aspas de viento en la parte superior con el fin de captar la mayor velocidad y la potencia del viento. Para ello es necesario conocer la velocidad del viento observando los efectos de este en la naturaleza, esto fue establecido mediante la Escala de Beaufort, con la que se puede obtener una medida aproximada de su velocidad en metros/segundo. Si bien el recurso eólico en Colombia no se

caracteriza por ser uno de los mejores, el

disponible en ciertas regiones localizadas en el

departamento de La Guajira y gran parte la

región Caribe se caracterizan como de los

mejores de Sur América. El potencial de toda la

región Caribe colombiana ascendería a una

capacidad instalada de 20 GW, 1.2 veces la

capacidad de generación instalada en el SIN a

diciembre de 2014, con vientos de hasta 9 m/s

(a 80 m de altura). Las turbinas eólicas son

máquinas rotativas de diferentes tipos,

tamaños y conceptos, en los que el dispositivo

de captación (rotor) está unido a un eje. Cabe

resaltar varias limitaciones de este sistema:

1. En necesario una velocidad mínima del viento de 4 m/s2 para vencer la inercia requerida para iniciar el sistema y para ser viable para un proyecto de aerogeneración. (Rodríguez Andrade, Carriazo Osorio, García Romero, & Maldonado, 2014; Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), 2010b)

2. Requiere grandes extensiones de tierra que compiten con el paisaje.

3. Dificultad en la predicción debido a la imprecisión de los modelos meteorológicos.

4. No es posible almacenar energía sin banco de baterías.

5. Supone un peligro para la fauna de aves de la zona.

6. Los aerogeneradores emiten mucho ruido, aunque esto ha venido mejorando con la evolución tecnológica. 7. Al igual que la energía solar, la energía eólica

ha tenido una reducción considerable en el

costo del kilovatio-hora con un 60% en los

últimos 10 años.


En la Figura 17 se muestra el mapa de velocidades del viento para las dos zonas donde se encuentran los pozos candidatos. Como puede verse en los mapas la velocidad

del viento promedio anual no supera los 4 m/s,

lo cual descarta técnicamente la aplicación de

la energía eólica al no existir la suficiente

velocidad para el arranque de los

aerogeneradores y tampoco para hacer viable

un proyecto de aerogeneración. (Unidad de

Planeación Minero Energética (UPME), 2010b)



18

Figura 17. Mapa de velocidad del viento promedio anual para Putumayo y VMM

5. Metodología de Dimensionamiento de los

sistemas de generación basado en Energías

Alternativas

A continuación, para las energías alternativas

avaladas en el capítulo 4 se muestra mediante

diagramas de flujo las metodologías diseñadas

con el fin de seguir un paso a paso que permita

dimensionar y comparar técnica y

económicamente los sistemas a implementar

en los pozos candidatos.



19

5.1 Metodología para dimensionar un sistema de Energía Solar

Figura 18. Metodología propuesta para dimensionamiento de un sistema fotovoltaico

5.2 Metodología para dimensionar un sistema de Energía Hidráulica

Figura 19. Metodología propuesta para dimensionamiento de un sistema Hidroeléctrico PCH (Pequeña Central Hidroeléctrica)



20

5.3 Metodología para dimensionar un sistema de Energía Geotérmica

Figura 20. Metodología propuesta para dimensionamiento de un sistema de generación Geotérmico

6. Evaluación Económica:

En esta sección se realizan los cálculos

correspondientes a los flujos de caja e índices

de bondad financiera para los casos evaluados

los cuales serán:

• Caso “Do-Nothing”: Corresponde a los

flujos de venta de crudo menos gastos

operacionales (generación con diésel) y

deducciones por regalías e impuestos.

• Casos para escenarios: Tomando la

plantilla del caso “Do-Nothing” se generarán los

cálculos para las energías alternativas con tres

precios Brent que representarán el Caso Bajo,

Caso Medio y Caso Alto. En cada caso se ingresa

la inversión del proyecto según corresponda y

se ajustan los flujos de caja con los ahorros que

éstas generan.

El paso final consiste en comparar los índices de

bondad financiera del caso “Do-Nothing”

respecto a los casos de las energías alternativas

evaluadas en los tres escenarios de precios.

Esto incluye comentarios acerca de la viabilidad

de la energía alternativa seleccionada.

En los análisis de Putumayo se usarán como

candidatos para evaluar la viabilidad de energía

solar y energía hidráulica los pozos con

mayores OPEX por generación, es decir,

Cumplidor-2 y Cohembí-11. Con respecto a la

energía geotérmica se evalúa el pozo con mejor

posibilidad para esta aplicación, es decir,

Piñuña-6. En el caso del Valle Medio del

Magdalena el único pozo marginal por evaluar

es Tronos-01, el cual tiene el mayor costo por

generación de los candidatos. (ver Figura

5Figura 5).

6.1 Construcción del modelo económico:

Se construye el modelo económico asumiendo

un régimen fiscal y condiciones contractuales

de un contrato de Exploración y Producción

E&P. Adicional se asume que existe un solo

“Working interest”, es decir, un solo socio que

en este caso sería GTE.



21

Para elegir los tres escenarios se realizó un

análisis del comportamiento histórico de los

precios del Brent desde 1987 mediante una

prueba de bondad de ajuste. Esta determinó

que el mejor ajuste del conjunto de datos

traídos a dólares del año 2019 (tomando la

inflación de Estados Unidos) corresponde a una

distribución Log-Normal (ver Figura 21).

Figura 21. Prueba de bondad de ajuste (Precio Brent)

Como muestra la figura anterior, esta

distribución está claramente sesgada a la

derecha. Luego de una discusión y aprobación

con el experto de GTE, se tomaron para los tres

escenarios los percentiles P50, P90 y la media

mostrados en la Tabla 7, que de aquí en

adelante se nombrarán como Caso Bajo, Caso

Alto y Caso Medio:

Tabla 7. Percentiles escogidos como escenarios.

Percentil Precio Brent

usd/bbl Caso

P50 47.5 Bajo

Media 58.14 Medio

P90 102.5 Alto

A continuación, se describen los ingresos y

egresos utilizados para la elaboración de los

flujos de caja:

Ingresos por venta de crudo: Se obtiene de la

producción anual usando una declinación del

5%. A este volumen se le descuenta las regalías

(8% para los pozos de Putumayo y 20% para el

pozo de VMM, información suministrada por

GTE) y derechos económicos ANH (0.13

USD/bbl), luego se multiplica por el precio del

barril Brent descontando transporte y calidad (-

10 usd/bbl, indicador de GTE). El precio Brent

corresponde a los tres escenarios (bajo, medio

y alto) y se asume que se mantendrá constante

durante todo el periodo de evaluación de las

energías alternativas.

Egresos por gastos operacionales OPEX

(usd/bbl): Tomados de la información

suministrada por GTE y proyectado usando una

inflación del 3.2% (proyección del marco fiscal

de mediano plazo de la Secretaria de Hacienda)

asumiendo una producción de agua constante

durante la vida del pozo.

Egresos de costos indirectos: Son los costos

asociados al proyecto por inversiones

ambientales y sociales obligatorias en el marco

de los contratos y convenios suscritos con la

ANH. Adicional, incluye los costos estimados en

la matriz de impactos socio-ambientales para

disminuir las probabilidades de ocurrencia de

dichos impactos (Ver Capitulo 7)

Egresos por impuestos: Se toma un 33% sobre

la renta líquida según tasa impositiva en

Colombia 2019.

Finalmente, al obtener los flujos de caja

después de impuestos se calculan los índices de

bondad financiera descritos a continuación:

Nota: Al evaluar los flujos de caja de las energías

alternativas, pueden resultar valores positivos

en el año cero donde ocurre la inversión. Esto

se debe a que los ingresos por venta de crudo

superan el Capex y los costos operativos de ese

año.

VPN - Valor Presente Neto: Se usará para

evaluar el proyecto en términos monetarios. Si

el VPN de la Inversión en Energía Alternativa es

Logarítmico normal distribución con parámetros:

Ubicación 11.06

Media 58.14

Desv est 37.99



22

mayor que el VPN del caso “Do-Nothing”, el

proyecto es viable financieramente.

TIR – Tasa Interna de Retorno: Este porcentaje

ayuda a medir la viabilidad de un proyecto

comparado con otro (TIR incremental). Si la TIR

del proyecto de Energía Alternativa es mayor al

costo de oportunidad de la compañía el

proyecto es conveniente.

Payback – Período de Repago: Permite medir el

tiempo necesario para recuperar la inversión.

Generalmente los proyectos de Energías

Alternativas requieren largos periodos (más de

10 años) y este será comparado con el tiempo

del límite económico de los pozos marginales

debido a su declinación. No es un indicador

concluyente para selección de alternativas por

sí mismo, ya que es el decisor el que define o

no si le convienen estos periodos de repago. Se

muestra solo como información dado que no es

un indicador de toma de decisión ni indicador

de valor.

VAE - Valor Anual Equivalente: Este nos permite

llevar los flujos de caja a un valor anual

equivalente para los años que dure el proyecto

y con esto poder calcular uno de los indicadores

más usados para la evaluación de las Energías

Alternativas, que es el Costo Nivelado de la

Energía (LCOE). Este se calcula dividiendo el

valor anual equivalente por el consumo

eléctrico promedio por año y se muestra como

un costo por kilovatio hora (COP/kWh). Este

indicador también es de carácter informativo

para complementar los análisis del decisor.

6.2 Resultados caso “Do-Nothing”

Las siguientes Figura 22, Figura 23, Figura 24 y

Figura 25 muestran los flujos de caja para los

pozos de estudio caso medio (58.14 usd/bbl).

Figura 22. Flujos de caja pozo Cumplidor-2

Figura 23. Flujo de caja pozo Cohembí-11

Figura 24. Flujo de caja pozo Piñuña-6

Figura 25. Flujo de caja pozo Tronos-1.

En las figuras se marca el límite económico de

los pozos a partir del momento en que inician

los flujos de caja negativos, es decir, cuando los

egresos superan los ingresos generados por la

producción. Para el pozo Cumplidor-2, en el



23

caso “Do-Nothing" el pozo podrá producir sin

generar pérdidas a la compañía hasta el año

2030 (10 años a partir del 2020). Con el mismo

análisis se tiene para el pozo Cohembí-11

producción hasta el año 2030 (+10 años), el

pozo Piñuña-6 hasta el año 2033 (+13 años). El

pozo excepcional es Tronos-1, el cual al

evaluarse con su OPEX actual (37.93 usd/bbl)

en el caso “Do-Nothing” tan solo es

económicamente viable durante un año. Con

este pozo se repite la evaluación mediante una

sensibilidad de precio de crudo, obteniendo

que si del Brent hoy baja a menos de 57.7

usd/bbl el pozo deja de ser económicamente

viable.

La Tabla 8 muestra un resumen de los VPN para

el caso “Do-Nothing” en los 4 pozos de estudio

variando el precio del crudo según los tres

escenarios establecidos.

Tabla 8. Sensibilidad VPN caso “Do-Nothing” Cohembí-

11 Cumplidor-

2 Piñuña

-6 Tronos

-1 Caso Alto

VPN (kusd)

K$17,803 K$25,806 K$19,457

K$603

Caso Medio

VPN (kusd)

K$2,550 K$4,007 K$3,840

K$1

Caso Bajo

VPN (kusd)

K$173 K$401 K$825 (K$24)

Como los pozos son marginales si el precio del

crudo alcanzara el P50 (47.5 usd/bbl) los

candidatos evaluados tendrían un VPN negativo

y el LCOE no aplicaría.

6.3 Evaluación Energías Alternativas

Para la elaboración del modelo financiero de las

energías alternativas se toma la plantilla

elaborada para el caso “Do-Nothing”,

adicionando las consideraciones nombradas a

continuación:

CAPEX: corresponde a los costos de inversión

calculados para adquisición e instalación/

desinstalación de equipos de las energías

alternativas. Esto teniendo en cuenta la

exclusión del IVA según beneficios tributarios

de la ley 1715 de 2014.

Depreciación acelerada: Igualmente como

beneficio de la ley 1715 de 2014, se estipula la

posibilidad de depreciar los activos de forma

acelerada con el fin de reducir el impuesto de

renta. Cabe anotar que siempre se requerirá

pagar cada año al estado un porcentaje de

impuestos, lo que obliga a limitar la

depreciación para obtener un pago de

impuestos mínimo.

OPEX por generación: Se reemplaza el costo de

generación con sistema diésel por el de

generación con energías alternativas. Este

reemplazo es total o parcial dependiendo de si

el sistema evaluado es híbrido.

6.4 Resultado Energía Solar

Para describir la evaluación de viabilidad de

esta energía se tomará como ejemplo el caso

Medio de Cohembí-11, que es uno de los pozos

con mayores Opex por generación. El SLA de

este pozo tiene un requerimiento de energía de

2592 kWh cada día, para lo cual debe

construirse un parque solar compuesto por

3075 paneles y 4821 baterías (esto después de

aplicar la metodología descrita en el capítulo

5.1). El Capex asociado a compra, instalación y

desinstalación de estos equipos es 5,2 Millones

de dólares sin IVA (por el beneficio tributario) y

se muestra en la Tabla 9.

Para obtener los flujos de caja de la energía solar, se ajustan los Opex con los ahorros de costos por generación solar, que en el año cero corresponde a 0.47 usd/bbl. Tomando la plantilla del caso “Do-Nothing” se sobrepone la información anterior (Capex/Opex) y se genera la gráfica para el caso Medio como se muestra a continuación en la Figura 26.



24

Tabla 9. Detalle de costos para el Capex de Energía Solar.

Figura 26. Flujo de caja Cohembí-11. 100% Energía Solar.

Con este flujo de caja y aplicando los demás

incentivos por implementación de energías

alternativas se obtienen los indicadores de

bondad financiera descritos a continuación

(evaluados en el caso medio)

VPN: -132000 USD

TIR: -7.01%

Payback: Para este caso no aplica porque los

flujos de caja positivos según la declinación del

pozo no son suficientes para recuperar la

inversión.

Al analizar el desempeño desfavorable de los

indicadores de bondad financiera para la

implementación de energía solar 100%, se

determina correr la distribución de los precios

del crudo usando Crystal ball y obtener un

gráfico de distribución VPN de la energía Solar

versus el caso “Do-Nothing”.

Figura 27. Distribución de VPN energía solar versus caso

“Do-Nothing”

Como muestra la Figura 27, a ningún precio

Brent la energía solar 100% superará el VPN del

caso “Do-Nothing”. Por esta razón se descartará

la energía al no ser viable económicamente.

Sin embargo, al observar la Tabla 9 puede

concluirse que las baterías del sistema

representan el mayor porcentaje del Capex. Es

por esto que se evalúa la implementación de

híbrido energía solar-generación diésel sin

baterías.

Al no tener un sistema de almacenamiento por

baterías, se tendría un esquema de sincronismo

entre los dos tipos de generación. El aporte de

potencia con paneles solares durante el día se

sincroniza al generador diésel que opera las 24

horas. La magnitud del parque solar se diseña



25

teniendo en cuenta la hora pico solar (HPS) del

mejor mes en Putumayo, con el fin de no

generar mayor energía de la requerida por el

pozo en las horas pico.

Para este caso el Capex se reduce hasta 196 mil

dólares sin IVA que comprenden la compra,

instalación y desinstalación de 729 paneles

fotovoltaicos más un panel de sincronismo, la

Tabla 10 muestra el detalle del Capex. Estos

podrían suplir hasta 32% del consumo eléctrico

total demandado por el SLA del pozo, es decir,

829 kWh de 2592 kWh por día.

Tabla 10. Detalle de costos para el Capex de Energía Solar Híbrido.

A continuación, se muestra el flujo de caja para

este escenario considerando el caso medio con

energía Solar Híbrido:

Figura 28. Flujo de caja pozo Cohembí-11. Solar Híbrido

Después de implementar sistema solar híbrido

en el pozo Cohembí-11 se nota que el límite

económico del pozo se conserva en el año 2030

como en el caso “Do-Nothing”. Sin embargo, la

aplicación de esta energía permite un

incremento en el VPN hasta 2.807 kusd (+285

kusd con respecto al “Do-Nothing”).

6.5 Resultado Energía Hidráulica

Continuando con el pozo Cohembí-11 se realizó

dimensionamiento del sistema según la

metodología descrita en el capítulo 5.2. Para

tendido de línea eléctrica se evidencia en los

mapas que las corrientes de los ríos están en

promedio a 1 km respecto a cabeza de pozo.

Respetando el caudal ecológico máximo a

desviar (25%) del río se podría generar hasta un

51% del consumo requerido por Cohembí-11. Si

se toma un caudal promedio en el año de 20

m3/s de un afluente del río Cohembí, se podría

lograr un suministro eléctrico de 1320 kWh de

2592 kWh requeridos por el pozo diariamente.

En este caso también se hace necesaria la

implementación de un sistema híbrido PCH-

generación diésel, donde ambos sistemas

operarán en simultáneo durante las 24 horas

mediante un panel de sincronismo.

El costo asociado a la compra, instalación y

desinstalación de la turbina, la subestación

eléctrica, la línea de transmisión y el panel de



26

sincronismo requiere un Capex de 218 mil

dólares sin IVA. (Ver Tabla 11).

Tabla 11 . Detalle de costos para el Capex de Energía Hidráulica Híbrido

Cohembí-11

Caudal (m3/s) 20

Caída a 20 m 2

% del Caudal (kW) 25%

Potencial kW 55

% de reemplazo por EA Hidrogeneración

51%

Obras Civiles 33

Turbina Hidráulica K$ 81

Equipos Eléctricos K$ 29

Costos Indirectos K$ 24

Línea Eléctrica K$ 50

Total Inversión K$ 218

Opex/bbl 0.62

A continuación, en la Figura 29 se muestra el

flujo de caja para el caso medio PCH híbrido:

Figura 29. Flujo de caja pozo Cohembí-11. Hidráulica híbrido.

Después de implementar sistema hidráulico

híbrido en el pozo Cohembí-11 se nota que el

límite económico del pozo se conserva en el

año 2030 como en el caso “Do-Nothing”. Sin

embargo, la aplicación de esta energía permite

un incremento en el VPN hasta 2.847 kusd

(+298 kusd con respecto al “Do-Nothing”). En

este caso se da uso a la PCH por un período

total de 10 años, lo cual equivale al 20% de uso

de la vida total de la unidad. Estos equipos

quedan con vida útil, dado que, según la

literatura, las PCH tienen un período de vida de

50 años, es decir existe la posibilidad de ser

utilizada en otros pozos.

6.6 Resultado Energía Geotérmica

Como se comentó en el capítulo 4.3 la

aplicación de esta energía requiere una

condición específica de temperatura en cabeza

de pozo para generar una cantidad de energía

aprovechable (> 140°F, Ver Figura 16). Dado lo

anterior el pozo Cohembí-11 no aplica para

este tipo de energía (92°F en cabeza de pozo).

5La energía geotérmica fue evaluada en el pozo

Piñuña-6 mediante la metodología descrita en

el capítulo 5.3, de allí se dimensionaron los

siguientes equipos para el ciclo orgánico de

Rankine: Intercambiador de calor, turbina de

vapor, torre de enfriamiento y bomba de

refrigerante, sabiendo que este pozo produce

4700 bfpd con una temperatura en cabeza de

202°F. Con el montaje correspondiente a esta

inversión se puede generar el 24.6% de la

energía requerida por el pozo, lo cual

corresponde a 1583 kWh de 6432 kWh por día

necesarios para operar. En este caso también

se hace necesaria la implementación de un

sistema geotermia híbrido, donde ambos

sistemas operarán en simultáneo durante las

24 horas mediante un panel de sincronismo.

El capex asociado a la compra, instalación y

desinstalación de los equipos para este tipo de

energía es 392 mil dólares. (Ver Tabla 12)

Tabla 12. Detalle de costos para el Capex de Energía Geotermia Híbrido.

Piñuña-6

Intercambiador de Calor HX K$ 58

Bomba Centrifuga K$ 5

Turbina de Vapor K$ 10

Enfriador de Ventilador ACC K$ 55

Instalación K$ 132

Total K$ 260



27

Planta Global (k$/kw) 4

Mantenimiento (usd/kW-hr) 0.016

Opex fijo K$ 9

Opex fijo (usd/bbl) 0.11

Consumo Total del pozo 6432 kW-hr

Consumo EA del pozo 1583 kW-hr

Porcentaje de EA 24.6 %

A continuación, en la Figura 30 se muestra el

flujo de caja para el caso medio Geotermia

híbrido:

Figura 30. Flujo de caja pozo Piñuña-6. Geotérmico Híbrido.

Después de implementar sistema geotérmico

híbrido en el pozo Piñuña-6 se nota que el límite

económico del pozo se reduce en un año,

pasando de 2033 en el caso “Do-Nothing” al

2032 con el sistema evaluado. Sin embargo, la

aplicación de esta energía permite un

incremento en el VPN hasta 4.334 kusd (+494

kusd con respecto al “Do-Nothing”). En este

caso se da uso al montaje geotérmico por un

período total de 12 años, lo cual equivale al 60%

de uso de la vida total de los equipos. Estos

equipos quedan con vida útil, según la literatura

tienen un período de vida de 20 años

aproximadamente, es decir existe la posibilidad

de utilizarlos en otros pozos.

6.7 Análisis de Resultados de índices de bondad

financiera pozos de estudio:

En la Tabla 13 se muestra el resultado de los

índices de bondad financiera (IBF) para los tres

escenarios de precio Brent usando los cuatro

pozos candidatos con sus posibles fuentes de

energía.

Para la toma de decisiones de las energías

alternativas se tendrá en cuenta el VPN y la TIR

incremental. El LCOE, payback y la vida útil se

mostrarán como indicadores informativos que

podrán ser usados por el decisor (GTE) a la hora

de seleccionar la fuente de energía más

conveniente para cada pozo.

Para los índices de bondad financiera TIR y

período de repago se usan los valores

correspondientes a la diferencia entre el flujo

de caja anual que genera el caso “Do-Nothing”

respecto al flujo de caja que genera cada una

de las energías alternativas. Esto se hace con el

fin de hacer una comparación exclusiva entre

las energías alternativas. Lo anterior implica:

• En el año cero hay un flujo de caja

negativo que corresponde a la inversión

requerida para la energía alternativa.

• En los años siguientes (hasta el límite

económico) un flujo de caja positivo de la

diferencia entre los flujos de caja Opex del caso

“Do-Nothing” menos los flujos de caja Opex con

energías alternativas (ahorro por reducción de

Opex operativos y beneficios tributarios).

Del análisis de los resultados de los índices de

bondad financiera mostrados en la Tabla 13 se

tienen las siguientes conclusiones:

Para el pozo Cohembí-11: el escenario medio y

alto recomiendan la energía hidráulica híbrida y

el escenario bajo recomienda la energía solar

híbrida. Esto se da porque a medida que se

presenta un aumento en el precio del crudo los

flujos de caja favorecerán otra alternativa por

mayor posibilidad del cubrimiento del Capex.

De lo anterior se tendrían dos opciones (1)

seleccionar la energía hidráulica hibrida con la

posibilidad que si el precio de crudo cae por

debajo de 49.6 usd/bbl se estaría generando un

VPN menor que el caso “Do-Nothing”.



28

Tabla 13. Resultados análisis Índices de Bondad Financiera para los pozos tipo en los 3 escenarios de precios.

Notas aclaratorias de datos en la tabla:

• El caudal en (m3/dia) especificado en sistema PCH se refiere al caudal promedio total anual del afluente más cercano a cabeza de pozo según mapa IDEAM.

• La columna Capex hace referencia a la inversión requerida para equipos instalación y desinstalación de cada energía alternativa.

• En la columna payback se registra el numero de años requerido para el retorno de la inversión, el cual será el mismo a cualquier precio de crudo, dado que este payback se calcula con la

diferencia de flujos de caja del caso “Do-Nothing” respecto al caso de la energía alternativa evaluada. Entonces cuando sube el precio del crudo se refleja en igual proporción tanto para el

caso “Do-Nothing” como para la energía alternativa. El payback hace referencia al tiempo requerido para retornar una inversión adicional con el ahorro de los flujos de caja por implementar

dicha energía alternativa.

• El payback solo aplica en los escenarios donde el VPN es positivo. Por ejemplo: el payback no aplica en Tronos-1 cuando el VPN es negativo.

• %EA del híbrido: Se refiere al porcentaje de la energía alternativa máximo del total requerido por el pozo.

• TIR Incremental: Corresponde a la TIR calculada en base a la diferencia de flujos de caja entre dos energías alternativas, siendo la primera de mayor inversión. Si la TIR incremental es mayor

que el costo de oportunidad entonces la energía alternativa con mayor inversión es la mejor alternativa entre las dos. En el caso en que sea menor corresponderá a la de menor inversión.

Las flechas de color rojo en las celdas indican las dos energías comparadas. En algunos casos donde no hay variación de signo no se puede calcular la TIR incremental y corresponde a las

celdas donde se registra “no calcula”. Esto porque matemáticamente no hay ningún valor que haga que el VPN sea cero y por ende en estos casos no se usa dicho indicador.

• Vida útil: se refiere al límite económico del proyecto el cual se da cuando los flujos de caja pasan de ser positivos a negativos.

• EL LCOE se calculó como costo generación diésel más costo generación energía alternativa teniendo en cuenta los porcentajes aportados por cada una.

• El LCOE en algunos casos es mayor en la alternativa de mayor VPN, indicando una aparente contradicción. Sin embargo, esto puede explicarse con dos argumentos: (1) mayor capex y/o (2)

mayor vida útil que implicaría un incremento en el número de kW en ese tiempo.

• Para el caso alto no se muestra LCOE ni vida útil porque si se lograra un precio Brent de 102.5 usd/bbl el limite económico de todos los pozos es mayor a 20 años y queda fuera del alcance

en tiempo para este estudio.



29

(2) Escoger la energia solar hibrida y si cae en el

caso medio o alto se obtendria menor VPN que

en las demas alternativas (hidráulica híbrida y

“Do-Nothing”). Esta situacion se dará siempre

que el precio brent sea mayor a 55.5 usd/bbl.

En la Figura 31 se pueden observar

graficamente estas dos opciones

Figura 31. Sensibilidad Brent con VPN casos “Do-Nothing” + solar híbrido + PCH híbrida.

Como ayuda para tomar la decisión se presenta

en la Figura 32 los valores de VPN teniendo en

cuenta la distribución probabilística de los

precios del crudo. Con la Figura 31 y Figura 32

se genera la Tabla 14 para las alternativas de

decisión.

Tabla 14. Tabla de riesgo – probabilidad (Cohembi-11)

EA-Hibrido

Con 35% certeza

Con 16 % certeza

Con 7% de certeza

Con 9% certeza

Solar Es la

alternativa intermedia

Es la mejor alternativa

--- ---

PCH Es la mejor alternativa

--- Es la

alternativa intermedia

Es la peor alternativa

Se presenta la tabla anterior como apoyo al

decisor para el caso de Cohembí-11 donde se

muestra más de una alternativa en los

diferentes escenarios. Si el decisor es averso al

riesgo se inclinará por la energía solar hibrida,

que está por encima del caso “Do-Nothing”

para cualquier escenario, pero no maximiza el

VPN a Brent mayores de 55.5 usd/bbl. Si el

decisor es propenso al riesgo se inclinará por la

energía hidráulica hibrida que maximiza el VPN

a precio de Brent mayores a 55.5 usd/bbl pero

lo vuelve peor por debajo de 49.7 usd/bbl.

Figura 32. Valores del VPN con una distribución log-normal del precio de crudo.



30

Para el pozo Cumplidor-02: los tres escenarios

recomiendan la energía hidráulica. Lo anterior

se da porque el caudal promedio anual del río

más cercano (75 m3/día) permite la generación

del 100% del consumo requerido por el pozo.

Una segunda opción sería el sistema solar

híbrido si el decisor no está dispuesto a realizar

una inversión tan alta o requiere un payback

menor.

Para el pozo Piñuña-6: los tres escenarios

recomiendan la energía solar hibrido la cual

genera el mayor VPN a cualquier precio de

crudo y adicionalmente los demás indicadores

de bondad financiera son consistentes con esta

alternativa. De hecho, se evidencia que

implementar este tipo de energía aumenta la

vida útil del pozo en 2 años para el caso bajo y

en un año para el caso medio. El pozo Piñuña-6

fue el único en el que se evaluó el sistema

geotérmico hibrido el cual genero VPN mayores

respecto al caso “Do-Nothing” y el menor

payback de todos los escenarios.

Para el pozo Tronos-1: Si el precio Brent alcanza

el caso bajo no es económicamente viable

tenerlo en operación con ninguna de las

energías evaluadas. El caso medio logra un VPN

positivo y un incremento de la vida útil de hasta

9 años con la implementación de un sistema

hidráulico. Este tipo de generación estaría en

capacidad de suplir el 100% de la energía

demandada por el pozo. En el caso alto el VPN

es positivo con todas las energías evaluadas

siendo el más alto el correspondiente a la

energía hidráulica 100%. Es de aclarar que en

Tronos-1 el caso “Do-Nothing” se calcula con

pago de regalías de 20% como sucede en la

actualidad, mientras que las energías

alternativas se evalúan con una reducción de

regalías hasta 8%. Lo anterior pensando en que

este tipo de proyectos pueden ser presentados

ante la ANH como PPI (Proyecto de Producción

Incremental).

Se hace una sensibilidad en el caso “Do-

Nothing” y se encuentra que, a Brent de 57.6

usd/bbl el VPN de Tronos-1 es igual a cero y por

debajo de este precio Brent no es

económicamente viable operar el pozo.

6.7.1 Análisis de rentabilidad

Para estudiar la rentabilidad de las alternativas

normalmente se utiliza el indicador de bondad

financiera de la tasa interna de retorno TIR. Sin

embargo, ocurre que las tres energías

alternativas analizadas son mutuamente

excluyentes, no tienen el mismo riesgo, la

misma duración, ni la misma inversión inicial.

Para esto se usa el indicador de la tasa de Fisher

o TIR incremental (mostrado en la Tabla 13 para

cada caso y pozo), el cual es la TIR de la

diferencia de flujos de caja entre dos energías

alternativas, siendo la primera de mayor

inversión. Si la TIR incremental es mayor que el

costo de oportunidad entonces la energía

alternativa con mayor inversión es la mejor

alternativa entre las dos. En el caso en que sea

menor corresponderá a la de menor inversión.

Gráficamente la TIR incremental es el punto de

intersección entre dos curvas de VPN (para

varios costos de oportunidad) de dos proyectos

de EA que se están comparando. La Figura 33

muestra las curvas para los cuatro pozos de

estudio en el caso Medio. Los gráficos para

todos los casos se ilustran en el Anexo 2.



31

Figura 33. TIR incremental para los 4 pozos de estudio en el caso Medio

De las curvas puede concluirse que los cálculos

realizados con la diferencia de los flujos de caja

coinciden con el método gráfico y además son

consistentes con la evaluación de VPN.

También, puede observarse que, si el costo de

oportunidad de la compañía cambia, la

conveniencia de los proyectos cambiará

igualmente.

En el pozo Cohembí-11 la TIR incremental está

muy cerca del costo de oportunidad, razón por

la cual es un poco más complejo poder hacer

una única recomendación entre las energías

Solar Hibrida e Hidráulica Hibrida con los

precios cambiantes del Brent. La alternativa a

escoger dependerá de la aversión o propensión

al riesgo del decisor GTE.

6.8 Análisis de los beneficios tributarios de la

ley 1715 de 2014

Con el propósito de medir la bonanza de los

beneficios tributarios otorgados por la ley 1715

de 2014, se realiza el ejercicio de correr los

cálculos financieros sin incluir la condonación

de IVA en los Capex ni la depreciación acelerada

de los activos. Los resultados se muestran a

continuación en la Tabla 15

Tabla 15. Resultado de índices de bondad financiera para la evaluación sin beneficios tributarios.



32

En general, sin beneficios tributarios hay una

reducción importante del VPN acentuándose

en el caso Bajo, inclusive cayendo a valores por

debajo del caso “Do-Nothing” y en algunos

siendo negativo. La Figura 34 se muestra

algunos gráficos de barras, en donde VPN sin el

beneficio tributario llega a valores iguales o

menores que cero. Las gráficas de todos los

casos se encuentran en el Anexo 3

Figura 34. Comparación VPN en caso “Do-Nothing” vs Energía alternativa CON y SIN beneficio tributario



33

Como conclusión final se pudo determinar que

los beneficios tributarios en Colombia

contribuyen a la mitigación del riesgo asociado

a la volatilidad de los precios Brent del

mercado, generando viabilidad de

implementación de las energías alternativas.

7. Viabilidad Socioambiental.

Esta sección muestra los resultados de la evaluación de impactos socio-ambientales de los proyectos de energías alternativas con énfasis en las zonas geográficas donde se encuentran los pozos candidatos. Se utiliza la metodología de Conesa para la identificación y evaluación de impactos. Dentro de los resultados obtenidos se destaca que en las etapas de construcción y desmonte de los sistemas de generación los impactos no son significativos, debido a que son temporales. En la etapa de operación los impactos son prácticamente nulos y se reducen a los asociados a las tareas de generación La evaluación de impactos socio-ambientales según el método de Conesa evalúa cada impacto identificado mediante 10 criterios y asigna un signo (+) o (-) según cause un beneficio o perjuicio sobre el factor analizado. La importancia del impacto (en el rango 13 a 100) se calcula de acuerdo con la Ecuación 1, clasificando como (Ver Tabla 16):

Tabla 16. Importancia del impacto (Método Conesa)

𝐼 = +/− (3 ∗ (𝐼𝑁)) + (2 ∗ (𝐸𝑋)) + (𝑀𝑂) + (𝑃𝐸) + (𝑅𝑉) + (𝑀𝐶) + (𝑆𝐼) + (𝐴𝐶) + (𝐸𝐹) + (𝑃𝑅)

Ecuación 1. Ecuación de impacto método Conesa

(I): Impacto. / (IN): Intensidad /

(EX): Extensión. /(MO): Momento.

(PE): Persistencia. / (RV): Reversibilidad.

(MC): Recuperabilidad. / (SI): Sinergia.

(AC): Acumulación./ (EF): Efecto./

(PR): Periodicidad.

Los resultados obtenidos identifican los impactos socioambientales relevantes con el fin de evaluar la viabilidad de los proyectos para cada energía alternativa. De lo anterior se generan planes de acción que permitan manejar estos impactos a la hora de implementar dichas energías. Además, los impactos calificados como moderados, severos y críticos serán evaluados para identificar si existen riesgos asociados, los cuales serán registrados en una matriz RAM (Risk Assessment Matrix). De esta se realiza una valoración cuantitativa de cada riesgo, en aras de determinar los costos en caso de materialización y/o los costos necesarios para mitigar, transferir, aceptar, escalar y evitar el riesgo.

7.1 Aplicación de metodología a energía solar

7.1.1 Matriz Conesa

La matriz Conesa de valoración de impacto socioambiental para la energía solar se describe en el Anexo 3. En ella se identificaron 41 impactos, de los cuales 32 están valorados como irrelevantes y se recomienda realizar seguimiento durante la ejecución del proyecto. Los 9 restantes están valorados como moderados. Entre ellos se destacan: - Uso del agua durante la fase de construcción: Para esto se recomienda una interventoría ambiental durante esta fase. - Generación de material particulado, ruido y vibraciones en la fase de transporte: Como medida de control se recomienda hacer riego de vía y la instalación de polisombra y pantallas

Categoria Calificación

Irrelevante < 25

Moderado 25-50

Severo 50-75

Critico >75

Sin beneficio o perjucio

Impacto positivo



34

acústicas en las viviendas cercanas a la vía de acceso. - Afectación a vegetación y fauna: Se recomienda instalar mallas anti-pájaros y espantapájaros para evitar que las aves aniden debajo de los paneles o se acerquen y choquen con ellos confundiéndolos con cuerpos de agua. - Inconformidad de la comunidad en las etapas de transporte y construcción: Para evitar accidentes se recomienda contratar señalizadores viales y realizar contribuciones en especie en compensación por la afectación del polvo.

7.1.2 Matriz RAM

A continuación, se muestra el análisis realizado

para la matriz RAM donde se realizó un proceso

de identificación de riesgos con su probabilidad

e impacto. Posteriormente se generó plan de

manejo de los mismos con los costos asociados

y la nueva valoración de impacto probabilidad

(después de aplicar dichos planes). Este

ejercicio se realizó para Putumayo y VMM y se

presentan en la Tabla 17 y Tabla 18

Tabla 17. Matriz de Riesgos RAM impacto/probabilidad ANTES y DESPUES (Solar)

El escenario de impacto probabilidad descrito en la columna “DESPUES” se hace posible por la implementación del plan de acción y costos

descritos abajo. Este trabajo se realizó en base a discusión y juicio de expertos:

Tabla 18 Matriz de Riesgo con plan de manejo y cuantificación. (Solar)



35

7.2 Aplicación de metodología a energía

hidráulica.

7.2.1 Matriz Conesa

La matriz Conesa para la energía hidráulica se describe en el Anexo 3. En ella se identificaron 34 impactos, de los cuales 24 están valorados como irrelevantes y se recomienda realizar seguimiento durante la ejecución del proyecto. Los 10 impactos restantes están valorados como moderados. Entre ellos se destaca: - Desvío del cauce natural del río durante la construcción de la línea eléctrica desde la turbina a cabeza de pozo: Evaluar perforación horizontal dirigida o cable aéreo en vez de hacer intervención de cauce durante la construcción de la línea de transporte eléctrico. - Generación de material particulado, ruido y vibraciones en la fase de transporte: Impacto explicado en 7.1.1. - Afectación del suelo: Implementar actividades de reforestación y conservación de suelos. - Alteración del ecosistema fluvial impactando la población de peces: Se debe tener un programa de monitorio de nivel de rio para

ajustar compuertas de ingreso a la PCH con el fin de no afectar el caudal ecológico. Usar turbinas amigables para no afectar los peces. - Inconformidad de la comunidad en las etapas de transporte y construcción: Afectación psico-social por tránsito de cargas durante la fase de construcción y alto riesgo de accidentes viales. La afectación en el caudal ecológico del rio podría tener afectación sobre la comunidad pesquera de la zona. Se recomienda hacer compensaciones sociales en especie y capacitación en pesca responsable.

7.2.2 Matriz RAM

A continuación, se muestra el análisis realizado para la matriz RAM donde se realizó un proceso de identificación de riesgos con su probabilidad e impacto. Posteriormente se generó plan de manejo de los mismos con los costos asociados y la nueva valoración de impacto probabilidad (después de aplicar dichos planes). Este ejercicio se realizó para Putumayo y VMM y se presentan en la Tabla 19 y Tabla 20

Tabla 19. Matriz de Riesgos RAM impacto/probabilidad ANTES y DESPUES (Hidráulica)


descritos abajo. Este trabajo se realizó en base a

discusión y juicio de expertos.



36

Tabla 20. Matriz de Riesgo con plan de manejo y cuantificación (Hidráulica)

7.3 Aplicación de metodología a energía

geotérmica.

7.3.1 Matriz Conesa

La matriz Conesa para la energía geotermia se describe en el Anexo 3. En ella se identificaron 19 impactos, de los cuales 12 están valorados como irrelevantes y se recomienda realizar seguimiento durante la ejecución del proyecto. Los 7 impactos restantes están valorados como moderados. Entre ellos se destaca: - Afectación en la capa de ozono: El refrigerante R11 usado para la generación de energía tiene alto potencial de afectar la capa de ozono. Se recomienda monitoreo de calidad de aire según PMA. La simulación se realizó con R11, sin embargo debe evaluarse la aplicación de un refrigerante amigable con el ambiente como lo es el R123.

- Generación de material particulado, ruido y vibraciones en la fase de transporte: Impacto explicado en 7.1.1. - Inconformidad de la comunidad en las etapas de transporte y construcción: Impacto explicado en 7.1.1.

7.3.2 Matriz RAM

A continuación, se muestra el análisis realizado para la matriz RAM donde se realizó un proceso de identificación de riesgos con su probabilidad e impacto. Posteriormente se generó plan de manejo de los mismos con los costos asociados y la nueva valoración de impacto probabilidad (después de aplicar dichos planes). Este ejercicio se realizó para Putumayo y se presentan en la Tabla 21 y Tabla 22



37

Tabla 21. Matriz de Riesgos RAM impacto/probabilidad ANTES y DESPUES (Geotermia)


descritos abajo. Este trabajo se realizó en base a

discusión y juicio de expertos.

Tabla 22. Matriz de Riesgo con plan de manejo y cuantificación (Hidráulica)

A continuación, en la Figura 35 se muestra de

manera gráfica la distribución de riesgos para

las tres energías alternativas evaluadas en los

dos escenarios nombrados anteriormente.

Estos son: el ANTES del plan de manejo del

riesgo en el lado izquierdo y el DESPUES en el

lado derecho. Puede verse como los puntos que

representaban los riesgos en la zona de color

rojo en la sección de ANTES se desplazan hacia

zonas de color amarillo y verde en el DESPUES

gracias al plan de respuesta sugerido.



38

Figura 35. Matriz de riesgos RAM ANTES – DESPUES para las energías alternativas evaluadas

7.4 Análisis de Riesgo Social

Se realiza investigación acerca del histórico por bloqueos (incluye alertas tempranas y vías de hecho) de las comunidades en el país y se hace énfasis en las zonas de los pozos candidatos (Putumayo y Cesar). De lo anterior se evidencia que Cesar y Putumayo ocupan los lugares cuarto y quinto en la clasificación de eventos históricos de las comunidades pertenecientes a

los seis departamentos donde se tiene operación de la industria hidrocarburos. Esto se obtiene de la tendencia de los últimos 10 años tomada del sistema de monitoreo de incidentes sociales ACP y complementada con revisión de estadísticas de la SIGETH (Sistema de Información geográfica de la estrategia territorial del sector de Hidrocarburos), como se muestra en la Figura 36.

Figura 36. Número de eventos de las comunidades por año y por departamento.

Adicional, de la Figura 37 se puede evidenciar

que la tendencia tanto para Cesar como para

Putumayo en el año 2019 es a reducir el número

de eventos respecto al año inmediatamente

anterior, lo cual es evidencia del buen manejo

que dan las compañías operadoras a los

convenios establecidos con las comunidades.

En este mismo sentido se asume que la

implementación de energías alternativas tendrá

buena acogida por parte de las comunidades y

no será tema de discordia o motivo de bloqueo.

Lo anterior siempre que se sigan las buenas



39

prácticas de socialización e involucramiento de

las comunidades con contratación y

entrenamiento de mano de obra local. En la

Figura 37 se muestra la tendencia de los últimos

4 años respecto a las alertas tempranas y las vías

de hecho de los dos departamentos de estudio:

Cesar y Putumayo. Se evidencia que en ambos

departamentos se presenta un número mayor

de alertas tempranas con respecto a número de

vías de hecho. Mientras que en Cesar las vías de

hecho tendieron a incrementar para el último

año, en Putumayo se evidenció una reducción

significativa. Para Cesar solo se tiene un pozo

candidato y realmente el grueso de las

oportunidades para implementar energías

alternativas está en Putumayo donde se

evidencia un riesgo social cada vez menor.

Figura 37. Tendencia de Alertas tempranas y vías de hecho Cesar y Putumayo.

7.5 Impactos positivos por aplicar las energías

alternativas:

- Reducción en el número de carrotanques con diésel que transitan diariamente en las vías. Esto tiene un impacto positivo en las comunidades por reducción de emisión de ruido y material particulado. Adicional un efecto positivo para la compañía por reducción de costos en el mantenimiento de la vía. - Mejora de la imagen de la compañía ante comunidades y entes ambientales por el uso de tecnologías ambientalmente amigables, las cuales ayudan a reducir la huella de carbono. Este impacto positivo se puede cuantificar por menor pago de impuesto al carbono mediante la reducción de emisión de toneladas de CO2 por el diésel que deja de quemarse al implementar las energías alternativas. Estos impactos positivos deben ser cuantificados monetariamente por GTE con el fin de incluirlos en el modelo financiero, lo cual

redundará en un beneficio adicional para los VPN obtenidos. Ayudando a la viabilización de este tipo de proyectos. Este análisis económico no se realizó por imposibilidad de acceso a información completa de los campos de GTE para tal fin.

Del análisis socioambiental realizado se tiene

que la implementación de las energías

alternativas genera beneficios tanto

económicos como ambientales. De manera

complementaria se evidencia que la gran

mayoría de impactos y riesgos evaluados se

pueden presentar durante la operación normal

de GTE y por ende los costos que se asocian a

los planes de manejo del riesgo se asume que

están incluidos dentro de los Opex de la

compañía. Por lo anterior y teniendo en cuenta

los resultados positivos de la evaluación

económica se concluye que el sistema de

gestión de GTE está en capacidad de minimizar



40

los impactos y manejar los riesgos en caso de

implementar alguno de estos proyectos.

8. Glosario:

ANH: Agencia Nacional de Hidrocarburos. BM: Bombeo Mecánico CAPEX: “Capital Expenses” Gastos de Capital COP: Peso Colombiano. Downthrust: ESP operando fuera del rango de eficiencia donde las etapas se recuestan en la parte inferior aumentando el desgaste. EA: Energías Alternativas ESP: Bombeo Electro Sumergible FC: Flujo de Caja GTE: Gran Tierra Energy. IDEAM: Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales. JP: Bombeo hidráulico tipo Jet kWh: Kilovatio hora. MIT: Instituto Tecnológico de Massachusetts MME: Ministerios de Minas y Energía OCR: Ciclo Orgánico Rankine. OPEX:“Operational expenditures” Gastos Operacionales. PCH: Pequeña Central Hidroeléctrica PCP: Bombeo de Cavidades Progresivas PIP: Presión a la entrada de la bomba. SG: Sistema de Generación. SLA: Sistema de Levantamiento Artificial. TRM: Tasa Representativa del Mercado. UPME: Unidad de planeación minero energética. USD: Dólares de los Estados Unidos VMM: Valle Medio del Magdalena. WTI: West Texas Intermediate. Valor de referencia para la venta del crudo.

9. Gerencia de proyectos:

De la realización del proyecto se concluye que la implementación y uso de las herramientas correspondientes a Gerencia de Proyectos, permitieron tener una visión clara de los objetivos y alcance del mismo. Esto se dio mediante una etapa robusta de planeación, la

cual estuvo enmarcada a grandes rasgos dentro del acta de constitución del proyecto. Sin embargo, a medida que el proyecto fue teniendo avances en su ejecución, se fueron encontrando evidencias de los sesgos que existen entre el plan y la realidad. Es así como en algunos aspectos muy específicos abordados en el plan, se verificó con el paso del tiempo que en realidad no eran de suma importancia para el cumplimiento del objetivo del proyecto. Esta situación se presentó con la simulación en software especializado de los sistemas de levantamiento artificial para verificar las eficiencias de cada uno y su posible optimización. Ante esto y considerando la disponibilidad de tiempo, se optó por generar una plantilla en Excel que mediante cálculos de potencia hidráulica y sus respectivos consumos de energía permitiera conocer la eficiencia de los sistemas de levantamiento artificial de forma indirecta. Esto al comparar los consumos de energía reales versus los teóricos. Este fue el cambio más importante que se tuvo en el alcance del proyecto y fue acordado con el experto de GTE, quien manifestó que esto no impactaría el resultado final esperado y que adicional es un trabajo realizado diariamente por los ingenieros de producción de la compañía. Por tanto, no representaría un valor agregado al proyecto y sí demoraría la obtención de resultados. Es de anotar que esta tarea no era predecesora de otra posterior.

Se realizó revisión de los avances según los hitos inicialmente planteados y se confirma que los tiempos marcharon bien a excepción de: (i) cambio nombrado anteriormente y (ii) entrega de documento y sustentación final. La cual fue movida del 03 al 06 de diciembre de 2019 e informada con suficiente antelación.

Para el cumplimiento de la matriz RACI se evidencia que a pesar de algunas actividades tener un responsable asignado, en la ejecución todo el equipo participó en los pasos a seguir,



41

solo en algunas excepciones uno de los integrantes tenía prioridad de dedicación a actividades que así lo ameritaban. Cuando se daba esta situación era deber de esta persona divulgar al resto del equipo los avances generados. Cabe destacar el papel fundamental de los expertos en las actividades nombradas en la RACI, alineando y motivando el flujo de trabajo a la consecución real de objetivos y alcance del proyecto. De lo anterior, se evidencia también que en múltiples ocasiones había una brecha entre las expectativas de los expertos y el enfoque de los cálculos y estudios ejecutados por el grupo. Esto se subsanó mediante trabajo en equipo, comunicación efectiva y seguimiento continuo de los avances. Finalmente, respecto a la materialización de los riesgos establecidos en el acta de constitución del proyecto se encontró que: 1. Riesgo: Estadística desactualizada de condiciones de sol, viento, agua, geotermia. No materializado, se encontró en la literatura información suficiente para diagnosticar la posibilidad de implementación de las energías alternativas en las zonas de estudio. 2. Riesgo: Información de EA insuficiente. Materializado, no fue tan sencillo encontrar las cotizaciones requeridas para las evaluaciones económicas, existe mucha información respecto a la teoría y las aplicaciones de las energías alternativas, pero no es tan rápido obtener información actualizada de costos de estas tecnologías. Como plan adicional para mitigar este riesgo se realizó consulta a expertos de la Universidad de las cifras logradas con el fin de corroborar la coherencia de las mismas. 3. Riesgo: Información de pozos desactualizada o inexistente. Materializado, se realizó búsqueda continua de espacios de trabajo en equipo con personal de GTE hasta lograr la información requerida o hasta lograr esclarecer la procedencia e idoneidad de ciertos

datos. También se usaron pozos de estudio análogos para datos no existentes.

Riesgo: Identificación real de impactos socio-

ambientales. No materializado, se logró tener

información suficiente de estadísticas

correspondientes a vías de hecho mediante

consulta de la página SIGETH (Sistema de

Información geográfica de la estrategia

territorial del sector de Hidrocarburos).

Adicional, en la literatura existen aplicaciones

de energías alternativas en Colombia donde se

indican los impactos y riesgos socio-

ambientales por cada una de las tecnologías

evaluadas en el proyecto

10 Conclusiones y Recomendaciones

-Los desarrollos de energía alternativa pueden convertirse en un camino potencial para extender el tiempo de vida, las reservas y aumentar la efectividad económica global de los campos maduros con declinación de producción de GTE. -El estudio realizado demostró en cada una de sus etapas la viabilidad técnico-económico-socioambiental de implementar energías alternativas para alimentar los sistemas de levantamiento artificial de los pozos de GTE. Las energías alternativas viabilizadas fueron Solar Híbrido, Hidráulica y Geotermia Híbrido. -La energía eólica en la ubicación de los pozos de interés no cumple con las características mínimas de velocidad de viento para funcionar y es descartada en las etapas iniciales de este proyecto. -De todas las alternativas de energías evaluadas, la hidráulica (tipo PCH) es la única capaz de aportar hasta el 100% del consumo requerido diariamente por algunos pozos. Esto dependerá



42

en mayor medida del caudal promedio anual del afluente más cercano a la cabeza de pozo. -Con medidas de campo se requiere validar por GTE el caudal promedio de los ríos, el cambio de altura y la distancia a cabeza de pozo, con el fin de recalcular el Capex para los proyectos de energía hidráulica. -Se recomienda ajustar los cálculos de radiación solar y temperatura de fluidos de superficie con mediciones directas de campo. - Al determinar las eficiencias de los sistemas de levantamiento artificial y de superficie se detectaron los pozos Cohembí-3-10-11-16-20, Pomorroso-1ST2, Qinde-4-6, Cumplidor-1-2 y Tronos-1 fuera del rango de eficiencia descrito en la literatura. Se recomienda a GTE revisar estos pozos en aras de incrementar su eficiencia y bajar su Opex. Los mismos están descritos en la Tabla 5. -Los índices de bondad financiera IBF arrojan una tendencia positiva hacia las energías alternativas y sus híbridos, dado que los Capex invertidos generan una reducción en los Opex suficiente para pagar dicho Capex y extender la vida útil de los pozos. -Se pudo determinar que los beneficios tributarios en Colombia contribuyen a la mitigación del riesgo asociado a la volatilidad de los precios Brent del mercado, generando viabilidad de implementación de las energías alternativas -Los costos de generación más elevados se obtienen de los pozos con consumo diésel en un rango de 780 cop/kWh a 1535 cop/kWh y por ende conforman un grupo con oportunidad para implementar las energías alternativas.

-La energía 100% solar con sistema de almacenamiento de baterías aun no es viable en los pozos de GTE, debido al elevado costo del Capex que resulta en VPN mucho menores que el caso “Do-Nothing”. Sin embargo, al eliminar las baterías y usar solo los paneles en un sistema híbrido con consumo diésel puede darse viabilidad a este tipo de energía alternativa. -Dentro de la muestra de pozos analizados existen casos que se caracterizan por su bajo potencial como Tronos-1, el cual a Brent inferiores de 57.6 usd/bbl deja de ser económicamente viable en el caso “Do-Nothing”. De igual manera, a este mismo precio Brent es inviable la implementación de las energías alternativas evaluadas. -Existe la posibilidad de comprar energía suministrada por fuentes alternativas (Contratos “Power-Purchase-Agreements" PPA de compraventa de energía), Sin embargo, no es viable para este proyecto, ya que las cotizaciones obtenidas requieren un período mínimo de suministro de energía de 15 años. Los pozos marginales tienen período de vida más cortos. -La evaluación de la matriz Conesa, matriz RAM y tendencias estadísticas de vías de hecho por las comunidades en las zonas de los pozos de estudio indican la viabilidad socio-ambiental de la implementación de las energías alternativas. Ya que son un tipo de energía limpia, capaz de entregar una incesante cantidad de energía minimizando los impactos ambientales. -El uso de los índices de bondad financiera permitió generar una jerarquía respecto de la conveniencia de aplicar una u otra energía alternativa (útil para proyectos mutuamente excluyentes). Adicional, se recomienda vender este tipo de propuestas ante la ANH como



43

proyectos de producción incremental (PPI) con el fin de obtener un beneficio por reducción del porcentaje de regalías y mejorar la evaluación económica.

-Se crean metodologías efectivas para evaluar la oportunidad de implementación de las energías alternativas en los pozos de GTE así:

*Determinando una marginalidad con fundamentos lógicos y claros *Creando hojas de cálculo para determinar las eficiencias de los sistemas de superficie y de levantamiento artificial para comparar su costo por kilovatio hora con los datos reales. *Generando hojas de cálculo para dimensionar y cuantificar el Capex/Opex de las energías alternativas. *Creando matrices bien fundamentadas para el análisis socioambiental. *Realizando hojas de cálculo de análisis financiero.

-Se seleccionaron cuatro pozos representativos de la muestra de marginalidad para aplicar las metodologías e identificar los sistemas de generación alternativos que aplican a sus condiciones. De lo anterior se obtuvo: Para el pozo Cohembí-11 es viable el sistema Solar Híbrido y el Sistema Hidráulico Híbrido, la conveniencia de cada uno depende del precio del crudo. Para el pozo Cumplidor-2 favorece el suministro de energía mediante la implementación de una PCH (pequeña central hidroeléctrica) en capacidad de suplir el 100% de la energía consumida. Para el pozo Piñuña-6 la mejor opción corresponde a la instalación de un sistema Solar Híbrido. Finalmente, para el pozo Tronos-1 aplica la implementación de una PCH siempre que el precio del crudo genere una evaluación económica positiva.

11. Bibliografía

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ct=true&db=cat00683a&AN=udla.671652&lan

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Unidad de Planeación Minero Energética

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Unidad de Planeación Minero Energética

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Villalobos, E. (2018a). Ingeniería de Producción

I-Sem 2018-Semana 2. bogota: Universidad de

Los Andes.

Villalobos, E. (2018b). Ingeniería de Producción

I-Sem 2018-Semana 2 parte 2.

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https://repository.ucatolica.edu.co/handle/10983/15273#.XIQ_5EEHoEQ.mendeley

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ANEXO 1FLUJOS DE CAJA CASO “DO-NOTHING” (CASO BASE)

Campo Pozo Tronos-1 Declinacion1 5% Aumento agua 0% Inflacion 3.20% NPV Caso Base (k$ 1) 1673 cop/kWhPozo Tronos-1 Declinacion2 15% Rel Opex variable 100% Regalias 20% Primera prod 1/01/2020

TMR 3200 Derechos de prd 0.13$Iva 19% Impuestos 33%

Brent ($/bbl) 58.14 Tasa de descuento 10%

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

2020 2021PRD Produccion diaria bruta (bopd) 12 12

Produccion anual agua (kbbl) 0 0Prod Anual aceite bruto (kbbl) 5 4

OPEX OPEX por barril 2019 (usd/bbl) 37.9OPEX por barril crudo (usd/bbl) 37.93 39.14OPEX por barril agua (usd/bbl) 0.00 0.00OPEX variable (k$) (k$ 172) (k$ 168)OPEX fijo (k$) - -Total OPEX (k$) (k$ 172) (k$ 168)

INGRESOS Prod Anual aceite bruto (kbbl) 5 4Brent price ($/bbl) $ 58 $ 58°API 14.74093567Ajuste calidad y transp ($/bbl) $ 10.0 $ 10.0Reference price $ 48.1 $ 48.1Volumen de ventas k$ 218 k$ 207

REGALIAS Tasa de Regalias 8% - 25% 20% 20%Total Regalias (k$) (k$ 44) (k$ 41)

DERECHOS DE PRODUCCIONPago produccion de crudo ANH (k$ 1) (k$ 1)

FLUJO DE CAJA ANTES DE IMPUESTOSFlujo de caja antes de impuestos k$ 2 (k$ 3)

IMPUESTOSIngreso Taxable k$ 2 (k$ 3)

Tasa de Impuestos 33% 33%

Impuestos 100% ($ 1) $ 1

FLUJO DE CAJA DESPUES DE IMPUESTOS Sin Apalancar 0 1

Flujo de Caja luego de Impuestos k$ 1 (k$ 2)Acumulado FC k$ 1 (k$ 1)Payback en meses - -

0 1

NPV NPV @ 10% (k$ 1) (k$ 1)2020 2021

TIR TIR @ 10% 58.16% 0.58161588

Anualidad Anualidad (k$ 0) 0.35-$OPEX Gen por barril 2019 (usd/bbl) 7.43OPEX Gen por barril crudo (usd/bbl) 7.430109918 7.67OPEX Gen por barril agua (usd/bbl) 0.00 0.00OPEX Gen variable (k$) (k$ 34) (k$ 33)OPEX Gen fijo (k$) - -

NPV @ 10% (k$ 64) (k$ 64)Total OPEX por Gen (k$) (k$ 34) (k$ 33)

Anualidad Generacion (k$ 37) (k$ 37)LCOE 0.52 usd/kWh 1673 cop/kWh

Campo Pozo Piñuña-6 Declinacion1 5% Aumento agua 0% Inflacion 3.20% NPV Caso Base k$ 3,840 801 cop/kWhPozo Piñuña-6 Declinacion2 15% Rel Opex variable 100% Regalias 8% Primera prod 1/01/2020



0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034PRD Produccion diaria bruta (bopd) 226 214 204 194 184 175 166 158 150 142 135 128 122 116 110

Produccion anual agua (kbbl) 1588 1588 1588 1588 1588 1588 1588 1588 1588 1588 1588 1588 1588 1588 1588Prod Anual aceite bruto (kbbl) 82 78 74 71 67 64 61 58 55 52 49 47 45 42 40

OPEX OPEX por barril 2019 (usd/bbl) 28.9OPEX por barril crudo (usd/bbl) 28.89 29.82 30.77 31.75 32.77 33.82 34.90 36.02 37.17 38.36 39.59 40.86 42.16 43.51 44.90OPEX por barril agua (usd/bbl) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00OPEX variable (k$) (k$ 2,381) (k$ 2,334) (k$ 2,288) (k$ 2,244) (k$ 2,200) (k$ 2,156) (k$ 2,114) (k$ 2,073) (k$ 2,032) (k$ 1,992) (k$ 1,953) (k$ 1,915) (k$ 1,877) (k$ 1,841) (k$ 1,805)OPEX fijo (k$) - - - - - - - - - - - - - - -Total OPEX (k$) (k$ 2,381) (k$ 2,334) (k$ 2,288) (k$ 2,244) (k$ 2,200) (k$ 2,156) (k$ 2,114) (k$ 2,073) (k$ 2,032) (k$ 1,992) (k$ 1,953) (k$ 1,915) (k$ 1,877) (k$ 1,841) (k$ 1,805)

INGRESOS Prod Anual aceite bruto (kbbl) 82 78 74 71 67 64 61 58 55 52 49 47 45 42 40Brent price ($/bbl) $ 58 $ 58 $ 58 $ 58 $ 58 $ 58 $ 58 $ 58 $ 58 $ 58 $ 58 $ 58 $ 58 $ 58 $ 58°API 21.06041667Ajuste calidad y transp ($/bbl) $ 10.0 $ 10.0 $ 10.0 $ 10.0 $ 10.0 $ 10.0 $ 10.0 $ 10.0 $ 10.0 $ 10.0 $ 10.0 $ 10.0 $ 10.0 $ 10.0 $ 10.0Reference price $ 48.1 $ 48.1 $ 48.1 $ 48.1 $ 48.1 $ 48.1 $ 48.1 $ 48.1 $ 48.1 $ 48.1 $ 48.1 $ 48.1 $ 48.1 $ 48.1 $ 48.1Volumen de ventas k$ 3,967 k$ 3,769 k$ 3,580 k$ 3,401 k$ 3,231 k$ 3,070 k$ 2,916 k$ 2,770 k$ 2,632 k$ 2,500 k$ 2,375 k$ 2,256 k$ 2,144 k$ 2,036 k$ 1,935

REGALIAS Tasa de Regalias 8% - 25% 8% 8% 8% 8% 8% 8% 8% 8% 8% 8% 8% 8% 8% 8% 8%Total Regalias (k$) (k$ 317) (k$ 301) (k$ 286) (k$ 272) (k$ 258) (k$ 246) (k$ 233) (k$ 222) (k$ 211) (k$ 200) (k$ 190) (k$ 181) (k$ 171) (k$ 163) (k$ 155)

DERECHOS DE PRODUCCIONPago produccion de crudo ANH (k$ 11) (k$ 10) (k$ 10) (k$ 9) (k$ 9) (k$ 8) (k$ 8) (k$ 7) (k$ 7) (k$ 7) (k$ 6) (k$ 6) (k$ 6) (k$ 5) (k$ 5)

FLUJO DE CAJA ANTES DE IMPUESTOSFlujo de caja antes de impuestos k$ 1,258 k$ 1,123 k$ 996 k$ 876 k$ 764 k$ 659 k$ 561 k$ 468 k$ 382 k$ 301 k$ 225 k$ 155 k$ 89 k$ 27 (k$ 30)

IMPUESTOSIngreso Taxable k$ 1,258 k$ 1,123 k$ 996 k$ 876 k$ 764 k$ 659 k$ 561 k$ 468 k$ 382 k$ 301 k$ 225 k$ 155 k$ 89 k$ 27 (k$ 30)

Tasa de Impuestos 33% 33% 33% 33% 33% 33% 33% 33% 33% 33% 33% 33% 33% 33% 33%

Impuestos 100% ($ 415) ($ 371) ($ 329) ($ 289) ($ 252) ($ 218) ($ 185) ($ 155) ($ 126) ($ 99) ($ 74) ($ 51) ($ 29) ($ 9) $ 10

FLUJO DE CAJA DESPUES DE IMPUESTOS Sin Apalancar 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

Flujo de Caja luego de Impuestos k$ 843 k$ 752 k$ 667 k$ 587 k$ 512 k$ 442 k$ 376 k$ 314 k$ 256 k$ 202 k$ 151 k$ 104 k$ 60 k$ 18 (k$ 20)Acumulado FC k$ 843 k$ 1,595 k$ 2,262 k$ 2,850 k$ 3,362 k$ 3,803 k$ 4,179 k$ 4,493 k$ 4,749 k$ 4,951 k$ 5,102 k$ 5,205 k$ 5,265 k$ 5,283 k$ 5,263Payback en meses - - - - - - - - - - - - - - -

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

NPV NPV @ 10% k$ 3,840 k$ 1,527 k$ 2,078 k$ 2,519 k$ 2,869 k$ 3,143 k$ 3,355 k$ 3,516 k$ 3,636 k$ 3,721 k$ 3,780 k$ 3,816 k$ 3,835 k$ 3,840 k$ 3,8352020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034

TIR TIR @ 10% n.m. 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 n.m. 0

Anualidad Anualidad k$ 521 -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ 521.31$ -$OPEX Gen por barril 2019 (usd/bbl) 7.13OPEX Gen por barril crudo (usd/bbl) 7.134853501 7.36 7.60 7.84 8.09 8.35 8.62 8.89 9.18 9.47 9.78 10.09 10.41 10.75 11.09OPEX Gen por barril agua (usd/bbl) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00OPEX Gen variable (k$) (k$ 588) (k$ 576) (k$ 565) (k$ 554) (k$ 543) (k$ 533) (k$ 522) (k$ 512) (k$ 502) (k$ 492) (k$ 482) (k$ 473) (k$ 464) (k$ 455) (k$ 446)OPEX Gen fijo (k$) - - - - - - - - - - - - - - -

NPV @ 10% (k$ 4,328) - - - - - - - - - - - - (k$ 4,328) -Total OPEX por Gen (k$) (k$ 588) (k$ 576) (k$ 565) (k$ 554) (k$ 543) (k$ 533) (k$ 522) (k$ 512) (k$ 502) (k$ 492) (k$ 482) (k$ 473) (k$ 464) (k$ 455) (k$ 446)

Anualidad Generacion (k$ 588) - - - - - - - - - - - - (k$ 588) -LCOE 0.25 usd/kWh 801 cop/kWh

Campo Pozo Cumplidor-2 Declinacion1 5% Aumento agua 0% Inflacion 3.20%Pozo Cumplidor-2 Declinacion2 15% Rel Opex variable 100% Regalias 8% Primera prod 1/01/2020



0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031PRD Produccion diaria bruta (bopd) 319 303 288 274 260 247 235 223 212 201 191 181

Produccion anual agua (kbbl) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Prod Anual aceite bruto (kbbl) 116 111 105 100 95 90 86 81 77 73 70 66

OPEX OPEX por barril 2019 (usd/bbl) 31.5OPEX por barril crudo (usd/bbl) 31.48 32.49 33.53 34.60 35.71 36.85 38.03 39.25 40.51 41.80 43.14 44.52OPEX por barril agua (usd/bbl) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00OPEX variable (k$) (k$ 3,667) (k$ 3,595) (k$ 3,524) (k$ 3,455) (k$ 3,388) (k$ 3,321) (k$ 3,256) (k$ 3,192) (k$ 3,130) (k$ 3,068) (k$ 3,008) (k$ 2,949)OPEX fijo (k$) - - - - - - - - - - - -Total OPEX (k$) (k$ 3,667) (k$ 3,595) (k$ 3,524) (k$ 3,455) (k$ 3,388) (k$ 3,321) (k$ 3,256) (k$ 3,192) (k$ 3,130) (k$ 3,068) (k$ 3,008) (k$ 2,949)

INGRESOS Prod Anual aceite bruto (kbbl) 116 111 105 100 95 90 86 81 77 73 70 66Brent price ($/bbl) $ 58 $ 58 $ 58 $ 58 $ 58 $ 58 $ 58 $ 58 $ 58 $ 58 $ 58 $ 58°API 20.81886792Ajuste calidad y transp ($/bbl) $ 10.0 $ 10.0 $ 10.0 $ 10.0 $ 10.0 $ 10.0 $ 10.0 $ 10.0 $ 10.0 $ 10.0 $ 10.0 $ 10.0Reference price $ 48.1 $ 48.1 $ 48.1 $ 48.1 $ 48.1 $ 48.1 $ 48.1 $ 48.1 $ 48.1 $ 48.1 $ 48.1 $ 48.1Volumen de ventas k$ 5,607 k$ 5,326 k$ 5,060 k$ 4,807 k$ 4,567 k$ 4,338 k$ 4,121 k$ 3,915 k$ 3,720 k$ 3,534 k$ 3,357 k$ 3,189

REGALIAS Tasa de Regalias 8% - 25% 8% 8% 8% 8% 8% 8% 8% 8% 8% 8% 8% 8%Total Regalias (k$) (k$ 449) (k$ 426) (k$ 405) (k$ 385) (k$ 365) (k$ 347) (k$ 330) (k$ 313) (k$ 298) (k$ 283) (k$ 269) (k$ 255)

DERECHOS DE PRODUCCIONPago produccion de crudo ANH (k$ 15) (k$ 14) (k$ 14) (k$ 13) (k$ 12) (k$ 12) (k$ 11) (k$ 11) (k$ 10) (k$ 10) (k$ 9) (k$ 9)

FLUJO DE CAJA ANTES DE IMPUESTOSFlujo de caja antes de impuestos k$ 1,476 k$ 1,291 k$ 1,117 k$ 954 k$ 801 k$ 658 k$ 525 k$ 399 k$ 282 k$ 173 k$ 71 (k$ 24)

IMPUESTOSIngreso Taxable k$ 1,476 k$ 1,291 k$ 1,117 k$ 954 k$ 801 k$ 658 k$ 525 k$ 399 k$ 282 k$ 173 k$ 71 (k$ 24)

Tasa de Impuestos 33% 33% 33% 33% 33% 33% 33% 33% 33% 33% 33% 33%

Impuestos 100% ($ 487) ($ 426) ($ 369) ($ 315) ($ 264) ($ 217) ($ 173) ($ 132) ($ 93) ($ 57) ($ 23) $ 8

FLUJO DE CAJA DESPUES DE IMPUESTOS Sin Apalancar 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Flujo de Caja luego de Impuestos k$ 989 k$ 865 k$ 749 k$ 639 k$ 537 k$ 441 k$ 351 k$ 268 k$ 189 k$ 116 k$ 48 (k$ 16)Acumulado FC k$ 989 k$ 1,854 k$ 2,603 k$ 3,242 k$ 3,779 k$ 4,220 k$ 4,572 k$ 4,839 k$ 5,028 k$ 5,144 k$ 5,192 k$ 5,176Payback en meses - - - - - - - - - - - -

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

NPV NPV @ 10% k$ 4,007 k$ 1,776 k$ 2,394 k$ 2,874 k$ 3,241 k$ 3,515 k$ 3,713 k$ 3,851 k$ 3,939 k$ 3,988 k$ 4,007 k$ 4,0012020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031

TIR TIR @ 10% n.m. 0 0 0 0 0 0 0 0 0 n.m. 0

Anualidad Anualidad k$ 617 -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ 616.86$ -$OPEX Gen por barril 2019 (usd/bbl) 3.55OPEX Gen por barril crudo (usd/bbl) 3.551623968 3.67 3.78 3.90 4.03 4.16 4.29 4.43 4.57 4.72 4.87 5.02OPEX Gen por barril agua (usd/bbl) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00OPEX Gen variable (k$) (k$ 414) (k$ 406) (k$ 398) (k$ 390) (k$ 382) (k$ 375) (k$ 367) (k$ 360) (k$ 353) (k$ 346) (k$ 339) (k$ 333)OPEX Gen fijo (k$) - - - - - - - - - - - -

NPV @ 10% (k$ 2,732) - - - - - - - - - (k$ 2,732) -Total OPEX por Gen (k$) (k$ 414) (k$ 406) (k$ 398) (k$ 390) (k$ 382) (k$ 375) (k$ 367) (k$ 360) (k$ 353) (k$ 346) (k$ 339) (k$ 333)

Anualidad Generacion (k$ 421) - - - - - - - - - (k$ 421) -LCOE 0.47 usd/kWh 1510 cop/kWh

Campo Pozo Cohembí-11 Declinacion1 5% Aumento agua 0% Inflacion 3.20%Pozo Cohembí-11 Declinacion2 15% Rel Opex variable 100% Regalias 8% Primera prod 1/01/2020



0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031PRD Produccion diaria bruta (bopd) 224 213 202 192 183 174 165 157 149 141 134 128

Produccion anual agua (kbbl) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1Prod Anual aceite bruto (kbbl) 82 78 74 70 67 63 60 57 54 52 49 47

OPEX OPEX por barril 2019 (usd/bbl) 32.2OPEX por barril crudo (usd/bbl) 32.22 33.25 34.32 35.41 36.55 37.72 38.92 40.17 41.45 42.78 44.15 45.56OPEX por barril agua (usd/bbl) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00OPEX variable (k$) (k$ 2,638) (k$ 2,586) (k$ 2,536) (k$ 2,486) (k$ 2,437) (k$ 2,389) (k$ 2,343) (k$ 2,297) (k$ 2,252) (k$ 2,208) (k$ 2,164) (k$ 2,122)OPEX fijo (k$) - - - - - - - - - - - -Total OPEX (k$) (k$ 2,638) (k$ 2,586) (k$ 2,536) (k$ 2,486) (k$ 2,437) (k$ 2,389) (k$ 2,343) (k$ 2,297) (k$ 2,252) (k$ 2,208) (k$ 2,164) (k$ 2,122)

INGRESOS Prod Anual aceite bruto (kbbl) 82 78 74 70 67 63 60 57 54 52 49 47Brent price ($/bbl) $ 58 $ 58 $ 58 $ 58 $ 58 $ 58 $ 58 $ 58 $ 58 $ 58 $ 58 $ 58°API 18Ajuste calidad y transp ($/bbl) $ 10.0 $ 10.0 $ 10.0 $ 10.0 $ 10.0 $ 10.0 $ 10.0 $ 10.0 $ 10.0 $ 10.0 $ 10.0 $ 10.0Reference price $ 48.1 $ 48.1 $ 48.1 $ 48.1 $ 48.1 $ 48.1 $ 48.1 $ 48.1 $ 48.1 $ 48.1 $ 48.1 $ 48.1Volumen de ventas k$ 3,942 k$ 3,744 k$ 3,557 k$ 3,379 k$ 3,210 k$ 3,050 k$ 2,897 k$ 2,753 k$ 2,615 k$ 2,484 k$ 2,360 k$ 2,242

REGALIAS Tasa de Regalias 8% - 25% 8% 8% 8% 8% 8% 8% 8% 8% 8% 8% 8% 8%Total Regalias (k$) (k$ 315) (k$ 300) (k$ 285) (k$ 270) (k$ 257) (k$ 244) (k$ 232) (k$ 220) (k$ 209) (k$ 199) (k$ 189) (k$ 179)

DERECHOS DE PRODUCCIONPago produccion de crudo ANH (k$ 11) (k$ 10) (k$ 10) (k$ 9) (k$ 9) (k$ 8) (k$ 8) (k$ 7) (k$ 7) (k$ 7) (k$ 6) (k$ 6)

FLUJO DE CAJA ANTES DE IMPUESTOSFlujo de caja antes de impuestos k$ 978 k$ 848 k$ 727 k$ 614 k$ 508 k$ 408 k$ 315 k$ 228 k$ 147 k$ 71 k$ 0 (k$ 65)

IMPUESTOSIngreso Taxable k$ 978 k$ 848 k$ 727 k$ 614 k$ 508 k$ 408 k$ 315 k$ 228 k$ 147 k$ 71 k$ 0 (k$ 65)

Tasa de Impuestos 33% 33% 33% 33% 33% 33% 33% 33% 33% 33% 33% 33%

Impuestos 100% ($ 323) ($ 280) ($ 240) ($ 203) ($ 168) ($ 135) ($ 104) ($ 75) ($ 48) ($ 23) ($ 0) $ 22

FLUJO DE CAJA DESPUES DE IMPUESTOS Sin Apalancar 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Flujo de Caja luego de Impuestos k$ 655 k$ 568 k$ 487 k$ 411 k$ 340 k$ 273 k$ 211 k$ 153 k$ 98 k$ 48 k$ 0 (k$ 44)Acumulado FC k$ 655 k$ 1,223 k$ 1,711 k$ 2,122 k$ 2,462 k$ 2,736 k$ 2,947 k$ 3,100 k$ 3,198 k$ 3,246 k$ 3,246 k$ 3,202Payback en meses - - - - - - - - - - - -

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

NPV NPV @ 10% k$ 2,550 k$ 1,172 k$ 1,574 k$ 1,884 k$ 2,116 k$ 2,286 k$ 2,405 k$ 2,483 k$ 2,529 k$ 2,549 k$ 2,550 k$ 2,5342020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031

TIR TIR @ 10% n.m. 0 0 0 0 0 0 0 0 0 n.m. 0

Anualidad Anualidad k$ 393 -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$ 392.53$ -$OPEX Gen por barril 2019 (usd/bbl) 3.86OPEX Gen por barril crudo (usd/bbl) 3.856166414 3.98 4.11 4.24 4.37 4.51 4.66 4.81 4.96 5.12 5.28 5.45OPEX Gen por barril agua (usd/bbl) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00OPEX Gen variable (k$) (k$ 316) (k$ 310) (k$ 303) (k$ 298) (k$ 292) (k$ 286) (k$ 280) (k$ 275) (k$ 269) (k$ 264) (k$ 259) (k$ 254)OPEX Gen fijo (k$) - - - - - - - - - - - -

NPV @ 10% (k$ 2,085) - - - - - - - - - (k$ 2,085) -Total OPEX por Gen (k$) (k$ 316) (k$ 310) (k$ 303) (k$ 298) (k$ 292) (k$ 286) (k$ 280) (k$ 275) (k$ 269) (k$ 264) (k$ 259) (k$ 254)

Anualidad Generacion (k$ 321) - - - - - - - - - (k$ 321) -LCOE 0.34 usd/kWh 1086 cop/kWh

N/A

ANEXO 2 TIR incremental para los 4 pozos de estudio en los 3 casos

44% 34%

13%

14%

Intersección de Fisher

18%

36% 39%


33%


34%


18%

ANEXO 3 RESULTADO DEL VPN SIN BENEFICIOS TRIBUTARIOS

ANEXO. 4Matriz Conesa - Análisis Socioambiental

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Comentarios Medidas de control

Agua 13 31 15 16 18 12 19 19

Se deben transportar cerca de 3400 paneles para el montaje del parque solar de una

extensión de 7 hectáreas, existen vías secundarias y terciarias hasta los pozos lo que

hace que haya baja perturbación en el flujo de los ríos. Altos consumos de agua durante

la época de construcción y abandono (corto periodo). Empresas con certificación de

manejo y disposición de residuos. Una mala disposición de las baterías puede tener

impacto la calidad del agua

Interventoría ambiental durante labores de construcción y

abandono para evitar el uso del rio como disposición de aguas

negras, pesca artesanal, lavado de ropas, captación de agua

mayor a lo licenciado. Incluir contractualmente con el proveedor

de baterías la disposición de las mismas.

Aire 28 22 19 16 13 17 14 16 14

Emisión de material particulado durante el transporte y etapa constructiva/abandono.

El proyecto genera un impacto positivo reduciendo la emisión de gas de efecto

invernadero.

Riego de vías e instalación de polisombras frente a las viviendas

durante la etapa constructiva y abandono. Monitoreo de calidad

de aire según PMA.

Ruido / Vibraciones 27 28 16 14

La principal fuente de emisión de ruido y vibraciones se presenta en la etapa de

transporte y construcción. Sin embargo el sistema es completamente silencioso lo que

representa una clara ventaja frente a los generadores de motor.

Implementación de pantallas acústicas en caso de tener viviendas

muy cercanas.

SueloAl no producirse ni contaminantes, ni vertidos, ni movimientos de tierra la incidencia

fisicoquímica o erosionabilidad sobre el suelo es nula. ---

Ecosistemas 15 21 14 13 14Se asume que la empresa tienen el espacio suficientes para un parque solar, por lo cual

las locaciones ya están intervenidas y hacen parte de la licencia ambiental.---

Vegetación 13 20 15 29 19 20 Disminución de la radicación para el crecimiento de los pastizales ---

Fauna 9 22 12 34 15 19La superficie de los paneles solares vista desde altura podrían llegar a parecer semejante

a la superficie de un lago lo cual atraería y confundiría a las aves.

Implementar mallas anti-pajaros para evitar que las aves aniden

bajo los paneles solares o se acerquen a ellos

Paisajismo

Es de fácil integración con proyectos de pequeña y mediana escala, visualmente es

amigable pues no se presentan líneas de alta y media tensión en el paisaje el cual puede

afectar la biota

---

Situación económica en el Área

Espacios usados para construir el parque solar podrían llegar a competir con aquellos

usados en la agricultura y la ganadería. Al lograr extender la vida de los pozos marginales

se extienden también los aportes de inversión social en el área.

---

Educación, Ciencias y Tecnología --- ---

Aspectos sociales 29 27 28Afectación física de la via, afectación pscio-social por transito de cargas durante la fase

de construcción y alto riesgo de accidentes viales

Uso de señalizadores viales en la fase de construcción y

desinstalación del proyecto. Compensaciones sociales en especie.

Aspectos culturalesCambio de filosofía de la empresas de hidrocarburos con implementación de tecnologías

renovables y amigables con el ambiente. Reducción de emision de toneladas de C02.---

PaisajismoSe elimina el transito de carro tanques que llevan el diésel para alimentar los

generadores---

Tran

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s

Ges

tió

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Rec

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ión

de

suel

os


Agua 13 31 15 16 12 19 19

Se deben transportar cerca de 3400 paneles para el montaje del parque solar de una

extensión de 7 hectáreas, existen vías secundarias y terciarias hasta los pozos lo que

hace que haya baja perturbación en el flujo de los ríos. Altos consumos de agua durante

la época de construcción y abandono (corto periodo). Empresas con certificación de

manejo y disposición de residuos. Una mala disposición de las baterías puede tener

impacto la calidad del agua

Interventoría ambiental durante labores de construcción y

abandono para evitar el uso del rio como disposición de aguas

negras, pesca artesanal, lavado de ropas, captación de agua

mayor a lo licenciado. Incluir contractualmente con el proveedor

de baterías la disposición de las mismas.

Aire 28 22 19 16 13 17 14 16 14

Emisión de material particulado durante el transporte y etapa constructiva/abandono.

El proyecto genera un impacto positivo reduciendo la emisión de gas de efecto

invernadero.

Riego de vías e instalación de polisombras frente a las viviendas

durante la etapa constructiva y abandono. Monitoreo de calidad

de aire según PMA.


La principal fuente de emisión de ruido y vibraciones se presenta en la etapa de

transporte y construcción. Sin embargo el sistema es completamente silencioso lo que

representa una clara ventaja frente a los generadores de motor.

Implementación de pantallas acústicas en caso de tener viviendas

muy cercanas.

SueloAl no producirse ni contaminantes, ni vertidos, ni movimientos de tierra la incidencia

fisicoquímica o erosionabilidad sobre el suelo es nula. ---

Ecosistemas 15 21 14 13 14Se asume que la empresa tienen el espacio suficientes para un parque solar, por lo cual

las locaciones ya están intervenidas y hacen parte de la licencia ambiental.---

Vegetación 13 20 15 29 19 20 Disminución de la radicación para el crecimiento de los pastizales ---

Fauna 9 22 12 34 15 19La superficie de los paneles solares vista desde altura podrían llegar a parecer semejante

a la superficie de un lago lo cual atraería y confundiría a las aves.

Implementar mallas anti-pajaros para evitar que las aves aniden

bajo los paneles solares o se acerquen a ellos

Paisajismo

Es de fácil integración con proyectos de pequeña y mediana escala, visualmente es

amigable pues no se presentan líneas de alta y media tensión en el paisaje el cual puede

afectar la biota

---

Situación económica en el Área

Espacios usados para construir el parque solar podrían llegar a competir con aquellos

usados en la agricultura y la ganadería. Al lograr extender la vida de los pozos marginales

se extienden también los aportes de inversión social en el área.

---


Aspectos sociales 29 27 28Afectación física de la via, afectación pscio-social por transito de cargas durante la fase

de construcción y alto riesgo de accidentes viales

Uso de señalizadores viales en la fase de construcción y

desinstalación del proyecto. Compensaciones sociales en especie.

Aspectos culturalesCambio de filosofía de la empresas de hidrocarburos con implementación de tecnologías

renovables y amigables con el ambiente. Reducción de emision de toneladas de C02.---

PaisajismoSe elimina el transito de carro tanques que llevan el diésel para alimentar los

generadores---

DESINSTALACIONSOLAR-PUTUMAYO

SOLAR-VALLE MEDIO DEL MAGDALENA CONSTRUCCIÓN OPERACIÓN DESINSTALACION

COMPONENTES Y FACTORES AMBIENTALES

ABIOTICOS

CONSTRUCCIÓN

BIOTICOS

SOCIOECONOMICOS


ABIOTICOS

BIOTICOS

SOCIOECONOMICOS

OPERACIÓN

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Agua 13 15 19 28 15 21 16 12 12

Es posible encontrar cauces de rio durante la construcción de la línea

de transporte eléctrico. Se debe tener un programa de monitorio de

nivel de rio para ajustar compuertas de ingreso a la PCH. Genera

modificaciones hidromorfologicas bajando la velocidad del agua pero

en una corta longitud

Evaluar perforación dirigida en vez de intervención

del cauce durante la construcción de la línea de

transporte eléctrico. Monitoreo de calidad de agua

Aire 29 22 19 16 13

Emisión de material particulado durante el transporte y etapa

constructiva/abandono. El proyecto genera un impacto positivo

reduciendo la emisión de gas de efecto invernadero.

Riego de vías e instalación de polisombras frente a

las viviendas durante la etapa constructiva y

abandono. Monitoreo de calidad de aire según

PMA.


La principal fuente de emisión de ruido y vibraciones se presenta en

la etapa de transporte y construcción. Sin embargo el sistema es

completamente silencioso lo que representa una clara ventaja frente

a los generadores de motor.

Implementación de pantallas acústicas en caso de

tener viviendas muy cercanas.

Suelo 33 15 15 18 14 Se ejercen impactos directos en el suelo pero en una extensión baja.Implementar actividades de reforestación y

conservación de suelos.

Ecosistemas 15 19 29 19 19Alteración el ecosistema fluvial en un tramo, impactando la

poblacion de peces.

Se debe tener un programa de monitorio de nivel

de rio para ajustar compuertas de ingreso a la PCH

Vegetación 22 15La vegetación se ve afectada puntualmente con la construcción del

canal en una extensión baja (20 m)---

Fauna 38Alteración el ecosistema fluvial, impactando la poblacion de peces.

Afectación de los peces al pasar por la turbina.


de rio para ajustar compuertas de ingreso a la PCH.

Usar turbinas amigables con los peces

Paisajismo --- ---

Situación económica en el ÁreaAl lograr extender la vida de los pozos marginales se extienden

también los aportes de inversión social en el área.---


Aspectos sociales 29 27 28

Afectación psico-social por transito de cargas durante la fase de

construcción y alto riesgo de accidentes viales. La afectación en el

caudal ecológico del rio podría tener afectación sobre la comunidad

pesquera de la zona

Uso de señalizadores viales en la fase de

construcción y desinstalación del proyecto.

Compensaciones sociales en especie.

Aspectos culturales

Cambio de filosofía de la empresas de hidrocarburos con

implementación de tecnologías renovables y amigables con el

ambiente. Reducción de emision de toneladas de C02.

---

PaisajismoSe elimina el transito de carro tanques que llevan el diésel para

alimentar los generadores---

Tran

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Agua 13 15 19 28 15 21 16 12 12

Es posible encontrar cauces de rio durante la construcción de la línea

de transporte eléctrico. Se debe tener un programa de monitorio de

nivel de rio para ajustar compuertas de ingreso a la PCH. Genera

modificaciones hidromorfologicas bajando la velocidad del agua pero

en una corta longitud

Evaluar perforación dirigida en vez de intervención

del cauce durante la construcción de la línea de

transporte eléctrico. Monitoreo de calidad de agua

Aire 29 22 19 16 13


constructiva/abandono. El proyecto genera un impacto positivo

reduciendo la emisión de gas de efecto invernadero.




PMA.


La principal fuente de emisión de ruido y vibraciones se presenta en

la etapa de transporte y construcción. Sin embargo el sistema es

completamente silencioso lo que representa una clara ventaja frente

a los generadores de motor.



Suelo 33 Se ejercen impactos directos en el suelo pero en una extensión baja.Implementar actividades de reforestación y

conservación de suelos.

Ecosistemas 15 19 32 19 19Alteración el ecosistema fluvial en un tramo, impactando la escala

para peces y la repoblación arbórea.



Vegetación 13 15La vegetación se ve afectada puntualmente con la construcción del

canal en una extensión baja (20 m)---

Fauna 38 15Alteración el ecosistema fluvial, impactando la escala para peces.

Afectación de los peces al pasar por la turbina.



Usar turbinas amigables con los peces

Paisajismo --- ---




Aspectos sociales 29 27 28

Afectación pscio-social por transito de cargas durante la fase de

construcción y alto riesgo de accidentes viales. La afectación en el

caudal ecológico del rio podría tener afectación sobre la comunidad

pesquera de la zona




Aspectos culturales



ambiente. Reducción de emision de toneladas de C02.

---



ABIOTICOS

HIDRAULICA-VALLE MEDIO DEL MAGDALENA CONSTRUCCIÓN OPERACIÓN

BIOTICOS

SOCIOECONOMICOS

HIDRAULICA-PUTUMAYO CONSTRUCCIÓN OPERACIÓN DESINSTALACION



ABIOTICOS

BIOTICOS

SOCIOECONOMICOS

DESINSTALACION

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Agua 14 18 16Baja perturbación al sistema tener una poca área de uso y bajo

mantenimiento---

Aire 25 22 19 16 13 30


constructiva/abandono. El refrigerante R11 usado para la

generación de energía tiene alto potencial de depletar la capa de

ozono. El proyecto genera un impacto positivo reduciendo la

emisión de gas de efecto invernadero.




PMA. En la simulación se realizo con R11 debe

evaluarse la aplicación de un refrigerante amigable

con el ambiente como R123


La principal fuente de emisión de ruido y vibraciones se presenta

en la etapa de transporte y construcción. Sin embargo el sistema

es completamente silencioso lo que representa una clara ventaja

frente a los generadores de motor. Ruido producido por los

enfriadores de aire



Suelo

Al no producirse ni contaminantes, ni vertidos, ni movimientos de

tierra la incidencia fisicoquímica o erosionabilidad sobre el suelo

es nula.

Ecosistemas --- ---

Vegetación 13 15

La vegetación se ve afectada en una extensión pequeña para la

instalación del sistema geotérmica, en caso de la compañía no

cuente con una locación ya en uso

---

Fauna 14 Flujo de aire caliente afectaría fauna en transitoImplementacion de sistemas ahuyentadores de

aves.

Paisajismo --- ---




Aspectos sociales 29 27 28Afectación psico-social por transito de cargas durante la fase de

construcción y alto riesgo de accidentes viales




Aspectos culturales



ambiente.

---



SOCIOECONOMICOS

GEOTERMIA-PUTUMAYO CONSTRUCCIÓN OPERACIÓN DESINSTALACION


ABIOTICOS

BIOTICOS

maestría en ingeniería de petróleos departamento de

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