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REPUBLICA DE COLOMBIA

MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA

UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA COSTOS INDICATIVOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA

C-I-1759-00-01 Abril de 2005

TABLA DE CONTENIDO GENERAL

Página

1. INTRODUCCIÓN 1.1

2. ENFOQUE TÉCNICO, OBJETIVOS Y ALCANCE DEL ESTUDIO

2.1

2.1 ENFOQUE TÉCNICO 2.1

2.1.1 Planteamiento metodológico 2.1

2.1.2 Recopilación y procesamiento de información 2.2

2.1.3 Diseño e instalación de un modelo aplicativo 2.2

2.1.4 Inventario de contactos 2.3

2.2 OBJETIVOS 2.4

2.2.1 Objetivo general 2.4

2.2.2 Objetivos específicos 2.4

2.3 ALCANCE DEL ESTUDIO 2.4

2.3.1 Recursos energéticos 2.4

2.3.2 Unidades de precios y costos 2.5

2.3.3 Metodologías 2.5

2.3.4 Evaluación de costos de generación 2.5

3. METODOLOGÍA 3.1

3.1 REGIONALIZACIÓN 3.1

3.1.1 Consideraciones generales sobre regionalización 3.1

3.1.2 Propuesta de regionalización 3.3

3.2 RECURSOS ENERGÉTICOS Y TECNOLOGÍAS 3.9

3.2.1 Tecnologías para fuentes convencionales 3.9

3.2.2 Tecnologías para fuentes no convencionales 3.11

3.3 ESTRUCTURA DE COSTOS DE GENERACIÓN 3.12

3.3.1 Esquema general de análisis del costo de generación 3.12

3.3.2 Componentes del costo de generación 3.16

3.4 REFERENCIAS 3.22




C-I-1759-00-01 Abril de 2005

4. HIDROELECTRICIDAD 4.1

4.1 DESCRIPCIÓN GENERAL 4.1

4.1.1 Funcionamiento de una Central Hidroeléctrica 4.1

4.1.2 Tipos de Centrales Hidroeléctricas 4.3

4.1.3 Principales componentes de una Central Hidroeléctrica 4.4

4.2 CAMPO DE APLICACIÓN 4.7

4.3 RECURSO ENERGÉTICO EN EL PAÍS 4.8


4.5 TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA 4.10

4.6 PLANTAS TÍPICAS 4.10

4.6.1 Parámetros de Diseño Considerados 4.11

4.7 ESTRUCTURA GENERAL DE COSTOS DE GENERACIÓN 4.15

4.7.1 Costos Preoperativos 4.17

4.7.2 Costos Operativos 4.43


5. GENERACIÓN ELÉCTRICA CON BASE EN CARBÓN 5.1


5.1.1 Generalidades sobre la Generación Termoeléctrica a Carbón 5.1

5.1.2 Principales Componentes de una Planta Carboeléctrica 5.1



5.3.1 Zona de la Guajira 5.5

5.3.2 Zona de El Cesar 5.6

5.3.3 Zona de Córdoba 5.7

5.3.4 Zona de Norte de Santander 5.7

5.3.5 Zona de Santander 5.7

5.3.6 Zona de Cundinamarca 5.7

5.3.7 Zona de Boyacá 5.8

5.3.8 Zona de Antioquia 5.8

5.3.9 Zona del valle del Cauca y Cauca 5.8


5.4.1 Criterios técnicos 5.8

5.4.2 Criterios Económicos 5.9




C-I-1759-00-01 Abril de 2005

5.4.3 Criterios Ambientales 5.9

5.4.4 Zonificación 5.10


5.5.1 Carbón Pulverizado Convencional 5.11

5.5.2 Lecho Fluidizado Circulante Atmosférico (ACFBC) 5.14

5.5.3 Gasificacion Integrada de Carbón (IGCC) 5.16





5.8 BIBLIOGRAFIA 5.32

6. GENERACIÓN ELÉCTRICA CON BASE EN GAS NATURAL 6.1


6.2 CENTRALES TERMOELÉCTRICAS A GAS 6.1

6.2.1 Principales Componentes de una Planta Termoeléctrica Ciclo Simple

6.3

6.2.2 Principales Componentes de una Planta Termoeléctrica Ciclo Combinado

6.4




6.5.1 Criterios de evaluación 6.14

6.5.2 Zonificación 6.15





6.7.3 Casos mínimos y máximos 6.36

6.8 BIBLIOGRAFIA 6.37

7. GENERACIÓN CON MOTORES ALTERNANTES DIESEL 7.1


7.1.1 Principio de funcionamiento 7.2

7.1.2 Clasificación de los MCIA 7.3




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7.1.3 Combustibles para la operación de una planta diesel 7.7

7.1.4 Principales componentes de una planta diesel 7.14



7.3.1 Combustibles Fósiles 7.16

7.3.2 Biodiesel 7.17








8. GENERACIÓN ELÉCTRICA EÓLICA 8.1










8.8 BIBLIOGRAFÍA 8.25

9. GENERACIÓN ELÉCTRICA SOLAR FOTOVOLTÁICA 9.1


9.1.1 Tipos de celdas fotovoltaicas 9.1

9.1.2 Principio de funcionamiento de las celdas fotovoltaicas 9.3

9.1.3 Caracterización de las celdas fotovoltaicas 9.4

9.1.4 Módulos solar fotovoltaico 9.6

9.1.5 Sistemas solares fotovoltaicos (SFV) 9.7

9.1.6 Diodos 9.10




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9.1.7 Reguladores de carga 9.11

9.1.8 Baterías (Acumuladores) 9.13

9.1.9 Inversores (Acondicionadores de potencia) 9.17

9.1.10 Otros elementos o Balance del Sistema (BOS) 9.18

9.1.11 Oferta de tecnología en el mercado internacional y nacional 9.20

9.1.12 Aspectos ambientales 9.24


9.2.1 Sistemas aislados 9.27

9.2.2 Sistemas aislados centralizados 9.28

9.2.3 Sistemas híbridos 9.29

9.2.4 Sistemas interconectados a la red 9.29

9.2.5 Centrales solares fotovoltaicas 9.30

9.2.6 SFV en edificios interconectados a la Red 9.30


9.3.1 Irradiación solar y Radiación solar 9.31

9.3.2 Información primaria 9.32



9.5.1 Generación a pequeña escala 9.39

9.5.2 Generación a mediana escala 9.39

9.5.3 Generación fotovoltaica a gran escala 9.40

9.5.4 Centrales de generación fotovoltaica 9.40


9.6.1 Generación a pequeña escala 9.41

9.6.2 Generación a mediana escala 9.45

9.6.3 Generación fotovoltaica a gran escala 9.50

9.6.4 Centrales de generación fotovoltaica 9.53








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10. GENERACIÓN ELÉCTRICA GEOTÉRMICA 10.1


10.1.1 Sistemas de Generación 10.1

10.1.2 Clasificación de Plantas de Generación 10.5

10.1.3 Aspectos Ambientales 10.6

10.1.4 Evaluación del Potencial 10.9

10.1.5 Oferta Tecnológica 10.10









10.8 BIBLIOGRAFÍA 10.25

11. BIOMASA 11.1




11.3.1 Desarrollo de sector forestal en Colombia 11.4

11.3.2 Residuos agrícolas en Colombia 11.5

11.3.3 Experiencias mundiales 11.9


11.5 OBTENCIÓN DE BIOMASA CON CULTIVOS DENDROENERGÉTICOS

11.17

11.5.1 Producción del material vegetal, establecimiento y manejo de la plantación.

11.18

11.5.2 Cultivo y transporte 11.21

11.6 TECNOLOGÍA PARA LA GENERACIÓN DE POTENCIA CON BIOMASA

11.24

11.6.1 Co combustión 11.25

11.6.2 Gasificación 11.26




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11.7 LOS COSTOS DEL COMBUSTIBLE DERIVADO DE PLANTACIONES ENERGÉTICAS

11.27

11.7.1 Caso de estudio 11.28

11.7.2 Biomasa para generar 150 MW con lecho fluidizado 11.35


12. MODELO APLICATIVO 12.1


12.2 ESTRUCTURA DE COSTOS DEL MODELO 12.2

12.3 DESCRIPCIÓN DE LAS INTERFACES DEL APLICATIVO 12.5

12.3.1 Usuarios de Consulta 12.6

12.3.2 Usuario Administrador 12.13

12.4 REPORTES 12.24

12.4.1 Reporte por planta 12.24

12.4.2 Gráfico comparativo de proyectos 12.25

12.4.3 Reporte universal 12.27

12.4.4 Reporte regional 12.28

12.5 PROCEDIMIENTOS DE CONSECUCIÓN Y ACTUALIZACIÓN DE INFORMACIÓN

12.28

12.5.1 Planeamiento 12.28

12.5.2 Consulta 12.29

12.5.3 Ingreso de información al aplicativo 12.30

12.6 ESTRUCTURA DE LA BASE DE DATOS 12.30




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LISTA DE FIGURAS GENERAL

Página

Figura 3.1 Regionalización de las zonas no interconectadas [1] 3.7

Figura 3.2 Regionalización utilizada en el análisis de los costos de generación

3.8

Figura 3.3 Esquema de análisis del costo de generación 3.15

Figura 4.1 Esquema de una Central Hidroeléctrica 4.2

Figura 4.2 Esquema de una central de derivación 4.4

Figura 4.3 Esquema de una presa de gravedad 4.5

Figura 4.4 Esquema de una presa de arco 4.5

Figura 4.5 Instalación Pelton 4.7

Figura 4.6 Turbina Francis 4.7

Figura 4.7 Costo Índice de Instalación en función de la capacidad 4.16

Figura 4.8 Ajuste del costo de la presa para las PCHs 4.25

Figura 4.9 Ajuste del costo de la casa de máquinas para las PCHs 4.35

Figura 5.1 Componentes de una central térmica a carbón 5.2

Figura 5.2 Esquema de tecnología de carbón Pulverizado 5.13

Figura 5.3 Esquema de tecnología de Lecho Fluidizado 5.15

Figura 5.4 Esquema de tecnología IGCC 5.16

Figura 6.1 Esquema de ciclo simple y combinado 6.2

Figura 6.2 Central en ciclo simple y combinado 6.2

Figura 6.3 Consumo de gas por sector (MBTU/día) 6.8

Figura 6.4 Localización principales campos de explotación de gas 6.9

Figura 6.5 Suministro de gas natural 1990 – 2003 (MBTU/día) 6.10

Figura 6.6 Mapa de infraestructura de transporte de gas 6.13

Figura 6.7 Zonas potenciales para térmicas a gas 6.16

Figura 6.8 Áreas de influencia de los nodos 6.17

Figura 7.1 Planta diesel con 3 unidades de 600 kW. 7.1

Figura 7.2 Fase de admisión en un motor 4 tiempos 7.4

Figura 7.3 Fase de compresión en un motor 4 tiempos 7.4




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Figura 7.4 Fase de combustión y expansión en un motor 4 tiempos

7.4

Figura 7.5 Fase de escape en un motor 4 tiempos 7.4

Figura 7.6 Fase de admisión en un motor 2 tiempos (1ª etapa) 7.6

Figura 7.7 Fase de admisión en un motor 2 tiempos (2ª etapa) 7.6

Figura 7.8 Fase de transferencia y escape en un motor 2 tiempos 7.6

Figura 7.9 Fase de compresión en un motor 2 tiempos 7.6

Figura 7.10 Fase de combustión y expansión en un motor 2 tiempos

7.7

Figura 8.1 Aerogeneradores tipo Savonius 8.2

Figura 8.2 Aerogenerador de eje vertical tipo Darrieus 8.3

Figura 8.3 Aerogenerador de eje horizontal 8.3

Figura 8.4 Diagrama de conversión de energía de un Aerogenerador

8.4

Figura 8.5 Parques eólicos marinos en Dinamarca 8.4

Figura 8.6 Energía eólica bruta disponible en una región según la frecuencia de vientos y la curva de potencia de un aerogenerador

8.6

Figura 8.7 Evolución de la potencia por aerogenerador 8.8

Figura 8.8 Capacidad Mundial de Energía Eólica instalada por año 8.9

Figura 8.9 Capacidad Mundial de Energía Eólica instalada acumulada

8.9

Figura 8.10 Mapa de velocidad de vientos para Colombia [7] 8.12

Figura 8.11 Mapa de velocidad de vientos para Colombia 8.13

Figura 8.12 Regionalización de potencial de energía eólica para Colombia. Velocidad mínima de viento aprovechable 4 m/s.

8.16

Figura 9.1 Procesos ocurridos en una celda solar fotovoltaica 9.3

Figura 9.2 Curva característica IV y PV de una celda solar fotovoltaica

9.5

Figura 9.3 Diagrama de un SFV 9.9

Figura 9.4 Diodos de by-pass y bloqueo en un SFV (adaptado de [4])

9.11

Figura 9.5 Configuraciones para soportes de módulos solares [7] 9.19

Figura 9.6 Producción mundial de paneles FV (1971-2003) [8] 9.20




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Figura 9.7 Mapa de radiación global promedio multianual (kWh/m2) [16]

9.34

Figura 9.8 Mapa de brillo solar Promedio multianual (horas de brillo) [17]

9.35

Figura 9.9 Mapa de Radiación promedio anual [kwh/m2.día] [18] 9.37

Figura 9.10 Esquema de un SFV de generación a pequeña escala (50 Wp)

9.43

Figura 9.11 Esquema de un SFV de generación a pequeña escala (300 Wp)

9.45

Figura 9.12 Esquema de un SFV de generación a mediana escala (3 kWp)

9.48

Figura 9.13 Esquema d un SFV de generación a mediana escala (30 kWp)

9.50

Figura 9.14 Esquema de un SFV a mediana escala (300 kWp) 9.52

Figura 10.1 Sistema Flash Simple 10.2

Figura 10.2 Sistema Flash Dual 10.3

Figura 10.3 Sistema Binario 10.4

Figura 10.4 Mapa Geotérmico de Colombia 10.15

Figura 10.5 Zonas potenciales para generación de energía eléctrica con recurso geotérmico en Colombia

10.16

Figura 10.6 Esquema de una planta geotérmica de ciclo binario 10.18

Figura 11.1 Esquema de generación basado en plantaciones de rápida rotación

11.19

Figura 11.2 Vivero forestal 11.20

Figura 11.3 Composición de costos de montaje 11.32

Figura 12.1. Estructura jerárquica de costos 12.3

Figura 12.2. Ejemplo de tipos de elemento 12.4

Figura 12.3. Versión del aplilcativo 12.5

Figura 12.4. Menú principal 12.5

Figura 12.5. Selección de tecnología y planta 12.7

Figura 12.6. Selección de la región 12.8

Figura 12.7. Selección o creación de un proyecto 12.9

Figura 12.8. Opción crear nuevo proyecto 12.9

Figura 12.9. Consulta de estructura de costos y valores (antes de ejecutar el aplicativo)

12.10




C-I-1759-00-01 Abril de 2005

Figura 12.10. Consulta de Estructura de Costos y Valores (Después de ejecutar el aplicativo)

12.12

Figura 12.11. Modificación de valores de constantes 12.13

Figura 12.12. Ingreso del Usuario Administrador 12.14

Figura 12.13. Opciones de Administrador 12.14

Figura 12.14. Opción Ingresar Tecnología 12.15

Figura 12.15. Ingreso de una nueva tecnología 12.15

Figura 12.16. Opción Ingresar Planta 12.16

Figura 12.17. Ingreso de una Nueva Planta Tipo 12.16

Figura 12.18. Opciones para Ingresar Zona Potencial 12.17

Figura 12.19. Ingreso de una Nueva Zona Potencial 12.17

Figura 12.20. Creación/Modificación de Estructura de Costos 12.18

Figura 12.21. Opciones en la estructura de costos 12.20

Figura 12.22. Importación de Estructura Existente 12.20

Figura 12.23. Ingreso de Elemento Nuevo 12.21

Figura 12.24. Modificación de elemento 12.21

Figura 12.25. Visualizar elemento 12.22

Figura 12.26. Ingresar Constantes (listado) 12.22

Figura 12.27. Ingresar Constantes 12.23

Figura 12.28. Ingresar información adicional 12.24

Figura 12.29. Selección de proyectos a comparar 12.25

Figura 12.30. Selección de ítemes para la comparación de proyectos 12.26

Figura 12.31. Resultados de la comparación de proyectos 12.26

Figura 12.32. Resultados del Reporte Universal 12.27

Figura 12.33. Diagrama Entidad-Relación 12.31




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LISTA DE TABLAS GENERAL

Página

Tabla 3.1. Zonas no interconectadas establecidas en el estudio de la UPME [1]

3.4

Tabla 3.2. Regionalización utilizada en el estudio de costos de generación

3.6

Tabla 3.3. Composición del costo de equipos importados 3.19

Tabla 4.1. Dimensionamiento de plantas típicas 4.14

Tabla 4.2. Costos de estudios e investigaciones 4.17

Tabla 4.3. Análisis de costos unitarios de la vía Tipo I 4.20

Tabla 4.4. Análisis de costos unitarios de la vía Tipo II 4.20

Tabla 4.5. Costos de líneas de transmisión para diferentes potencias

4.21

Tabla 4.6. Costos de líneas de transmisión definidos por la CREG en la Resolución CREG 026 de 1999para diferentes potencias

4.22

Tabla 4.7. Costos de líneas de transmisión definidos por la CREG en la

4.22

Tabla 4.8. Análisis del costo de la presa para la Picocentral 4.23

Tabla 4.9. Análisis del costo de la presa para la Microcentral 4.24

Tabla 4.10. Análisis del costo de la presa en la Minicentral de caída media

4.24

Tabla 4.11. Análisis del costo de la presa para la Minicentral de baja caída

4.24

Tabla 4.12. Análisis del costo de la presa para la PCH 4.25

Tabla 4.13. Análisis del costo de la presa para la Central de 200 MW 4.26

Tabla 4.14. Análisis del costo de la presa para la Central de 600 MW 4.27

Tabla 4.15. Análisis del costo de la captación para la Central de 200 MW

4.27

Tabla 4.16. Análisis del costo de la captación para la Central de 600 MW

4.28

Tabla 4.17. Análisis del costo de desarenadores para PCHs o menores

4.28




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Tabla 4.18. Análisis del costo de conducciones para la Picocentral 4.30

Tabla 4.19. Análisis del costo de conducciones para la Microcentral 4.30

Tabla 4.20. Análisis del costo del canal cubierto para la Minicentral 4.30

Tabla 4.21. Análisis del costo de conducciones para la Minicentral 4.31

Tabla 4.22. Análisis del costo del túnel de la PCH 4.31

Tabla 4.23. Análisis del costo de la tubería superficial de la PCH 4.31

Tabla 4.24. Análisis del túnel sin blindaje de la central de 200 MW 4.32

Tabla 4.25. Análisis del túnel blindado de la central de 200 MW 4.32



Tabla 4.28. Costo de la casa de máquinas de la Minicentral de baja caída

4.34

Tabla 4.29. Análisis de la casa de máquinas de la Central de 200 MW

4.34

Tabla 4.30. Análisis de la casa de máquinas de la Central de 600 MW

4.34

Tabla 4.31. Análisis del costo de la descarga de la Microcentral 4.36

Tabla 4.32. Costo de la descarga de la Minicentral de caída media 4.36

Tabla 4.33. Costo de la descarga de la PCH 4.36

Tabla 4.34. Costo de subestaciones en función de la capacidad 4.37

Tabla 4.35. Costo unitarios definidos por la CREG 4.37

Tabla 4.36. Costo de equipos en función de la capacidad 4.39

Tabla 4.37. Costo de equipos diferenciados en función de la capacidad

4.40

Tabla 4.38. Costos ambientales preoperativos y operativos para las tecnologías convencionales

4.40

Tabla 4.39. Costos por Ingeniería 4.41

Tabla 4.40. Factor de costos financieros 4.42

Tabla 5.1. Calidad de los carbones de la Guajira 5.6

Tabla 5.2. Calidad de los carbones de El Cesar 5.6

Tabla 5.3. Precios del carbón en planta para diferentes carboeléctricas

5.10

Tabla 5.4. Regiones seleccionadas y zonas equivalentes 5.11

Tabla 5.5. Valor de los predios 5.18




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Tabla 5.6. Valor de las vías 5.19

Tabla 5.7. Líneas de conexión 5.19

Tabla 5.8. Costo de los equipos para cada planta típica 5.20

Tabla 5.9. Distribución costo para los equipos en carboeléctricas 5.21

Tabla 5.10. Obras Civiles 5.22

Tabla 5.11. Equipos carbón pulverizado 50MW 5.22



Tabla 5.14. Equipos lecho fluidizado 150MW 5.25

Tabla 5.15. Inversiones ambientales 5.26

Tabla 5.16. Ingeniería 5.26

Tabla 5.17. Imprevistos 5.27

Tabla 5.18. Financieros preoperativos 5.27

Tabla 5.19. Financieros preoperativos 5.28

Tabla 5.20. Costos AOM 5.29

Tabla 5.21. Costos del combustible 5.30

Tabla 5.22. Operativos ambientales 5.30

Tabla 5.23. Seguros 5.31

Tabla 5.24. Cargos de ley operativos 5.31

Tabla 6.1. Principales usos de gas natural por sector 6.6

Tabla 6.2. Suministro de gas natural por zonas de explotación (MBTU/día)

6.10

Tabla 6.3. Costos de combustible para cada una de las zonas 6.19

Tabla 6.4. Costos de predios 6.21

Tabla 6.5. Costos de vías 6.22

Tabla 6.6. Línea de conexión 6.22

Tabla 6.7. Línea de conexión 6.23

Tabla 6.8. Obras civiles ciclo simple 6.24

Tabla 6.9. Obras civiles ciclo combinado 6.24

Tabla 6.10. Costos overnight 6.25

Tabla 6.11. Distribución de costos 6.25

Tabla 6.12. Costo de Equipos Ciclo Simple 50MW 6.26





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Tabla 6.15. Costo de Equipos Ciclo Combinado 200MW 6.27

Tabla 6.16. Costo de Equipos Ciclo Combinado 450MW 6.28

Tabla 6.17. Costo de Equipos Cierre de Ciclo para 450MW 6.28

Tabla 6.18. Costo de Inversiones ambientales 6.29



Tabla 6.21. Costos financieros 6.31


Tabla 6.23. Costos AOM fijos 6.32


Tabla 6.25. Eficiencia (Heat Rate) de las plantas tipo 6.34

Tabla 6.26. Costos del combustible 6.34

Tabla 6.27. Costos ambientales 6.35

Tabla 6.28. Seguros 6.35

Tabla 6.29. Cargos de ley operativos 6.36

Tabla 7.1. Requisitos para cubrir la demanda de una planta diesel 7.12

Tabla 7.2. Áreas disponibles para plantaciones de palma africana [3]

7.13

Tabla 7.3. Diferencia en Precios del Aceite Crudo de Palma y el ACPM

7.13

Tabla 7.4. Costo de predios 7.20

Tabla 7.5. Costo de vías de acceso mínimo, medio y máximo 7.20

Tabla 7.6. Costos de líneas de conexión 7.20

Tabla 7.7. Costo global de obras civiles 7.21

Tabla 7.8. Costo de los equipos importados 7.23

Tabla 7.9. Costo de las inversiones ambientales 7.24

Tabla 7.10. Costo de las inversiones en ingeniería 7.24

Tabla 7.11. Costo de los imprevistos 7.25

Tabla 7.12. Costos financieros preoperativos 7.25

Tabla 7.13. Costos de ley preoperativos 7.25

Tabla 7.14. Costos AOM componente fija 7.26

Tabla 7.15. Costo medio AOM componente variable 7.27

Tabla 7.16. Costo mínimo y máximo AOM variable (USD/año) 7.27




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Tabla 7.17. Costo mantenimiento de líneas 7.28

Tabla 7.18. Costo mantenimiento de vías 7.28

Tabla 7.19. Costo mantenimiento de vías mínimo, medio y máximo 7.28

Tabla 7.20. Costo del combustible para una planta diesel 7.29

Tabla 7.21. Estructura de precio del biodiesel de aceite de palma [8]. 7.30

Tabla 7.22. Costo del combustible para la planta DBIO, mezcla 30% biodiesel 70% diesel

7.31

Tabla 7.23. Costo medio combustible 7.31

Tabla 7.24. Costo mínimo combustible 7.32

Tabla 7.25. Costo máximo del combustible 7.32

Tabla 7.26. Costo del manejo ambiental 7.33

Tabla 7.27. Costo de seguros 7.33

Tabla 7.28. Costo de cargos de ley operativos 7.34

Tabla 7.29. Costo de cargos de ley operativos 7.34

Tabla 8.1. Escala de vientos de Beaufort [6] 8.7

Tabla 8.2. Aerogeneradores representativos de gran potencia encontrados en el mercado

8.8

Tabla 8.3. Costos unitarios de las fundaciones del aerogenerador 8.19

Tabla 8.4. Costo total de fundaciones y plazoleta de maniobras 8.20

Tabla 9.1. Características de celdas de Si (Condiciones STC) [2] 9.5

Tabla 9.2. Datos de placa de un módulo de 50 Wp (Condiciones STC) [3]

9.7

Tabla 9.3. Características principales de diferentes tipos de baterías [4]

9.13

Tabla 9.4. Capacidades típicas de baterías en aplicaciones solares [5]

9.15

Tabla 9.5. Estimación del estado de carga a 25°C [6] 9.16

Tabla 9.6. Régimen de mantenimiento de baterías 17

Tabla 9.7. Producción mundial de paneles FV por regiones (MWp DC) [9]

9.21

Tabla 9.8. Principales fabricantes de paneles FV [10] 9.21

Tabla 9.9. Mercado mundial de SFV por tecnología 2003 (MW) [11] 9.22

Tabla 9.10. Materiales tóxicos y peligrosos usados en la producción de celdas fotovoltaicas [14]

9.25




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Tabla 9.11. Resumen de los principales impactos ambientales de los SFV [15]

9.26

Tabla 9.12. Potencial de la energía solar en Colombia, por regiones 9.38

Tabla 9.13. Planta tipo para generación a pequeña escala 50 Wp 9.42

Tabla 9.14. Energía generada de un SFV de 50 Wp 9.42

Tabla 9.15. Planta tipo para generación a pequeña escala 300 Wp 9.44

Tabla 9.16. Energía generada de un SFV de 300 Wp 9.44

Tabla 9.17. Planta tipo para generación a mediana escala 3 kWp 9.46

Tabla 9.18. Energía generada de un SFV de 3 KWp 9.47

Tabla 9.19. Planta tipo para generación a mediana escala 30 kWp 9.49


Tabla 9.21. Planta tipo para generación a gran escala 300 kWp 9.51


Tabla 9.23. Planta tipo para generación a gran escala 3.000 kWp 9.54

Tabla 9.24. Energía generada de un SFV de 3.000 KWp 9.55

Tabla 9.25. Costos de estudios e investigaciones por planta tipo 9.57

Tabla 9.26. Porcentajes costo de obras civiles 9.59

Tabla 9.27. Costos de baterías 9.59

Tabla 9.28. Principales características y costos de módulos FV 9.61

Tabla 9.29. Clasificación y costos de inversores DC/AC 9.62

Tabla 10.1. Equipos requeridos para cada uno de los sistemas geotérmicos

10.5

Tabla 10.2. Clasificación de plantas geotérmicas 10.6

Tabla 10.3. Impacto potencial de proyectos geotérmicos 10.8

Tabla 10.4. Capacidad instalada en el mundo (MWe) 10.10

Tabla 10.5. Localización y características de las principales fuentes geotérmicas en Colombia

10.13

Tabla 11.1. Potencial energético de los residuos agroindustriales [2] 11.6

Tabla 11.2. Capacidad energética y análisis químico de la cascarilla de arroz [3]

11.8

Tabla 11.3. Capacidad energética y análisis químico 11.8

Tabla 11.4. Costos Preoperativos de Establecimiento CPE 11.30

Tabla 11.5. Costo de equipos importados 11.30

Tabla 11.6. Costo de equipos nacionales 11.31




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Tabla 11.7. Costos de montaje 11.31

Tabla 11.8. Costos de mantenimiento previo a la explotación CMPE 11.33

Tabla 11.9. Costo total promedio de establecimiento y mantenimiento previo a la explotación (USD/ha)

11.33

Tabla 11.10. Costos operativos 11.34

Tabla 11.11. Resumen de costos y productividad de los combustibles provenientes de plantaciones energéticas

11.35

Tabla 11.12. Requisitos y costo de biomasa 11.36

Tabla 12.1 Descripción general de la estructura de las tablas 12.30




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TABLA DE CONTENIDO

Página

1. INTRODUCCIÓN 1.1

2. ENFOQUE TÉCNICO, OBJETIVOS Y ALCANCE DEL ESTUDIO 2.1

2.1 ENFOQUE TÉCNICO 2.1

2.1.1 Planteamiento metodológico 2.1

2.1.2 Recopilación y procesamiento de información 2.2

2.1.3 Diseño e instalación de un modelo aplicativo 2.2

2.1.4 Inventario de contactos 2.3

2.2 OBJETIVOS 2.4

2.2.1 Objetivo general 2.4

2.2.2 Objetivos específicos 2.4

2.3 ALCANCE DEL ESTUDIO 2.4

2.3.1 Recursos energéticos 2.4

2.3.2 Unidades de precios y costos 2.5

2.3.3 Metodologías 2.5

2.3.4 Evaluación de costos de generación 2.5

3. METODOLOGÍA 3.1


3.1.1 Consideraciones generales sobre regionalización 3.1

3.1.2 Propuesta de regionalización 3.3

3.2 RECURSOS ENERGÉTICOS Y TECNOLOGÍAS 3.9

3.2.1 Tecnologías para fuentes convencionales 3.9

3.2.2 Tecnologías para fuentes no convencionales 3.11

3.3 ESTRUCTURA DE COSTOS DE GENERACIÓN 3.12

3.3.1 Esquema general de análisis del costo de generación 3.12




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3.3.2 Componentes del costo de generación 3.16





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LISTA DE TABLAS

Página

Tabla 3.1. Zonas no interconectadas establecidas en el estudio de la UPME [1] 3.4

Tabla 3.2. Regionalización utilizada en el estudio de costos de generación 3.6

Tabla 3.3. Composición del costo de equipos importados 3.19

LISTA DE FIGURAS

Página

Figura 3.1 Regionalización de las zonas no interconectadas [1] 3.7

Figura 3.2 Regionalización utilizada en el análisis de los costos de generación 3.8

Figura 3.3 Esquema de análisis del costo de generación 3.15




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1.1

1. INTRODUCCIÓN

El presente estudio tiene como objetivo general determinar los costos índices de inversión, operación, mantenimiento, fijos y variables y el costo medio de la energía de unidades de generación estándar a partir de los diferentes recursos energéticos disponibles en el país y sus regiones, los cuales podrán ser actualizados permanentemente por la Unidad de Planeación Minero Energética UPME.

En este sentido, se evaluaron diferentes alternativas de generación eléctrica basadas en el aprovechamiento de los posibles recursos energéticos renovables y no renovables disponibles en el país, para lo cual se plantearon esquemas de aprovechamientos que van desde soluciones individuales para viviendas de zonas no interconectadas mediante energía solar fotovoltaica, hasta grandes centrales hidroeléctricas y térmicas operando en del sistema interconectado.

El presente informe contiene los objetivos, alcances, metodologías y resultados del análisis de costos indicativos de generación eléctrica, organizado en cuatro secciones de la siguiente forma:

Primera Sección: Enfoque, Objetivos, Alcances y Metodología: Esta sección comprende los Capítulos 2 y 3 así:

El Capítulo 2 contiene el enfoque técnico adoptado, los objetivos y los alcances del estudio, atendiendo los requerimientos de la UPME expuestos en los términos de referencia del estudio.

En el Capítulo 3 contiene la metodología utilizada, la cual incluye los procedimientos y criterios de Regionalización del país para el análisis de costos de generación de cada recurso energético, los recursos energéticos, las tecnologías y plantas típicas representativas de cada recurso y la estructura general del costo de generación.

Segunda Sección: Fuentes Convencionales de Generación: Esta sección comprende los Capítulos 4 al 7, cada uno de ellos dedicado a las tecnologías de generación hidroeléctrica, térmica con base en carbón, térmica con base en gas natural y motores alternantes con base en fuel oil, diesel o biodiesel. Cada capítulo desarrolla para su respectivo recurso energético los siguientes temas principales:




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1.2

Descripción General: Comprende la descripción general de las tecnologías de generación eléctrica y del esquema general de aprovechamiento del recurso energético, descripción de los principales componentes y procesos simplificados de transformación de energía, entre otros. Dicha descripción es la base para la identificación de los principales ítemes de inversión para el análisis del costo de generación.

Campo de Aplicación: Dentro del contexto del presente informe se enmarcan las diferentes tecnologías y plantas típicas analizadas como parte de la expansión del sector interconectado o como solución aislada a zonas no interconectadas. En esta última clasificación se describen las posibles aplicaciones energéticas, tales como atención de las demandas de iluminación y frío de viviendas individuales, centros de salud, etc.

Recurso Energético en el País: En este numeral se presenta y describe globalmente el potencial en el país del recurso analizado (mapas de viento, radiación, recursos geotérmicos, etc.). Así mismo, se enuncian algunos criterios relacionados con el potencial que más adelante se citen para definir zonas potenciales, como por ejemplo, velocidades mínimas de viento, radiación y horas de sol mínimas, etc.

Regionalización: En este numeral se establecen las diferentes zonas potenciales para el análisis de los costos de generación a partir de cada recurso energético. La regionalización del territorio nacional se basa en dos criterios principales, la cobertura del sistema interconectado y las divisiones políticas departamentales. La interconexión permite diferenciar las zonas interconectadas de las no interconectadas, aspecto muy importante para el planteamiento de alternativas factibles en cada zona; las divisiones políticas a nivel de departamentos permiten configurar zonas interconectadas con cierta homogeneidad de recursos energéticos e infraestructura.

Tecnologías de Generación Eléctrica: En este numeral se presenta una breve descripción de las tecnologías de generación consideradas en el estudio, la sustentación técnica económica y ambiental (si aplica) de dicha selección, los principales componentes, etc.

Plantas Típicas: Con base en el anterior numeral, se concreta en este numeral la descripción detallada de las plantas típicas en cada tecnología, especificando valores de capacidad y, si es el caso, de algunas dimensiones típicas. Esta descripción debe ser la base para la




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1.3

elaboración de los presupuestos de cada planta, con los cuales se establezcan las inversiones y sus participaciones en los respectivos costos de generación eléctrica.

Estructura General de Costos de Generación: En este numeral se presentan los procedimientos generales para el tratamiento de cada componente de la estructura de costos. Existen procedimientos para la determinación de costos de obras de infraestructura aplicables a casi todas las tecnologías y procedimientos particulares de cada tecnología.

Tercera Sección: Fuentes No Convencionales de Generación: Esta sección comprende los Capítulos 8 al 11, cada uno de ellos dedicado a las tecnologías de generación eólica, solar fotovoltaica, geotérmica y biomasa. Para estas fuentes se desarrollan los mismos temas descritos en la sección anterior para Fuentes Convencionales.

Cuarta Sección: Aplicativo y Directorio de Contactos: Esta sección comprende el Capítulo 12 en el cual se presenta una descripción detallada del Aplicativo, los respectivos manuales de instalación y usuario y la descripción del directorio de contactos




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2.1

2. ENFOQUE TÉCNICO, OBJETIVOS Y ALCANCE DEL ESTUDIO

2.1 ENFOQUE TÉCNICO

Los trabajos a desarrollar se enfocaron de manera general como una labor de investigación integral que incluirá las siguientes facetas:

2.1.1 Planteamiento metodológico

Definición de la metodología, criterios y procedimientos necesarios para la estimación de los costos de generación para cada una de las diversas tecnologías y plantas típicas definidas en cada una de las regiones del país, contemplando las necesidades de actualización futura de dichos costos por parte de la UPME, para lo cual se desarrolla un modelo aplicativo que cumple con todos los requerimientos de flexibilidad en las evaluaciones de costos y actualización de las bases de datos.

La tipificación de plantas de generación eléctrica utilizada en la evaluación de costos se basa en la definición de esquemas de aprovechamiento, la selección de tecnologías maduras y probadas y la definición de capacidades instaladas dentro de rangos normales de aplicación, entre otros. Es de anotar que las anteriores características básicas están íntimamente relacionadas con los costos de inversión, operación y mantenimiento de cada alternativa, en este sentido se definieron plantas de generación representativas de la expansión del sector para las zonas interconectadas, y la atención de la demanda de zonas no interconectadas.

En la evaluación de cada alternativa de generación se utilizó la experiencia de los expertos involucrados en el estudio, los resultados de otros estudios ejecutados en el medio, en particular, todos aquellos con que cuenta la UPME respecto a este tema, experiencias internacionales aplicables, así como cualquier tipo de información sobre el estado del arte en cada tecnología de generación.

Como resultado final del estudio se desarrollaron modelos de cálculo del costo de generación para cada tecnología, se establecieron los criterios a ser considerados en la evaluación, el nivel de detalle de desagregación de la estructura del costo de generación, la información requerida, etc. Así mismo, se determinaron los procedimientos de consecución y actualización de tal información.




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2.2

2.1.2 Recopilación y procesamiento de información

Esta faceta del estudio comprende la recopilación, análisis y homologación de la información utilizada en el estudio dentro de las siguientes actividades:

Definición de zonas homogéneas del país para el análisis de la viabilidad técnica de diferentes tecnologías de generación.

Definición de plantas típicas de generación para zonas interconectadas y no interconectadas.

Determinación de los costos de generación de energía eléctrica para cada tecnología y según la localización, mediante la determinación de los costos índices de inversión, operación y mantenimiento, teniendo en cuenta todos los aspectos involucrados de carácter técnico, ambiental y legal, así como la forma en que la localización puede afectar tales costos.

En este sentido, la investigación está enfocada a factores tan diversos como las especificidades técnicas de instalación y producción de cada tecnología en particular (incluyendo las consideraciones ambientales que sean del caso), los precios de mercado de las componentes de costo involucradas (en obras, equipos, personal, etc.), la legislación y regulación aduanera y tributaria nacional, los medios y costos de transporte nacionales e internacionales, la disponibilidad de combustibles e insumos y su costo correspondiente, las particularidades de la geografía nacional (como disponibilidad hídrica, régimen de vientos, radiación solar, reservas minerales, etc.) y de su infraestructura (vías, líneas de transmisión eléctrica, etc.).

2.1.3 Diseño e instalación de un modelo aplicativo

El diseño del aplicativo para la determinación de costos de generación eléctrica se basó en las siguientes consideraciones de funcionalidad:

En primer lugar el modelo no puede ser “caja negra”, debe ser transparente en los supuestos, algoritmos y funciones de costo con el fin de permitir futuras actualizaciones por los funcionarios de la UPME.

El aplicativo se concibe de forma paramétrica que garantice una amplia flexibilidad para la formulación de Escenarios y la realización de análisis de sensibilidad. Dicha característica permite a la UPME el acceso a la información básica recopilada, la ejecución de cálculos y actualización de resultados, la modificación o actualización de datos, los análisis de sensibilidad de los resultados obtenidos a variaciones en parámetros clave,




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2.3

adaptaciones del modelo a situaciones cambiantes futuras, como podrían ser cambios regulatorios, tributarios o aduaneros, por ejemplo. De esta manera se pueden actualizar los resultados cada vez que sea necesario, dados cambios en los datos básicos cualquiera sea la razón que genere estos cambios.

Dada la incertidumbre inherente en la información básica, y sobretodo en las proyecciones futuras de la misma, el modelo permite evaluar la incidencia de variables inciertas o coyunturales en el costo de generación, tal como puede suceder con algunos ítemes o materiales de construcción y suministro. Uno de los principales aspectos inciertos y de difícil tipificación en la evaluación de los costos de inversión y generación está relacionado con la definición de los costos de inversión y operación del plan de manejo ambiental, incluyendo las obras de mitigación y compensación.

No menos importante que el conocimiento y la información del Modelo, es el diseño gráfico y funcional del aplicativo. En este sentido, las interfaces de entrada de datos, consulta de bases de datos y obtención de resultados proveen un ambiente agradable de trabajo con el modelo. El cumplimiento de este objetivo incide de manera significativa en la apropiación del Modelo por parte de los funcionarios de la UPME, garantiza el uso frecuente del mismo y facilita la elaboración de informes y documentos periódicos sobre el tema.

Si bien se desarrolló un manual de usuario para la instalación y operación del Aplicativo, en el diseño de interfaces y aplicaciones se concibió de forma que sean autoexplicativas, provistas de ayudas que minimicen la necesidad de consultar frecuentemente el manual de usuario. Esta virtud del Aplicativo nuevamente favorece la agilidad en el empleo del Modelo durante futuras utilizaciones en la UPME.

2.1.4 Inventario de contactos

Hace parte también del enfoque de los trabajos la elaboración de un inventario de contactos, empresas, instituciones nacionales e internacionales, etc., que permiten la obtención y actualización de la información necesaria. Así mismo, la implementación de un directorio que contenga nombres, direcciones, teléfonos, correos electrónicos, sitos WEB o cualquier otra información relevante para acceder a tales contactos, así como la manera de mantener permanentemente actualizada esta información.




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2.4

2.2 OBJETIVOS

2.2.1 Objetivo general

Determinar los costos índices de inversión, operación, mantenimiento, fijos y variables y el costo de energía medio de unidades de generación estándar a partir de los diferentes recursos energéticos disponibles en el país y sus regiones, estableciendo además dichos costos para unidades capaces de operar con combustibles sustitutos, y los cuales puedan ser actualizados permanentemente por la UPME.

2.2.2 Objetivos específicos

Establecer los procedimientos y metodología necesarios que le permitan a la UPME estimar y actualizar los costos de generación de energía eléctrica a partir de las diferentes tecnologías, considerando que las unidades de generación serán instaladas en sitios adecuados para su operación normal.

Determinar el costo medio de generación de energía (US$/kWh), a partir de los costos índices de inversión, operación y mantenimiento, fijos y variables, costos ambientales originados por la instalación de unidades de generación de energía eléctrica, de acuerdo con su tecnología, ciclo, tipo1, localización, factor de utilización y forma de utilización en el sistema interconectado nacional, entre otros, incluyendo el caso de unidades capaces de operar con combustibles sustitutos.

Implementar la metodología de estimación y actualización de costos de generación mediante el desarrollo de un aplicativo en base de datos.

Desarrollar e implementar un directorio de contactos y la metodología para su actualización permanente, que contenga los nombres, direcciones, correo electrónico, página WEB y teléfonos de las compañías, empresas, instituciones nacionales e internacionales, facilite la actualización.

2.3 ALCANCE DEL ESTUDIO

El Alcance de los Estudios se basa fundamentalmente en los Términos de Referencia de la UPME, los cuales constituyen la principal guía para el cumplimiento de los objetivos anteriormente citados.

2.3.1 Recursos energéticos

Los recursos energéticos considerados en el estudio son: hídrico, gas natural, carbón, diesel, fuel oil, biomasa, eólico, geotermia y solar. En tal sentido, se




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2.5

consideran los estudios desarrollados por la UPME sobre potenciales energéticos y en general los estudios relativos al tema.

2.3.2 Unidades de precios y costos

Siempre que se hace referencia a precios o costos se utiliza como unidad el Dólar Americano (USD) constantes a diciembre de 2004.

2.3.3 Metodologías

Las Metodologías para la estimación de costos de las diferentes alternativas tecnológicas y definición de plantas típicas y sitios potenciales en cada tecnología fueron acordadas con la UPME.

2.3.4 Evaluación de costos de generación

La determinación de los costos medios de generación se hace a partir de los costos índices de inversión, operación y mantenimiento, tanto fijos como variables, costos ambientales originados por la instalación de plantas o unidades de generación de energía eléctrica, de acuerdo con su tecnología, ciclo, tipo, localización y factor de utilización, entre otros, que puedan operar con diferentes recursos energéticos disponibles en el país, involucrando costos ambientales.

Como criterios básicos para la estimación de los costos de generación se tomaron:

El costo FOB de la planta desagregado en sus principales unidades constructivas, transporte y seguros internacionales.

El costo en puerto colombiano de la planta de generación desagregado en sus principales unidades constructivas, costos e impuestos de nacionalización.

El costo de transporte en función de la distancia hasta el sitio de operación de la planta.

Otros costos, tales como costo de los equipos asociados requeridos para la operación de las unidades de generación, costos de repuestos, depreciación en función de la vida útil estimada y demás aspectos determinantes del costo de generación.

Este alcance también aplica para unidades que operen con combustibles sustitutos (por ejemplo: unidades de gas a carbón, gas a fuel oil, carbón a gas, carbón a fuel oil, fuel oil a gas, entre otras).




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2.6

Se definen los procedimientos para la estimación de costos asociados con las obras civiles, de tal forma que se considera una variedad representativa de diferentes alternativas de construcción, que para el caso de costos de plantas hidráulicas, por ejemplo, contempla diferentes tipos de presa, caída de agua, embalse, túneles, etc.

Adicionalmente, para las plantas térmicas, se plantean alternativas para modelar los costos de generación que no están siendo considerados en el modelo de planeamiento y modelo de despacho, entre otros: número de arranques, rampas de toma de carga, deterioro de las unidades por arranques y paradas, eficiencia de las plantas, y demás aspectos determinantes de su costo de operación.

Dentro de la estructura del costo de generación se incluyen aspectos relacionados con la legislación vigente y aplicable en materia de importación, convenios aduaneros, tratados comerciales, tributación, seguros, transporte nacional y en cualquier otro aspecto determinante en la definición de dicho costo.

La base de datos contiene la información reportada de las diferentes fuentes del directorio. Se desarrollaron los procedimientos y metodología que facilitan la solicitud de información a las diferentes fuentes de información para la actualización permanente de los diferentes componentes de los costos índices, demás información relacionada y su ingreso a la base de datos.

La metodología desarrollada para el cálculo de los costos es lo suficientemente flexible para permitirle a la UPME realizar análisis de sensibilidad a los resultados ante variaciones en los criterios de selección de la tecnología, tales como consumo energético, tiempo de operación, indisponibilidad típica de cada tecnología (mantenimiento programado).




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3.1

3. METODOLOGÍA

3.1 REGIONALIZACIÓN

3.1.1 Consideraciones generales sobre regionalización

Se establecen a continuación los criterios generales considerados en la definición de regiones para el análisis de costos de generación:

Regiones mutuamente excluyentes y exhaustivas: En primer lugar, y como condición necesaria, los criterios de discretización del país empleados deben generar regiones mutuamente excluyentes y conjuntamente exhaustivas, es decir, un sitio no debe pertenecer a más de una región y todo el territorio debe estar incluido en los conjuntos de regiones. En este sentido, los criterios empleados deben ser los suficientemente claros y definidos para evitar zonas difusas en las fronteras de dos regiones adyacentes. Algunos criterios sumamente especializados en alguna disciplina, de difícil identificación y medición, pueden generar confusiones en la regionalización y obviamente no tienen un carácter suficientemente general para su aplicación a las demás disciplinas.

Criterios de subdivisión claros y aceptados: Como complemento al anterior criterio, los aspectos y características considerados en la regionalización deben ser de fácil e inequívoca identificación por los usuarios potenciales de la herramienta, en lo posible se emplean criterios de subdivisión existentes y de amplia aceptación. De acuerdo con lo anterior, se decidió utilizar criterios adoptados actualmente por la UPME y otras instituciones del sector, como el Institutito de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas (IPSE).

Enfoque de planeamiento: Los objetivos y alcances del presente estudio están orientados hacia el soporte de actividades y decisiones de planeamiento general del sector eléctrico, no se pretende que los costos encontrados para las diferentes tecnologías y plantas típicas en las diferentes regiones planteadas soporten decisiones particulares sobre proyectos específicos. Por esta razón la regionalización y la evaluación final de costos de generación se concentran en la identificación de casos representativos, con cierta homogeneidad dentro de cada región. La consideración de condiciones especiales y particulares, bien sea excepcionalmente favorables o desfavorables, además de no cumplir




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3.2

satisfactoriamente con criterios de generalidad, pueden enviar señales no reales sobre la expansión o solución energética en una región.

Condiciones ambientales representativas: La segunda parte del criterio anterior resulta particularmente importante en el análisis de las condiciones ambientales que intervienen en las inversiones y costos operativos de los proyectos de generación. Bajo esta consideración, se establecen los impactos y costos de medidas de compensación y mitigación típicas de cada tecnología en cada región para condiciones promedias, no se considera apropiado la consideración de condiciones extremadamente desfavorables por la baja representatividad a además se espera que bajo tal situación el proyecto analizado no se implemente.

Flexibilidad para generar y analizar casos particulares: El modelo, además de presentar el análisis de casos de referencia relacionados con condiciones típicas o representativas de cada tecnología en cada región, permite al usuario normal generar sus propios análisis particulares en los que puede redefinir prácticamente todas las condiciones supuestas, sin tener que modificar los casos de referencia establecidos en el presente estudio. Esta facilidad admite la realización de análisis de sensibilidad para atender requerimientos por fuera de las condiciones representativas.

Homogeneidad en los costos de generación: Las regiones finalmente definidas reflejan cierta homogeneidad en los costos de generación. Sin embargo, debido a la existencia de los innumerables aspectos que inciden en dichos costos, tales como la disponibilidad de obras de infraestructura vial y eléctrica entre otros, el análisis de proyectos específicos deberá realizarse con base en las características propias de los mismos.

Objetivos centrales de la generación: No se debe perder de vista los objetivos centrales de la generación eléctrica en cada región, determinados en gran medida por la interconexión eléctrica al sistema nacional. En este sentido, necesariamente se diferenciaron las zonas interconectadas de las no interconectadas, debido, entre otras a las siguientes razones:

Proyectos en Zonas No Interconectadas: Los proyectos en las zonas no interconectadas, al operar de manera aislada, están condicionados por el comportamiento de la demanda propia y la




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3.3

necesidad de firmeza y regulación de carga. En este caso las capacidades de los proyectos son muy limitadas (a lo sumo algunos megavatios) y la viabilidad de los mismos debe centrarse sobre el análisis de las oportunidades de generación particulares de la zona a atender, lo cual implica altos costos de generación, con relación a los costos marginales de expansión del país.

Proyectos en Zonas Interconectadas: Los proyectos a implementar en la zona interconectada, al no atender una demanda propia y gozar del respaldo del sistema nacional, son muy flexibles en la definición de su capacidad. En este caso es factible pensar en proyectos de varios cientos de megavatios, cuya viabilidad debe medirse con base en costos marginales de expansión.

3.1.2 Propuesta de regionalización

Además de las anteriores consideraciones generales para la regionalización del país y atendiendo la solicitud de la UPME en el sentido de utilizar el Sistema de Información SIPR para la definición de regiones potenciales específicas para cada energético, se plantea a continuación el procedimiento general de regionalización para definir las referencias geográficas de los costos de generación de cada tecnología y planta típica.

Bajo esta metodología de regionalización, el principal criterio lo constituye la cobertura del sistema interconectado, la cual genera dos tipos de regiones al diferenciar las zonas no interconectadas de las interconectadas, dicho criterio permite integrar al análisis los principales objetivos de la generación, como lo son la expansión del sistema interconectado y la atención de zonas no interconectadas, e incluir el efecto geográfico en la definición de algunas componentes del costo de generación. En este sentido se plantean dos sistemas de referenciación de las zonas potenciales definidas para cada recurso energético:

A continuación se presenta el sistema de referencia geográfica propuesto para cada una de estas zonas:

3.1.2.1 Zonas no interconectadas

Para estas zonas se propone la subdivisión en doce zonas identificadas en el estudio de la UPME (Establecimiento de un Plan Estructural, Institucional y Financiero, que Permita el Abastecimiento Energético de las Zonas No Interconectadas, con Participación de las Comunidades y el Sector Privado, realizado por AENE y HAGLER BAILLY en 2000 [1]). Dicho estudio identificó




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3.4

doce zonas mediante la consideración de numerosos aspectos relacionados con la demanda, el potencial de diferentes recursos energéticos y la infraestructura de acceso disponible.

La consideración de diferentes criterios técnicos y económicos para la definición de las doce zonas no interconectadas del estudio de la UPME [1] y la adopción de dicha zonificación por parte del Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas (IPSE) garantiza el cumplimiento de varios de los objetivos planteados para la regionalización de los costos de generación, al menos en las zonas no interconectadas.

En la Tabla 3.1 y la Figura 3.1 se presenta e ilustra la subdivisión de las zonas no interconectadas definidas en el citado estudio de la UPME. Nótese que la zona 12 al estar dispersa por el territorio nacional admite una mayor discretización con el fin de considerar homogeneidad regional.

Tabla 3.1. Zonas no interconectadas establecidas en el estudio de la UPME [1]

Grupo Zona

1 Chocó / Atrato

2 Litoral Pacífico / Chocó

3 Litoral Pacífico Nariño / Cauca

4 Río Meta/ Casanare, Meta / Casanare, / Arauca / Vichada

5 Rio Guaviare, Meta / Guaviare / Vichada / Guainía

6 Ríos Caquetá y Caguan

7 Río Putumayo, Putumayo / Amazonas

8 Amazonas

9 Vaupés

10 Guainía

11 Vichada

12 Localidades y Municipios Aislados




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3.5

3.1.2.2 Zonas interconectadas

Una vez definida la regionalización de las zonas no interconectadas, para el resto del país se propone una regionalización a partir de los límites políticos a nivel departamental, agregando algunas regiones geográficas por similitud en condiciones físicas e infraestructura.

3.1.2.3 Regionalización apara el análisis de costos de generación

Con base en lo anterior, en la Tabla 3.2 y Figura 3.2 se presenta la regionalización utilizada para el análisis del costo de generación, esta división comprende nueve zonas interconectadas y diecinueve zonas no interconectadas, producto de once zonas simples y la zona 12 subdividida en ocho sub zonas.




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3.6

Tabla 3.2. Regionalización utilizada en el estudio de costos de generación

Código Nombre

Int01 Guajira, Cesar, Sur de Bolivar

Int02 Costa Atlántica

Int03 Norte de Santander

Int04 Antioquia

Int05 Santander,Boyacá

Int06 Eje cafetero, Valle del Cauca

Int07 Tolima, Huila

Int08 Cundinamarca, piedemonte (Meta)

Int09 Nariño,Cauca (Andino)

Zni01 Chocó/Atrato

Zni02 Litoral Pacífico Chocó

Zni03 Litoral Pacífico Nariño/Cauca

Zni04 Río Meta /Casanare, Meta/Casanare/Arauca/ Vichada

Zni05 Río Guaviare Meta/Guaviare/Vichada/Guainía

Zni06 Ríos Caquetá y Caguán

Zni07 Río Putumayo, Putumayo/Amazonas

Zni08 Amazonas

Zni09 Vaupés

Zni10 Guainía

Zni11 Vichada

Zni12-01 Localidades y municipios aislados(Alta Guajira)

Zni12-02 Localidades y municipios aislados(La mojana y Bajo Magdalena)

Zni12-03 Localidades y municipios aislados (Sur del Cesar)

Zni12-04 Localidades y municipios aislados(Norte de Arauca)

Zni12-05 Localidades y municipios aislados (El Calvario, Meta)

Zni12-06 Localidades y municipios aislados(B/ventura y Bocas del San juan)

Zni12-07 Localidades y municipios aislados (Piedemonte llanero, Yarí, Alto Vaupés)

Zni12-08 Localidades y municipios aislados(Piedemonte amazónico)




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3.7

Fi`gura 3.1 Regionalización de las zonas no interconectadas [1]




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3.8

Figura 3.2 Regionalización utilizada en el análisis de los costos de generación




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3.9

3.2 RECURSOS ENERGÉTICOS Y TECNOLOGÍAS

En este numeral se presenta una breve descripción de los recursos energéticos y las tecnologías consideradas en el análisis de costos unitarios de generación. Adicionalmente, en los capítulos dedicados específicamente a cada recurso se amplía la presente descripción y se establecen las plantas típicas consideradas.

3.2.1 Tecnologías para fuentes convencionales

3.2.1.1 Hidroelectricidad

Se trata de una tecnología ampliamente conocida y aplicada en el país para un rango muy amplio de capacidades instaladas, desde algunos kW hasta más de 1000 MW.

Aun cuando existen innumerables posibles variaciones de configuración o esquema de los proyectos, para el presente estudio se adoptó la clasificación que sugiere la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) para este tipo de aprovechamientos.

Picocentrantrales: Capacidad instalada entre 0,5 y 5 kW, operación a filo de agua, aplicable a zonas no interconectadas o casos aislados de zonas interconectadas. La planta típica para el análisis corresponde en este caso a una central de 5 kW de capacidad.

Microcentrales: Capacidad instalada entre 5 y 50 kW, operación a filo de agua, aplicable a zonas no interconectadas o casos aislados de zonas interconectadas. La planta típica para el análisis corresponde en este caso a una central de 50 kW.

Minicentrales: Capacidad instalada entre 50 y 500 kW, operación a filo de agua, aplicable a zonas no interconectadas o casos aislados de zonas interconectadas. La planta típica para el análisis corresponde en este caso a una central de 500 kW. En este caso se evaluaron dos centrales una para saltos del orden de los 60 m y otra de baja caída para saltos del orden de los 4 m.

Pequeñas Centrales Hidroeléctricas (PCH): Capacidad instalada entre 500 y 10000 kW, operación a filo de agua, aplicable a zonas no interconectadas y zonas Interconectadas (sin posibilidad de participar en el despacho eléctrico). La planta típica para el análisis corresponde en este caso a una central de 10000 kW (1 MW)




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3.10

Centrales Hidroeléctricas (CH): Capacidad instalada mayor a 20 MW, aplicable a Zonas Interconectadas, con participación obligada en el despacho eléctrico. Las plantas típicas para el análisis corresponden en este caso a centrales de 200 MW y 600 MW.

3.2.1.2 Centrales térmicas a gas

Para este recurso se definieron las siguientes plantas típicas:

Ciclo Simple: aplicables a zonas interconectadas, con capacidades instaladas típicas de: 50 MW en una unidad, 150 MW en una unidad y 300 MW en dos unidades de 150 MW cada una.

Ciclo Combinado: aplicables a zonas interconectadas, con capacidad instalada típica de: 450 MW, obtenidos mediante dos unidades a gas de 150 MW cada una y una unidad a vapor de 150 MW.

Cierre de Ciclo: aplicable a zonas Interconectadas, se considera como proyecto típico la instalación de una unidad de vapor de 150 MW para cerrar el ciclo de una central de 300 MW conformada por dos unidades a gas de 150 MW cada una.

3.2.1.3 Centrales térmicas a carbón.

En el aprovechamiento de este recurso minero energético se plantearon las siguientes plantas típicas:

Tecnología de Carbón Pulverizado: Capacidad instalada de 50 MW, 150 MW y 300 MW en una unidad, todas con tecnología de enfriamiento en ciclo semi-humedo. Dada las capacidades instaladas estas centrales se consideran exclusivamente para zonas interconectadas.

Tecnología de Lecho Fluidizado: Capacidad instalada de 150 MW en una unidad, con tecnología de enfriamiento en ciclo semi-humedo. Igualmente aplicable a zonas interconectadas. Así mismo se considera una planta de 150 MW de capacidad operando con mezcla de carbón y biomasa (dendroenergía)

No se considera ciclo abierto de enfriamiento ya que el volumen de agua que ésta tecnología requiere y los impactos ambientales que conlleva, la harían no factible en casi la totalidad del país.




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3.11

3.2.1.4 Centrales térmicas a diesel o fuel oil

En este caso se considera la tecnología de motores alternantes con capacidad instalada de 2 MW, aplicable exclusivamente a centros poblados de las zonas no interconectadas. Las alternativas en esta tecnología dependen del combustible utilizado, en este sentido se estudiaron:

Motores alternantes de 2 MW operando con Fuel oil

Motores alternantes de 2 MW operando con diesel

Motores alternantes de 2 MW operando con biodies.

3.2.2 Tecnologías para fuentes no convencionales

3.2.2.1 Energía Eólica

Se definieron equipos de baja potencia para zonas no interconectas con generador sincrónico y almacenamiento en baterías. Estas plantas son la eólica micro y eólica pequeña:

EMCO: Eólica Micro con potencia nominal 1.5 kW

EP: Eólica Pequeña con potencia nominal 15 Kw

Para operar dentro del sistema interconectado se definieron tres plantas típicas con aerogenerador de eje horizontal tripala a barlovento de regulación por pérdida y/o cambio de paso.

EMDA: Eólica Mediana con potencia nominal 225 kW

EGS: Eólica a Gran Escala con potencia nominal 1.3 MW

PE: Parque Eólico con potencia nominal 19.5 MW

Proyectos que consideren las dos últimas plantas típicas deberán ser desarrollados en zonas de alto potencial eólico donde exista interconexión al sistema.

3.2.2.2 Energía Solar

Generación a pequeña escala: Son sistemas individuales y domésticos, en aplicaciones rurales aisladas, instalados sobre tejados, azoteas de casas.

SFV 50 Wp de DC: Suple las necesidades de un grupo familiar pequeño




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3.12

SFV 300 Wp de DC/AC para ZNI: Suple las necesidades de una vivienda de mayor demanda eléctrica

Generación a mediana escala: Son sistemas centralizados, que pueden brindar soluciones energéticas a pequeñas comunidades.

SFV 3 kWp de AC para ZNI: Esta planta puede atender 10 usuarios (viviendas) con los servicios básicos de iluminación, un ventilador, radio grabadora, TV a color de 14” y equipo de sonido compacto.

SFV 30 kWp de AC para SIN: Sistemas centralizados en edificios, normalmente integrados en la arquitectura de los mismos o comunidades de vecinos.

Generación fotovoltaica a gran escala: Son generalmente instalaciones conectadas a red, de superficies extensas.

SFV 300 kWp de AC para SIN:

Centrales de generación fotovoltaica

SFV 3.000 kWp de AC para SIN:

3.2.2.3 Energía Geotérmica

La planta típica seleccionada para la generación de energía eléctrica con recursos geotérmicos en Colombia, es la de ciclo binario con capacidad de 5 MW (pequeña central) GT 5.

3.3 ESTRUCTURA DE COSTOS DE GENERACIÓN

3.3.1 Esquema general de análisis del costo de generación

En la Figura 3.3 se presenta el esquema metodológico seguido en la determinación del costo de generación, en el cual se pueden distinguir dos grandes grupos de costos dependiendo de los períodos en que son causados, los costos preoperativos y los costos operativos. Los primeros corresponden básicamente a inversiones realizadas una sola vez antes de entrar en operación el proyecto, y los segundos corresponden a costos periódicos, fijos o variables, que garantizan la operación de la central.

Dentro de los costos operativos se distinguen los siguientes componentes generales a la mayoría de plantas típicas:




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3.13

Estudios e investigaciones

Predios

Obras de infraestructura

Obras civiles

Equipos*

Inversiones ambientales

Ingeniería

Imprevistos en obras y equipos

Costos financieros

Costos de ley

De otro lado, las principales componentes de los costos operativos son:

Administración, operación y mantenimiento (AOM) Componente fija

Administración, operación y mantenimiento (AOM) Componente variable.

Combustible

Seguros

Manejo ambiental

Cargos de ley operativos

La determinación de los costos operativos y preoperativos se realiza con base en los siguientes tres grupos de variables:

Variables geográficas: Este tipo de variables comprenden básicamente la infraestructura disponible, en vías de acceso, líneas de conexión eléctrica y gasoductos. Dicha infraestructura disponible incide directamente en los costos preoperativos asociados a las respectivas obras de infraestructura requeridas por las centrales.

Planta típica: Corresponde al conjunto de variables que definen el sistema de generación considerado. Este tipo de variables tiene una incidencia directa en los diferentes componentes de los costos preoperativos, en los costos operativos y obviamente en la generación media de la alternativa.




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3.14

Regulación y Leyes: Variables que inciden básicamente en los costos de ley operativos y preoperativos en el proceso de nacionalización y adquisición de ítemes importados.

Con el total de los costos preoperativos y el empleo de variables económicas como la tasa de descuento y la vida útil de la central evaluada se calcula el costo preoperativo anual. Este costo se suma al costo operativo anual para obtener el costo total anual.

La relación entre el costo total anual y la energía generada constituye el costo unitario de generación, objetivo central del presente análisis. La energía media anual se determina mediante las características propias de la central, tales como capacidad instalada y factor de planta. En varios casos, como en la generación térmica e hidroeléctrica, se deben suponer los factores de planta típicos de este tipo de aprovechamientos; en otros casos, como la generación solar fotovoltaica y eólica, el factor de planta dependerá de las condiciones del potencial respectivo en las diferentes regiones consideradas.




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3.15

Distancia a vías

Distancia a líneas

Distancia gasoductos

COSTO TOTAL

EQUIVALENTE ANUAL

COSTO UNITARIO

DE GENERACIÓN

ENERGÍA MEDIA

ANUAL

Equipos

Predios

PLANTA TÍPICA

VARIABLES

ECONÓMICAS

Vida Útil

Caracterización

Capacidad

Factor de Planta

Eficiencia

REGULACIÓN Y LEYES

Financieros

Ley Preoperativos

Inversiones ambientales

Ingeniería

Imprevistos

TOTAL

OPERATIVO

COSTO PREOPERATIVO

ANUAL

Cargos de Ley Operativos

AOM Componente Fija

Mantenimiento Y Overhaul

Combustible

Seguros

COSTOS PREOPERATIVOSREGIONALIZACIÓN

Potencial

Infraestructura Disponible Infraestructura

COSTOS OPERATIVOS

Obras Civiles

TOTAL PREOPERATIVO

Figura 3.3 Esquema de análisis del costo de generación




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3.16

3.3.2 Componentes del costo de generación

A continuación se presentan algunas consideraciones generales y preliminares sobre las diferentes componentes del costo de generación consideradas.

3.3.2.1 Costos Preoperativos

Estudios e investigaciones: En este rubro se incluyen estudios básicos, tales como geología e hidrología, orientados hacia la determinación del potencial del recurso. Para su determinación se tuvieron en cuenta las siguientes c2onsideraciones:

En tecnologías que dependen de combustibles suministrados por terceros, como la generación térmica a carbón, gas natural u otro combustible, no se considera este ítem ya que en varios casos se cuentan con la información requerida, como en el caso de la caracterización de carbón y en todos los casos las investigaciones requeridas se consideran incluidas en el costo del combustible.

En aprovechamientos hidroeléctricos generalmente se calcula como un porcentaje del costo de inversión, el cual depende de cada planta y tecnología.

En la mayoría de las fuentes renovables no convencionales se calculan los costos de estudios e investigaciones a partir del análisis de costos unitarios de mediciones y personal requerido.

Predios: Incluye el costo del terreno de la planta o de las servidumbres requeridas para conducciones, instalaciones y líneas de transmisión. Para el cálculo de este ítem se determinan las áreas requeridas para cada tecnología y planta tipo y se aplica un costo unitario por hectárea.

Infraestructura: Comprende las obras de accesos, conexión y demás infraestructura requerida para la construcción y operación de las plantas, considera los siguientes ítemes:

Vías de acceso: Incluye la construcción de vías para las etapas de construcción y operación del proyecto. Para su determinación se definen las especificaciones de las vías requeridas dependiendo de cada tecnología, planta tipo y región, y se calculan los costos unitarios (USD/km) asociados a cada especificación. Para la longitud de la nueva




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3.17

vía para las diferentes plantas típicas y zonas potenciales, se establece con base en las siguientes consideraciones generales:

En algunos aprovechamientos de pequeña escala o soluciones individuales para viviendas o pequeñas comunidades se considera que no se requieren vías de acceso, dado el poco peso y volumen de los equipos a instalar, las amplias posibilidades de transporte y la disponibilidad supuesta de algún medio. En este caso el supuesto utilizado se refuerza en las tecnologías no convencionales directamente ubicadas en los sitios de demanda en donde la selección del sitio no depende de la localización específica de la fuentes (regiones) determinadas. Para esto es importante definir una distancia máxima del recurso, caso contrario al aprovechamiento de recursos hidráulicos.

o Ampliando la segunda parte de la consideración anterior, el aprovechamiento a mayor escala de energía solar, eólica y térmica es relativamente flexible en su localización, por lo tanto la ubicación del proyecto debe contemplar la infraestructura disponible en la zona. No obstante, en plantas mayores se establecen longitudes de vías que incluyan pequeños accesos y circulación interna.

o Particularmente los aprovechamientos hidroeléctricos carecen de la flexibilidad en su localización al depender de sitios específicos de ubicación del potencial y ocupar espacios más amplios en su desarrollo. Esta situación es mucho más evidente a medida que se pretende una mayor instalación. Otro aspecto considerado tiene que ver con la incidencia de las inversiones en infraestructura sobre la viabilidad del proyecto, PCHs o menores no admiten longitudes importantes de accesos y conexión. Centrales de tipo micro, mini o pico, dada la relativa distribución de fuentes hídricas pequeñas, proporcionan cierta flexibilidad para su localización y medio de transporte, sin la necesidad de recurrir a costosas obras de acceso.

De acuerdo con lo anterior, se establecen longitudes promedias de vías para proyectos hidroeléctricos importantes considerando la red vial de cada región analizada, en centrales tipo PCH o menor se establecen longitudes típicas (que pueden ser cero) de acuerdo con la magnitud de los aprovechamientos.

Línea de conexión: Incluye la construcción de líneas de conexión, no incluye la subestación. Su determinación es similar a la del costo de las




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3.18

vías de acceso: se determinan las especificaciones de la línea requerida, se calculan unos costos unitarios, se determina la longitud de las nuevas líneas y se calcula un costo final. En este caso las especificaciones de la línea dependen exclusivamente de la potencia a instalar y están limitadas por las longitudes máximas de transmisión. Para las líneas de transmisión son aplicables todas las consideraciones expuestas en el tratamiento de longitudes de vías de acceso sobre la flexibilidad de localización de los proyectos

Campamentos y oficinas: Incluye la infraestructura necesaria para alojamiento de los trabajadores, y para la administración durante la etapa de construcción y operación. Se calcula como un porcentaje de los costos de inversión, el cual depende de la tecnología y planta tipo considerada. Se debe anotar que en la mayoría de aprovechamientos menores (menos de 20 MW) los requerimientos de campamentos y oficinas son mínimos, ya que los mayores flujos de personal durante construcción se pueden manejar con infraestructura local existente (hoteles, residencias o alquiles de viviendas)

Obras civiles: Considera los costos de la infraestructura física requerida para el aprovechamiento del recurso. Se separan por el origen del ítem de costo dependiendo de la tecnología y capacidad consideradas. El aprovechamiento hidroeléctrico constituye el desarrollo de mayores obras civiles, en este caso se presenta en el capítulo 4 el análisis de cada tipo de obra en cada planta típica a partir de cantidades de obra y precios unitarios. En los demás aprovechamientos las obras civiles muchas de las obras civiles se incluyen en los costos de instalación y montaje de los equipos requeridos, como es el caso de calderas y turbinas a gas o carbón.

Equipos Nacionales: Equipos de fabricación o adquisición nacional. Se considera el costo del equipo instalado y si se trata de equipos de origen internacional comprados a proveedores en Colombia obviamente no se tienen en cuenta los trámites y los costos de la importación.

Equipos importados: Es importante diferenciar este componente dentro de los costos preoperativos, debido a las particularidades en el régimen tributario y arancelario. Para el análisis de costo de los equipos importados se consideraron los siguientes componentes:

Costo FOB: Costo en el puerto del país de origen del equipo.




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3.19

Transporte marítimo y seguro: Se aplica como un porcentaje al costo FOB del equipo.

Arancel: Se aplica de acuerdo con la posición arancelaria y el arancel para cada uno de los equipos. Este arancel se aplica al costo FOB más el costo de transporte y seguro marítimo. Se define un porcentaje de dependiendo de la tecnología y el tipo de planta.

Impuesto al Valor Agregado – IVA: Porcentaje aplicado al costo FOB más el costo de transporte y seguro marítimo. Se consideran excenciones establecidas en la legislación nacional.

Nacionalización, bodegaje, carta de

tabla de contenido general - siel.gov.co · 10.3 recurso energÉtico en el paÍs 10.12 10.4...

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