metodología de evaluación de beneficios para proyectos de
TRANSCRIPT
Metodología de Evaluación de Beneficios para proyectos de electrificación rural en
Zonas No Interconectadas (ZNI)
Presentado por: Paula Alejandra Gutiérrez Baquero
Asesor: Raul Castro Rodríguez
13 de agosto del 2021
1. Presentación
El presente documento nace a partir de una necesidad identificada por el Departamento
Nacional de Planeación (DNP), de no contar con una metodología sectorial para la evaluación
económica de proyectos de electrificación rural. De acuerdo con la Red de Sistemas
Nacionales de Inversión Pública (SNIP), países de la región (América Latina y El Caribe)
como Bolivia, Chile, México y Perú ya cuentan con metodologías en el tema, mientras que
Colombia aún se encuentra rezagada.
A partir de la necesidad señalada y de la nueva opción de grado de la Maestría en Economía
Aplicada (Meca) para que los estudiantes “realicen una tesis de tipo reporte
técnico/consultoría”, se realizó un convenio entre el Departamento Nacional de Planeación
y la estudiante de Maestría Paula Alejandra Gutiérrez Baquero. La entrega del documento
final contó con el acompañamiento del profesor Raul Castro Rodríguez, quien cuenta con
una amplia experiencia y conocimiento del tema.
De acuerdo con los términos de referencia acordados con la entidad, el nombre de la
consultoría es “METODOLOGÍA DE EVALUACIÓN DE BENEFICIOS PARA
PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN RURAL EN ZONAS NO INTERCONECTADAS
(ZNI)”.
2. Introducción
En Colombia, la prestación del servicio de energía eléctrica en el territorio nacional se provee
de dos formas. La primera es una zona físicamente interconectada conocida como el Sistema
Interconectado Nacional (SIN). De acuerdo con la Ley 143 de 1994, el SIN “es el sistema
compuesto por los elementos conectados entre sí: las plantas y equipos de generación, la red
de interconexión, las redes regionales e interregionales de transmisión, las redes de
distribución, y las cargas eléctricas de los usuarios”.
La segunda, llamada Zona No Interconectada (ZNI) y definida en la Ley 143 de 1994, como
“el área geográfica donde no se presta el servicio público de electricidad a través del Sistema
Interconectado Nacional (SIN)”. Esta última cuenta con soluciones aisladas de generación,
en su mayoría provenientes de combustibles fósiles (Superintendencia de Servicios Públicos
Domiciliarios, 2017).
De acuerdo con el Índice de Cobertura de Energía Eléctrica (ICEE), Colombia cubre
aproximadamente el 96,54% de la demanda. Sin embargo, la varianza de los datos puede
llegar a ser abismal, pasando de un municipio como Pacoa, Vaupés con la menor tasa de
cobertura (3,38%), hasta llegar a la capital del país con un índice del 100%.
La inversión que deberá asumir el Estado para el cubrimiento de todas las Viviendas Sin
Servicio (VSS) de energía eléctrica, es de aproximadamente 7,4 billones de pesos, según
datos oficiales (UPME, 2018). Se calcula que existen 495.799 VSS, las cuales se encuentran
a la espera de ser cubiertas a través de soluciones de interconexión (157.416 VVS),
microredes aisladas (170.225 VVS) y sistemas individuales (168.158 VVS) (UPME, 2018).
Por otra parte, los Planes de Electrificación Rural Sostenible (PERS), además de recolectar
“información socioeconómica y energética del país” (UPME & USAID, 2015), han
permitido caracterizar a la población de la zona rural. Por ejemplo, se encontró que poco más
de la mitad de la población de estas zonas es indígena. Así mismo, el 94,9% de la población
estaría dispuesta a pagar mensualmente por el servicio de energía. Y por último, también se
evidencia que tanto la leña como las velas son los sustitutos energéticos más utilizados para
cocinar e iluminar, respectivamente.
A partir de las necesidades mencionadas previamente, el documento pretende establecer una
metodología que permita cuantificar y evaluar los beneficios económicos que las
comunidades más pobres del país reciben, por medio de proyectos de electrificación rural
ejecutando en las zonas rurales del país. De manera que, el documento inicia con esta
introducción y continúa con una sección de antecedentes. Luego, se presenta la metodología
a través de las fases de: identificación, formulación y evaluación. Y finalmente, se presentan
las conclusiones y recomendaciones.
3. Antecedentes
Colombia no cuenta con metodologías de Análisis Costo – Beneficio (ACB) para la
presentación y evaluación de proyectos de electrificación rural. Este hecho ocasiona que
muchas de las priorizaciones de inversión en el sector, no busquen un bienestar social sino
uno meramente individual, ya que solo se consideraría el beneficio financiero del proyecto o
de quien lo formula y ejecuta. Por ejemplo, “un proyecto podría ser atractivo para la entidad
ejecutora y, a la vez, ser poco atractivo para otros individuos, en el caso de quienes residen
en la zona donde se va a efectuar el proyecto” (Castro & Mokate, 2003).
En específico, una de las falencias que se evidencia al no contar con una metodología ACB,
es que la evaluación de beneficios se ha venido convirtiendo en la “variable de ajuste” de los
proyectos de inversión pública. Al seguir los lineamientos de la Metodología General
Ajustada (MGA) del DNP, se encuentra que el flujo neto económico de los proyectos de
inversión vincula la suma de los ingresos y los beneficios del proyecto.
El problema subyace cuando la viabilidad del proyecto es medida por ambos rubros y no de
manera separada. Es decir, una evaluación de cierre financiero por un lado, y una evaluación
económica por otro, pues de lo contrario, es posible que un proyecto no cuente con cierre
financiero pero al agregarle los beneficios económicos el proyecto se vuelva viable, como
está ocurriendo a la fecha. Situación que está afectando la operatividad y mantenimiento de
los proyectos, así como pone en duda su verdadero beneficio social.
Ahora bien, en cuanto a lo que tiene que ver con otras metodologías en países de la región,
se revisaron y evidenciaron las metodologías de Bolivia, Chile, Perú y México, rescatando
para cada una de ellas la diferenciación del flujo financiero del económico. Así como la
importancia de conocer la demanda no solo residencial sino comercial, industrial e
institucional, entre otros. Dichas metodologías sirvieron de referencia para la construcción
metodológica del presente documento, así como elementos de elaboración propia, ajustados
y creados específicamente para las necesidades de Colombia.
Adicionalmente, no solo la falta de metodologías ACB interfiere en las decisiones de
inversión de los proyectos de electrificación rural en Colombia, también: i) La tendencia por
seleccionar proyectos de generación con sistemas solares fotovoltaicos; ii)La baja capacidad
técnica de las entidades territoriales; iii) Las diferentes metodologías de presentación,
formulación y evaluación de proyectos, supeditado a la fuente de financiación a la cual se
aplique; iv) Precariedad en la información de consumos en las ZNI y por consiguiente, v)
ausencia de una metodología estándar para el cálculo de la demanda.
La propuesta pretende en primer lugar, vincular el Análisis Costo – Beneficio dentro de la
formulación y evaluación de proyectos de electrificación rural en las ZNI y en los proyectos
Tipo con los que el DNP cuenta para la presentación de dichos proyectos . En segundo lugar,
ampliar la oferta de alternativas de fuentes de generación a través de Fuentes No
Convencionales de Energía Renovable (FNCER) como: sistemas solares fotovoltaicos,
pequeñas centrales hidroeléctricas (PCH) y aerogeneradores. Y finalmente, presentar un caso
de estudio que pruebe la propuesta metodológica de ACB para los proyectos de
electrificación rural en el país y permita ser un insumo para su aplicación.
4. Metodología
La metodología inicia con el título del proyecto que debe abarcar tres temas: el tipo de
proyecto (generación), el tipo de fuente energética (solar, eólica o hídrica) y su ubicación.
Luego, aparece la sección de generalidades que contendrá una introducción, los objetivos y
el alcance del proyecto, así como sus solicitantes (tanto formulador como ejecutor).
La construcción del proyecto continúa con una fase de identificación, desde donde se
realizará un diagnóstico geográfico, socioeconómico, de disponibilidad de recursos, de
viabilidad del proyecto, de involucrados y de proyectos previos de solución. Ya en la fase
de formulación se presentará un análisis de mercado, técnico, financiero, económico,
administrativo y de gerencia, desde donde se partirá para la evaluación económica y
financiera de la siguiente sección.
I. Título del proyecto:
Debe contar con la descripción del tipo de proyecto (generación), el recurso energético
seleccionado (solar, eólico o hídrico) y su ubicación (localidad, vereda, corregimiento o
barrio, municipio y departamento).
II. Generalidades:
La sección de generalidades pretende explicar el contexto del proyecto a revisar. El
formulador debe realizar un esfuerzo por redactar un panorama general de lo que se
presentará en las siguientes páginas, exponiendo ideas concretas a través de: la introducción,
la justificación, los objetivos del proyecto, su alcance y algunos supuestos necesarios para
realizar el proyecto.
III. Identificación: La fase de identificación busca ofrecer un diagnóstico detallado y cercano a las necesidades
de las comunidades, a través de la identificación de la situación actual de la zona de
intervención y sus pobladores.
• Diagnóstico geográfico Siguiendo las recomendaciones del Ministerio de Minas y Energía, el proyecto debe incluir
mapas a escala que lo ubiquen geograficamente en el espacio nacional, departamental,
municipal y local, de acuerdo con el tipo proyecto. Los mapas deberán ser elaborados
profesionalmente (Ministerio de Minas y Energía, n.a), según aplicabilidad:
• Localización del municipio dentro del departamento
• Localización de la localidad, vereda, corregimiento o barrio dentro del municipio
• Tipo de vías de acceso
• Localización de ríos, quebradas, entre otros
• Localización de veredas/municipios más cercanos, teniendo en cuenta cuales cuentan
o no con el servicio de energía.
• Diagnóstico de involucrados
Analizar la población beneficiaria (o perjudicada) que hace parte de las unidades de consumo
de la población: residencial, industrial, comercial e institucional. También se especifican los
formuladores y ejecutores del proyecto, así como quienes realizarían la operación y
mantenimiento del proyecto.
A través de investigación en campo, es indispensable identificar a los líderes de las zona para
ahondar en el planteamiento del problema y las necesidades de la comunidad. Es importante
que los formuladores y ejecutores establezcan lazos efectivos de comunicación pues esto
permitirá un mejor diagnóstico y ejecución del proyecto.
• Diagnóstico de proyectos previos de solución
Mencionar la descripción de proyectos que hayan sido formulados y ejecutados previamente
para solucionar el problema, y especificar sus características positivas o negativas. Si
anteriormente no se presentaron proyectos, describa el porqué de la situación.
• Diagnóstico socio-económico (localidad y beneficiarios)
El diagnóstico de la situación socioeconómica se exige a través de dos niveles: macro
(localidad en general) y micro (individuos). Independiente del nivel de recolección y análisis
de la información, los datos deberán pertenecer a las siguientes variables:
o Nivel macro
Este nivel de descripción de los datos hace referencia a las características socioeconómicas
de la localidad, vereda, barrio o corregimiento, municipio y departamento. A continuación,
las variables que se esperan:
• Demografía y población: población total, urbana y rural; población étnica (indígena,
negra, mulara o afrocolombiana, raizal, rom palenquera); dinámica poblacional de los
últimos 10 años (crecimiento poblacional).
• Economía: % de actividades primarias, secundarias y terciarias; actividades
económicas específicas de la zona y de la población a atender (pesca, cultivos,
ganadería, entre otros); procesos productivos que requieren consumo de energía.
• Vivienda y servicios públicos: Nº de viviendas con y sin servicio de energía eléctrica
y cobertura de energía eléctrica.
• Salud: cobertura del régimen subsidiado
• Educativas: tasa de deserción; desagregación de coberturas en educación (primaria,
secundaria, etc.).
• Pobreza: ingreso promedio familiar mensual y Necesidades Básicas Insatisfechas
Las variables requeridas previamente podrán ser consultadas en la plataforma Terrridata del
DNP, en la cual se condensa la información de las entidades territoriales desde el nivel
nacional.
o Nivel micro
Teniendo en cuenta que las variables de caracterización socioeconómica a nivel macro en su
mayoría reflejan las condiciones de los municipios, más no son consecuentes con las
realizades de las localidades que se encuentran en la ruralidad, se solicita encuestar a la
población siguiendo el formato de caracterización de la población que proporciona el IPSE
en el siguiente link:
http://www.ipse.gov.co/component/phocadownload/category/343-encuesta-
socioeconomica-cultural-y-ambiental-por-vivienda?download=1611:encuesta-
socioeconmica-cultural-y-ambiental-por-vivienda-zni
o Diagnóstico de disponibilidad de recursos energéticos
Establecer potenciales recursos energéticos de cada zona, teniendo en cuenta los recursos de
las Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER) seleccionados en esta
metodología. Siguiendo el estudio (BID, 2018), la oferta de recursos energéticos en el país
de las ZNI se pueden dividir en cinco macrorregiones: i) La región Caribe; ii) La región de
la Orinoquía; iii) La región de la Amazonía; iv) zonas aisladas en la región Andina; v) La
región Pacífico.
Partiendo de esa clasificación, se pueden construir los potenciales recursos energéticos más
adaptables por región, y se orienta al formulador del proyecto a revisar los mayores
potenciales de acuerdo a su región.
Figura 1
Recurso solar en Colombia
Nota. El mapa representa la radiación promedio en el territorio nacional, distribuido según sus distintos niveles de
clasificación. Tomado del informe consultoría para el análisis, estructuración y formulación de modelos que garanticen la
sostenibilidad de proyectos de FNCER, con el fin de facilitar la evaluación de proyectos del plan todos somos PAZcífico,
por Banco Interamericano de Desarrollo, 2018, Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales.
La Figura 1 evidencia que el mayor potencial solar del país se encuentra en la región Caribe
(La Guajira) en donde la radiación promedio kWh/m2/día oscila entre 5,0 y 6,0 kWh/m2/día.
Para la región Orionoquía, la radiación baja a niveles que se encuentran entre 4,0 y 5,0
kWh/m2/día, y para la Amazonía y el Pacífico, el recurso es aún más inferior. Del análisis
previo, se puede concluir que las zonas más viables para utilizar el recurso solar son el Caribe
(La Guajira) y la Orinoquía.
Figura 2
Recurso eólico en Colombia
Nota. El mapa muestra el atlas de viento en Colombia que permite reconocer los lugares con mayor aprovechamiento de la
energía eólica. Tomado del informe consultoría para el análisis, estructuración y formulación de modelos que garanticen
la sostenibilidad de proyectos de FNCER, con el fin de facilitar la evaluación de proyectos del plan todos somos PAZcífico,
por Banco Interamericano de Desarrollo, 2018, Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales.
Por otro lado, el recurso eólico en Colombia, medido por el Atlas de Viento en Colombia,
estima la velocidad de viento promedio anual en el país. En ella se evidencia que la región
Caribe (La Guajira) cuenta con un alto potencial eólico que oscila entre los 9-12 m/s. Seguido
de algunas zonas de la Región Andina, y se concluye que para las demás regiones el potencial
es escaso.
Figura 3 Recurso hídrico en Colombia
Nota. El mapa presenta la distribución del recurso hídrico en el país, medido por niveles de caudal. Tomado del informe
consultoría para el análisis, estructuración y formulación de modelos que garanticen la sostenibilidad de proyectos de
FNCER, con el fin de facilitar la evaluación de proyectos del plan todos somos PAZcífico por Banco Interamericano de
Desarrollo, 2018, Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales.
A diferencia de lo que ocurre con el recurso solar y eólico, el recurso hídrico en la región
Caribe (La Guajira) es casi nulo, mientras que para las regiones de Orinoquía y Amazonía el
potencial es alto, pues es igual o superior a los 1000 m3/s.
Ahora bien, de acuerdo con el análisis expuesto previamente y las conclusiones del estudio
del BID, se encuentra que “los recursos que pueden presentar viabilidad en cada una de las
regiones” (BID, 2018) son los siguientes:
Tabla 1
Recursos que pueden ser viables en cada una de las regiones (excepto Pacífico)
Macrorregión Recursos que pueden ser viables
Caribe Solar y eólico Orinoquía Solar, hidráulica y biomasa Amazonía Solar (bajo), hidráulica y biomasa
Zonas aisladas de la región Andina Solar y eólico
Nota. Clasificación por macroregión del potencial de los recursos solar, eólico, hidráulico y de biomasa en el país.
Tomado del informe consultoría para el análisis, estructuración y formulación de modelos que garanticen la
sostenibilidad de proyectos de FNCER, con el fin de facilitar la evaluación de proyectos del plan todos somos PAZcífico,
por Banco Interamericano de Desarrollo, 2018.
Teniendo en mente el insumo anterior, el formulador puede empezar a seleccionar las
alternativas de generación de energía según el potencial energético de la zona de influencia.
Al utilizar la localización del sitio del proyecto, se sugiere realizar el mismo estudio de caso
en la zona de intervención teniendo en cuenta los siguientes elementos:
1. Radiación solar media en kWh/m2/día
2. Velocidad media del viento en m/s
3. Caudal en época de mínima disponibilidad en m3/s y altura de caída de recursos
hidráulicos (m).
o Diagnóstico de viabilidad del proyecto
Dado a que un gran número de instituciones pueden intervenir de manera directa en las áreas
de influencia del proyecto, se sugiere:
1. Consultar con el operador de red del SIN más cercano, los planes de expansión, y si
existen planes de interconexión al SIN. En caso de que la interconexión esté planeada,
validar la fecha de entrada y si es necesaria una solución antes de la interconexión. Si
es el caso, se deberá proponer el plan para el uso de la infraestructura después de la
entrada de la interconexión.
2. Revisar el Plan Indicativo de Expansión de Cobertura de Energía Eléctrica (PIEC) y
las fuentes de energía recomendadas para la zona.
3. Revisar los PERS (de existir) e identificar las potenciales fuentes energéticas
4. Realice una evaluación preliminar y descarte aquellas soluciones que por su
naturaleza no sean viables, desde el punto de vista técnico (potencial de generación,
necesidad de infraestructura de generación asociada, entre otros) y financieros (costos
de inversión, costos de generación, costos de administración, operación y
mantenimiento). Seleccione al menos dos alternativas.
o Diagnóstico Otros
En esta sección se espera obtener información de aristas adicionales que necesite el proyecto
y no se encuentren contempladas en la metodología general. Lo anterior debido a localización
especial del lugar, tipo de necesidad de la comunidad, riesgos del proyecto, entre otros.
IV. Formulación
• Estudio de mercado
o Análisis de oferta
Para el análisis de la oferta de servicio de energía eléctrica se sugiere:
1. Revisar primero toda la oferta de generación de energía eléctrica en sitio
2. Identificar el costo de la tarifa del operador más cercano para el estrato 1
3. Si luego del análisis no se evidencia ningún tipo de servicio de energía, se puede
considerar que el servicio es nulo.
4. De existir oferta de servicio de energía eléctrica se deben conocer las tarifas y la
cobertura de la población de dicha oferta.
o Análisis de demanda
Este cálculo se llevará a cabo para cada uno de los beneficiarios del proyecto (usuarios
residenciales, comerciales, industriales e institucionales), los cuales serán clasificados dentro
de las siguientes categorías dependiendo de sus características de consumo de energía.
• Escenario 1: usuarios que no cuenten con servicio de energía eléctrica y tampoco
utilicen energéticos alternativos. Por ejemplo, escuelas sin servicio de energía, que
operen durante el día y no utilicen ningún tipo de tecnología.
• Escenario 2: usuarios que no cuenten con servicio de energía eléctrica pero que
utilicen energéticos alternativos tales como velas, kerosen, leña, entre otros. En
particular, los usuarios residenciales son quienes pertenecen mayoritariamente a esta
categoría, especialmente por temas de iluminación y cocción de alimentos.
• Escenario 3: usuarios que cuenten con servicio de energía eléctrica. Para la mayoría
de los casos en las ZNI, dicha la generación proviene de fuentes de generación con
combustibles fósiles.
Cálculo de las demandas “sin proyecto”
Una vez definidos los escenarios propuestos y los agentes involucrados, se estima la demanda
de cada beneficiario para la situación “sin proyecto”. A continuación, el diagrama Nº1
explica el cálculo de las demandas para cada escenario.
Figura 4
Estimación de la demanda de energía “sin proyecto” por escenario
Nota. La figura muestra los pasos para el cálculo de la demanda de energía sin proyecto en cada uno de los escenarios.
Elaboración propia. Los cálculos descritos previamente se utilizan para encontrar el precio por kWh sin proyecto
y su cantidad respectiva de consumo. Estos resultados permitirán estimar los beneficios del
proyecto, una vez se obtengan los cálculos de la situación con proyecto especificados en la
siguiente sección.
Cálculo de la demanda “con proyecto”
A diferencia del cálculo de la demanda “sin proyecto”, la demanda “con proyecto” no
requiere escenarios de clasificación para ser calculada. Lo que quiere decir que la
metodología de cálculo es la misma para cualquier beneficiario. Partiendo de este hecho, la
demanda “adicional” que desea ofrecer el proyecto se propone al aumentar el consumo de
Beneficiario
1. Usuario con o sin servicio de energía
SinCon
2. Cálculo de la demanda sin proyecto
Escenario 3
Paso 1 (!!): Identifique la tarifa mensual del servicio de energía durante los últimos 6 o 12 meses y obtenga el precio sin proyecto promediando dichos valores.
"#$%&'($*+#(,+%&-./+0 = ∑ 3+#(,+"#"$%
-
4 = 5678 = 9ú;6<=>6;6767
Paso 2 (?!): Obtenga la cantidad de energía mensual que consume el usuario (kWh).
Paso 3: Calcule el precio por kWh que paga el usuario al dividir la tarifa mensual ($) sobre los kWh consumidos.
!! =@#$%&'($*+#(,+%&-./+0($)
D$-./%$'&&-&#Eí+%&-./+0(GHℎ)
Paso 1: Identifique el precio sin proyecto teniendo en cuenta las encuestas de caracterización de la población beneficiaria:• Escenario 1 (!!): Establezca la Disponibilidad A Pagar
(DAP) de los potenciales beneficiarios del proyecto por poder contar con el servicio de energía (@&).
• Escenario 2 (!!): Encuentre el gasto mensual($) del beneficiario en sustitutos energéticos y divida el valor por su energía equivalente (kWh)
Paso 2: Estime la cantidad de energía sin proyecto• Escenario 1 (?!): bajo este escenario el consumo es igual
a cero. Sin embargo, si existen dudas frente a la información, se sugiere utilizar la cantidad mínima de energía que utiliza alguno de los otros beneficiarios o el promedio del proyecto.
• Escenario 2 (?!): el consumo en bienes sustitutos se calcula multiplicando las unidades de los sustitutos por su factor de conversión, obteniendo una energía equivalente.
kWh y a reducir el costo por obtener el servicio. En este caso, la alternativa para estimar la
demanda es a través del cálculo del dimensionamiento de cargas por usuario.
Lo anterior hace referencia a conocer en que equipos utilizaría la energía eléctrica un
beneficiario si contara con el servicio. Por ejemplo: en una licuadora, nevera, radio,
televisión, carga de celular, entre otros.
Tabla 2
Cálculo de demanda del proyecto a través del dimensionamiento de cargas y las
necesidades energéticas de los beneficiarios
Número
(i) Equipo Cantidad Potencia (w)
Tiempo de Operación
(Horas/Día)
Consumo Energía
(kWh/Día)
N
Equipos: nevera,
máquina de tejer,
estufa, entre otros.
𝑞! 𝑤! ℎ! 𝐶! =𝑞! ∗ 𝑤! ∗ ℎ!
(𝑵𝒊
𝒊
𝟎
(𝐶!
$
!
Nota. La tabla anterior describe la metodología de cálculo de la demanda del proyecto, de acuerdo a las necesidades
energéticas de los beneficiarios, revelado vía encuestas. Tomado del Proyecto Tipo “Instalación de sistemas solares
fotovoltaicos individuales en zonas no interconectadas” por Departamento Nacional de Planeación, 2020.
La tabla anterior permite describir la metodología del dimensionamiento de cargas. Para su
cálculo, se debe multiplicar la cantidad de equipos (𝑞!), por su potencia (𝑤!) y por el número
de horas de uso al día(ℎ!). Para obtener su valor mensual, se multiplica por el número de
días al mes.
• Estudio técnico
o Definición de alternativas y cuantificación de variables técnicas
• Energía Solar Fotovoltaica
La energía solar es la tecnología más usada para llevar electricidad a las poblaciones rurales
y dispersas, en la mayoría de los casos por su simplicidad en la instalación. En lo que tiene
que ver con su dimensionamiento, los principales aparatos son: el panel solar, el inversor, el
regulador, las baterías, el cableado, entre otros. Siguiendo el estudio del (BID, 2018), en la
tabla Nº3 se especifican sus variables técnicas:
Tabla 3
Componentes de la energía solar
Solar Fotovoltaico
Centralizados Descentralizados Estándares técnicos Sin acumulación Con acumulación
Panel X X
• Todos los módulos fotovoltaicos, cristalinos y amorfos deberán cumplir con las especificaciones contempladas en la norma IEC-61730 de 2009. Esta define:
§ Característica de diseño de los módulos § Requisito de los materiales utilizados § Especificación del tipo de uso § Las pruebas de seguridad § Pruebas de calificación
• La norma NTC 5899-1 de 2011 especifica los materiales utilizados en el modulo
• La NTC 5464 especifica la clasificación del diseño y la homologación para los módulos fotovoltaicos de lámina delgada para uso terrestre.
• La norma IEC 61701 se exige cuando los paneles van a ser expuestos en las localidades de atmósferas húmedas altamente corrosivas,
Batería X X
Las baterías empleadas para los sistemas fotovoltaicos deben seguir las siguientes normas:
• IEC 61427 la cual especifica los requerimientos generales y las metodologías de prueba para las baterías de sistemas fotovoltaicos.
• NTC 5287 2009 el cual especifica las normas sobre celdas secundarias y baterías para sistemas fotovoltaicos.
• Dependen de la temperatura de la localidad en la cual serán instaladas
Regulador X En cada casa
Los reguladores de tecnología PWM y MPPT deben cumplir las siguientes especificaciones:
• NTC 2183 2014 la cual especifica la normatividad para artefactos electrodomésticos y similares
• NTC 6016 2013 especifica las normas para los controladores de carga de batería para instalaciones fotovoltaicas, adicional a su comportamiento y rendimiento
• IEC 60730-1 2013 especifica los requerimientos generales para los dispositivos de control automático para uso doméstico y análogo
• IEC 62109-1 2010 en esta norma se aplican a los equipos de conversión de energía para uso en sistemas fotovoltaico, al mismo tiempo se definen los requisitos mínimos para el diseño y fabricación de los equipos de conversión de energía.
Inversor X X
Los inversores deberán seguir las siguientes normas:
• NTC 2183 2014 norma para artefactos electrodomésticos y similares
• NTC 5759 2010 evaluación del rendimiento intrínseco del acondicionador de potencia
• IEC 62109 Requisitos especiales de seguridad para la inversión de corriente
Sub estación X
Red de distribución X
Equipos de monitoreo y
control X X
Equipos de medición X X
• NTC 5648, Requisitos particulares para la medición de energía eléctrica, medidores de pago estáticos para energía activa clase 1 y 2.
• Frecuencia entre 45Hz y 65 Hz • IEC 61000-4-30, 2012, normas sobre la compatibilidad
electromagnética, especificando técnicas de ensayo y de medida, al igual que métodos de medida de la calidad de la potencia.
Nota. Esta tabla muestra los estándares técnicos de los componentes de la energía solar. Tomado de consultoría para el
análisis, estructuración y formulación de modelos que garanticen la sostenibilidad de proyectos de FNCER, con el fin de
facilitar la evaluación de proyectos del plan todos somos PAZcífico por Banco Interamericano de Desarrollo, 2018.
• Energía eólica
En la sección de identificación se realizó un diagnóstico de recursos energéticos en el país, y
se concluyó que solamente en el Pacífico (La Guajira) y algunas zonas aisladas de la Región
Andina el recuro eólico tiene un alto potencial de aprovechamiento. A continuación, los
componentes de la tecnología:
Tabla 4
Componentes de la energía eólica Eólico Centralizados Descentralizados Estándares técnicos
Con acumulación Sin acumulación Aerogenerador
Torre X X • La norma IEC-61400 de 2009. Turbinas eólicas. • Esta define:
o Diseño de turbinas o Rendimiento de las turbinas o Medición o Monitoreo y Comunicación
• La norma AWEA 9.1 – 2009. Turbinas pequeñas. • Esta define:
o Rendimiento o Seguridad
Cimentación X X Góndola X X
Rotor X X Sistema de orientación
X X
Generador X X Multiplicador X X
o Pruebas o Reportes
• GTC 139. Protección contra descargas eléctricas atmosféricas.
• GTC 172. Guía para generación de energía eléctrica • NTC 5343. Medida de la curva de potencia de
aerogeneradores productores de electricidad • NTC 5363. Requisitos de diseño • NTC 5412. Medida y evaluación de las características
de la calidad de suministro de potencia de aerogeneradores conectados a la red
• NTC 5467. Técnicas de medida de ruido acústico • NTC 5725. Requisitos de diseño para
aerogeneradores pequeños • NTC 5834. Diseño y especificación de cajas
multiplicadoras • NTC 5941. Comunicaciones para el monitoreo y el
control de parques eólicos descripción general de principios y modelos
Adicionales Sistema de distribución
X X
Sistema de monitoreo
X X
Nota. Esta tabla muestra los estándares técnicos de los componentes de la energía eólica. Tomado de consultoría para el
análisis, estructuración y formulación de modelos que garanticen la sostenibilidad de proyectos de FNCER, con el fin de
facilitar la evaluación de proyectos del plan todos somos PAZcífico por Banco Interamericano de Desarrollo, 2018.
• Pequeñas centrales hidroeléctricas (PCH)
Dados los altos costos de generación en pequeñas hidroeléctricas y la usual dispersión de los
usuarios en las ZNI, esta tecnología no es la más utilizada. No obstante, se especifican sus
componentes:
Tabla 5
Componentes de las PCH
PCH Centralizados Especificaciones técnicas
Adecuaciones civiles X • IEC 60041: Pruebas para determinar la eficiencia de la turbina • IEC 60193: Pruebas para la autorización del uso de las turbinas • IEC 60308: Pruebas del control del sistema • IEC 6045: Guía para la operación y mantenimiento de las turbinas • IEC 61364: Nomenclatura para la maquinaria de las plantas
hidroeléctricas • IEC 60994: Guía para la medida de campo de vibraciones y
pulsaciones en máquinas hidráulicas • IEC 6069: Turbinas hidráulicas, bombas y turbinas bombas. • NTC 5523: Medición del caudal de fluidos en conductos cerrados • La turbina más utilizada en las PCH es la tipo Francis (INEA, 2000)
Turbina X Generador X
Tubería forzada o tubería de presión o
impulsión
X
Sistema de control X
Sistema de frenado X
Casa de máquinas X
Redes de distribución X
Nota. Esta tabla muestra los estándares técnicos de los componentes de pequeñas centrales hidroeléctricas. Tomado de
consultoría para el análisis, estructuración y formulación de modelos que garanticen la sostenibilidad de proyectos de
FNCER, con el fin de facilitar la evaluación de proyectos del plan todos somos PAZcífico por Banco Interamericano de
Desarrollo, 2018.
o Tamaño del proyecto
Una vez se conoce la demanda que el proyecto pretende cubrir y el tipo de tecnología a
utilizar, se calcula el dimensionamiento del proyecto. En particular, la potencia de generación
que tendrán los equipos.
o Localización del proyecto
La localización del proyecto dependerá del tipo de tecnología seleccionado. Por ejemplo, si
el formulador se decide por la instalación de sistemas solares fotovoltaicos individuales, la
localización del proyecto ocurrirá entonces donde se encuentre el beneficiario. Para eso, se
necesitará una georreferenciación de cada uno de los sistemas entregados. A su vez, si la
alternativa es una PCH, se espera que los beneficiarios se encuentren más concentrados.
• Estudio financiero
o Ingresos privados Los ingresos privados de un proyecto hacen referencia a las cantidades que se ofrecen por su
precio de mercado. Dicho precio de mercado en los proyectos de electrificación rural es la
tarifa que se paga por el servicio de energía. En las ZNI, la tarifa es mayoritariamente
subsidiada por el Estado en sus costos de operación y mantenimiento, así como en la
inversión inicial de los equipos.
o Costos privados
Así como para los ingresos privados, los costos de los proyectos cambian notablemente de
acuerdo al tipo de tecnología que se seleccione. A continuación se listan los costos:
a) Capex: tiene en cuenta las inversiones, los costos de mano de obra, instalaciones,
equipos y materiales, e insumos.
o Equipos de generación, equipos adicionales, obras civiles, mano de obra,
transporte de equipos, administración del proyecto e imprevistos, utilidad del
proyecto y otros costos asociados
b) Opex:
o Nómina y costos administrativos, mantenimiento correctivo y preventivo, de
comercialización y reposición, entre otros.
c) Aspectos tarifarios del proyecto
En lo que respecta al cálculo de la tarifa del proyecto, dentro del Anexo 4: Formato de
sostenibilidad financiero, del proyecto tipo “Instalación de Sistemas Solares fotovoltaicos
individuales en Zonas No Interconectadas”, publicado por el DNP, se encuentra una matriz
que permite calcular de manera sencilla la tarifa del proyecto. Que incluye: inversión inicial,
operación y mantenimiento del proyecto. En este caso, la mayor parte de la tarifa es
subsidiada por el Gobierno.
d) Financiamiento del proyecto
Según el mapeo realizado por el BID & DNP (2017), los recursos de financiamiento
disponibles para proyectos de electrificación rural son:
o Recursos del Presupuesto General de la Nación, de las entidades territoriales, de
otros fondos públicos (FAER, FAZNI, SGR), aportes en especie de entidades
territoriales (no se contabilizan en los límites para aportespúblicos, o para
prórrogas y adiciones), aportes de recursos de plusvalía de entidades territoriales
Por lo tanto, el proyecto debe contener dicha especificación, explicando los porcentajes que
compete a cada presupuesto dentro del proyecto.
e) Flujo de fondos sin financiamiento
Los flujos del proyecto se pueden separar en dos fases: la etapa de construcción, que es en la
que se realiza una inversión de capital, y la etapa de operación y mantinimiento, en la que se
espera que el proyecto genere flujos positivos. Ambas etapas tienen una duración
determinada. En otras palabras, en la primera parte hay una inversión y en la segunda hay
retornos.
Dado que los retornos son variables aleatorias, puesto que dependen del comportamiento de
consumo de la población objetivo, tienen un riesgo asociado. Por ello, los flujos positivos no
se pueden determinar mas sí estimar, a menos que, mediante algún elemento contractual,
estos puedan preverse con total certeza. De la misma forma ocurre con la inversión de capital
donde los riesgos pueden incrementar el costo del proyecto en gran medida. Considerando lo
anterior, los flujos de fondos del proyecto son variables aleatorias.
Los flujos del proyecto sin financiamiento son los mismos que el flujo de caja del
inversionista. De hecho, el inversionista sería la única fuente de financiamiento si este fuese
el caso. Lo contrario ocurre cuando el proyecto se apalanca con instrumentos de deuda y los
flujos de caja cambian dependiendo de lo acordado en los contratos de crédito. A
continuación, se muestra este caso.
Flujo de fondos con financiamiento
La implementación de instrumentos de deuda hace que la inversión de capital inicial no sea
en su totalidad aportada por los inversionistas. Por ello, en necesidad de amortizar y pagar
los intereses de la deuda, los flujos generados se dividen en dos: servicio de la deuda y
utilidades. En este orden de ideas, es importante reconocer que en todo proyecto apalancado
el flujo de caja de este no es el mismo que el flujo de caja de deuda, o que el flujo de caja de
los inversionistas. Como resultado, es necesario estimarlos por separado para llegar a las
conclusiones de ejecución del proyecto.
La proyección de los flujos del proyecto, deuda e inversionista es necesaria para verificar si
se cumplen las exigencias de los prestamistas, las necesidades de los inversionistas, y la
viabilidad del proyecto.
• Estudio económico
o Población beneficiada: residencial, industrial, comercial e institucional
Identificar las características de los beneficiarios del proyecto:
a) ¿Para qué tipo de usuarios se dirige el proyecto?, ¿Residenciales, industriales,
comerciales y/ o institucionales? Especifique y analice los datos
b) ¿Hacia cuáles grupos poblacionales se dirige?, ¿de menores ingresos?,
¿pertenecientes a minoría o poblaciones étnicas?
c) ¿Cuál es su disponibilidad a pagar y/o a aceptar por el servicio de energía eléctrica?
d) ¿Qué tan dispersos se encuentran los beneficiarios del proyecto?
e) ¿Qué tan dispuesta se encuentra la comunidad para aceptar el proyecto?
o Ingresos y gastos de la población beneficiada
Analizar los rangos de ingresos de la población beneficiada, así como sus gastos recurrentes
de acuerdo con datos de información primaria y secundaria recolectados en la sección de
identificación.
o Otras características socioeconómicas
Reconocer qué otros tipos de desarrollo productivos pueden nacer a partir de la provisión
del servicio de energía eléctrica y cómo puede verse beneficiada la población, teniendo en
cuenta la vocación de la zona.
• Estudio administrativo y gerencial de la operación
Un aspecto muy relevante de los proyectos de electrificación rural en Colombia es la
necesidad de establecer desde su formulación, la entidad que quedará a cargo de la operación,
administración y mantenimiento, pues en la práctica quien termina realizando esta tarea es la
comunidad.
Por tal motivo, se exige:
ü Naturaleza jurídica de la empresa
ü Organigrama de la empresa
ü De quien va a depender el proyecto
V. Evaluación
o Evaluación financiera
El proyecto de electrificación tiene como finalidad acercar las necesidades de la comunidad
con la oferta de proyectos de infraestructura nacional. En la práctica, el valor total del servicio
eléctrico (generación, comercialización y distribución) son pagados mayoritariamente por el
Estado (a través de subsidios) y minoritariamente por los usuarios (a través de una tarifa
subsidiada).
Dichos proyectos deben contar con un componente de sostenibilidad financiera que garantice
que su ejecución y operación sea costo-efectiva para los planes de inversión nacional,
teniendo en cuenta que el presupuesto nacional es un recurso limitado. No obstante, es usual
encontrar que en los proyectos de electrificación rural la inversión inicial deba ser asumida
por el Estado para que pueda existir un cierre financiero del proyecto. De lo contrario, la
tarifa mensual sería muy superior.
Marco general de la evaluación financiera
Para realizar la valoración de un proyecto, se deben realizar un análisis de los flujos de caja
que este generará durante su etapa de operación. Estos flujos son ingresos generados en
tiempos futuros y, dependiendo de las condiciones, requieren de una proyección de
escenarios que permitan encontrar el mejor estimativo de estos y su desviación asociada.
Así, y teniendo en cuenta el valor del dinero en el tiempo, es posible generar indicadores
financieros que resuman la rentabilidad y valor agregado que entrega el proyecto a los
inversionistas (gobierno, entidades bancarias, bancos de cooperación, fondos de inversión,
entre otros). Para realizar este análisis, los pasos a seguir son:
1. Calcular el tamaño de la inversión de capital que requeriría instalar una planta
capacidad suficiente para brindar la demanda máxima
2. Estimar los costos operacionales y/o de mantenimiento típicos requeridos anualmente
en este tipo de proyecto.
3. Establecer la tasa de descuento bajo la cuál se evaluarán los flujos de caja futuros,
este depende de diferentes condiciones de mercado, riesgo del proyecto y tamaño del
proyecto.
4. Finalmente, de la selección de los indicadores de bondad financiera que se acomodan
a los criterios de decisión de los inversionistas, ejemplos de estos son: Valor Presente
Neto (VPN) y Tasa Interna de Retorno (TIR).
En este capítulo se describen cada uno de estos pasos para que los formuladores del proyecto
tengan una guía clara del paso a paso para analizar la viabilidad del proyecto.
Etapas de la evaluación financiera
o Tamaño de la inversión de capital
Este valor es el asociado a la construcción de la planta de generación de energía, junto con
todos los componentes necesarios para transportar, distribuir y comercializar la energía en la
población objetivo. Este costo será incurrido en el año inicial del proyecto y es la mayor parte
de la inversión inicial (otras partes de la inversión son comisiones de estructuración y costos
de los servicios de iniciales durante la formulación).
o Tasa de descuento
La tasa de descuento será la representación del costo del dinero en el tiempo puesto que los
flujos de caja en años futuros tienen asociados riesgos y un costo de oportunidad que depende
del tipo de inversionista. Un ejemplo de la tasa de descuento a utilizar en la evaluación social
de proyectos es precisamente la tasa social de descuento (fijada anualmente por el
Departamento Nacional de Planeación). Esta tasa puede variar a su vez si la inversión es
realizada en forma de participación por instrumentos de deuda, aportes de capital, entre otros.
Esta tasa es fundamental para cuantificar el valor presente de cada uno de los flujos.
o Selección de indicadores de bondad financiera sin y con financiamiento
Una vez se cuente con los componentes mencionados anteriormente, es posible construir la
historia del proyecto como los flujos de caja en cada año desde su inicio. Esta representación
resumiría el insumo necesario y suficiente para realizar la evaluación financiera de este. Sin
embargo, las métricas que permiten tomar decisiones son los indicadores de bondad que, de
forma sencilla, son el perfil financiero del proyecto. Para el análisis de este estudio, se
utilizará el VPN y la TIR.
𝑉𝑃𝑁" =−𝐼! +𝑝#𝑞# − 𝐶𝑃#1 + 𝑖 +
𝑝$𝑞$ − 𝐶𝑃$(1 + 𝑖)$ +⋯+
𝑝%𝑞% − 𝐶𝑃%(1 + 𝑖)%
Fuente: (Mendoza, Betancor, & Campos, 2006)
Cabe traer a consideración lo mencionado en la sección de Flujo de fondos para aclarar que
los indicadores financieros pueden tener diferentes resultados dependiendo de los flujos de
caja que se estén analizando. En el caso de un proyecto apalancado, los flujos de caja del
inversionista serán menores que los del proyecto y por ello el VPN de estos también será
menor.
En cuanto a la TIR, esta es la tasa de descuento a la que los flujos de caja del proyecto igualan
a la inversión inicial al ser descontados. En otras palabras, es la tasa más alta a la que el valor
presente neto del proyecto es positivo.
o Evaluación económica
El análisis costo beneficio es una herramienta analítica que se utiliza para evaluar una
decisión de inversión, con el fin de evaluar el cambio en el bienestar privado y social
atribuible a ella y, al hacerlo, la contribución a los objetivos de la política de cohesión del
país” (European Commission, 2015).
Parte de la contribución de la evaluación económica tiene que ver con el “objetivo de generar
crecimiento y empleo de acuerdo con las metas y objetivos contenidos en la estrategia del
país. Elegir los proyectos de mejor calidad que ofrezcan la mejor calidad – precio y que
tengan un impacto significativo en el empleo y el crecimiento es un ingrediente clave en la
estrategia general” (Castro Rodriguez, 2020).
Fundamentos en la medición de los beneficios y los costos
Existen dos métodos para estimar los cambios en los excedentes sociales ante una situación
con proyecto:
𝑉𝑃𝑁% = 𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟𝑃𝑟𝑒𝑠𝑒𝑛𝑡𝑒𝑁𝑒𝑡𝑜𝐹𝑖𝑛𝑎𝑛𝑐𝑖𝑒𝑟𝑜 𝑝&𝑞&, … , 𝑝'𝑞' = 𝐼𝑛𝑔𝑟𝑒𝑠𝑜𝑠𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙𝑒𝑠 𝐼! = 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑒𝑠𝑑𝑒𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖ó𝑛𝑒𝑛𝑒𝑙𝑎ñ𝑜𝑏𝑎𝑠𝑒 𝑐𝑝&, … , 𝑐𝑝' = 𝑐𝑜𝑠𝑡𝑒𝑠𝑝𝑟𝑖𝑣𝑎𝑑𝑜𝑠𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙𝑒𝑠
𝑇 = 𝐷𝑢𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛𝑑𝑒𝑙𝑝𝑟𝑜𝑦𝑒𝑐𝑡𝑜 𝑖 = 𝑇𝑎𝑠𝑎𝑑𝑒𝑑𝑒𝑠𝑐𝑢𝑒𝑛𝑡𝑜
P
!!
"
#"
$
%!
o Método 1: cambios en los excedentes de los grupos involucrados
Herramienta que estima los cambios en los excedentes sociales de los agentes que participan
en la realización del proyecto. Se calculan las diferencias entre los que ganan y los que
pierden, en particular, cuando se pasa de una situación sin proyecto a una con proyecto.
Luego se realiza la sumatoria de los excedentes de todos los involucrados, eliminando las
posibles transferencias de un grupo a otro (Mendoza, Betancor, & Campos, 2006).
o Método 2: disposición a pagar y utilización de recursos
Estima cambios en la disposición a pagar y en la utilización de recursos de los usuarios y
otros agentes como Gobierno, empresas privadas, entre otros. Ya no hay que analizar por
grupo poblacional sino en el agregado, es decir que, se observa si la disposición a pagar y la
utilización de recursos cambia a partir de pasar de una situación sin y con proyecto (Mendoza,
Betancor, & Campos, 2006).
Para la estimación de los impactos de esta metodología, se utilizará el segundo método:
disposición a pagar y utilización de recursos.
Escenarios de cálculo de beneficios
A continuación, se plantean los tres escenarios estándar de evaluación.
Figura 4
Cálculo del beneficio económico total bajo el escenario 1
Nota. La figura muestra las áreas de la curva de demanda que reflejan el beneficio económico del proyecto. Bajo este
escenario, se tiene en cuenta que la situación sin proyecto hace referencia a no contar con servicio de energía eléctrica ni
demanda sustituta. Mientras que la situación con proyecto se refiere a contar con servicio de energía eléctrica.
Beneficio Económico Total
= Liberación de recursos + Aumento en consumo
= 0 + (a+b)
Este caso surge cuando el usuario no cuenta con ningún tipo de gasto energético, ni en
servicio de energía eléctrica ni en sustitutos alternativos. Cuando aparece la situación con
proyecto, existe un beneficio económico para la sociedad que parte del aumento en consumo
de enegería eléctrica, medido por las áreas (a + b). En la práctica para poder calcular el área
a, el precio sin proyecto puede asumirse por la disponibilidad a pagar del beneficiario.
Figura 5
Cálculo del beneficio económico total bajo el escenario 2
Nota. La figura muestra las áreas de la curva de demanda que reflejan el beneficio económico del proyecto. Bajo este
escenario, se tiene en cuenta que la situación sin proyecto hace referencia a no contar con servicio de energía eléctrica
pero sí con una demanda sustituta. A su vez, la situación con proyecto se refiere a contar con servicio de energía eléctrica.
Tomado de Cost - benefit analysis for development, por Asian Development Bank, 2013.
Bajo este escenario, el usuario ya cuenta con una demanda “sustituta” calculada (𝑝!𝑦𝑥!).
Cuando aparece la situación “con proyecto” surgen dos escenarios: que el proyecto supla las
necesidades energéticas exclusivamente de la “demanda sustituta”, vía liberación de recursos
(a), o que el proyecto aumente las cantidades, obteniendo así un beneficio económico mayor
a través de la liberación de recursos (a) y el aumento en consumo (b+c). En particular, el
beneficio económico total estaría dado por a+b+c.
P
!!
"
#"
$!#
%&'!
%&'#%
(! (#
Beneficio Económico Total
= Liberación de recursos + Aumento en consumo
= (a) + (b+c)
Figura 6
Cálculo del beneficio económico total bajo el escenario 3
Nota. La figura muestra las áreas de la curva de demanda que reflejan el beneficio económico del proyecto. Bajo este
escenario, se tiene en cuenta que la situación sin proyecto hace referencia a contar con el servicio de energía eléctrica
generado por plantas de generación diésel. A su vez, la situación con proyecto se refiere a contar con servicio de energía
eléctrica generado por FNCER.
El planteamiento previo permite concluir que la situación “sin proyecto” cuenta con un
subsidio a la tarifa, lo que hace que sea un mercado con distorsiones. Una vez entra en el
proyecto a operar, la tarifa cae pero los subsidios se mantinen incluso después del proyecto.
En este caso, el beneficio económico total se puede identificar a partir del cálculo de la
liberación de recursos (a+b+c+d) y de aumento en consumo (e+f+g).
Marco general de la evaluación económica
1. Estime los beneficios de cada uno de los usuarios a partir de los escenarios propuestos
previamente. Luego, analice la situación “sin” y “con” proyecto y estime las áreas.
Agregue los beneficios de todos los potenciales usuarios y anulice el valor multiplicando
por 12.
𝐵𝑆% = (8𝐵𝑒𝑛𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑜𝑠𝑐𝑎𝑙𝑐𝑢𝑙𝑎𝑑𝑜𝑠&) ∗ 12
2. Identifique los costos privados identificados en el flujo de fondos financiero (incluye
costos de inversión, administración, operación y mantenimiento), es necesario convertir
P
!! ""
O
##!
$
%
!$
#%!##$
#%$
O + X
&
'
()*
!&
𝐵𝑆( = 𝐵𝑒𝑛𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑜𝑠𝑠𝑜𝑐𝑖𝑎𝑙𝑒𝑠𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙𝑒𝑠 𝑖 = 𝑢𝑠𝑢𝑎𝑟𝑖𝑜
Beneficio Económico Total
= Liberación de recursos + Aumento en consumo
= (a +b + c +d) + (e+f+g)
dichos costos a costos sociales a través de un factor de corrección llamado “Razones
Precio Cuenta (RPC)”.
𝐶𝑆% =8𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑠𝑝𝑟𝑖𝑣𝑎𝑑𝑜𝑠& ∗ 𝑅𝑎𝑧ó𝑛𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜𝐶𝑢𝑒𝑛𝑡𝑎&
3. Estipule un horizonte de tiempo del proyecto y tenga en cuenta el valor estimado de
inflación anual.
4. Calcule el Valor Presente Neto Económico (VPNE) y la Tasa Interna de Retorno
Económica (TIRE). Para su cálculo se parte de la agregación de los beneficios y costos
distribuidos a lo largo de un periodo de tiempo (desde t=0 hasta t=T) traídos a valor
presente. Lo que se llama Valor Presente Neto Económico (VPNE) (Mendoza, Betancor,
& Campos, 2006), como se observa en el siguiente modelo:
𝑉𝑃𝑁𝐸' =−𝐼! +𝐵𝑆# − 𝐶𝑆#1 + 𝑖 +
𝐵𝑆$ − 𝐶𝑆$(1 + 𝑖)$ +⋯+
𝐵𝑆% − 𝐶𝑆%(1 + 𝑖)%
Fuente: (Mendoza, Betancor, & Campos, 2006)
En cuanto a la TIRE, como se mencionó previamente, esta es la tasa de descuento a la que
los flujos económicos del proyecto igualan a la inversión inicial al ser descontados. Dicho
de otra manera, es la tasa a la cual el VPNE toma valor de cero.
Aristas adicionales de la evaluación económica
Los proyectos de electrificación rural suelen tener efectos directos y positivos en los
beneficiarios. Sin embargo, existen consecuencias externas en las que la mayoría de las
veces, no son tenidas en cuenta durante su análisis. A continuación, se presentan dos nuevos
escenarios:
𝐶𝑆( = 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑠𝑠𝑜𝑐𝑖𝑎𝑙𝑒𝑠𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙𝑒𝑠 𝑖 = 𝑢𝑠𝑢𝑎𝑟𝑖𝑜
𝑉𝑃𝑁) = 𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟𝑃𝑟𝑒𝑠𝑒𝑛𝑡𝑒𝑁𝑒𝑡𝑜𝑆𝑜𝑐𝑖𝑎𝑙 𝐵𝑆&, … , 𝐵𝑆( = 𝐵𝑒𝑛𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑜𝑠𝑠𝑜𝑐𝑖𝑎𝑙𝑒𝑠𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙𝑒𝑠 𝐼! = 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑒𝑠𝑑𝑒𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖ó𝑛𝑒𝑛𝑒𝑙𝑎ñ𝑜𝑏𝑎𝑠𝑒 𝐶𝑆&, … , 𝐶𝑆( = 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑠𝑠𝑜𝑐𝑖𝑎𝑙𝑒𝑠𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙𝑒𝑠
𝑇 = 𝐷𝑢𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛𝑑𝑒𝑙𝑝𝑟𝑜𝑦𝑒𝑐𝑡𝑜 𝑖 = 𝑇𝑎𝑠𝑎𝑑𝑒𝑑𝑒𝑠𝑐𝑢𝑒𝑛𝑡𝑜
Figura 7
Cálculo del beneficio económico total bajo el escenario 4
Nota. La figura muestra, por una parte, las áreas de la curva de demanda que reflejan el beneficio económico del proyecto,
y por otra, la externalidad negativa en producción del escenario sin proyecto por el uso de fuentes de energía
contaminantes. Elaboración propia.
Bajo este escenario, los individuos cuentan con una demanda sustituta en la que consumen
energéticos alternativos como leña y kerosene. No obstante, el uso de estos sustitutos
ocasiona que el costo marginal de la sociedad sea mayor que el costo privado. Lo que quiere
decir que existe una externalidad negativa en producción en la situación sin proyecto.
Cuando el proyecto entra a operar, los costos marginales (cmg) en producción disminuyen.
A su vez, dado que no existe una externalidad negativa por la nueva fuente de energía
alternativa limpia, la externalidad negativa en producción es nula y el costo marginal tanto
de la sociedad como de los privados vuelve a ser equivalente. Para el cálculo del beneficio
económico, se liberan recursos privados y sociales (a+d+e) y se aumenta el consumo de la
energía (b+c).
Otra arista relevante para la cuantificación de beneficios dentro de los proyectos de
electrificación rural son las externalidades positivas en consumo, gracias a la provisión del
servicio de energía eléctrica. Como externalidades positivas se pueden encontrar:
o Mayores horas de estudio debido a periodos más prolongados de iluminación
o Menores niveles de inseguridad
o Mayores niveles de socialización y cooperación entre la comunidad
o Mejor estado de salud de las personas
P
𝑏
𝑿𝒉
𝑎𝑝1
𝑐𝑚𝑔0𝑝
𝑐𝑚𝑔1𝑐
𝑥0 𝑥1
𝑝0𝑝𝑐𝑚𝑔0𝑠𝑝0𝑠 𝑑 𝑒
Beneficio Económico Total
= Liberación de recursos + Aumento en consumo
= (a + d + e) + (b + c)
Lo anterior debido a periodos más prolongados de iluminación y refrigeración de alimentos.
Figura 8
Cálculo del beneficio económico total bajo el escenario 5
Nota. La figura muestra, por una parte, las áreas de la curva de demanda que reflejan el beneficio económico del proyecto,
y por otra, la externalidad negativa en producción del escenario sin proyecto por el uso de fuentes de energía
contaminantes. Elaboración propia.
Para la cuantificación de beneficios, se debería calcular la liberación de recursos (a+d), así
como el aumento en consumo privado y social (b+c).
Finalmente, para dar cierre al cálculo juicioso de los beneficios económicos de los
proyectos rurales, habrá que tener en cuenta siempre la pregunta, ¿qué puede ocurrir
cuando por llevar energía eléctrica a las comunidades que no tienen el servicio de energía
eléctrica empiezan a tener nuevos requerimientos?
Para responder a la pregunta previa, se necesita calcular el aumento promedio del
crecimiento poblacional de la zona y los nuevos requerimientos de energía que los usuarios
tendrán de acuerdo a su entorno, cultura y oportunidades de contar con energía.
• Análisis de sensibilidad
Los análisis de sensibilidad sugieren que tanto pueden cambiar los indicadores de
rentabilidad ante cambios en las variables propuestas o estimadas por el proyecto. Se sugiere
realizar estimaciones de riesgo o cambio a partir de las siguientes variables:
P
𝑏
𝑿𝒉
𝑎
𝑝1 𝑐𝑚𝑔1𝑝=𝑠𝑐
𝑥0 𝑥1
𝑐𝑚𝑔0𝑝=𝑠𝑑
𝑝0
𝑈𝑚𝑔0𝑝
𝑈𝑚𝑔0𝑠
Beneficio Económico Total
= Liberación de recursos + Aumento en consumo
= (a + d ) + (b + c)
o Variación en inversión, en el número de usuarios, en la tarifa, en el consumo y la
variación de costo de operación y mantenimiento (Ministerio de Hidrocarburos y
Energía. (2014).
El formulador debe estipular un tope máximo y mínimo de cambio en las variables y simular
los nuevos escenarios.
5. Caso de estudio: comunidad Belén de Taparral, municipio de Bajo Baudó
A través del contrato 041 – 2019 firmado entre la Unión Temporal Futuro Solar y el Instituto
de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectadas
(IPSE) se trabajó sobre la “formulación, estructuración y diseño de proyectos energéticos
sostenibles para la ampliación de la cobertura en las localidades de las Zonas No
Interconectadas – Región Pacífico”.
Con este proyecto se buscó implementar una planta solar fotovoltaica con acumulación en
baterías en la comunidad de Belén de Taparral en el municipio de Bajo Baudó, Chocó. Dicha
comunidad se encuentra en una ZNI con carencia del servicio de energía eléctrica. De
acuerdo con el proyecto, en el corregimiento “menos del 10% de las viviendas cuentan con
algún tipo de grupo electrógeno que les permita contar con energía eléctrica” (Futuro Solar,
2019).
• Población objetivo
Belén de Taparral se ubica en el Bajo Baudó, se encuentra compuesta por aproximadamente
65 viviendas y se conoce como unas de las comunidades más pobladas cerca al río Purricha.
Las viviendas se encuentran muy cerca al río, como se puede apreciar a continuación.
Figura 9
Georreferenciación de las viviendas a intervenir
Nota. La figura permite observar la distribución de las viviendas beneficiarias en las orillas del río Purricha. Tomado de
implementación planta solar fotovoltaica con acumulación en baterías en la comunidad de Belén de Taparral del
municipio de Bajo Baudó por SunColombia e IPSE, 2019.
La población es una comunidad indígena Embera, y solo se puede llegar al lugar por
transporte fluvial. Las viviendas están construidas con piso y paredes de madera, tipo
palafitos (Futuro Solar, 2019).
• Evaluación financiera del proyecto
El proyecto pretende construir una planta solar fotovoltaica con capacidad de
almacenamiento en baterías para 65 viviendas y tiene un costo de inversión de COP
$1.757.923.220, el cual es asumido por el Estado. Los cotos por AOM son poco más de los
COP $50.000.000. Adicionalmente, la tarifa mensual de energía por usuario es de COP
$70.515, de los cuales COP $56.436 se pagan a través de subsidios y COP $14.079 por el
usuario.
A partir de los datos (ingresos y costos totales), se construye el flujo de fondos con un periodo
de tiempo de 10 años, para el cual se utiliza un valor estimado de inflación anual del 3,2%.
Al calcular el indicador de rentabilidad de VPN alcanza un valor negativo de COP
$1.541.623.215, lo que ocasiona que el proyecto financieramente no sea viable.
Figura 10 Análisis comparativo entre el VPN del proyecto y la tarifa con y sin subsidio
Nota. La figura muestra una gráfica que en el eje y evidencia los posibles valores que puede tomar el VPN, en especial se
encuentra el punto de corte en donde se halla la tarifa mínima a la que el proyecto debería ofrecer su servicio para tener un
cierre financiero. En el eje x se encuentran las opciones del valor de la tarifa. Ahora bien, si el proyecto no tiene en cuenta
la inversión inicial sino solo los rubros de prevención, operación y mantenimiento del servicio, se encuentra que a partir
de la tarifa de 63.491 COP el proyecto es rentable. Por su parte, para el valor de 362.668 COP demuestra que si se tuviese
en cuenta la inversión inicial, los costos tarifarios serían impagables, incluso para un usuario urbano estrato 6. Elaboración
propia.
Finalmente, a partir de la gráfica anterior, se puede evidenciar el problema de sostenibilidad
financiera de estos proyectos de electrificación rural. Por ejemplo, si el Estado no aportara
la inversión inicial, ni los subsidios para los costos de operación y mantenimiento el sector
privado no estaría incentivado a invertir. Sin embargo, se observa la alta y preocupante
dependencia de la intervención del Estado.
• Evaluación económica del proyecto
Con el objetivo de aplicar la metodología de evaluación económica propuesta en este
documento, se clasificaron los usuarios del proyecto teniendo en cuenta los escenarios
propuestos. Revisando sus características (usuarios residenciales), estos utilizaban
energéticos sustitutos como las velas para iluminación y el kerosene para cocinar. Por tal
motivo, se seleccionó la metodología para el escenario 2 (sin servicio de energía eléctrica
pero con gasto en energéticos alternativos).
A partir de la información recolectada mediante encuestas por los formuladores del proyecto,
se encontró que los usuarios en la situación “sin proyecto” pagaban en promedio
COP$16.000 por 1,05 kWh/mes de energía en sustitutos energéticos. Mientras que en la
situación con proyecto pagarían COP$14.140 por 56 kWh/mes. Por lo tanto, se tomaron los
consumos energéticos y los pagos de cada uno de los usuarios, y se establecieron los
beneficios económicos de cada uno de ellos. Se agregaron y se encontró que para el año 1,
los beneficios por liberación de recursos serían de COP $1´620.901 y por aumento en
consumo se aproximaban a COP $644.235.331.
Por otra parte, se desagregaron los costos de inversión inicial mediante: mano de obra
calificada, no calificada, material, equipos y herramientas (E&H), así como para los costos
de AOM y se multiplicaron por sus respectivas RPC. A partir de los datos, se organizó el
flujo de fondos económico a 10 años y se utilizó un valor estimado de inflación anual del
3,2%. Finalmente, al calcular el VPNE se encontró un valor positivo, de lo que se puede
concluir que el proyecto es económicamente viable y socialmente deseable para la
comunidad.
6. Conclusiones y recomendaciones
• Sostenibilidad financiera
Una conclusión generalizada a partir del estudio de la metodología propuesta en este
documento y más tarde corroborada en el caso de estudio, tiene que ver con que los proyectos
de electrificación rural, en Colombia, son insostenibles financieramente en el tiempo.
En primer lugar, es evidente que para que estos proyectos puedan llevarse a cabo en las ZNI,
el Gobierno Nacional tiene que subsidiar la mayoría (sino todos) los costos que conlleva
electrificar a los individuos. Adicional, a la fecha no es clara la respuesta a la pregunta de:
¿cuánto debería ser ese subsidio óptimo para este tipo de proyectos? Pues cabría la pregunta
de si estos recursos están siendo utilizados eficientemente.
Por otro lado, los fondos públicos que financian este tipo de proyectos por lo general invierten
solo en infraestructura y equipos, mientras que los desarrolladores no encuentran incentivos
para operar y mantener los proyectos. Y como consecuencia, las comunidades terminan
adquiriendo la responsabilidad, y la mayoría de las veces no cuentan ni con la capacidad
técnica ni con la capacidad económica suficiente para encargarse del tema.
Finalmente, el Gobierno Nacional debería apostarle a cuatro temas fundamentales. El
primero, establecer zonas de concesión a algunas empresas privadas para que administren,
operen y mantengan los proyectos que ya han sido ejecutados y que vienen en camino. Lo
anterior con el objetivo de que sea rentable para el sector privado esta tarea.
En segundo lugar, debería priorizar aquellos proyectos que aumenten los ingresos o la
disponibilidad a pagar de los usuarios, ya que esto permitiría ir eliminando con el tiempo la
alta dependencia de recursos del Estado hacia estos usuarios. Tercero, sería eficiente realizar
un estudio que permita concluir cuales son los subsidios óptimos que realmente necesitan las
comunidades, aprovechando que ya se cuenta con una amplia caracterización
socioeconómica de los PERS en el país. Y finalmente, se necesitaría que desde la MGA web
se exijan los estudios de administración y gerencia de este tipo de proyectos.
• Importancia de la evaluación económica
En el caso de la evaluación económica, a pesar de los grandes esfuerzos que Planeación
Nacional ha llevado a cabo por contar con una metodología que permita evaluar de manera
objetiva los proyectos tanto financiera como económicamente, a la fecha, la “variable de
ajuste” para la viabilidad de los mismos está siendo la valoración de beneficios. En
particular, cuando se revisa el flujo neto de caja de la MGA, se encuentra que los beneficios
y los ingresos hacen parte del mismo flujo. Por lo tanto, se necesita por un lado, contar con
metodologías de evaluación económica que permitan su medición, y por otro, separar la
evaluación financiera de la económica.
• Diferentes metodologías de presentación, formulación y evaluación de
proyectos, supeditado a la fuente de financiación a la cual se aplique
Otra conclusión del estudio, se relaciona con que “no existe una metodología unificada de
formulación, evaluación, priorización y estructuración de proyectos” (BID & Departamento
Nacional de Planeación, 2017).
Por ejemplo, para la viabilización de proyectos del programa Todos Somos Pazcífico se
utiliza la “Guía metodológica para la viabilización de proyectos de energía para el plan Todos
Somos Pazcífico”. Mientras que por su parte, la UPME cuenta con:
• Guía de Presentación de Proyectos de Energía y Gas
• Guía para la formulación y presentación de proyectos a los fondos FAER, FAZNI,
FNR, FECF y programa PRONE”
• Manual guía para la formulación, presentación y registro de proyectos, para acceder
a los recursos del fondo de apoyo financiero para la energización de las zonas no
interconectadas – FAZNI
• Guía para la elaboración de un plan de energización rural sostenible
Por tal motivo, se propone unificar las metodologías de evaluación de proyectos,
independiente de la fuente de financiación a la que las entidades territoriales apliquen.
7. Bibliografía
• Acosta, A. M., & Martínez, E. J. (2015). Cálculo de demanda en zonas eléctricamente
no interconectadas. Bucaramanga: Universidad Industrial de Santander - Facultad de
Ingenierias Físico-Mecánicas
• Asian Development Bank. (2013). Cost - benefit analysis for development.
• Banco Nacional de Obras y Servicios Públicos. (2012). Guía metodológica para la
evaluación de proyectos de cambio de luminarias. Centro de Estudios para la
Preparación y Evaluación Socioeconómica de Proyectos.
• BID & DNP. (2017). Consultoría para apoyo en Asociaciones Público Privadas -APP-
para Zonas No Interconectadas.
• BID. (2018). Consultoría para el análisis, estructuración y formulación de modelos que
garanticen la sostenibilidad de proyectos de FNCER, con el fin de facilitar la
evaluación de proyectos del plan todos somos PAZcífico.
• Castro, R., & Mokate, K. (2003). Evaluación económica y social de proyectos de
inversión. Bogotá: Alfaomega.
• Castro Rodriguez, R. (2020). Notas clase "Análisis Costo Beneficio". Clase Análisis
Costo Beneficio - Facultad de Economía de la Universidad de los Andes, (pág. 56).
Bogotá.
• CEPAL. (2011). Transformaciones rurales en América Latina y sus relaciones con la
población rural. Naciones Unidas - CEPAL.
• CEPAL. (2015). Evaluación social de proyectos: un resumen de las principales
metodologías oficiales utilizadas en América Latina y el Caribe. Santiago de Chile.
• Comisión de Regulación de Energía y Gas. (2014). Resolución 004. Colombia.
• CREG. (2020). Por la cual se define una tarifa transitoria para el servicio de energía eléctrica en las Zonas No Interconectadas. Bogotá .
• Departamento Nacional de Planeación. (2015). Manual conceptual de la Metodología
General Ajustada (MGA). Bogotá.
• Departamento Nacional de Planeación. (2018). Plan Nacional de Desarrollo (2018-2022)
- Pacto por Colombia, Pacto por la Equidad.
• Departamento Nacional de Planeación. (2020). Seguimiento a Proyectos de Inversión.
Obtenido de
https://spi.dnp.gov.co/Consultas/ConsultaProyectos.aspx?id=img_Proyectos
• Departamento Nacional de Planeación. (s.f.). Documento guía del módulo de
capacitación virtual en teoría de proyectos. Bogotá.
• Diario oficial. (1994). Ley 143 por la cual se establece el régimen para la generación,
interconexión, transmisión, distribución y comercialización de electricidad en el
territorio nacional. Bogotá.
• EY y consultoría regulatoria. (2017). Alternativas para la inclusión de FNCER en la
matriz energética colombiana. Bogotá.
• European Commission. (2015). Guide to cost benefit analysis of investment projects:
economic appraisal tool for cohesion policy 2014 -2020. Bruselas.
• Futuro Solar. (2019). Implementación planta solar fotovoltaica con acumulación en
baterías en la comunidad Belén de Taparral del municipio Bajo Baudó.
• Higuera, L. H., & Carmona, H. (2017). Análisis de factibilidad de un proyecto de
autogeneración eléctrica fotovoltaica en Colombia para áreas productivas menores de
10.000 m2. Medellín: Universidad EAFIT.
• Instituto Latinoamericanos y del Caribe de Planificación Económica y Social - ILPES.
(1998). Guía para la preparación, formulación y evaluación de proyectos de
electrificación rural. ILPES.
• Mendoza, G. D., Betancor, O., & Campos, J. (2006). Manual de evaluación económica
de proyectos de transporte . Washington: Banco Interamericano de Desarrollo.
• Ministerio de Desarrollo Social. (2013). Metodología General de Preparación y
Evaluación de Proyectos. Gobierno de Chile.
• Ministerio de Economía y Finanzas. (2014). Guía general para identificación,
formulación y evaluación social de proyectos de inversión pública.
• Ministerio de Hidrocarburos y Energía. (2014). Manual de elaboración y evaluación de
proyectos de electrificación rural. La Paz.
• Ministerio de Minas y Energía. (2007). Resolución 182138 de 2007 - Por el cual se expide
el procedimiento para otorgar subsidios del sector eléctrico en las Zonas No
Interconectadas.
• O`Ryan, R. (2008). Diseño de un modelo de proyección de demanda energética global
nacional de largo plazo.
• Pindyck, R., & Rubinfeld, D. (2009). Microeconomía. Pearson.
• Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. (2019). ZONAS NO
INTERCONECTADAS: Diagnóstico de la prestación del servicio de energía eléctrica .
Bogotá.
• UPME. (2018). Índice de Cobertura de Energía Eléctrica. Bogotá: Ministerio de Minas
y Energía.
• UPME & USAID. (2015). Guía para la elaboración de un plan de energización rural
sostenible. Ministerio de Minas y Energía.
8. Agradecimientos
A Dios en quien siempre confío. A mi mamá por ser mi bastón en las muchas dificultades
que se me presentaron. A mi papá por ser mi inspiración y mi ejemplo. Al profe Raul por no
cansarse de mi usual frase “una última pregunta”, por transmitirme su conocimiento, por
confiar en mí y por exigirme siempre para dar lo mejor. A mis tres mejores amigos, Sebastián,
Giovanni y Jorge, quienes me rodearon para compartirme su conocimiento y apoyo en
muchas de las ramas que no conocía, eternamente agradecida. A las personas de mi linda
Colombia que aún sueñan con un mejor país.