Source: https://www.scribd.com/document/382104814/Cargos-Maximos-de-Generacion-Para-Soluciones-Fotovoltaicas-Individuales
Timestamp: 2019-08-18 07:12:41+00:00

Document:
Uploaded by anon_255803570
saveSave Cargos Máximos de Generación Para Soluciones Fotov... For Later
Prefactibilidad del proyecto de energías renovables para la población de Arjona, Bolívar; utilizando el Software Homer Pro
REVISIÓN DE LOS ESQUEMAS DE GENERACIÓN DE ENERGÍA PARA
IMPLEMENTAR EN ZONA NO INTERCONECTADA EN COLOMBIA
MARIO ORLANDO ERASO SOLARTE
LUIS FELIPE MOSQUERA QUIÑONES
Jorge Iván Ospina Canencio
exigidos por la Universidad Autónoma
e Occidente para optar al título de
Ricardo Moreno Chunquen
Gabriel Gonzales Palomino
1. CONSIDERACIONES PREVIAS 15
1.1.1 Antecedentes del problema. 15
1.2 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA 17
1.3 JUSTIFICACIÓN 17
1.4. OBJETIVOS 17
1.4.1 Objetivo general 17
1.4.2 Objetivos específicos 17
2. MARCO DE REFERENCIA 19
2.1 MARCO TEÓRICO 19
2.1.1 Grupo regional. 21
2.1.2 Estructura general de costos. 22
2.1.2.1 Costos de generación. 23
2.1.3 Aspectos técnicos-económicos de las FNCE. 26
2.1.3.1 Pequeñas centrales hidroeléctricas (PCH´S). 27
2.1.3.2 Sistemas fotovoltaicos. 35
2.1.3.3 Plantas diésel. 39
2.1.4 Marco regulatorio vigente para las zonas no interconectadas. 42
2.1.4.1 Entorno regulatorio. 43
2.1.4.2 Regulación para ZNI. 43
2.1.4.3 Subsidios y consumos. 45
2.1.4.4 Metodología para cargos de generación, distribución,
comercialización y monitoreo. 46
2.1.5 Indicadores Financieros. 49
3. DISEÑO METODÓLOGICO 51
3.1 RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN 51
3.2 INTERPRETACIÓN Y ANÁLISIS DE INFORMACIÓN 51
3.2.1 Caracterización de las diferentes tecnologías. 52
3.2.1.1 Tipo de generación. 52
3.2.1.2 Potencia nominal. 53
3.2.1.3 Factor de capacidad. 53
3.2.1.4 Horas de servicio. 53
3.2.1.5 Energía generada por la planta eléctrica, demanda de energía
por usuario y tipo de población. 53
3.2.2 Cálculo de tarifa para usuarios regulados del servicio público de
energía eléctrica para ZNI. 54
3.2.2.1 Componente de generación. 54
3.2.2.2 Componente de distribución. 55
3.2.2.3 Componente de comercialización. 55
3.2.2.4 Calculo de la remuneración de la inversión, administración,
operación y mantenimiento por vivienda en las ZNI. 56
3.2.3 Evaluación financiera. 56
4. RESULTADOS Y DISCUSIÓN 61
4.1 RESULTADOS 61
4.1.1 Remuneración de la inversión, administración, operación y
mantenimiento por vivienda. 61
4.1.1.1 Inversión, administración, operación y mantenimiento por
vivienda para PCH´s. 61
4.1.1.2 Inversión, administración, operación y mantenimiento por
vivienda para sistemas fotovoltaicos. 62
4.1.1.3 Inversión, administración, operación y mantenimiento por
vivienda para plantas diésel. 63
4.1.2 Evaluación financiera de la inversión, administración, operación
y mantenimiento para la generación de energía en las ZNI. 65
4.1.2.1 Resultados de la evaluación financiera para PCH´s en las ZNI. 65
4.1.2.2 Resultados de la evaluación financiera para sistemas
fotovoltaicos en las ZNI. 68
4.1.2.3 Resultados de la evaluación financiera para plantas diésel en
las ZNI. 71
4.1.3 Comparación económica de la inversión, administración,
operación y mantenimiento para cada tecnología en las ZNI. 75
4.1.3.1 Remuneración de la inversión, administración, operación y
mantenimiento vs. Capex y Opex para cada grupo de región en las
ZNI con Pch´s. 75
4.1.3.2 Remuneración de la inversión, administración, operación y
mantenimiento vs. capex y opex para cada grupo de región en las ZNI
con sistemas fotovoltaicos. 76
4.1.3.3 Remuneración de la inversión, administración, operación y
con plantas diésel 77
5. CONCLUSIONES 79
6. RECOMENDACIONES 80
Cuadro 1. Dimensionamiento de Plantas Típicas 30
Cuadro 2. Costos inversiones para PCH´S en ZNI 32
Cuadro 3. Costos AOM para PCH´S en ZNI 34
Cuadro 4. Configuraciones y supuestos de diseño 38
Cuadro 5. Costos de inversión, administración y mantenimiento para
sistemas fotovoltaicos 39
Cuadro 6. Costos de inversión, operación y mantenimiento para la
implementación de planta diésel 41
Cuadro 7. Costos de administración de planta diésel 42
Cuadro 8. Factor de capacidad y horas de servicio 46
Cuadro 9. Remuneración de la inversión y AOM vs. capex y opex para
cada grupo de región en las ZNI con sistemas fotovoltaicos 76
Figura 1. Diagrama de Flujo – Metodología PIEC 2013 - 2017 20
Figura 2. Grupos de regiones para las ZNI. 22
Figura 3. Capacidad de generación eléctrica del SIN a diciembre de
2014. 27
Figura 4. Costos inversiones para micro, mini y PCH $/kWh 31
Figura 5. Costos AOM para micro, mini y PCH $/kWh 33
Figura 6. Sistema Fotovoltaico AC 36
Figura 7. Remuneración mensual de inversión y AOM por vivienda
para PCH´s. 62
Figura 8. Remuneración de la inversión y AOM por usuario para
fotovoltaicos individual y centralizada en las ZNI. 63
Figura 9. Remuneración mensual de inversión y AOM por usuario
según la región para plantas diésel. 64
Figura 10. Valor presente neto para PCH´s. 66
Figura 11. Tasa interna de retorno y relación beneficio costo para
PCH´s. 67
Figura 12. Nivelación de los costos de inversión y AOM para PCH´s. 68
Figura 13. Valor presente neto por grupo de región para fotovoltaico
centralizado. 69
Figura 14. Valor presente neto por grupo de región para fotovoltaico
individual en AC y DC. 69
Figura 15. Tasa interna de retorno y relación beneficio costo para
fotovoltaico centralizado e individual en AC y DC. 70
Figura 16. Nivelación de los costos de inversión y AOM para
fotovoltaico centralizado e individual en DC y AC. 70
Figura 17. Valor presente neto por grupo de región para plantas
diésel. 71
Figura 18. Tasa interna de retorno y relación beneficio costo para
plantas diésel. 73
Figura 19. Nivelación de los costos de inversión y AOM para plantas
diésel. 74
Figura 20. Remuneración de la inversión y AOM vs. capex y opex
para cada grupo de región en las ZNI con Pch´s 75
Figura 21. Remuneración de la inversión y AOM vs. capex y opex
para cada grupo de región en las ZNI con plantas diésel 77
Anexo A. Programa de Excel para el cálculo de la tarifa de
remuneración según la CREG 091 de 2007. 83
Anexo B. Programa de Excel para el cálculo de los flujos de caja
económicos y evaluación financiera para diésel. 84
Anexo C. Programa de Excel para el cálculo de los flujos de caja
económicos y evaluación financiera para PCH´s 85
Anexo D. Programa de Excel para el cálculo de los flujos de caja
económicos y evaluación financiera para fotovoltaica centralizada e
FAZNI: Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas no
FNCE: Fuentes no Convencionales de Energía.
FV: Fotovoltaico
IPSE: Instituto de Planificación y Promoción de las Soluciones Energéticas para
las Zonas No interconectadas.
PCH: Pequeña Central Hidroeléctrica.
ZI: Zonas interconectadas
El servicio de energía eléctrica es básico para el mejoramiento de las condiciones
de vida de las comunidades. Para el caso colombiano existen algunas regiones
denominadas zonas no interconectadas, para las cuales no es posible realizar la
interconexión al sistema eléctrico nacional por lo tanto se deben considerar otras
alternativas para proveer el servicio. Este documento realiza una revisión de los
aspectos técnicos y económicos de las fuentes no convencionales de energía para
la generación de energía en estas zonas, examinando la reglamentación existente
en cuanto a los costos de inversión, generación, distribución y comercialización
para realizar una evaluación económica que permita realizar una aproximación
acerca de la viabilidad financiera de estos proyectos.
PALABRAS CLAVE: Evaluación financiera, tasa interna de retorno, valor
presente neto, tecnología, remuneración, tarifa, regulación, fotovoltaico, diésel,
pequeña central hidroeléctrica, precio de combustible, zonas no interconectadas,
inversión, administración, operación, mantenimiento, indicadores.
“Aproximadamente el 66% del área territorio nacional se encuentra dentro de la
clasificación de ZNI; esto representa 17 departamentos, 5 capitales
departamentales, 54 cabeceras municipales y 1.262 localidades (IPSE, 2010). El
mayor porcentaje de energización de las ZNI se encuentra en las cabeceras
departamentales y municipales, las cuales cuentan generalmente con generadores
diésel y, en algunos casos, con pequeñas centrales hidroeléctricas”1.
Existe un marco regulatorio que define los costos de inversión, administración,
mantenimiento y operación para el suministro del servicio de energía eléctrica en
ZNI; esos valores son pagados a las empresas operadoras para garantizar la
prestación del servicio. La CREG y la UPME con CORPOEMA realizaron un
estudio técnico económico para las FNCE en las ZNI donde se estiman, entre
otros, los costos indicativos para la implementación y operación de las FNCE.
Este proyecto de grado pretende realizar una evaluación económica, a partir de la
revisión del esquema de implementación para las ZNI, que permita hacer una
comparación entre los costos contenidos en el marco regulatorio y los valores
indicativos del estudio, para establecer la viabilidad económica, en cuanto a la
implementación de soluciones Diésel, FV y PCH´s.
GÓMEZ, Natalia. Energización de las zonas no interconectadas a partir de las energías renovables
solar y eólica [en línea]. Bogotá D.C. Pontificia Universidad Javeriana. Facultad de estudios
ambientales y rulares. Maestria en gestion ambienta. 2011. [Consultado: 27 de Noviembre de
2017]. Disponible en internet: http://www.javeriana.edu.co/biblos/tesis/eambientales/tesis121.pdf
1.1.1 Antecedentes del problema.
La historia del sector eléctrico colombiano comienza a finales del siglo XlX con la
generación de energía eléctrica para el sistema de alumbrado público en Bogotá;
desde aquellos tiempos hasta el presente muchos cambios en las formas y
políticas de generación de energía se han implementado por parte de muchos de
los gobiernos nacionales que se han dedicado a legislar sobre este tema. Pero lo
evidente es que, a pesar de la gran expansión del Sistema Interconectado
Nacional (SIN) que abarca una gran parte del territorio nacional, aún existen zonas
o territorios que abarcan municipios, corregimientos, veredas y caseríos que no
cuentan con el servicio público fundamental de la energía eléctrica.
Las ZNI están situadas en territorios de difícil acceso, a largas distancias de los
centros urbanos carentes de servicios básicos y no cuentan con vías de acceso
adecuadas. Son zonas de alto valor ecológico, las cuales se identifican por su
riqueza de recursos naturales y gran biodiversidad.
En lo que concierne a estas zonas el gobierno nacional señala la existencia de las
mismas en la promulgación de las leyes 142 y 143 de 1994, siendo lo más
relevante, el hecho de señalar la existencia de las mismas es que a partir de ese
momento el gobierno nacional voltea la mirada a estas regiones y empieza la
implementación de planes y proyectos para suministrar energía eléctrica. El 29 de
diciembre de 1992 el gobierno nacional promulga el decreto 2119 por el cual la
Comisión Nacional de Energía se transforma en la Unidad de Planeación Minero
Energética (UPME) la cual se rige por la ley 143 de 1994 y que tiene como
objetivo principal la planeación del desarrollo de los recursos minero energéticos
en el país y que ha desarrollado un papel importante en el proceso de la
identificación de la demanda en las diferentes zonas del país.
Como parte de la estrategia del gobierno en 1999 se transforma el ICEL (Instituto
Colombiano de Energía Eléctrica) creado en 1968, en el IPSE (Instituto de
Promoción y Soluciones Energéticas) que a su vez se reestructura en 2004
manteniendo sus siglas pero con el nombre de Instituto de Promoción y
Soluciones Energéticas para zonas no interconectadas el cual tiene por objeto
identificar, promover, fomentar, desarrollar e implementar soluciones energéticas
mediante esquemas empresariales eficientes, viables financieramente y
sostenibles en el largo plazo, procurando la satisfacción de las necesidades
energéticas de las Zonas No Interconectadas (ZNI), apoyando técnicamente a las
entidades definidas por el Ministerio de Minas y Energía 2.
En la actualidad el Ministerio de Minas y Energía gestiona los recursos
económicos para que a través del IPSE se implementen proyectos, que cumplan
los requisitos técnicos y económicos, para la prestación del servicio en las Zonas
La prestación del servicio de energía eléctrica es regulada por medio de la
resolución CREG 091 de 2007 que determina los costos de remuneración con
respecto a los gastos de inversión, generación, distribución y comercialización
para los operadores del servicio. Esta prestación del servicio se realiza en su
mayoría por medio de plantas diésel que funcionan a partir del uso de
combustibles de origen fósil, recurso no renovable, que emite gases que afectan
los ecosistemas y contribuyen al calentamiento global.
Con el fin de poder medir la efectividad de esta resolución se han realizado varios
estudios que buscan establecer costos indicativos con respecto a la
implementación y operación de las FNCE y plantas diésel que suministran el
servicio en estas zonas. Entre varios estudios encontramos la información
suministrada por la CREG en un estudio realizado por CORPOEMA en el año
2013 denominado “Inversiones y Gastos de AOM para la Actividad de Generación
en Zonas no Interconectadas Utilizando Recursos Renovables” que tenía como
objetivo revisar la actualización de los valores de referencia por concepto de
prestación del servicio en ZNI. Para el caso de plantas diésel se cuenta con el
estudio “Determinación de Inversiones y Gastos de Administración, Operación y
Mantenimiento para la actividad de Generación en Zonas No Interconectadas con
Plantas Térmicas” elaborado por USAENE LLC también en el año 2013.
Estos datos presentados en ese período serían usados como referencia para la
presentación de la propuesta de resolución CREG 004 de 2014, donde se
establecen las nuevas condiciones de la prestación del servicio en estas zonas y
que se encuentra en estudio por parte del Ministerio de Minas y Energía.
COLOMBIA, MINMINAS. INSTITUTO COLOMBIANO DE ENERGÍA ELÉCTRICA ICEL -
Transformación mediante decreto reglamentario de la ley marco / DECRETO REGLAMENTARIO
DE LEY MARCO - Acto administrativo general sujeto al control de la jurisdicción contenciosa [en
línea]. 22 de Marzo de 2017. En: servicios.minminas.gov.co [Consultado: 27 de Noviembre de
2017]. Disponible en internet:
http://servicios.minminas.gov.co/compilacionnormativa/docs/pdf/11001-03-24-000-1999-5849-
01(5849).pdf
¿Los costos actuales indicativos para tecnologías implementadas con fuentes
convencionales y con las renovables, de mayor viabilidad técnica en Colombia,
pueden constituirse en un incentivo efectivo para las empresas que operan
actualmente y las nuevas que quieran prestar el servicio en las ZNI?
La revisión del esquema de regulación de las soluciones para este tipo de zonas,
facilita la planeación y evaluación de este tipo de proyectos, donde los costos con
valores indicativos actualizados pueden hacer de estos proyectos una alternativa
de inversión para las empresas y de bienestar para las comunidades.
Dicha revisión permitió a los estudiantes temas relevantes en su formación como
análisis regulatorio de metodologías del sector eléctrico, análisis de inversión y
operación de proyectos y análisis financiero de proyectos de ingeniería.
Analizar el esquema de implementación para las ZNI en Colombia, basado en la
resolución CREG 091 de 2007 y la Resolución 182138 de 2007 o aquellas que
estén vigentes durante la realización de este proyecto de grado, y que permita
desarrollar una comparación económica con los costos de inversión y
sostenibilidad de los sistemas implementados para suministrar energía a estas
 Identificar técnica y económicamente las fuentes no convencionales de
energía utilizadas en las zonas no interconectadas.
 Identificar los aspectos más relevantes del marco regulatorio vigente para
 Identificar y estimar bajo la metodología de remuneración vigente, la
inversión, administración, operación y mantenimiento para cada tecnología por
 Evaluar financieramente la inversión, administración, operación y
mantenimiento que puedan viabilizar estos proyectos.
De acuerdo con la ley 143 de 1994 las ZNI se definen como “área geográfica
donde no se presta el servicio público de electricidad a través del Sistema
Interconectado Nacional)”. Estas zonas tienen como característica principal el
estar muy alejadas de los centros urbanos del país, generalmente en zonas
rurales de difícil acceso, lo que ocasiona que si se evalúan los aspectos técnicos,
económicos y ambientales se considere no viable la prestación del servicio de
energía eléctrica a través del SIN, razón por la cual se tienen en cuenta soluciones
diferentes para la generación de energía tales como la utilización de plantas
diésel o FNCE, como son los Sistemas Fotovoltaicos, PCH’S, Sistemas Eólicos,
Híbridos, Biomasa, y todos aquellos que se encuentran incluidos dentro de esa
Con el fin de extender el servicio de energía eléctrica al mayor número de
poblaciones en el territorio nacional el gobierno a través de UPME ha elaborado
un documento PIEC para el periodo comprendido entre 2013 – 2017, en el cual se
calculan los valores correspondientes a la inversión estatal y a los beneficios para
el sector privado en aras de incrementar la cobertura del servicio de energía. El
PIEC considera dos tipos de soluciones para la universalización del servicio que
son la conexión al SIN y la generación de energía por medio de la utilización de
plantas Diésel en ZNI. Para determinar cuál de estas alternativas es la más
adecuada para cada población, la UPME ha diseñado una metodología que se
aplica en el PIEC 2013 – 2017 y que se presenta en la figura # 1.
En ella se han definido como variables de entrada: el número de viviendas a nivel
nacional que no cuentan con servicio de energía eléctrica y las posibles soluciones
disponibles para tener acceso al servicio como son la conexión a una subestación
del SIN o la conexión a una planta diésel. También se tienen en cuenta supuestos
tales como la demanda de potencia y energía, índice de precios al consumidor,
costos de plantas diésel, costos de redes y restricciones de índole geográfico
como pendientes de terreno, existencia de ríos, cercanía de vías para transporte.
Desde el punto de vista técnico se debe considerar la disponibilidad de capacidad
de energía existente en la subestación más cercana para interconexión y los
valores porcentuales de regulación que permitan la conexión a la subestación
Para el aspecto económico se consideran los recursos disponibles en el Fondo de
apoyo financiero para la energización de zonas rurales interconectadas (FAER) y
(FAZNI).
Figura 1. Diagrama de Flujo – Metodología PIEC 2013 - 2017
Fuente: COLOMBIA, UMPE. Plan indicativo de expansión de cobertura de energía
eléctrica 2013 - 2017 [en línea]. siel.gov.co. 2014 [Consultado: 27 de Noviembre
de 2017]. Disponible en internet:
http://www.siel.gov.co/Siel/Portals/0/Piec/Libro_PIEC.pdf
Una vez hecha la evaluación económica y técnica se define si es posible
interconectar las viviendas de una determinada población ya sea a una
subestación cercana existente a través de la mejor ruta o a una planta diésel
ubicada a corta distancia. Si no es posible la interconexión a una subestación
existente, se considerará la posibilidad de hacer la conexión con la planta más
cercana, siempre y cuando la distancia entre la planta y el poblado sea menor a 1
Kilometro en cuyo caso se gestionan los recursos para la conexión ante el FAZNI
y el prestador del servicio aportara recursos propios de inversión. Si por el
contrario el centro poblado está ubicado a más de 1 kilómetro de distancia es
necesario realizar la construcción de un proyecto de generación con plantas
diésel, para lo cual los recursos invertidos los aportara el FAZNI. Para los dos
casos anteriores la población estará incluida en las ZNI.
Los datos más importantes que aporta el PIEC 2013 - 2017 hacen alusión al
número de viviendas que no cuentan con el servicio de energía eléctrica en
nuestro país en el año 2012 y cuya cifra asciende a 470.244 viviendas, de las
cuales 55.809 no pueden ser interconectadas al SIN, y donde se hace necesario
invertir $4.318.858 millones de pesos para lograr la universalización del servicio, y
específicamente para las viviendas ubicadas en ZNI se requiere de una inversión
de $485.962 millones de pesos que los suministraría, como ya se explicó
anteriormente, el Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas
no Interconectadas (FAZNI).
2.1.1 Grupo regional.
La CREG en busca de cuantificar parámetros que permitan la implementación de
soluciones energéticas para las ZNI realiza una discriminación de las áreas,
sectores o grupos en los cuales se concentra las zonas de difícil acceso en las ZNI
como se muestra en la figura 3:
Figura 2. Grupos de regiones para las ZNI.
Fuente: COLOMBIA, MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA. Resolución CREG
091 de 2007 [en línea]. Bogotá D.C, siel 2007.p. 37. [Consultado: 27 de Noviembre
de 2017] Disponible en internet:
http://www.siel.gov.co/siel/documentos/documentacion/generacion/costos_indicativ
os_generacion_ee.pdf
2.1.2 Estructura general de costos.
En la estructura general para un proyecto ingeniería, se encuentran implícitos dos
grandes grupos, dependiendo del momento en que se generan. El primero son los
costos pre-operativos, estos son básicamente las inversiones que se realizan en
una sola oportunidad; y los costos periódicos (fijos o variables) son los que
garantizan la operación durante su vida útil
Dentro de los estudios económicos que determinan los costos del proyecto de
generación para una ZNI se deben considerar otros aspectos importantes como
son las variables de tipo geográficas que se relacionan con la infraestructura
disponible sobre líneas de conexión eléctrica, gasoducto, las vías de acceso y el
potencial energético del recurso existente en la región, variables que tienen
incidencia en los costos pre-operativos relacionados directamente con las obras
de infraestructura requeridas en el proyecto. Por otra parte, se definen, desde el
punto de vista técnico, las características del sistema de generación como la vida
útil del proyecto, la eficiencia del sistema, la capacidad de generación cuyos
valores impactan directamente en los componentes de costos preoperativos y
A continuación, se explica de forma abreviada los componentes más
determinantes que integran los costos para un proyecto de generación, en nuestro
caso para ZNI.
2.1.2.1 Costos de generación.
 Estudios de suelos: permite conocer la conformación mecánica y física del
terreno donde se instalará el proyecto de generación. Entrega información muy útil
para determinar la cimentación de las estructuras civiles que harán parte del
 Diseños Civiles: Hacen referencia a los diseños y cálculos para la
construcción de las instalaciones físicas donde se instalarán los equipos de
generación; es decir, para el caso de una PCH, comprende el diseño de la
represa, casa de máquinas, vertederos, canales, y también hace alusión al diseño
de vías de acceso en caso de no existir.
 Diseños Eléctricos: comprende el conjunto de estudios a nivel de ingeniería
eléctrica, encaminados a determinar los aspectos técnicos por los cuales estará
conformado el proyecto. Hacen parte de estos estudios los cálculos para
determinar, entre otros, la demanda de energía, capacidad de potencia de los
equipos de generación, cantidad de equipos, calibre de conductores,
características de equipos de transformación, tableros de distribución, apoyos para
red de distribución si se requiere.
 Equipos eléctricos: como se explicó anteriormente los equipos eléctricos se
estiman a partir de la información contenida en los estudios que conforman los
diseños eléctricos. Se consideran equipos los dispositivos encaminados a la
generación, distribución y comercialización de energía eléctrica, en las ZNI, tales
como paneles solares, bancos de baterías, plantas diésel, turbinas, hélices,
transformares eléctricos entre otros dependiendo de la tecnología que se vaya a
 Mano de Obra: como su nombre lo indica, se refiere al personal técnico,
administrativo y operativo que hará parte de la implementación del proyecto;
dentro de los costos calculados se deben incluir los valores por pagos de aportes
a seguridad social, y pagos parafiscales. Para el caso de las ZNI cabe la
posibilidad de contratar el personal idóneo de las comunidades, con lo cual se
ofrece empleo temporal en la región y una apropiación de la solución técnica.
 Medición de potenciales de generación de energía: son cruciales para
determinar qué tipo de tecnología se implementará para brindar el servicio a los
usuarios. Para el caso de las ZNI se cuantifican los potenciales de las fuentes
aprovechables. Para el caso de las PCH´S se hacen mediciones en cuanto la
ubicación del recurso hídrico y su nivel de caudal, o mediciones del nivel de
radiación solar en la zona para instalar un sistema fotovoltaico.
 Telecomunicaciones: hace alusión a la infraestructura necesaria para
permitir la comunicación e interacción de los integrantes del proyecto internamente
y con el exterior. También permiten, si se requiere, hacer la medición del consumo
de energía desde un mando remoto. Hacen parte de las telecomunicaciones la
telefonía celular, servicio de internet, sistema de fibra óptica.
 Estudios de impacto ambiental: son el conjunto de estudios que permiten
estimar el impacto que puede generar al medio ambiente la construcción y puesta
en marcha del proyecto e incluye los valores de la inversión para mitigar este
impacto. Este estudio toma relevancia para las ZNI ya que están ubicadas en
regiones apartadas donde abundan la flora y la fauna y debido a las
construcciones que se ejecutan para poner en funcionamiento del proyecto de
generación de energía, pueden ser seriamente afectadas al implementar la
tecnología. Sin embargo, las PCH´S pueden sustituir sistemas de generación
como el de plantas diésel para aportar a la reducción del calentamiento global.
 Estudios de impacto socio económico: están encaminados a medir el impacto
social y económico que ocasionará el proyecto en la comunidad que tendrá
acceso al servicio de energía eléctrica. Un proyecto para generar energía en una
ZNI beneficia a la comunidad, aportando al desarrollo económico de esa región
apartada, mejorando el nivel de educación de las personas, abriendo nuevas
oportunidades para tener acceso a espacios de fomento de la cultura y el
entretenimiento y por lo tanto mejorando el nivel de vida de los pobladores de la
región. Cabe resaltar que la línea base es factor muy importante determinar si la
solución propuesta para la prestación del servicio será útil para la población, de lo
contrario se debe cuestionar.
En general los costos de Implementación son todos los aspectos mencionados
anteriormente, ya que a partir de estos costos se elabora un presupuesto para la
construcción y puesta en marcha del proyecto de generación, lo cual es un insumo
principal de la viabilidad del proyecto. Estos valores son variables de acuerdo a la
localización del proyecto por los gastos de transporte de equipos y materiales de
construcción, en muchas ocasiones de otras necesidades de la población.
 Costos de Administración Operación y Mantenimiento: para que el proyecto
preste el servicio de energía eléctrica a los usuarios en la ZNI, se deben tener en
cuenta los valores concernientes al funcionamiento de todo el proceso para la
prestación del servicio. Como su nombre lo indica los costos de administración
incluyen el pago de nóminas, servicios públicos, gastos de papelería, transporte
tanto fijos como variable; los costos de operación se refieren al monto requerido
para operar el sistema dependiendo de la tecnología instalada; a las horas de
prestación del servicio al día y el mantenimiento que involucra la conservación o
refacción de las partes del sistema para el correcto funcionamiento de la
tecnología instalada. Es muy importante incluir para las ZNI los valores
correspondientes a los planes de manejo ambiental, que están orientados a la
compensación ambiental de la zona donde está instalado el sistema de
generación, si este lo requiere.
Estos costos son los que se consideran indispensables en una ZNI conforme a las
siguientes características, siendo las 4 últimas determinantes para la viabilidad de
un proyecto para la prestación del servicio en este tipo de comunidades, ya que
 La viabilidad del recurso disponible y por ende la autonomía de la solución.
 El impacto de la solución en la comunidad, es decir, que aporta la solución
a la calidad de vida de la población.
 La implementación, en algunos casos, puede ser más costosa que los
mismos equipos por la localización de estas poblaciones. El transporte es un
factor relevante en este costo.
 Los costos de AOM son relevantes en las soluciones de con FNCER, ya
que no dependen del suministro de combustible, pero tienen otros costos
asociados con menos impacto en la tarifa de los usuarios.
En el capítulo 2.1.2 se encontrará una referencia de las cifras mostradas por la
CREG y desarrollado por el CORPOEMA “Formulación de un Plan de Desarrollo
para las Fuentes no Convencionales de Energía en Colombia en el año 2013, en
el cual se indican costos para la implementación de las tecnologías de generación
de energía, donde se abarca PCH´S y sistemas fotovoltaicos.
2.1.3 Aspectos técnicos-económicos de las FNCE.
Colombia cuenta con un buen potencial de fuentes convencionales para la
producción de energía eléctrica representado en su gran mayoría por el
aprovechamiento del recurso hídrico, que en nuestro país es abundante y que
según los datos aportados por XM en 2014, representa el 70,4 % de la generación
total de energía eléctrica a nivel nacional. También se genera energía a partir del
uso de combustibles fósiles, utilizados en plantas térmicas de generación, de los
cuales hay aceptables niveles de reservas en petróleo, carbón y gas, cuya
representación en los niveles de generación de energía eléctrica equivale al
28,5%. La representación porcentual en la generación de energía de las FNCE
(sistemas fotovoltaicos, sistemas eólicos y cogeneración biomasa) es del orden
Visto desde este panorama, la integración de las FNCE a la producción de energía
eléctrica en nuestro país, ha sido lenta debido en gran medida, a los costos altos
de inversión que se requiere para implementar estas tecnologías sumando al poco
impulso por parte del gobierno nacional para incentivar de manera efectiva su
implementación, desde el punto de vista de la masificación de la información
acerca del, uso y los beneficios que acarrea la utilización de estas fuentes.
Por otra parte, la implementación de las FNCE, como una solución para la
generación de energía eléctrica en las ZNI, equivale al 10.8% de la generación
total en estas zonas, en las cuales el 89,2% de la energía generada se hace a
partir de plantas Diésel según información aportada por IPSE en 2013.
Figura 3. Capacidad de generación eléctrica del SIN a diciembre de 2014.
Fuente: XM. Generación del SIN [en línea]. Informe sanuales , 2014. [Consultado:
27 de Noviembre de 2017]. Disponible en internet:
http://informesanuales.xm.com.co/2014/SitePages/operacion/2-4-
Generaci%C3%B3n-del-SIN.aspx
Sin embargo el uso de las FNCE, no solo para nuestro país sino también a nivel
mundial, emerge como una alternativa eficiente y amigable con el medio ambiente
para la generación de energía eléctrica y ofrece ventajas con respecto a las
fuentes convencionales de energía renovables tales como la contribución a la
reducción de emisión de gases contaminantes por el uso de combustibles fósiles
para la producción de energía, evita la dependencia de temporada de lluvias para
la generación a partir de hidroeléctricas, particularmente la afectación por periodos
de largas sequias entre otros factores.
2.1.3.1 Pequeñas centrales hidroeléctricas (PCH´S).
Las PCH´S abarcan un rango de “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)” 3. Este tipo
de hidroeléctrica carece de un sistema de almacenamiento de agua y su operación
COLOMBIA, UPME. Costos indicativos de generación eléctrica en Colombia [en línea]. Abril de
2005.[Consultado: 27 de Noviembre de 2017]. Disponible en internet:
http://www.siel.gov.co/siel/documentos/documentacion/generacion/costos_indicativos_generacion_
depende del flujo de caudal del rio, por esta razón se consideran de filo de agua o
Para las ZNI las PCH´S se constituyen como una alternativa para el
abastecimiento del servicio de energía eléctrica ya que, afortunadamente, el
recurso hídrico está disponible en la gran mayoría de las regiones de nuestro país
y es un recurso renovable que no sufre una contaminación directa, sin embargo,
pueden ocasionar un impacto que afecte el medio ambiente de la región, debido a
las obras civiles para la instalación de los equipos para la generación de energía.
“Otros de los atributos de la tecnología que amplía su campo de aplicación a
zonas no interconectadas son la relativa sencillez de la instalación, la robustez de
los elementos involucrados y el bajo nivel de capacitación que requiere del
personal dedicado a la operación normal” 4.
El principio de funcionamiento se basa en el aprovechamiento de la energía
potencial generada a partir de la elevación de líquido por medio de una presa para
posteriormente, convertirla en energía mecánica debido a la caída del líquido
desde el nivel de altura, lo que ocasiona el movimiento de las turbinas para
posteriormente producir energía eléctrica entregada por el generador.
Las partes que integran esta tecnología de generación son: la presa, la captación,
obras anexas, el sistema de conducciones y el cuarto de máquinas. El sistema de
conducciones se refiere al medio para transportar el agua hasta las máquinas y
pueden ser tuberías, túneles o canales. En el cuarto de máquinas se encuentran
las turbinas, generadores y elementos de control y regulación. Las turbinas más
utilizadas son la Francis, Pelton y Kaplan.
Para determinar la potencia que debe generar la PCH es necesario calcular la
demanda de energía eléctrica en la zona y para esto se debe conocer el número
de viviendas que van a beneficiarse con la prestación del servicio (Vss). El
consumo promedio mensual que utilizaremos para este proyecto de grado está
estimado en 92 kWhv/Mes estimado por el PIEC 2013 - 2017. El producto de estos
datos nos entrega como resultado la capacidad de generación de la PCH.
92𝑘𝑘𝑘𝑘 1
𝐷𝐷 = 𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉 ∗ � � ∗ 12 𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚
Una vez definida la demanda se determinan las características en cuanto al nivel
de potencia en kW que la planta debe producir para brindar el servicio al usuario.
Con el nivel de potencia definido se procede a calcular la combinación óptima de
caudal y salto neto. “Para PCHs se consideran azudes en concreto de unos 10,0
m de altura, para operación a filo de agua, pero con cierto volumen para el
almacenamiento de sedimentos, flexibilidad operativa y generar un gradiente
hidráulico para alimentar el desarenador. Estas estructuras estarían provistas de
descargas de fondo para purga de sedimentos” 5.
El caudal de diseño se calcula a partir de la siguiente fórmula:
𝑚𝑚3 𝑃𝑃(𝑘𝑘𝑘𝑘) 2
𝑄𝑄( )=
𝑠𝑠 𝐻𝐻𝐻𝐻(𝑚𝑚) ∗ 8
Donde P es la potencia que va a generar el sistema, H la altura del salto y 8
representa la relación entre aceleración de la gravedad y la eficiencia del grupo
generador. También se deben tener en cuenta otros factores como la topografía,
la velocidad media del agua en el sistema de conducciones, diámetro de las
conducciones, la longitud de las conducciones, el área requerida para la
instalación del proyecto en su totalidad.
En el cuadro 1 se relacionan los parámetros para el diseño de plantas típicas de
generación. En aras de definir los costos para la generación de energía mediante
la construcción de PCH¨S, es necesario mencionar que es una solución que
necesita de la construcción de redes eléctricas para llevar el servicio a los
usuarios conectados al sistema. Esto incluye materiales como postes,
conductores, transformadores, tuberías, tableros eléctricos entre otros, lo que a
priori significa un aumento en las inversiones que son tenidos en cuenta en la
información que se presenta a continuación. Para nuestro caso se tomarán los
datos mostrados por la CREG por medio de CORPOEMA en 2013 “Inversiones y
Gastos de AOM para la Actividad de Generación en Zonas no Interconectadas
Utilizando Recursos Renovables”, en el cual, se estiman los valores de inversión y
AOM para PCH en general, discriminando para las diferentes ZNI o grupos de
nuestro país. Como se aprecia en la figura 4 todos los costos de inversión se
encuentran dentro del rango de 0 a 4.600 $/kWH y estos datos son tabulados en el
cuadro 2. Para los costos de AOM se toma como referencia los datos aportados
por la figura 5 y que se consignan en el cuadro 3.
Cuadro 1. Dimensionamiento de Plantas Típicas
COLOMBIA, UPME. Costos indicativos de generación eléctrica en Colombia [en
línea]. Abril de 2005.[Consultado: 27 de Noviembre de 2017]. Disponible en
Figura 4. Costos inversiones para micro, mini y PCH $/kWh
Fuente: CORPOEMA. Inversiones y gastos de AOM para la actividad de
genereción en zonas no interconectadas utilizando recursos renovables [en línea].
13 de Diciembre de 2013. p. 83 [Consultado: 27 de Noviembre de 2017].
http://www.corpoema.net/web/IMG/pdf/informe_zni_renovables.pdf
Cuadro 2. Costos inversiones para PCH´S en ZNI
INVERSION EN INVERSION EN
REGION USD$/kW $/kW 2017
GRUPO 1: CHOCO-ATRATO 3.500,00 7.790.866
GRUPO 2: LITORAL PACIFICO-
CHOCO 3.500,00 7.790.866
GRUPO 3: LITORAL PACIFICO-
NARIÑO-CAUCA 3.800,00 8.458.654
GRUPO 4: RIO META Y
CASANARE 3.500,00 7.790.866
GRUPO 5: RIO GUAVIARE-META-
GUAVIARE-VICHADA-GUAINIA 3.800,00 8.458.654
GRUPO 6: RIO CAQUETA-
CAGUAN-CAQUETA-
PUTUMAYO-AMAZONAS 3.900,00 8.681.251
GRUPO 7: RIO PUTUMAYO-
GRUPO 8: DEPARTAMENTO DEL
AMAZONAS 4.400,00 9.794.231
GRUPO 9: DEPARTAMENTO DEL
VAUPES 4.600,00 10.239.424
GRUPO 10: DEPARTAMENTO
DEL GUAINIA 4.800,00 10.684.616
GRUPO 11: DEPARTAMENTO DE
VICHADA 4.600,00 10.239.424
En el cálculo o estimación de los costos relacionados en el cuadro 2, se incluyen
los valores correspondientes a la compra de equipos como turbinas, generadores;
obras civiles tales como son casas de máquinas, adquisición de terrenos, estudios
de ingeniería, ambientales, socioeconómicas. En general son las inversiones
necesarias para materializar el proyecto. Los precios en $/kW se presentan
actualizados para el año 2017.
Figura 5. Costos AOM para micro, mini y PCH $/kWh
La información inicial en lo que respecta a gastos de AOM para generación de
energía con PCH’S la ilustra la figura 5, e incluye los valores para estos rubros en
dólares por kilowatio al año de acuerdo a la capacidad de potencia que puede
generar la tecnología. También hace referencia al porcentaje de los costos de
capital o inversión anuales en iguales proporciones.
La conformación del cuadro 3 ilustra los valores en pesos por kilovatios anuales
para diferentes niveles de potencia en cada grupo electrógeno. Realmente estos
costos son relativamente bajos ya que la acción de generar energía por PCH¨S no
es costosa desde el punto de vista del AOM ya que aprovecha el recurso hídrico
disponible y los gastos se refieren al pago de salarios de los trabajadores,
repuestos de los equipos de generación y control esencialmente. Nuevamente los
precios expresados en $/kW/año están actualizados para el año 2017.
Cuadro 3. Costos AOM para PCH´S en ZNI
N OPERACIÓN Y ADMINISTRACION
MANTENIMIENT OPERACIÓN Y
O EN MANTENIMIENTO
POTENCIA NOMINAL kW USD/kW/año EN $/kW/año 2017
1 250,00 556.490
5 250,00 556.490
50 250,00 556.490
80 250,00 556.490
100 250,00 556.490
150 200,00 445.192
200 200,00 445.192
250 200,00 445.192
300 150,00 333.894
350 150,00 333.894
400 150,00 333.894
500 110,00 244.856
650 105,00 233.726
700 95,00 211.466
800 85,00 189.207
1000 75,00 166.947
1500 70,00 155.817
1800 65,00 144.688
2000 60,00 133.558
2500 55,00 122.428
3000 53,00 117.976
3500 52,00 115.750
4000 51,00 113.524
5000 50,00 111.298
7500 35,00 77.909
8000 35,00 77.909
8500 35,00 77.909
10000 35,00 77.909
Los valores que se incluyen en esta sección serán utilizados más adelante para la
realización de la evaluación económica de cada tecnología para la prestación del
servicio en las ZNI.
2.1.3.2 Sistemas fotovoltaicos.
Los sistemas fotovoltaicos generan energía eléctrica aprovechando un recurso
inagotable como es la luz del sol y están conformados por módulos que a su vez
contienen celdas cuyo principio de funcionamiento consiste en convertir los
fotones presentes en la radiación solar en energía eléctrica a través del efecto
Cuando la luz solar incide sobre la celda los electrones que hacen parte de los
átomos se separan y se produce una corriente eléctrica que se conduce a través
de los contactos metálicos que hacen parte de la celda y están ubicados arriba y
abajo. Las celdas solares se fabrican con diferentes elementos químicos y se
clasifican dependiendo de su proceso de fabricación. Las más comunes son las de
silicio mono cristalino (Si-m), silicio poli cristalino (Si-p) y silicio amorfo (Si-m),
siendo los más utilizados los de Si-m que ofrecen una mayor eficiencia
generalmente entre el 16 y 18%.
Para las ZNI en nuestro país los sistemas fotovoltaicos se constituyen en una muy
buena alternativa para la prestación del servicio de energía eléctrica debido a su
confiabilidad, fácil instalación, versatilidad en cuanto a la generación de corriente
en DC y AC, al fácil aumento de la capacidad el bajo costo de mantenimiento. Dos
características, que son importantes y que se deben considerar a la hora de tomar
la decisión para implementar esta tecnología en las ZNI, son la vida útil que es de
alrededor de 20 años y el mínimo impacto ambiental que generan en la zona
donde se instalan.
Este tipo de tecnología permite implementar soluciones individuales de 1 a 5 kWp,
es decir se pueden instalar para ofrecer el servicio a un solo usuario y también
puede generar energía eléctrica de hasta 100 kWp para un grupo de usuarios.
Estos sistemas entregan inicialmente corriente en DC, pero con la utilización de
inversores también generan corriente en AC. Para garantizar la prestación del
servicio en las horas de la noche se utilizan bancos de baterías que pueden ser de
plomo ácido, calcio plomo o níquel cadmio, y también estas baterías necesitan
reguladores de carga que son dispositivos que evitan descargas y/o sobrecargas
que pueden ocasionar daños en la estructura de las mismas.
La figura 6 muestra un esquema general de la conformación de un sistema
fotovoltaico que puede generar corriente alterna y los usos que puede ofrecer.
Figura 6. Sistema Fotovoltaico AC
Fuente: RIOVALLE. Sistemas fotovoltaicos [en línea]. riovalle. [Consultado: 20 de
Enero de 2018]. Disponible en internet: http://www.riovalle.cl/sistemas-
fotovoltaicos-autonomos/
Por otro lado, para determinar las características técnicas del sistema fotovoltaico
que se instalara en una ZNI se debe conocer la demanda de energía eléctrica que
se necesita para prestar el servicio a los usuarios en conjunto con la radiación
solar disponible en el lugar y estas dos variables determinan la cantidad de
módulos o paneles fotovoltaicos en serie y la cantidad de strings en conexión
paralela. Los datos correspondientes a la radiación solar se obtienen por medición
en campo o por la consulta de bases de datos disponibles a través de la página
web de la NASA entre otros. A continuación, se relaciona un método para realizar
la estimación del sistema fotovoltaico; esta información se tomó del libro
“Aplicaciones de energía solar fotovoltaica” de Reinhold Schmiht. 6
Para el cálculo del tamaño del generador, potencia pico (Pp) se utiliza la siguiente
REINHOLD, S. Aplicaciones de energía solar fotovoltaica. Chile: Salviat Impresores, 2012. p. 236
𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸. 𝑐𝑐. 𝑎𝑎 ∗ 1000 𝑊𝑊�𝑚𝑚2 3
𝑃𝑃𝑃𝑃 =
𝐹𝐹𝐹𝐹𝐹𝐹 ∗ 𝐺𝐺𝐺𝐺 ∗ ƞ𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖 ∗ ƞ𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐
En ella se incluye la demanda de energía (Eel.c.a) que consumirán los usuarios en
kWh/dia y el dato de radiación solar diaria (Gd) expresado en kWh/m²dia. Además,
se relacionan el factor de corrección de la potencia pico del generador solar (FCp),
el porcentaje de eficiencia del inversor (ƞinv) y la eficiencia en los cables. El FCp
se utiliza debido al aumento de temperatura en las celdas.
Para determinar la cantidad y el arreglo de los paneles solares se escoge el tipo
de inversor a utilizar en el proyecto y el modulo solar con una potencia pico
determinada. Los datos relevantes que se deben conocer acerca de las
características del inversor son el valor máximo de voltaje en cc (Vmax.inv.cc) y el
valor mínimo de voltaje en cc (Vmin.inv.cc). Al mismo tiempo de las
especificaciones técnicas del módulo solar elegido se extrae la información
correspondiente al valor del voltaje de circuito abierto (Voc) para la temperatura
mínima de la celda. También se debe conocer el valor del voltaje en máxima
potencia y su nivel de temperatura. A partir de estos datos se puede determinar el
número de módulos o paneles máximo y mínimo a instalar con las siguientes
𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉. 𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖. 𝑐𝑐𝑐𝑐 4
𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁 =
𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉, 𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝 (𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐 𝑇𝑇𝑇𝑇𝑇𝑇𝑇𝑇)
𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉. 𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖. 𝑐𝑐𝑐𝑐 5
𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉, 𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝 (𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐 𝑇𝑇𝑇𝑇𝑇𝑇𝑇𝑇)
La cantidad de inversores en paralelo se calcula a partir de el cociente entre la
potencia pico total del generador (Pp) y la potencia pico del inversor que se
obtiene de las especificaciones técnicas. Desde el punto de vista de la instalación
para un mejor funcionamiento los módulos deben tener un una orientación y un
grado de inclinación que les permita captar la mayor cantidad de radiación solar
durante el día. En la actualidad existen una gran diversidad y cantidad de
herramientas computacionales que permiten el cálculo anteriormente expuesto de
forma rápida y eficiente y que también son capaces de entregar los costos para la
implementación de esta tecnología.
Para reseñar los costos para la implementación de la tecnología, se extrae la
información del documento “Formulación de un Plan de Desarrollo para las
Fuentes no Convencionales de Energía en Colombia (PDFNCE)”, estudio
contratado por la CREG y desarrollado por el Consorcio Energético CORPOEMA.
Este documento para el análisis de costos incluye “los sistemas que por su
capacidad y tipo de conexión son o pueden llegar a ser los más usados en
Colombia.” Y que se relacionan en el cuadro 4.
Cuadro 4. Configuraciones y supuestos de diseño
En este cuadro se relacionan diferentes tipos de sistemas fotovoltaicos como son
los instalados en sistemas aislados, plantas conectada a una mini red y conectada
a la red. Aporta datos acerca de la vida útil de los módulos, vida útil de las
baterías, reguladores e inversores y el factor de capacidad que indica el
porcentaje de funcionamiento diario para el sistema.
En cuanto a los costos relacionados con los costos de inversión, administración y
mantenimiento necesarios para la implementación del sistema fotovoltaico, el
cuadro 5 suministra el valor en $/kWh actualizado a 2017, de acuerdo a la ZNI
donde se implemente la solución. Los valores incluyen los gastos por concepto de
equipos que para este caso son los módulos, inversores, bancos de baterías,
reguladores de acuerdo a la necesidad del sistema; así como también la
infraestructura asociada directamente al acondicionamiento del terreno para
colocar los módulos solares y la protección para el banco de baterías y demás
costos de inversión descritos en el en general los costos descritos en la sección
2.1.1.1 de este proyecto. Se contempla el cambio de baterías cada dos años,
cambio de regulador e inversor cada 10 años con su respectivo valor en pesos.
Esta información se utiliza más adelante para efectuar la evaluación económica.
COSTO DE BATERIAS EN REGULADOR INVERSOR EN
INVERSION EN ADMINISTRACION MANTENIMIENTO $/CADA 5 EN $/CADA 10 $/CADA 10
REGION $/kW 2017 EN $/kWh 2017 EN $/kWh 2017 AÑOS AÑOS AÑOS
GRUPO 1: CHOCO-ATRATO 29.181.076 3.354 1.420 $927.216 $269.951 $97.009
CHOCO 29.181.076 3.354 1.420 $927.216 $269.951 $97.009
NARIÑO-CAUCA 29.181.076 3.354 1.420 $927.216 $269.951 $97.009
CASANARE 37.802.931 3.354 1.420 $958.980 $133.831 $97.009
GUAVIARE-VICHADA-GUAINIA 37.802.931 3.354 1.420 $958.980 $133.831 $97.009
PUTUMAYO-AMAZONAS 37.802.931 3.354 1.420 $958.980 $133.831 $97.009
AMAZONAS 37.802.931 3.354 1.420 $958.980 $133.831 $97.009
VAUPES 37.802.931 3.354 1.420 $958.980 $133.831 $97.009
DEL GUAINIA 37.802.931 3.354 1.420 $958.980 $133.831 $97.009
VICHADA 37.802.931 3.354 1.420 $958.980 $133.831 $97.009
Con el fin de llevar a cabo la evaluación económica se ha determinado establecer
como punto de comparación la generación de energía eléctrica a partir de Plantas
Diésel razón por la cual a continuación documentaremos los costos de inversión y
los costos de generación para esta tecnología.
2.1.3.3 Plantas diésel.
La generación de energía eléctrica para las ZNI en nuestro país se hace, en gran
medida, mediante la utilización de plantas diésel debido a la facilidad para
conseguir esta tecnología en el mercado a nivel nacional, pues se consiguen
plantas para una gran variedad de niveles de potencia, en muchas marcas y con
precios competitivos, y considerando que desde hace mucho tiempo se
implementa este tipo de solución para abastecer de energía a los usuarios en las
zonas apartadas de nuestro territorio como por ejemplo las costa pacífica. Lo
anterior lo convierte en un sistema muy flexible para solucionar la necesidad de
prestación del servicio en las ZNI ya que generalmente se tratan de poblaciones
pequeñas, pero al mismo tiempo está condicionado por la existencia de medios de
transporte para transportar el combustible, lubricantes e insumos, necesarios para
Según datos del IPSE para el año 2014 en nuestro país, se encontraban
instaladas para generación de energía eléctrica 1269 plantas diésel en las ZNI
para una representación del 89.2% del total de capacidad instalada, que se
convierte en un dato relevante para confirmar que esta tecnología está
ampliamente afianzada para la generación de energía.
Desde el punto de vista técnico para determinar la potencia necesaria para la
generación de la planta diésel se debe conocer la demanda de energía eléctrica
para la zona donde se prestará el servicio. De esta manera se determina la
conformación del sistema de generación que puede estar constituido por uno o
varios grupos electrógenos que a su vez se componen de un motor, un generador
y un sistema de control. A partir de ahí se realizan los cálculos correspondientes a
calibre de conductores, estructuras, tableros de distribución, gasto de combustible,
lubricante, necesarios para atender la necesidad del servicio de los usuarios y que
determinan en gran medida los costos para la implementación de la tecnología.
En el cuadro 6 se relacionan los costos de inversión, operación y mantenimiento
anuales en $/kWh/año actualizados a 2017, considerados para la instalación y
funcionamiento de un grupo electrógeno de planta diésel para las diferentes
regiones de nuestro país. Los gastos de inversión hacen referencia a la compra
del grupo generador, instalación de infraestructura física, conductores,
transformadores y todos los componentes necesarios para la implementación de la
tecnología. Los costos fijos de operación y mantenimiento incluyen los salarios del
personal operativo, dotación, equipos de monitoreo y repuestos. Los costos
variables hacen alusión a pago de contratistas de apoyo, consultorías, estudios. El
costo del transporte se convierte en un componente importante para la
determinación de los costos ya que dependiendo de la ubicación de la zona donde
se instalará la solución, el costo de este rubro varia.
implementación de planta diésel
Fuente: USAENE LLC. Determinación de inversiones y gastos de administración,
operación y mantenimiento para la actividad de generación en zonas no
interconectadas con plantas térmicas [en línea]. Febrero de 2013. [Consultado: 20
de Enero de 2018]. Disponible en internet:
http://www.creg.gov.co/phocadownload/presentaciones/informe_usaene_zni.pdf
Cuadro 7. Costos de administración de planta diésel
HORAS DE SERVICIO ANUAL
6 $37.036.878
12 $48.888.679
24 $57.184.940
Tal como se observa en el cuadro 7 los costos administrativos se establecen de
acuerdo a las horas de servicio y directamente están relacionados con el costo del
personal administrativo que para este caso es anual.
La información económica que se incluye en este capítulo acerca de los costos de
inversión y generación para cada tecnología, será utilizada más adelante para
realizar la evaluación económica planteada como un objetivo específico de este
2.1.4 Marco regulatorio vigente para las zonas no interconectadas.
El estado colombiano promueve el mejoramiento de las condiciones de vida de
todos los habitantes del territorio nacional y el suministro del servicio de energía
eléctrica en todas las zonas del país se constituye en un factor determinante para
el cumplimiento de esta política. Es así como el brindar un servicio de energía
eléctrica a las ZNI de forma eficiente, incluyendo costos de inversión viables y con
niveles de funcionamiento óptimos y sostenibles, se constituye en un factor muy
influyente para incrementar el nivel de vida de las personas. Dentro del marco de
la política energética nacional se tiene como objetivo la ampliación de la cobertura
y el aumento las horas de prestación del servicio, para asegurar un suministro de
energía confiable y de bajo costo para los usuarios.
2.1.4.1 Entorno regulatorio.
La prestación del servicio de energía para las ZNI, como un servicio público, se
encuentra establecido dentro del marco de un mercado regulado, para el cual las
reglas de juego las establece la Comisión de Regulación de Energía y Gas
(CREG), que hace parte del Ministerio de Minas y Energía, es la institución
encargada de desarrollar el marco regulatorio y de establecer las formulas con las
se fijan las tarifas máximas para la remuneración de las actividades de
generación, distribución y comercialización del servicio de energía eléctrica en las
Entendido de esta manera, la prestación del servicio de energía para las ZNI es un
servicio público, que se encuentra constituido dentro del marco de un mercado
regulado, y para el cual las entidades antes mencionadas publican resoluciones y
decretos, en procura de que los usuarios paguen tarifas que sean accesibles de
acuerdo al nivel socioeconómico al cual pertenecen. De igual manera, con la
regulación del mercado se busca evitar prácticas monopolísticas, promoviendo la
libre competencia para esta actividad y que las empresas prestadoras del servicio,
se aseguren una remuneración que les permita operar obteniendo balances
económicos equilibrados.
2.1.4.2 Regulación para ZNI.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas publico el 26 de octubre del 2007 la
resolución CREG 091 de 2007 “por la cual se establecen las metodologías
generales para remunerar las actividades de generación, distribución y
comercialización de energía eléctrica, y las fórmulas tarifarias generales para
establecer el costo unitario de prestación del servicio público de energía eléctrica
en Zonas No Interconectadas”. En esta resolución se definen las áreas de servicio
exclusivo con sus respectivas reglas de conformación, se determinan las formulas
tarifarios generales aplicables a áreas de servicio exclusivo. Cabe precisar que los
procesos de estas áreas no son motivo de análisis de este documento.
En este mismo sentido se determina la componente de remuneración de costos de
inversión y mantenimiento y administración, para tecnologías de generación
diésel, PCH´S y sistemas fotovoltaicos y se definen fórmulas para la remuneración
de actividades de generación, distribución, comercialización y monitoreo para esas
mismas tecnologías.
El 26 de mayo de 2009 la CREG emitió la resolución 056 de 2009 por la cual se
asigna un valor de 14.69%, antes de impuestos, a la tasa real de retorno para la
remuneración de las actividades de generación, y distribución en las ZNI.
Posteriormente la CREG emite la resolución 057 de 2009; en ella se hace una
actualización, de los valores incluidos en la resolución CREG 091 de 2007, en
referencia a los costos de inversión, que reconocerá el gobierno a los prestadores
del servicio de energía eléctrica en las ZNI por concepto de generación y
La CREG emite la resolución CREG 097 de 2009 para dar mayor claridad en
cuanto a los Mercados Relevante de Comercialización en las ZNI; en ella se define
que un distribuidor puede atender a sus usuarios aun utilizando el sistema de
distribución de otro operador y el pago por este concepto se realizara por medio
de cargos de uso que asumirán todos los usuarios conectados a ese sistema de
En la Resolución 182138 de 2007 publicada por el Ministerio de Minas y energía
se determinan las condiciones para el cálculo de los subsidios con los cuales se
beneficiará a los usuarios del servicio en los estratos 1, 2 y 3 en relación al pago
del consumo de energía eléctrica en las ZNI. Para realizar esta estimación se
tendrá en cuenta la estratificación de los usuarios, así como también, la diferencia
entre la tarifa asignada por concepto de la prestación del servicio para esa zona y
la tarifa para esos mismos estratos a nivel residencial, pero del SIN.
La CREG el 17 de junio de 2014 publico la Resolución CREG 004 de 2014, que en
compañía del documento CREG 002 de 2014 busca modificar y actualizar la
Resolución 091 de 2007 en lo que se refiere a la metodología para la
remuneración de las actividades de generación, distribución y comercialización.
Esta resolución aún se encuentra en estudio y los cambios se refieren a la nueva
fórmula para hacer el cálculo de los cargos por generación para lo cual se incluye
el valor de la inversión realizada para generar energía, los gastos administrativos,
operativos y de mantenimiento y la energía generada anualmente. De igual
manera para los cargos por distribución y comercialización se incluye los gastos
por concepto de AOM.
Posteriormente se emite la resolución 180660 de 2009 mediante la cual se
modifican las Resoluciones 182138 de diciembre 26 de 2007 y 180648 de mayo 7
de 2008 y se adiciona a la Resolución 181891 de noviembre 04 de 2008. En ella
se establece la fórmula de cálculo del subsidio máximo otorgado a usuarios
residenciales de las ZNI y también se establece el monto de la energía (kWh/mes)
que será sujeta de subsidio (a partir de enero de 2014, ningún consumo que
supere el consumo de subsistencia).
Desde el punto de vista de la elaboración de este proyecto de grado, las
resoluciones para regular la generación de energía eléctrica en las ZNI nos
aportan información importante que sirven para la estimación de los costos de
remuneración incluidos en el capítulo 12.
2.1.4.3 Subsidios y consumos.
La ley 142 de 1994 establece “el otorgamiento de subsidios a las personas de
menores ingresos como uno de los instrumentos de la intervención estatal en los
servicios públicos” con el fin de garantizar que la población con ingresos
económicos bajos puedan acceder al servicio de energía eléctrica en procura de
su bienestar y progreso. De esta manera los subsidios que otorga el estado en las
ZNI, se asignan de acuerdo a la capacidad de pago de los usuarios.
La resolución del Ministerio de Minas y Energía 182138 de 2007 obtiene el monto
total de los subsidios a partir de la diferencia tarifaria entre usuarios y estratos de
las ZNI, y las tarifas aplicadas en poblaciones semejantes del mismo
departamento y que pertenezcan al SIN. La norma define el procedimiento de
aplicación, señalando que en ningún momento los subsidios podrán exceder los
valores del consumo básico de subsistencia. La totalidad de los subsidios a
distribuirse dependerán de la vigencia presupuestal estimada, la cual, en caso de
ser superada deberá aplicarse de manera 7.
En localidades con número de usuarios menor a 300, el consumo de energía
eléctrica que puede ser subsidiado debe ser estimado de acuerdo a la información
incluida en el cuadro 8; el cual muestra información acerca de la demanda por
capacidad que se calcula a partir del número de usuarios de la localidad, en los
rangos que muestra el cuadro, las horas de servicio al día, factor de capacidad,
número de usuarios, e incluye el factor de pérdidas y los valores de costos.
SALCEDO, David. Análisis de tarifas y subsidios para el servicio de energía eléctrica en zonas
rurales de Nariño [en línea]. Pasto - Nariño, 2014. [Consultado: 27 de Noviembre de 2017].
http://sipersn.udenar.edu.co:90/sipersn/docs/DocumentosAnalisisdeInformacion/AnalisisdeTarifasy
SubsidiosenZonasRurales.pdf
Cuadro 8. Factor de capacidad y horas de servicio
No. de Horas Factor Factor Factor Demanda
usuarios al día capacidad planta de por
CAP/US
(kWh/mes
0 – 50 4 0.28 1.00 0.28 33.6
51 – 151 5 0.30 1.00 0.30 45,0
151 - 300 8 0.32 1.00 0.32 76.8
Fuente: COLOMBIA, MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA. Resolución 182138
de 2007 [en línea]. Bogotá D.C, 27 de Diciembre de 2007. [Consultado: 20 de
Enero de 2018]. Disponible en internet:
http://www.creg.gov.co/html/Ncompila/htdocs/Documentos/Energia/docs/resolucion
_minminas_182138_2007.htm
comercialización y monitoreo.
Los prestadores del servicio de energía eléctrica, para los usuarios de las ZNI,
realizan la facturación mensual por uso del servicio de acuerdo a la estimación de
los componentes de generación, distribución, comercialización y monitoreo para
cada tecnología y estableciendo la diferencia entre usuarios con red y usuarios sin
La valoración y el cálculo de los cargos mencionados anteriormente se hace
aplicando fórmulas establecidas en la resolución CREG 091 de 2007, para cada
una de las tecnologías que son objeto de estudio para elaborar este trabajo de
grado. Los precios para cada uno de los componentes de estas fórmulas deben
ser actualizados mediante la aplicación del índice de precios al productor
aplicados al mes anterior a la fecha de facturación sobre el índice de precios al
consumidor para la fecha base 2006.
Para la valoración de los costos de generación con plantas diésel se utiliza la
𝐺𝐺𝐺𝐺 = (𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶 + 𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶 + 𝑀𝑀𝑀𝑀) + (𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶 + 𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶) ∗ 1.1 + 𝐶𝐶𝐶𝐶 6
La fórmula involucra la suma de los costos de inversión promedio, costos de
mantenimiento promedio, costo de monitoreo, costo promedio de combustible,
costo promedio de lubricante y los costos de consumo propio y pérdidas derivadas
de la conexión entre la generación y la transformación. A los costos promedio de
combustible y lubricante se les aplica un factor del 10% de incremento sobre el
En cuanto a la fórmula para la valoración de cargos máximos de generación para
PCH para el mes de facturación la define la siguiente formula:
𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝑚𝑚−1 7
𝐺𝐺𝐺𝐺 = (𝐺𝐺𝐺𝐺 + 𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴 + 𝑀𝑀𝑀𝑀) ∗
𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝑜𝑜
Esta ecuación involucra la suma de los costos máximos de inversión, los costos
máximos de administración, operación y mantenimiento más los costos de
monitoreo del sistema. Los precios del año base 2006 deben ser llevados al precio
del mes de facturación mediante la aplicación del factor de índice de precios al
productor del mes anterior al de facturación sobre el índice de precios al productor
para la fecha base 2006.
Los cargos máximos para generación con soluciones fotovoltaicas individuales se
obtienen de la suma del cargo máximo de generación más el cargo máximo de
administración, operación y mantenimiento; la suma anterior se debe multiplicar
por la relación de índice de precios al consumidor del mes inmediatamente
anterior al del cálculo sobre el índice de precios al consumidor del año 2006.
𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝑚𝑚−1 8
𝐺𝐺𝐺𝐺 = (𝐺𝐺𝐺𝐺 + 𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴) ∗
BELTRÁN GOMEZ, Lady. Análisis de los diferentes tipos de energías alternativas y su
implementación en Colombia [en línea]. 2016. En: repository.unimilitar.edu.co [Consultado: 27 de
Noviembre de 2017]. Disponible en internet:
http://repository.unimilitar.edu.co/bitstream/10654/14563/1/BeltranGomezLadyViviana2016.pdf
Por otra parte, el cargo máximo por concepto de distribución se actualiza mediante
𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝑚𝑚−1 9
𝐷𝐷𝑚𝑚𝑚𝑚 = 𝐷𝐷0𝑛𝑛 ∗
𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼0
Que relaciona el cargo máximo de distribución, dependiendo del nivel de tensión,
expresado en la tabla de componente de remuneración de inversión y gastos de
AOM en sistemas de distribución, del artículo 29 de la resolución Creg 091 de
2007 en $/kWH multiplicado por índice de precios al productor del mes anterior al
de facturación sobre el índice de precios al productor para la fecha base 2006.
La resolución Creg 091 de 2007 establece que el cargo máximo para la
comercialización corresponde a un valor mensual de $3.834 por factura para el
año base 2006. Para la actualización del cargo de comercialización el valor
expresado anteriormente se indica la utilización de la siguiente formula:
𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝑚𝑚−1 10
𝐶𝐶 ∗𝑚𝑚 = 𝐶𝐶 ∗0 ∗
La fórmula muestra que el cargo máximo de comercialización, que tiene, como ya
se indicó, un valor de $3.834 debe ser actualizado al multiplicarse por la relación
entre el índice de precios al productor del mes anterior al de facturación sobre el
índice de precios al productor para la fecha base 2006.
En cuanto a las tarifas para los usuarios del servicio en las ZNI la Ceg 091 de
2007 hace la diferenciación entre usuarios con Red y sin Red.
Para los usuarios regulados con red se aplica la siguiente fórmula para el cálculo
𝐺𝐺𝐺𝐺 11
𝐶𝐶𝐶𝐶𝑛𝑛𝑛𝑛 = + 𝐷𝐷𝐷𝐷, 𝑛𝑛 + 𝐶𝐶𝐶𝐶
1 − 𝑝𝑝
Esta fórmula dice que para la tarifa se consideran los gastos de generación sobre
la diferencia entre 1 y el valor del porcentaje de perdidas aprobado que es del
10%. También se incluyen los costos de distribución y el valor de la
comercialización que se calcula por la fórmula:
𝐶𝐶 ∗𝑚𝑚𝑚𝑚 12
𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝑡𝑡−1
Donde se relaciona el valor de comercialización aprobado de $3.834 sobre el
consumo facturado medio en cada mercado para el año anterior.
Para el caso de los usuarios sin red se consideran los componentes que se
𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶 𝐹𝐹𝐹𝐹𝐹𝐹𝐹𝐹 𝐶𝐶𝐶𝐶 = 𝐶𝐶 ∗ 𝑚𝑚 13
C*m es el cargo base de comercialización de $3.834.
𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶 𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉 𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶 = 𝐺𝐺𝐺𝐺 14
Gm corresponde al cargo máximo por capacidad disponible indicado para
La información contenida en este capítulo en cuanto a los costos de inversión,
generación, distribución y comercialización será tenida en cuenta para estructurar
la evaluación económica de este trabajo de grado, en lo que respecta al cálculo de
la, inversión, administración, operación y mantenimiento para cada tecnología a
partir de la regulación vigente.
2.1.5 Indicadores Financieros.
Para la elaboración de la evaluación financiera es necesario determinar algunos
indicadores económicos que permitirán comparar y calificar la inversión; éstos
indicadores se obtienen a partir de los flujos económicos del proyecto. Por ende,
 Valor presente. El valor presente nos permite calcular cuál es el valor de
hoy que tiene un monto de dinero que no recibiremos ahora mismo, sino que más
adelante, en el futuro. Para calcular el VP necesitamos conocer dos cosas: los
flujos de dinero que recibiremos (o que pagaremos en el futuro ya que los flujos
también pueden ser negativos) y una tasa que permita descontar estos flujos.
 Valor presente neto. Se obtiene restando el monto inicialmente invertido con
el valor presente de los flujos que se proyectan recibir en el futuro. Si este da
como resultado un valor menor a cero (VNA<0) indica que el proyecto de inversión
no es viable, si VNA=0 que el proyecto es depreciable y si VNA>0 determina que
es viable realizar la inversión.
 Tasa interna de retorno. La Tasa Interna de Retorno (TIR) es la alternativa
al VPN más común. Con la TIR tratamos de encontrar una sola tasa o rendimiento
del proyecto (la R(r)) en la ecuación del VPN. Esta tasa se basa únicamente en los
flujos de efectivo del proyecto y no en tasas externas. Una inversión debe de ser
tomada en cuenta si la tir excede el rendimiento requerido. De lo contrario, debe
de ser rechazada.
 Relación beneficio costo. Esta relación compara de forma directa los
beneficios y los costes. Para calcular la relación (B/C), primero se halla la suma de
los beneficios descontados, traídos al presente, y se divide sobre el costo inicial o
inversión. Si B/C > 1 indica que los beneficios superan los costes, por
consiguiente, el proyecto debe ser considerado, si B/C=1 indica que no hay
ganancias, pues los beneficios son iguales a los costes, si B/C<1 muestra que los
costes son mayores que los beneficios, no se debe considerar.
3. DISEÑO METODÓLOGICO
La primera etapa consistió en la recopilación de teorías, métodos de cálculo,
estadísticas, cifras para desarrollar el primer objetivo que incluye aspectos
técnicos y económicos de las FNCE.
Desde el punto de vista técnico se consultaron libros, informes de investigación,
fuentes de internet que brindaran información para las PCH´S, sistemas
fotovoltaicos y plantas Diésel, en lo que respecta a sus componentes, estructuras,
cálculos de diseño, topologías. También se documentó el aspecto económico de
cada una de las fuentes de energía utilizadas en las ZNI con la inclusión de costos
de inversión, administración, operación y mantenimiento. Para esta recopilación de
información se consultaron documentos elaborados por Corpoema y USAENE
LLC de donde se sustrajeron datos importantes, que se utilizaron para la
elaboración de la evaluación financiera incluida en este proyecto.
Acerca de la regulación vigente, se revisaron las resoluciones publicadas por la
CREG para obtener información de la metodología que remunera la inversión,
administración, operación y mantenimiento a los prestadores del servicio en cada
3.2 INTERPRETACIÓN Y ANÁLISIS DE INFORMACIÓN
Para la revisión técnica se seleccionaron documentos que ofrecieran métodos de
diseño y cálculos para el dimensionamiento de las tecnologías, incluidas en este
proyecto de grado, en las ZNI para determinar las características de la solución a
partir de demanda de energía de los usuarios. Cabe resaltar que se incluyeron
aspectos importantes como capacidades de generación en kW o kWp, elementos
constitutivos para cada tecnología.
En cuanto a la selección de la información económica para la estimación de los
valores de inversión, administración, operación y mantenimiento para PCH’S,
sistemas fotovoltaicos y plantas Diésel, se actualizaron estos conforme al IPP
vigente. Estos precios corresponden al estudio de Corpoema de 2013 valorizados
en dólares americanos por cada kWh y la TRM del año 2017.
Por otra parte, para determinar los costos de remuneración para los operadores
del sistema de generación por concepto de inversión, administración, operación y
mantenimiento; se utilizó la información contenida en la Resolución CREG 091 de
2007 y con la ayuda del programa Excel se realizó un cálculo para determinar el
valor de los costos antes mencionados por usuario. La forma de implementación
de los cálculos en Excel se expone a continuación.
3.2.1 Caracterización de las diferentes tecnologías.
La solución a dimensionar en cada centro poblado es el primer insumo para poder
determinar la potencia y energía del sistema de generación y distribución.
Inicialmente se realizó el cálculo por vivienda conforme al aforo establecido en la
Resolución CREG 091 de 2007, lo cual tenía como resultado un valor de 135 kWh
mes que difiere con el consumo de energía usual en los hogares de estas zonas.
Razón por la cual se consultó el PIEC 2013-2017 donde se indica u valor de 93.6
kWh siendo un poco más razonable con el promedio de este tipo viviendas.
No obstante, por experiencias consultadas en este tipo los consumos pueden ser
mucho menores, para la presente evaluación se toma el valor indicado por el
3.2.1.1 Tipo de generación.
Los tipos de generación que se tienen en cuenta en este documento son los
remunerados en la resolución CREG 091 de 2007, y se nombran a continuación:
 Planta eléctrica diésel.
 Pequeñas centrales hidroeléctricas.
 Fotovoltaico Centralizado.
 Fotovoltaico individual DC.
 Fotovoltaico individual AC.
3.2.1.2 Potencia nominal.
La potencia nominal que se utilizó en la evaluación es la establecida por la
resolución CREG 091 de 2007, la cual indica unos de valores de potencia por
cada tecnología:
 Diésel. Potencia nominal desde 11 a 2000 kW.
 Pch`s. Potencia nominal desde 1 a 10000 kW.
 Fv. Potencia nominal de 10 kW.
 Fv individual DC. Potencia nominal de 0.05 a 0.1 kW.
 Fv individual AC. Potencia nominal de 0.075 a 0.5 kW.
3.2.1.3 Factor de capacidad.
El factor de capacidad es el cociente entre la energía real generada por la central
eléctrica durante un período y la energía generada si hubiera trabajado a plena
carga durante ese mismo período. Dicho factor para la planta diésel es del 70%,
para las PCH’S es del 45% y para las FV es del 30% los factores son tomados del
PIEC 2013-2017.
3.2.1.4 Horas de servicio.
Son las horas de prestación del servicio de energía eléctrica en una zona no
interconectada que para efectos de este estudio será de 24hr, con el fin poder
tener una evaluación homogénea y que corresponda a una calidad idónea. Cabe
precisar que las soluciones FV incluyen dentro la evaluación costos de
almacenamiento de energía para hacer posible la prestación del servicio con esta
cantidad de periodos.
3.2.1.5 Energía generada por la planta eléctrica, demanda de energía por
usuario y tipo de población.
La energía generada mensualmente por cada tecnología es resultado de la
multiplicación de la potencia nominal, las horas de prestación del servicio, el factor
de capacidad y los días del mes, esto expresado en kWh-mes. La demanda de
energía por usuario al mes está calculada por el documento PIEC 2013-2017 y es
de 92kWh-mes promedio. La división de estos dos factores tiene como resultado
el número de viviendas o usuarios que pueden ser atendidas según el tipo y la
potencia nominal de cada planta.
Una vez determinado el número de viviendas, se clasifican según el tipo de
población establecidos por la resolución 182138 de 2007 del ministerio de minas
con fin de poder determinar el valor de subsidio por cada kWh que asumirá el
estado para poder aliviar este costo en los usuarios; este valor no se tuvo en
cuanta en la evaluación realizada por que no afecta la rentabilidad del proyecto.
energía eléctrica para ZNI.
Para el cálculo de la tarifa de prestación del servicio público de energía en la ZNI
se utilizó Excel para el cálculo y procesamiento de lo descrito en este informe.
Como se indicó anteriormente la tarifa de remuneración de prestación del servicio
de energía se calcula para cada una de sus componentes, generación, distribución
y comercialización. Estas componentes a su vez tienen asociados otros
parámetros que cambian según el tipo de tecnología como lo son la inversión,
Para el cálculo de la tarifa cuando no existe una red asociada a la distribución,
sino que se genera en el mismo punto de la carga (fotovoltaica individual en AC y
DC); solo se tienen en cuenta la remuneración de la inversión en generación y la
comercialización, y se utiliza la formula descrita en el numeral 2.1.3.4 de este
3.2.2.1 Componente de generación.
Esta componente tiene asociados los datos de remuneración de inversión, AOM y
costos de combustible y lubricante en el caso de las plantas diésel. Para el
desarrollo de la herramienta en Excel se tomaron los valores tabulados de
remuneración por tecnología descritos en el artículo 22, literales a, b y c para el
caso de la inversión, artículos 24, numerales 24.1, 24.3 y 24.4 para la
remuneración de las AOM y costos por combustible y lubricantes de la CREG 091
del 2007. Todos los valores calculados según lo establece la norma son
actualizados con los índices de precio al productor (IPP) del mes anterior a este
estudio (IPPm-1, septiembre de 2017) y el mes base de los valores (Ipp0,
Basado en las formulas del numeral 2.1.3.4 de este informe, la herramienta de
Excel de tarifa, toma la información consignada y calcula la componente de
generación asignando datos de entradas como el tipo de tecnología, potencia,
horas de prestación del servicio, región, IPP base e IPP m-1. Con esta información
se calcula finalmente la remuneración de la componente de generación en $/kWh.
Para la tecnología fotovoltaica individual en AC y DC esta componente solo tiene
en cuenta el cálculo de la inversión.
3.2.2.2 Componente de distribución.
La componente de distribución es general para todas las tecnologías y se
remunera según la tensión de distribución (nivel 1 o 2) descrito anteriormente. Al
igual que la generación se consignaron los datos del artículo 29, tabla 4 de la
CREG 091 del 2007 en el programa y se procedió a realizar la actualización o
indexación de los datos. De esta manera se obtiene la remuneración de la
distribución en $/kWh.
Para la tecnología fotovoltaica individual en AC y DC esta componente no se
3.2.2.3 Componente de comercialización.
La comercialización se remunera con un cargo de máximo actualizado de $6.023
por factura. Con esta información, la herramienta de Excel divide este valor de
remuneración entre el consumo promedio mensual por usuario descrito en el
numeral 3.2.1.5 que entrega como resultado el costo de comercialización en
$/kWh. Esta componente aplica para todas las tecnologías.
3.2.2.4 Calculo de la remuneración de la inversión, administración, operación
y mantenimiento por vivienda en las ZNI.
Como parte integral del análisis de las tecnologías a utilizar, se calculan los
componentes de inversión, administración, operación y mantenimiento
remunerados por la CREG 091 de 2007 en función del número de viviendas.
Realizar dicho calculo permite conocer de entrada; dependiendo de la región en la
que se esté, la remuneración por prestación del servicio de energía por cada
usuario o vivienda en pesos ($). Para ello realizamos el siguiente proceso:
1. En Excel se fabricó una tabla por cada tecnología con los resultados iterados
por potencia nominal. Las iteraciones se efectuaron en primer lugar a las
potencias de las PCH´s, posteriormente para las de la fuente diésel y por último a
los sistemas fotovoltaicos; se multiplican por el consumo por vivienda mensual que
es en promedio 93kWh. De este cálculo se obtiene los pesos por vivienda
remunerados por la CREG. Para el caso específico de las fuentes diésel se
realizaron iteraciones por cada región ya que este factor altera la tarifa general
remunerada debido a los costos de transporte del combustible y del lubricante.
2. Finalmente, se consignan todos los cálculos obtenidos en una tabla de Excel
(GRAFICOS) y con ellas se generan los respectivos gráficos que muestran la
remuneración de la inversión y AOM por usuario o vivienda versus la potencia
instalada en dicha zona y con eso se obtiene el valor $/kWh y $/Vivienda para
proceder con su respectiva evaluación de resultados en cada una de las
3.2.3 Evaluación financiera.
Se evaluó la viabilidad y rentabilidad de las tecnologías en estudio en las ZNI a
partir de la estimación de los costos asociados a inversión y AOM. Comparamos
los valores que remunera la resolución CREG 091 de 2007, así como también los
beneficios del proyecto y el valor de CAPEX y OPEX del estudio de Corpoema
Con la evaluación financiera se determinan algunos indicadores económicos que
permitirán comparar y calificar la inversión; éstos indicadores se obtienen a partir
de los flujos económicos del proyecto, y están descritos en el marco teórico del
presente informe y son el centro de análisis para las conclusiones finales.
Para comenzar con la construcción del archivo en Excel para el cálculo financiero,
primero se definieron las variables de entrada como el tipo y el tamaño de la
tecnología a utilizar (véase numeral 3.2.1.2 Potencia nominal) los cuales deben
ser escogidos por el usuario de una lista desplegable. Echo el paso anterior,
automáticamente se calcula la energía generada al año teniendo en cuanta el
factor de capacidad de la planta.
Para plantas diésel, se debe calcular el consumo de combustible y el precio por
galón del mismo, el cual, se introduce manualmente en pesos establecido para el
mes de octubre en Cali de $8.181. El consumo de galones al año se tomó como lo
establece la CREG 091 de 2007 así:
 Pn<=100 kW = 0,0974 gal/kWh
 100 kW <Pn<=200 kW = 0,088 gal/kWh
 200 kW <Pn<=1000 kW = 0,0825 gal/kWh
 1000 kW <Pn<=2000 kW = 0,0801 gal/kWh
 Pn>2000 kW = 0,088 gal/kWh
Donde Pn es la potencia nominal de la planta en kW.
El resultado obtenido se multiplica por la energía generada al año por la planta
para obtener el número de galones de combustible al año.
Para la componente de lubricantes el precio por galón es de $120.000. El
consumo se calcula así:
 Pn<2000 kW = 0,0005 gal/kWh
 Pn>=2000 kW = 0,00025 gal/kWh
Para anualizar el consumo de lubricante se multiplica el dato obtenido por la
energía generada al año.
Posteriormente con los datos generales para todos los tipos de tecnologías se
introduce una lista dinámica para escoger las horas de servicio de 24,12 y 6hrs, el
nivel de tensión al que se encontrara el sistema de distribución y la región en la
que se pretende implementar la tecnología de generación. Este último es uno de
los factores más relevante en el presente informe y vienen definidos para 11
grupos como se muestra en la figura 3.
Todos los datos anteriores se calcularon con el fin de alimentar con información a
la hoja de cálculo de la tarifa general para usuarios regulados del servicio público
de energía eléctrica para ZNI con red y sin red (TARIFA), que, devuelve a la hoja
de cálculo de la evolución financiera (E.F.) la remuneración por prestación del
servicio Cum.
Por último, se introducen otros datos significativos como la tarifa en $/kWh para la
nivelación de la inversión, el índice de presión al consumidor (IPC 2%), el índice
de precios al productor (IPP 2%) y la rentabilidad esperada.
Con esta información se construyó el flujo de caja con los ingresos y egresos de la
 Se determinaron los años de análisis comenzando por el año 0 y finalizando
en el año X el cual se dinamizó según la vida útil de la planta que para las plantas
diésel es de 10 años, para PCH´s es de 30 años y para sistemas fotovoltaicos es
de 20 años. En segunda parte se sustrae el dato calculado en la energía generada
anualmente por la tecnología escogida y se dinamiza según su vida útil.
 Una vez definido lo anterior se calcula las ventas de energía sumando lo
calculado en la tarifa remunerada por prestación del servicio Cum y la tarifa para
nivelación de la inversión que se multiplican por la energía generada; el resultado
obtenido nos entrega el valor de los ingresos por concepto de ventas de energía
anuales, el cual a partir del segundo año crece en factor del índice de precios al
productor. Con esta información se obtiene el primer dato para el flujo económico
que son los ingresos totales al año.
 El segundo factor del flujo económico que corresponde a los egresos totales
al año, se calculó, de acuerdo a la tecnología seleccionada. Esto incluye las
componentes de inversión, AOM variables y fijas y otros costos anuales como
costos administrativos, costos de transporte de combustible, costo de combustible
y lubricante y el cambio de batería, regulador e inversor según aplique para cada
una de las tecnologías a estudiar.
 El cálculo de la inversión inicial para todas las tecnologías depende de la
región en la que se desea instalar dicha solución. Este cómputo se realiza
automáticamente por Excel sustrayendo la información consignada en la hoja de
cálculo del CAPEX y OPEX de las fuentes de generación. Esta información se
multiplica con la potencia nominal en kW de la planta en el caso del CAPEX. De la
forma anteriormente descrita, se sustrae la información de las componentes de
AOM fijos y variables (OPEX) y se anualizan multiplicándolos por la energía
generada cada año por la tecnología. Los datos anuales de OPEX aumentan en
un factor determinado por el IPC a partir del año 2 hasta el año X según la
 Una vez definido el cálculo anterior, mediante el uso de condicionales en
Excel se tiene automáticamente los valores para el cálculo de egresos anuales
según la tecnología que se desea implementar en la ZNI. Cabe anotar, que los
costos anuales de combustibles, lubricantes y el transporte del mismo, solo aplica
para la tecnología diésel. Así mismo para el caso de las fuentes fotovoltaica
centralizada e individual los costos relacionados a las baterías no aplica para otros
tipos de fuentes o tecnologías.
 Posteriormente, para el flujo de caja económico se suman los ingresos
totales y los egresos totales (todos los egresos totales con signo negativo) de cada
año desde 0 hasta X.
 Con el flujo de caja automáticamente Excel calcula los indicadores
financieros como el valor presente neto, la tasa interna de retorno, relación
beneficio costo y la inversión. Una vez funcionando los cálculos financieros se
procedió a realizar una tabulación de los mismos en la hoja de cálculo de
resultados. En esta parte se consignan los datos obtenidos para cada indicador
alrededor de la rentabilidad esperada para cada tecnología.
 Para nivelar los costos de inversión y AOM alrededor de la rentabilidad
esperada en cada tecnología (20% diesel y Pch´s, 10% FV) se debieron introducir
valores manualmente en pesos por kilovatio hora, que posteriormente, se
tabularon en la hoja de cálculo RESULTADOS en cada tecnología y grupos de
regiones. Una vez iterado y tabulados los casos de estudio, se graficó la
información con el uso de insertar gráficos de Excel.
Siguiendo con el análisis financiero y una vez construidas las gráficas con los
indicadores financieros por tecnología, se construyen las gráficas que comparan la
inversión remunerada en función de la potencia de cada tecnología y los costos
por CAPEX y OPEX esta vez calculados en términos de kilovatios hora.
 Para determinar estos últimos se utilizó el flujo de caja creado donde para el
caso del CAPEX se tomaron los egresos totales del año 0 en pesos ($) y se
dividieron por la energía teórica que dicha tecnología puede generar en el año. En
el caso de las OPEX se tomaron los egresos totales de año 1 en pesos ($) y se
dividieron por la energía generada ese año. El total del CAPEX y OPEX en $/kWh
se suman, se iteran y tabulan generando los gráficos descritos en la hoja de
cálculo RESULTADOS 2 en Excel.
Con la información debidamente tabulada en Excel se procede al análisis de
resultados, conclusiones y recomendaciones.
mantenimiento por vivienda.
Del cálculo de la tarifa remunerada por la resolución CREG 091 de 2007, se
obtiene una estimación de la inversión y AOM en pesos por vivienda. Esta
información se obtiene mediante una evaluación realizada por cada tecnología.
Los resultados obtenidos de estas iteraciones permiten proporcionar información
valiosa en cuanto a la pre-factibilidad de un proyecto de generación de energía
La remuneración de la inversión, administración, operación y mantenimiento por
viviendas se calcula bajo la metodología descrita en el numeral 3.2.2.4 de este
informe sobre cada una de las tecnologías que hacen parte del estudio de este
Cabe resaltar que las fórmulas matemáticas para el cálculo de la remuneración
según la CREG 091 DE 2007 son calculadas paso a paso lo indica esta resolución
y que es explicado en el numeral 2.1.4.4.
4.1.1.1 Inversión, administración, operación y mantenimiento por vivienda
para PCH´s.
Figura 7. Remuneración mensual de inversión y AOM por vivienda para
PCH´s.
$ 70.000 $ 700
REMUNERACION EN $ 600
$ 50.000 $ 500
$/VIVIENDA
$ 40.000 $ 400
$ 30.000 $ 300
$ 20.000 $ 200
Inversion y AOM por…
$ 10.000 Tarifa General Cum… $ 100
En la figura 7 se representa los resultados obtenidos remuneración en $ por cada
vivienda a un nivel de tarifa, conforme a la potencia a instalar, que incluye en el
valor de 92 kWh por usuario.
En la figura se observa los valores de remuneración por la Cum disminuyen
cuando la potencia es aumenta. También se observa que, en factor de los rangos
remunerados por la CREG para esta tecnología, la inversión por usuario es igual,
lo que quiere decir que entre potencias nominales de 1 y 100 kW la inversión está
alrededor de $ 61.000 pesos por usuario, $50.000 entre 150 y 10.00 kW y $34.000
entre 1.500 y 10.000 kW.
4.1.1.2 Inversión, administración, operación y mantenimiento por vivienda
Figura 8. Remuneración de la inversión y AOM por usuario para fotovoltaicos
individual y centralizada en las ZNI.
REMUNERACION EN
FOTOVOLTAICO CENTRALIZADO POR
USUARIO ($-mes)
$ 200 FOTOVOLTAICO INDIVIDUAL AC POR
FOTOVOLTAICO INDIVIDUAL DC
0,05 0,075 0,1 0,5 10
($/Wp-mes)
La remuneración de la inversión y AOM por usuario en el caso de los sistemas
fotovoltaicos centralizada, individual en DC y AC difiere a las otras tecnologías.
Para las fuentes centralizadas la remuneración por usuario está en el orden de los
$46,95 al mes entre 0.3 y máximo 10 kW.
Los sistemas individuales en AC y DC difieren en el uso de inversor en AC/DC y la
inversión entre rangos de potencia de 0.05 a 0.5 kW está en entre $481,75 y
$499,33 a pesos al mes por usuario respectivamente.
4.1.1.3 Inversión, administración, operación y mantenimiento por vivienda
para plantas diésel.
Figura 9. Remuneración mensual de inversión y AOM por usuario según la
región para plantas diésel.
REMUNERACION EN $/VIVIENDA
En el caso de las plantas diésel, la inversión por vivienda está relacionada a la
región en la cual esta se encuentre o se pretenda instalar. Mientras este factor
para las otras fuentes es indiferente en una planta diésel se deben considerar el
costo de combustible que incluye el precio, el transporte, el almacenamiento, y los
costos del lubricante. Otro factor que también tiene relevancia en estos cálculos
son las horas de prestación del servicio que para efectos de este estudio se
realizó para 24 horas.
En cuanto al análisis de los resultados de la figura 9, el dato más relevante es la
alta remuneración por vivienda en las regiones del grupo 9 (ver figura 3. Grupos
de regiones para las ZNI.), esto se debe a que para este grupo se pagan costos
de transporte del combustible más altos, mientras que las zonas del grupo 1
(Choco-Atrato) al 5 (Rio Guaviare, Meta, Guaviare, Vichada, Guainía) y el grupo
11 (departamento de Vichada) tienen similitudes en estos costos.
4.1.2 Evaluación financiera de la inversión, administración, operación y
mantenimiento para la generación de energía en las ZNI.
Como se explicó en la metodología para la realización de este proyecto se utilizó
la herramienta Microsoft Excel para el procesamiento de la información
correspondiente a la evolución financiera. Los resultados obtenidos de la
proyección de costos comprendidos en el flujo de caja anual se realizan para cada
tipo de tecnología de generación descritas durante de este informe.
Los indicadores financieros se analizaron bajo el criterio de rentabilidad esperada
en cada tecnología ajustando los ingresos por la prestación del servicio de energía
eléctrica anuales teniendo un factor fijo remunerado por la CREG 091 de 2007
como se explica ampliamente en este informe al que se le suma una componente
variable a la cual se le llama TARIFA PARA LA NIVELACION DE LA INVERSION
en $/kWh.
Esta nivelación se hace con el fin de viabilizar la inversión a realizar haciendo que
indicadores como el VPN sean positivos con una tasa de rentabilidad libre de
riesgo del 13% y una vida útil establecida por el sistema.
En cuanto a la rentabilidad esperada cabe resaltar el alto riesgo a la inversión
propio de las zonas no interconectadas. Lo anterior se debe a las condiciones
políticas y de orden público que para las ZNI pueden impactar considerablemente
la evaluación financiera de un proyecto, las cuales, no se pueden contabilizar y
consignar en los flujos económicos anuales.
De esta manera y para efectos prácticos que aproximen esta evolución a la
realidad, la rentabilidad esperada a utilizar será del 20% para pequeñas centrales
hidroeléctricas y plantas diésel. Para el caso de los sistemas fotovoltaicos se
espera una rentabilidad del 10% libre de riesgo ya que son sistemas de pequeña
escala con un riesgo menor.
4.1.2.1 Resultados de la evaluación financiera para PCH´s en las ZNI.
Como se describió antes, el análisis financiero se basó en el cálculo del valor
presente neto (VPN), la tasa interna de retorno (TIR) y la relación beneficio costo
(B/C) en función de la potencia de nominal y el grupo de región. Los resultados se
muestran en las figuras 10 y 11.
Figura 10. Valor presente neto para PCH´s.
Valor Presente Neto PCH`s
GRUPOs 1-2-3-4-5-6-7-8:
$ 120.000 VALOR PRESENTE NETO (VPN
$ 100.000 por Millon)
$ 80.000 GRUPOS 9-10-11: VALOR
PRESENTE NETO (VPN por
$ 60.000 Millon)
$ 40.000 Lineal (GRUPOs 1-2-3-4-5-6-7-
8: VALOR PRESENTE NETO
$ 20.000 (VPN por Millon))
$0 Lineal (GRUPOS 9-10-11:
0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 VALOR PRESENTE NETO (VPN
POTENCIA NOMINAL KW por Millon))
En la figura se muestran los resultados de las iteraciones para el valor presente
neto de la inversión en PCH´s de los grupos de regiones del 1 al 11. Las
iteraciones realizadas muestran que los grupos 1 y 9 son los más relevantes y que
tienen similitud en los resultados de los grupos 1 al 8 y los grupos 9, 10 y 11 por lo
que se escogen estos dos grupos de regiones (1 y 9) debido a la complejidad del
transporte y/o lejanía de las zonas, lo cual encarece los costos de inversión.
Como se observa en la figura 11, el VPN en relación a la potencia crece
proporcionalmente con un porcentaje de error muy bajo. Para determinar el valor
aproximado en función de la potencia tenemos como resultado las siguientes
fórmulas para los grupos 1 y 9 respectivamente:
𝑉𝑉𝑉𝑉𝑁𝑁𝐺𝐺1 (𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 𝑑𝑑𝑑𝑑 $ ) = 10,43 ∗ 𝑃𝑃𝑃𝑃 − 332,91 15
𝑉𝑉𝑉𝑉𝑁𝑁𝐺𝐺9 (𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 𝑑𝑑𝑑𝑑 $) = 13,167 ∗ 𝑃𝑃𝑃𝑃 − 35.524 16
VPNg1 es el valor presente neto del grupo de región 1.
VPNg9 es el valor presente neto del grupo de región 1.
Pn es la potencia nominal de la planta en kilovatios.
La rentabilidad esperada con la cual se obtienen estos valores de VPN es del 20%
con un flujo de caja proyectado en 30 años.
En la estimación de la TIR y relación B/C se obtuvieron los siguientes resultados:
Figura 11. Tasa interna de retorno y relación beneficio costo para PCH´s.
Tasa Interna de Retorno y Relacion Beneficio
30% 1,60
15% 0,80
GRUPOs 1-2-3-4-5-6-7-8: TASA INTERNA DE RETORNO
GRUPOS 9-10-11: TASA INTERNA DE RETORNO
GRUPOs 1-2-3-4-5-6-7-8: RELACION BENEFICIO-COSTO
GRUPOS 9-10-11: RELACION BENEFICIO-COSTO
Al igual que el VPN, estos indicadores se encuentran en función de la potencia
nominal. La media de la TIR en el grupo 1 es de 21% y en el grupo 9 del 22%, la
relación B/C está en 1,29 y 1,30 respectivamente para cada grupo. Estos
indicadores en algunos casos no alcanzan a llegar a los valores esperados de
rentabilidad por lo cual se debe nivelar la tarifa de prestación del servicio de
energía con un cargo adicional como se muestra en la figura 12.
Figura 12. Nivelación de los costos de inversión y AOM para PCH´s.
Nivelacion de Inversion PCH`S
Pesos $/kWh
GRUPO 1: TARIFA PARA
NIVELACION DE LA INVERSION
150,00 $/kWh
100,00 GRUPO 9: TARIFA PARA
Para cada potencia según la zona se obtienen unos pesos por kilovatio hora
($/kWh) los cuales nivelan y viabilizan la inversión en PCH´s como se muestra en
la figura 12. La nivelación para las zonas del grupo 1 se da a partir de los 2000
kW, lo que quiere decir que los costos por CAPEX y OPEX son totalmente
cubiertos por la tarifa remunerada por la GREG con una rentabilidad esperada de
20%. En las zonas del grupo 9 para todas las plantas de generación de energía
eléctrica que se deseen implementar se debe nivelar dicha tarifa remunerada con
un cobro adicional dependiendo la potencia instalada. Es importante indicar que
esta nivelación no supera en el caso de la inversión en PCH´s los 300 $/kWh los
cuales van a cargo del usuario final.
4.1.2.2 Resultados de la evaluación financiera para sistemas fotovoltaicos en
Para la tecnología de generación de energía con fuentes fotovoltaico centralizada
e individual se obtiene los siguientes indicadores económicos de VPN, TIR y B/C:
MILLONES DE PESOS ($) 500,00 Grupo 2
300,00 Grupo 5
100,00 Grupo 8
Como se observa en la figura anterior los valores obtenidos entre los grupos de
regiones 1 al 3 son iguales, mientras que para las zonas pertenecientes a los
grupos 4 al 11 se presentan cambios para el valor presente neto de la inversión.
Debido a esto y para efectos prácticos solo se estudian los grupos de región 1 y 9
con los cuales se abarcan el resto de regiones para el análisis.
individual en AC y DC.
3,00 GRUPO 1: VALOR PRESENTE
NETO (VPN por Millon)
1,00 GRUPO 9: VALOR PRESENTE
0,05 0,10 0,075 0,50
fotovoltaico centralizado e individual en AC y DC.
16% 1,58
14% 1,56
10% 1,50
8% 1,48 GRUPO 1: TASA INTERNA DE
1,46 RETORNO
1,44 GRUPO 1: RELACION BENEFICIO-
1,42 COSTO
2% 1,40
0% 1,38
0,05 0,10 0,075 0,50 10,00
De las figuras 13, 14 y 15 se tiene que los valores presentes de inversión, la tasa
interna de retorno y la relación beneficio costo tienen indicadores financieros
positivos logrados con la estimación de una rentabilidad esperada del 10% y una
nivelación de la inversión entre los 3.000 $/kWh y 5.000 $/kWh pesos (figura 16).
La tasa interna de retorno concuerda con estos datos y presenta una media de
11% y es indiferente al tipo de región.
Figura 16. Nivelación de los costos de inversión y AOM para fotovoltaico
centralizado e individual en DC y AC.
4.000,00 NIVELACION DE LA
INVERSION $/kWh
2.000,00 GRUPO 9: TARIFA PARA
NIVELACION DE LA
- INVERSION $/kWh
La nivelación de los costos de inversión y AOM se estima en $/kWh y se suman al
valor remunerado por la CREG 091 para que se pueda lograr la rentabilidad
esperada en esta tecnología.
De la anterior también podemos resaltar que a medida que aumenta la potencia a
instalar estos costos tienden a disminuir, aunque aún esto siga siendo
económicamente inviable ya que actualmente los costos del kilovatio hora en las
regiones pertenecientes al sistema interconectado nacional (SIN) ronda entre los
400 $/kWh.
4.1.2.3 Resultados de la evaluación financiera para plantas diésel en las ZNI.
La evolución financiera para la implementación de plantas diésel tiene diversos
factores y puntos de análisis los cuales para efectos de este estudio se estiman
Los resultados obtenidos de la iteración manual de los datos para el valor
presenten neto con una rentabilidad esperada del 20% son los siguientes:
Figura 17. Valor presente neto por grupo de región para plantas diésel.
Valor Presente Neto Diesel
y = 11,788e0,2287x
4.000,00 R² = 0,992
y = 12,618e0,2047x
R² = 0,9895
y = 10,39e0,2039x
- R² = 0,9902
GRUPO 1: VALOR PRESENTE NETO GRUPO 2: VALOR PRESENTE NETO
GRUPO 3: VALOR PRESENTE NETO GRUPO 4: VALOR PRESENTE NETO
GRUPO 5: VALOR PRESENTE NETO GRUPO 6: VALOR PRESENTE NETO
GRUPO 7: VALOR PRESENTE NETO GRUPO 8: VALOR PRESENTE NETO
GRUPO 9: VALOR PRESENTE NETO GRUPO 10: VALOR PRESENTE NETO
GRUPO 11: VALOR PRESENTE NETO Exponencial (GRUPO 1: VALOR PRESENTE NETO )
En relación a la potencia nominal el VPN aumenta con una variación no muy
alejada de una curva exponencial. Esto indica que con un error muy bajo o
despreciable se puede obtener el VPN para los tres grupos de regiones más
representativos con las siguientes formulas:
𝑉𝑉𝑉𝑉𝑁𝑁𝐺𝐺1 (𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 𝑑𝑑𝑑𝑑 𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝 $) = 12,618 ∗ 𝑒𝑒 0.2047∗𝑃𝑃𝑃𝑃 17
𝑉𝑉𝑉𝑉𝑁𝑁𝐺𝐺9 (𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 𝑑𝑑𝑑𝑑 𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝 $) = 11,788 ∗ 𝑒𝑒 0.2287∗𝑃𝑃𝑃𝑃 18
𝑉𝑉𝑉𝑉𝑁𝑁𝐺𝐺10 (𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 𝑑𝑑𝑑𝑑 𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝 $) = 10,39 ∗ 𝑒𝑒 0.2039∗𝑃𝑃𝑃𝑃 19
VPNg1 es valor presente neto en millones de pesos para los grupos de región 1.
VPNg9 es valor presente neto en millones de pesos para los grupos de región 9.
VPNg10 es valor presente neto en millones de pesos para los grupos de región
Pn es potencia nominal en kW.
Los grupos de región 1 abarcan el 2, 3, 4, 5, 6 y 8. Para las regiones del grupo 10
se tienen similitudes con la ecuación de VPNg10. En cuanto a la figura del grupo 9
entre los 400 y 2000 kW la variación aumenta y se debe a que el CAPEX y OPEX
tiende a ser más alto en este grupo de región ya que el acceso es por rio o avión
Figura 18. Tasa interna de retorno y relación beneficio costo para plantas
Tasa Interna de Retorno y Relacion Beneficio Costo
70% 3,50
60% 3,00
40% 2,00
30% 1,50
20% 1,00
10% 0,50
GRUPO 1: TASA INTERNA DE RETORNO GRUPO 2: TASA INTERNA DE RETORNO GRUPO 3: TASA INTERNA DE RETORNO
GRUPO 4: TASA INTERNA DE RETORNO GRUPO 5: TASA INTERNA DE RETORNO GRUPO 6: TASA INTERNA DE RETORNO
GRUPO 7: TASA INTERNA DE RETORNO GRUPO 8: TASA INTERNA DE RETORNO GRUPO 9: TASA INTERNA DE RETORNO
GRUPO 10: TASA INTERNA DE RETORNO GRUPO 11: TASA INTERNA DE RETORNO GRUPO 1: RELACION BENEFICIO-COSTO
GRUPO 2: RELACION BENEFICIO-COSTO GRUPO 3: RELACION BENEFICIO-COSTO GRUPO 4: RELACION BENEFICIO-COSTO
GRUPO 5: RELACION BENEFICIO-COSTO GRUPO 6: RELACION BENEFICIO-COSTO GRUPO 7: RELACION BENEFICIO-COSTO
GRUPO 8: RELACION BENEFICIO-COSTO GRUPO 9: RELACION BENEFICIO-COSTO GRUPO 10: RELACION BENEFICIO-COSTO
GRUPO 11: RELACION BENEFICIO-COSTO
Según la tasa de rentabilidad esperada tenemos que la TIR la supera con una
media del 23% en el grupo 1, 29% en el grupo 9 y del 22% en el grupo 10 para el
total de las potencias, mientras que la relación beneficio costo presenta resultados
positivos al estar por encima de la unidad con una media de 1,11, 1,33 y 1,07
La tasa de interna de retorno del grupo de región 9 y su relación beneficio costo
aumenta entre los 500 kW a los 2000 kW debido a que en estos ultimas
iteraciones, los costos de CAPEX y OPEX son totalmente cubiertos por la
remuneración dada por la CREG. Esto quiere decir que para estas potencias no se
debe nivelar la tarifa Cum teniendo rentabilidades de 39% en promedio (19% por
encima de lo esperado) y con una relación beneficio costo promedio del 1,75.
Para lograr estos indicadores al igual que las tecnologías anteriormente
analizadas, se debe agregar a la remuneración calculada de la CREG un valor en
pesos por kilovatio hora, el cual, cambia en función de la potencia y la región como
se muestra en la figura 19.
Figura 19. Nivelación de los costos de inversión y AOM para plantas diésel.
Nivelacion de la Inversion Diesel
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 100011001200130014001500160017001800190020002100
GRUPO 1: TARIFA PARA NIVELACION DE LA INVERSION $/kWh GRUPO 2: TARIFA PARA NIVELACION DE LA INVERSION $/kWh
GRUPO 3: TARIFA PARA NIVELACION DE LA INVERSION $/kWh GRUPO 4: TARIFA PARA NIVELACION DE LA INVERSION $/kWh
GRUPO 5: TARIFA PARA NIVELACION DE LA INVERSION $/kWh GRUPO 6: TARIFA PARA NIVELACION DE LA INVERSION $/kWh
GRUPO 7: TARIFA PARA NIVELACION DE LA INVERSION $/kWh GRUPO 8: TARIFA PARA NIVELACION DE LA INVERSION $/kWh
GRUPO 9: TARIFA PARA NIVELACION DE LA INVERSION $/kWh GRUPO 10: TARIFA PARA NIVELACION DE LA INVERSION $/kWh
GRUPO 11: TARIFA PARA NIVELACION DE LA INVERSION $/kWh
La variación de los resultados tiene una tendencia a disminuir con respecto al
aumento de la potencia. También se puede deducir que a partir de los 100 kW en
adelante esta nivelación en $/kWh disminuye y que para el caso del grupo 9 a
partir de los 500 kW estos costos se pueden despreciar con el aumento de la
eficiencia en la generación.
Si se comparan los resultados obtenidos en la anterior grafica con los resultados
del TIR y B/C para el grupo 9, se tiene que a partir de los 500 kW ya no se hace
necesario agregar un valor de nivelación a la tarifa de la CREG debido a que se
iguala ó se supera la rentabilidad esperada del proyecto de inversión. Este
indicador da una guía importante a la hora de escoger la potencia a instalar en una
ZNI perteneciente a esta región.
4.1.3 Comparación económica de la inversión, administración, operación y
mantenimiento para cada tecnología en las ZNI.
Una vez se conocen todos los valores de remuneración de la inversión realizada
por la CREG tabulados en la hoja de cálculo RESULTADOS 2 en Excel, se
procede a realizar una comparación entre este factor y los costos asociados al
CAPEX y OPEX del proyecto.
mantenimiento vs. Capex y Opex para cada grupo de región en las ZNI con
Figura 20. Remuneración de la inversión y AOM vs. capex y opex para cada
grupo de región en las ZNI con Pch´s
600 2.700
REMUNERACION ($/KWH)
CAPEX Y OPEX ($/KWH)
400 2.200
REMUNERACION DE LA INVERSION Y AOM ($/kWh) CAPEX Y OPEX GRUPOS 1 - 2 - 4 CAPEX Y OPEX GRUPOS 3 -5
CAPEX Y OPEX GRUPOS 6-7 CAPEX Y OPEX GRUPO 8 CAPEX Y OPEX GRUPO 9-11
CAPEX Y OPEX GRUPO 10
En la figura anterior se reflejan todos los resultados obtenidos para una PCH con
potencias entre 1 a 10000 kW. En primer lugar, se analizan los resultados
obtenidos en cuanto a la remuneración. Este dato refleja un factor lineal entre
rangos de potencias como ya se habló en este informe para esta tecnología y que
disminuye mientras la potencia aumenta pero que no supera los 700 $/kWh. Cabe
resaltar que la remuneración no varía según la región en la cual se desea instalar
Cuando analizamos el CAPEX y OPEX tenemos valores entre los 2.000 y 3.000
$/kWh. Esto se debe a que los costos de inversión inicial para las fuentes no
convencionales de energía utilizado pequeñas centrales hidroeléctricas son tan
alto que supera considerablemente los costos anuales de AOM fijos.
Aunque la diferencia por ejemplo en el caso de las regiones del grupo 10 donde se
piensa instalar una planta de 100 kW con una remuneración de 654 $/kWh y con
un costo por CAPEX y OPEX de 2.891 $/kWh (alrededor de los 2.237 $/kWh de
diferencia), se puede obviar debido a los bajos costos de mantenimiento y la larga
vida útil de la misma (30 años). El tiempo en el cual se recupera la alta inversión
inicial es menor que la vida útil de la planta lo que resulta en un valor presente
neto positivo y viable para los inversionistas.
Cuadro 9. Remuneración de la inversión y AOM vs. capex y opex para cada
grupo de región en las ZNI con sistemas fotovoltaicos
CAPEX Y
REMUNERACION OPEX GRUPOS 4 -
Potencia DE LA GRUPOS 1 - 5 -6 - 7 - 8 -
Nominal INVERSION Y 2–3 9 - 10 – 11
Tipo (kW) AOM ($/kWh) ($/kWh) ($/kWh)
CENTRALIZADA 10 868,72 13.775,70 18.017,51
0,1 504,102917 13.775,70 18.017,51
INDIVIDUAL DC 0,05 504,102917 13.775,70 18.017,51
0,075 486,512917 13.775,70 18.017,51
INDIVIDUAL AC 0,5 486,512917 13.775,70 18.017,51
Los sistemas fotovoltaicos en sus tres tipos centralizado, individual en AC e
individual en DC no varían en la remuneración dada por la CREG según la zona
en la que se implementen. Caso opuesto sucede con el CAPEX y OPEX para esta
tecnología, la cual, presenta un valor en los grupos del 1 al 3 de 13.775 $/kWh y
para los grupos del 4 al 11 de 18.017 $/kWh. De los valores consignados en el
cuadro se corrobora lo visto en la estimación de la componente de nivelación de la
inversión para fuentes fotovoltaicas. Con una diferencia de entre 12.000 y 17.000
$/kWh que hace que sea inviable la nivelación que esta entre 3.000 y 7.000 $/kWh
permite que la diferencia vista en el cuadro 9 sea menos pronunciada.
Figura 21. Remuneración de la inversión y AOM vs. capex y opex para cada
grupo de región en las ZNI con plantas diésel
REMUNERACION Y CAPEX-OPEX ($/KWH)
REMUNERACION DE LA INVERSION Y AOM GRUPO 1: CHOCO-ATRATO
REMUNERACION DE LA INVERSION Y AOM GRUPO 2: LITORAL PACIFICO-CHOCO
REMUNERACION DE LA INVERSION Y AOM GRUPO 3: LITORAL PACIFICO-NARIÑO-CAUCA
REMUNERACION DE LA INVERSION Y AOM GRUPO 4: RIO META Y CASANARE
REMUNERACION DE LA INVERSION Y AOM GRUPO 5: RIO GUAVIARE-META-GUAVIARE-VICHADA-GUAINIA
REMUNERACION DE LA INVERSION Y AOM GRUPO 6: RIO CAQUETA- CAGUAN-CAQUETA-PUTUMAYO-AMAZONAS
REMUNERACION DE LA INVERSION Y AOM GRUPO 7: RIO PUTUMAYO-PUTUMAYO-AMAZONAS
REMUNERACION DE LA INVERSION Y AOM GRUPO 8: DEPARTAMENTO DEL AMAZONAS
REMUNERACION DE LA INVERSION Y AOM GRUPO 9: DEPARTAMENTO DEL VAUPES
REMUNERACION DE LA INVERSION Y AOM GRUPO 10: DEPARTAMENTO DEL GUAINIA
REMUNERACION DE LA INVERSION Y AOM GRUPO 11: DEPARTAMENTO DE VICHADA
CAPEX Y OPEX REGION GRUPO 1
CAPEX Y OPEX REGION GRUPO 2
CAPEX Y OPEX REGION GRUPO 3
CAPEX Y OPEX REGION GRUPO 4
CAPEX Y OPEX REGION GRUPO 5
CAPEX Y OPEX REGION GRUPO 6
CAPEX Y OPEX REGION GRUPO 7
CAPEX Y OPEX REGION GRUPO 8
CAPEX Y OPEX REGION GRUPO 9
En cuanto a las plantas diésel se tienen que tanto la tarifa de remuneración como
el CAPEX y el OPEX difieren por el tipo de región. Como se muestra en la figura
21 estos dos factores de comparación disminuyen inversamente a la potencia
Al igual que las tecnologías anteriores en el caso de las plantas diésel la
componente de remuneración de la inversión se mantiene debajo de los costos
por CAPEX y OPEX en cada grupo de región.
En las regiones pertenecientes al grupo 9 se confirma lo visto en las figuras 18 y
19 donde para potencias desde los 500 kW la nivelación de la inversión es
mínima. Este factor se puede analizar en la figura 22 donde a partir de esta
potencia hasta los 2000 kW la diferencia entre la remuneración y los costos de
inversión y AOM se vuelve mínima, es decir, que los costos de inversión y
mantenimiento son prácticamente iguales a los remunerados por la CREG en
estas potencias.
Con lo anterior se explican los valores de TIR y B/C que teniendo en cuenta la vida
útil de la planta presenta dichos indicadores para este análisis resultan muy
atractivos a la hora de tomar decisiones de inversión.
La prestación del servicio de energía eléctrica a los usuarios finales en las ZNI, se
presta a través de empresas operadoras que implementan tecnologías de acuerdo
a la regulación vigente. Esto implica una serie de aspectos que se deben tener en
cuenta para la materialización del proyecto y su correspondiente operación, sin
importar la naturaleza de los operadores ya sean de carácter estatal, mixto o
privada. Basados en el estudio desarrollado en este proyecto de grado se definen
las siguientes conclusiones.
Cada región presenta características especiales y variables en lo que respecta a
su ubicación geográfica y a los recursos disponibles. Estos aspectos deben ser
analizados detenidamente al momento de evaluar la viabilidad del proyecto de
generación de energía a través de estudios exhaustivos de índole económicos,
técnicos, ambientales y socioeconómicos. Su importancia radica en que, si se
omiten estos factores, el proyecto puede incurrir en sobrecostos de inversión,
administración, operación y mantenimiento lo que podría ocasionar la inviabilidad
del proyecto técnica y económicamente.
La evaluación financiera muestra que, basados en el estudio de la metodología de
remuneración vigente para ZNI, los valores remunerados por concepto de
generación de energía utilizando plantas Diésel, registra un valor de retribución
mayor en comparación con las tecnologías FV y PCH´S.
De igual mantera para todas las tecnologías debería considerarse la inclusión de
un valor que nivele la tarifa remunerada por la CREG, encaminada a garantizar la
viabilidad de cada proyecto según la rentabilidad esperada.
En concordancia con el planteamiento del problema incluido en este proyecto de
grado y el estudio desarrollado, concluimos que la metodología de remuneración
vigente si garantiza el retorno la inversión y la sostenibilidad de las fuentes PCH´s
y diesel para cierto tipo de potencias y zonas como se muestra en los resultados.
Para el caso específico de los sistemas fotovoltaicos centralizados e individuales
es necesario incluir unos cobros adicionales para garantizar la sostenibilidad del
 El equipo de trabajo que elaboro este proyecto de grado se permite realizar
 Es necesario profundizar y divulgar los estudios para la implementación de
proyectos de generación con FNCE con el fin de incentivar el desarrollo de este
tipo de tecnologías, que, desde el punto de vista, ecológico tiene muchas ventajas
con respecto a las fuentes convencionales de energía.
 En lo que concierne al marco regulatorio y la metodología de remuneración
vigente, es necesario que se definan las fórmulas de remuneración para otras
tecnologías como son el caso de la eólica, biomasa e híbridos que en la resolución
CREG 091 no están definidas claramente. Lo anterior con el objeto de incentivar la
implementación de este tipo de tecnologías en el territorio nacional.
 En la evaluación financiera se deben consignar todos los valores de
ingresos y egresos para cada región y tecnología, con un estudio previo del sector,
y contar con información socio económica que permita la toma de decisiones con
un margen de error bajo.
BELTRÁN GOMEZ, Lady. Análisis de los diferentes tipos de energías alternativas
y su implementación en Colombia [en línea]. 2016. En: repository.unimilitar.edu.co
[Consultado: 27 de Noviembre de 2017]. Disponible en internet:
http://repository.unimilitar.edu.co/bitstream/10654/14563/1/BeltranGomezLadyVivia
na2016.pdf
COLOMBIA, MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA. Resolución 182138 de 2007
[en línea]. Bogotá D.C, 27 de Diciembre de 2007. [Consultado: 20 de Enero de
2018]. Disponible en internet:
-------. Resolución CREG 091 de 2007. Bogotá D.C, 26 de Octubre de 2007. 27 de
Noviembre de 2017. [en línea]. apolo.creg.gov. [Consultado: 20 de Enero de
2018]. Disponible en internet
http://apolo.creg.gov.co/Publicac.nsf/Indice01/Resolucion-2007-Creg091-2007>.
COLOMBIA, MINMINAS. «INSTITUTO COLOMBIANO DE ENERGÍA ELÉCTRICA
ICEL -Transformación mediante decreto reglamentario de la ley marco / decreto
reglamentario de ley marco - Acto administrativo general sujeto al control de la
jurisdicción contenciosa.» 22 de Marzo de 2017. [en linea]
servicios.minminas.gov.co. 27 de Noviembre de 2017. [Consultado: 20 de Enero
de 2018]. Disponible en internet
<http://servicios.minminas.gov.co/compilacionnormativa/docs/pdf/11001-03-24-
000-1999-5849-01(5849).pdf>.
-------, UMPE. Plan indicativo de expansión de cobertura de energía eléctrica 2013
- 2017 [en línea]. siel.gov.co. 2014 [Consultado: 27 de Noviembre de 2017].
Disponible en internet: http://www.siel.gov.co/Siel/Portals/0/Piec/Libro_PIEC.pdf
-------. Costos indicativos de generación eléctrica en Colombia.. [en línea].
siel.gov.co. 2014 [Consultado: 27 de Noviembre de 2017]. Disponible en internet
<http://www.siel.gov.co/siel/documentos/documentacion/generacion/costos_indicat
ivos_generacion_ee.pdf>.
CORPOEMA. Inversiones y gastos de AOM para la actividad de genereción en
zonas no interconectadas utilizando recursos renovables. 13 de Diciembre de
2013.[en linea] www.corpoema.net. [Consultado: 27 de Noviembre de 2017].
<http://www.corpoema.net/web/IMG/pdf/informe_zni_renovables.pdf>.
GÓMEZ, Natalia. Energización de las zonas no interconectadas a partir de las
energías renovables solar y eólica.[en linea] www.javeriana.edu.co. [Consultado:
27 de Noviembre de 2017]. Disponible en internet.
<http://www.javeriana.edu.co/biblos/tesis/eambientales/tesis121.pdf>.
REINHOLD, S. Aplicaciones de energía solar fotovoltaica. Chile: Salviat
Impresores, 2012. 236p
RIOVALLE. Sistemas fotovoltaicos. [en linea] riovalle [Consultado: 27 de
Noviembre de 2017]. Disponible en internet. <http://www.riovalle.cl/sistemas-
fotovoltaicos-autonomos/>.
SALCEDO, David. Análisis de tarifas y subsidios para el servicio de energía
eléctrica en zonas rurales de Nariño [en línea]. Pasto - Nariño, 2014. [Consultado:
http://sipersn.udenar.edu.co:90/sipersn/docs/DocumentosAnalisisdeInformacion/A
nalisisdeTarifasySubsidiosenZonasRurales.pdf
USAENE LLC. Determinación de inversiones y gastos de administración,
XM. Generación del SIN. [en linea] informesanuales.xm. [Consultado: 20 de Enero
de 2018]. <http://informesanuales.xm.com.co/2014/SitePages/operacion/2-4-
Generaci%C3%B3n-del-SIN.aspx>.
Anexo A. Programa de Excel para el cálculo de la tarifa de remuneración
según la CREG 091 de 2007.
TIPO DE PLANTA (Tp) DIESEL
POTENCIA NOMINAL (Pn) (kw) 30
FACTOR DE CAPACIDAD (Fc) 0,7
HORAS DE SERVICIO (Hr) 24
AFORO DE CARGA POR
VIVIENDA (Pv) (kW) 0,13
NIVEL DE TENSION (n) N2
IPP0 (Diciembre de 2006) 74,37
IPPm (Septiembre de 2017) 108,17
GRUPO 1: CHOCO-
REGION ATRATO
ENERGIA GENERADA DEMADA POR
POR LA PLANTA DIESEL USUARIO (Ev) (kWh- NUMERO DE USUARIOS TIPO DE
(Ep) (kWh-MES) MES) (V) LOCALIDAD
15120 93,6 162 2
COSTO DE PRECIO DE PRECIO DEL GALON DE CONSUMO ESPECIFICO PRECIO DEL GALON DE ESPECIFICO DE
COSTO DE ALMACENAMIENTO TRANSPORTE ($/gal) COMBUSTIBLE COMBUSTIBLE TOTAL DEL COMBUSTIBLE LUBRICANTE (PL) LUBRICANTE (CEL)
DE COMBUSTIBLE ($/gal)(Calm) Tm (PA) ($/gal) (PC) ($/gal) (CEC) (gal/kWh) ($/gal) (gal/kWh)
119,47 942,63 8.181,00 9.243,11 0,0974 100.000 0,0005
CARGOS DE GENERACION REMUNERADOS ($/kWh) ó ($/Wp-mes)
CARGO MAXIMO DE
REMUNERACION DE LA REMUNERACION PROMEDIO DE COSTO DE COSTO DE GENERACION DIESEL
INVERSION ($/kWh) ó MANTENIMIENTO (AOM) ($/kWh) COMBUSTIBLE (CC) LUBRICANTE (Gm) ($/kWh) ó ($/Wp-
($/Wp-mes) ó ($/Wp-mes) ($/kWh) (CL) ($/kWh) mes)
237,87 79,72 900,28 50 1507,24
CARGOS DE DISTRIBUCION REMUNERADOS ($/kWh) ó ($/Wp-mes)
CARGO MAXIMO
PORCENTAJE DE AUMENTO DE AOM SI ACTUALIZADO DE
ES ZONA CON CONTAMINACION DISTRIBUCION CON
SALINA (%) DIESEL (Dm,n) ($/kWh)
11,69 2,42 12,5 20,96
CARGOS DE COMERCIALIZACION REMUNERADOS ($/kWh) ó ($/Wp-mes)
CARGO MÁXIMO BASE ACTUALIZADO DE COMERCIALIZACIÓN (C*) ($/FACTURA) (C*m) ($/kWh)
6023,43 64,35
TARIFA GENERAL PARA USUARIOS REGULADOS DEL SERVICIO PUBLICO DE ENERGIA ELECTRICA PARA ZNI CON RED
CUm ($/kWh)= 1760,02
TARIFA GENERAL PARA USUARIOS REGULADOS DEL SERVICIO PUBLICO DE ENERGIA ELECTRICA PARA ZNI SIN RED
CUm ($/Wpico)= N/A
Trabajo de grado: Integrantes:
Mario Orlando Erazo
REVISIÓN DE LOS ESQUEMAS DE GENERACION DE ENERGIA PARA Luis Felipe Mosquera Elaboró: Luis Felipe Mosquera
IMPLEMENTAR EN ZONA NO INTERCONECTADA EN COLOMBIA Revisó: Jorge Ivan Ospina Canencio
Aprobó: Jorge Ivan Ospina Canencio
Anexo B. Programa de Excel para el cálculo de los flujos de caja económicos
PROGRAMA PARA EL ANALISIS FINANCIOERO DE Mario Orlando Erazo
LAS FNCE EN LAS ZONAS NO INTERCONECTADAS Luis Felipe Mosquera
Tipo DIESEL AÑO 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Tamaño. 30 kW kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año
Energia. 181.440 kWh-año Energia anual. - 181.440,00 181.440,00 181.440,00 181.440,00 181.440,00 181.440,00 181.440,00 181.440,00 181.440,00 181.440,00
Consumo. 17.672 gal-año Ventas de energia. $/año - 370.141.656,50 377.544.489,63 385.095.379,42 392.797.287,01 400.653.232,75 408.666.297,40 416.839.623,35 425.176.415,82 433.679.944,13 442.353.543,02
Combustible.. Precio. 8.181,00 $/gal Otros ingresos. $/año - - - - - - - - - -
Consumo 91 gal-año INGRESOS TOTALES. $/año - 370.141.656,50 377.544.489,63 385.095.379,42 392.797.287,01 400.653.232,75 408.666.297,40 416.839.623,35 425.176.415,82 433.679.944,13 442.353.543,02
Lubricante. Precio. 120.000 $/gal
Horas de servicio. 24 hr Inversion. $ - 31.437.273,91
Nivel de tension. N2 Costo de AOM fijos. $/año - 7.772.401,69 - 7.927.849,73 - 8.086.406,72 - 8.248.134,85 - 8.413.097,55 - 8.581.359,50 - 8.752.986,69 - 8.928.046,43 - 9.106.607,35 - 9.288.739,50
Region. ATRATO Costo de AOM variables. $/año - 14.266.372,03 - 14.551.699,47 - 14.842.733,46 - 15.139.588,13 - 15.442.379,90 - 15.751.227,49 - 16.066.252,04 - 16.387.577,08 - 16.715.328,63 - 17.049.635,20
Tarifa remunerada por prestacion del servicio CUm
. 1.760,02 $/kWh Otros costos. - - - - - - - - -
y evaluación financiera para diésel.
Tarifa para nivelacion de la inversion. 280,00 $/kWh Costos administrativos. $/año - 57.184.939,66 - 58.328.638,45 - 59.495.211,22 - 60.685.115,45 - 61.898.817,76 - 63.136.794,11 - 64.399.529,99 - 65.687.520,59 - 67.001.271,00 - 68.341.296,42
Costo de transporte de
Ipc proyectado. 2% combustible. $/año - 127.654.457,14 - 130.207.546,28 - 132.811.697,21 - 135.467.931,15 - 138.177.289,78 - 140.940.835,57 - 143.759.652,28 - 146.634.845,33 - 149.567.542,24 - 152.558.893,08
Ipp proyectado. 2% Costo de combustible. $/año - 144.576.726,34 - 147.468.260,86 - 150.417.626,08 - 153.425.978,60 - 156.494.498,17 - 159.624.388,14 - 162.816.875,90 - 166.073.213,42 - 169.394.677,69 - 172.782.571,24
Datos economicos. Rentabilidad 20 % Costo de lubricante. $/año - 10.886.400,00 - 11.104.128,00 - 11.326.210,56 - 11.552.734,77 - 11.783.789,47 - 12.019.465,26 - 12.259.854,56 - 12.505.051,65 - 12.755.152,69 - 13.010.255,74
Cambio de baterias. $ - -
Valor presente neto. VPN. $ por Millon $ 34,80 Cambio de regulador. $ -
Inversion. $ por Millon $ 31,44 Cambio de inversor. $ -
Tasa interna de retorno. TIR. 23% EGRESOS TOTALES. $/año - 31.437.273,91 - 362.341.296,86 - 369.588.122,80 - 376.979.885,25 - 384.519.482,96 - 392.209.872,62 - 400.054.070,07 - 408.055.151,47 - 416.216.254,50 - 424.540.579,59 - 433.031.391,18
Relacion beneficio - costo. B/C 1,11
EFI 90% ECONOMICO $/año - 31.437.273,91 7.800.359,63 7.956.366,83 8.115.494,16 8.277.804,05 8.443.360,13 8.612.227,33 8.784.471,88 8.960.161,31 9.139.364,54 9.322.151,83
Anexo C. Programa de Excel para el cálculo de los flujos de caja económicos
Tipo PCH AÑO 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30
Tamaño. 80kW kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año
Energia. 311.040 kWh-año Energia anual. - 311.040,00 311.040,00 311.040,00 311.040,00 311.040,00 311.040,00 311.040,00 311.040,00 311.040,00 311.040,00 311.040,00 311.040,00 311.040,00 311.040,00 311.040,00 311.040,00 311.040,00 311.040,00 311.040,00 311.040,00 311.040,00 311.040,00 311.040,00 311.040,00 311.040,00 311.040,00 311.040,00 311.040,00 311.040,00 311.040,00
Consumo. N/A gal-año Ventas de energia. $/año - 203.536.671,90 207.607.405,34 211.759.553,45 215.994.744,52 220.314.639,41 224.720.932,19 229.215.350,84 233.799.657,85 238.475.651,01 243.245.164,03 248.110.067,31 253.072.268,66 258.133.714,03 263.296.388,31 268.562.316,08 273.933.562,40 279.412.233,65 285.000.478,32 290.700.487,89 296.514.497,65 302.444.787,60 308.493.683,35 314.663.557,02 320.956.828,16 327.375.964,72 333.923.484,02 340.601.953,70 347.413.992,77 354.362.272,62 361.449.518,08
Combustible. Precio. 8.181,00 $/gal Otros ingresos. $/año - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -
Consumo N/A gal-año INGRESOS TOTALES. $/año - 203.536.671,90 207.607.405,34 211.759.553,45 215.994.744,52 220.314.639,41 224.720.932,19 229.215.350,84 233.799.657,85 238.475.651,01 243.245.164,03 248.110.067,31 253.072.268,66 258.133.714,03 263.296.388,31 268.562.316,08 273.933.562,40 279.412.233,65 285.000.478,32 290.700.487,89 296.514.497,65 302.444.787,60 308.493.683,35 314.663.557,02 320.956.828,16 327.375.964,72 333.923.484,02 340.601.953,70 347.413.992,77 354.362.272,62 361.449.518,08
Horas de servicio. 24hr Inversion. $ - 623.269.270,10
Nivel de tension. N2 Costo de AOM fijos. $/año - 44.519.233,58 - 45.409.618,25 - 46.317.810,62 - 47.244.166,83 - 48.189.050,16 - 49.152.831,17 - 50.135.887,79 - 51.138.605,55 - 52.161.377,66 - 53.204.605,21 - 54.268.697,31 - 55.354.071,26 - 56.461.152,69 - 57.590.375,74 - 58.742.183,25 - 59.917.026,92 - 61.115.367,46 - 62.337.674,81 - 63.584.428,30 - 64.856.116,87 - 66.153.239,21 - 67.476.303,99 - 68.825.830,07 - 70.202.346,67 - 71.606.393,61 - 73.038.521,48 - 74.499.291,91 - 75.989.277,75 - 77.509.063,30 - 79.059.244,57
Region. ATRATO Costo de AOM variables. $/año - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -
. 654,37 $/kWh Otros costos. - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -
y evaluación financiera para PCH´s
Tarifa para nivelacion de la inversion. $/kWh Costos administrativos. $/año - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -
Ipc proyectado. 2% combustible. $/año - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -
Ipp proyectado. 2% Costo de combustible. $/año - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -
Datos economicos. Rentabilidad 20% Costo de lubricante. $/año - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -
Cambio de baterias. $ - - - - - - - - - - - - - -
Valor presente neto. VPN. $ por Mil on $ 876,69 Cambio de regulador. $ - - - - - - - - - - - -
Inversion. $ por Mil on $ 623,27 Cambio de inversor. $ - - - - - - - - - - - -
Tasa interna de retorno. TIR. 24% EGRESOS TOTALES. $/año - 623.269.270,10 - 44.519.233,58 - 45.409.618,25 - 46.317.810,62 - 47.244.166,83 - 48.189.050,16 - 49.152.831,17 - 50.135.887,79 - 51.138.605,55 - 52.161.377,66 - 53.204.605,21 - 54.268.697,31 - 55.354.071,26 - 56.461.152,69 - 57.590.375,74 - 58.742.183,25 - 59.917.026,92 - 61.115.367,46 - 62.337.674,81 - 63.584.428,30 - 64.856.116,87 - 66.153.239,21 - 67.476.303,99 - 68.825.830,07 - 70.202.346,67 - 71.606.393,61 - 73.038.521,48 - 74.499.291,91 - 75.989.277,75 - 77.509.063,30 - 79.059.244,57
Relacion beneficio - costo. B/C 1,41
EFI 71% ECONOMICO $/año - 623.269.270,10 159.017.438,32 162.197.787,09 165.441.742,83 168.750.577,69 172.125.589,24 175.568.101,03 179.079.463,05 182.661.052,31 186.314.273,35 190.040.558,82 193.841.370,00 197.718.197,40 201.672.561,35 205.706.012,57 209.820.132,82 214.016.535,48 218.296.866,19 222.662.803,51 227.116.059,58 231.658.380,78 236.291.548,39 241.017.379,36 245.837.726,95 250.754.481,49 255.769.571,11 260.884.962,54 266.102.661,79 271.424.715,02 276.853.209,32 282.390.273,51
Anexo D. Programa de Excel para el cálculo de los flujos de caja económicos
y evaluación financiera para fotovoltaica centralizada e individual
Tipo FV AÑO 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Tamaño. 10 kW kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año kWh-año
Energia. 25.920 kWh-año Energia anual. - 25.920,00 25.920,00 25.920,00 25.920,00 25.920,00 25.920,00 25.920,00 25.920,00 25.920,00 25.920,00 25.920,00 25.920,00 25.920,00 25.920,00 25.920,00 25.920,00 25.920,00 25.920,00 25.920,00 25.920,00
Consumo. N/A gal-año Ventas de energia. $/año - 22.517.147,14 22.967.490,08 23.426.839,88 23.895.376,68 24.373.284,21 24.860.749,90 25.357.964,89 25.865.124,19 26.382.426,68 26.910.075,21 27.448.276,71 27.997.242,25 28.557.187,09 29.128.330,84 29.710.897,45 30.305.115,40 30.911.217,71 31.529.442,06 32.160.030,90 32.803.231,52
Combustible. Precio. 8.181,00 $/gal Otros ingresos. $/año - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -
Consumo N/A gal-año INGRESOS TOTALES. $/año - 22.517.147,14 22.967.490,08 23.426.839,88 23.895.376,68 24.373.284,21 24.860.749,90 25.357.964,89 25.865.124,19 26.382.426,68 26.910.075,21 27.448.276,71 27.997.242,25 28.557.187,09 29.128.330,84 29.710.897,45 30.305.115,40 30.911.217,71 31.529.442,06 32.160.030,90 32.803.231,52
Horas de servicio. 24 hr Inversion. $ - 291.810.755,28
Nivel de tension. N2 Costo de AOM fijos. $/año - 65.255.343,75 - 66.560.450,62 - 67.891.659,64 - 69.249.492,83 - 70.634.482,68 - 72.047.172,34 - 73.488.115,78 - 74.957.878,10 - 76.457.035,66 - 77.986.176,38 - 79.545.899,90 - 81.136.817,90 - 82.759.554,26 - 84.414.745,34 - 86.103.040,25 - 87.825.101,06 - 89.581.603,08 - 91.373.235,14 - 93.200.699,84 - 95.064.713,84
Region. ATRATO Costo de AOM variables. $/año - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -
. 868,72 $/kWh Otros costos. - - - - - - - - - - - - - - - - - - -
Tarifa para nivelacion de la inversion. $/kWh Costos administrativos. $/año - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -
Ipc proyectado. 2% combustible. $/año - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -
Ipp proyectado. 2% Costo de combustible. $/año - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -
Datos economicos. Rentabilidad 20 % Costo de lubricante. $/año - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -
Cambio de baterias. $ - 1.127.066,44 - 1.438.454,11 - 1.835.872,46 - 2.343.090,17
Valor presente neto. VPN. $ por Mil on $ (229,21) Cambio de regulador. $ - 418.793,01 - 682.169,69
Inversion. $ por Mil on $ 291,81 Cambio de inversor. $ - 150.496,97 - 245.143,70
Tasa interna de retorno. TIR. #¡NUM! EGRESOS TOTALES. $/año - 291.810.755,28 - 65.255.343,75 - 66.560.450,62 - 67.891.659,64 - 69.249.492,83 - 71.761.549,12 - 72.047.172,34 - 73.488.115,78 - 74.957.878,10 - 76.457.035,66 - 79.993.920,47 - 79.545.899,90 - 81.136.817,90 - 82.759.554,26 - 84.414.745,34 - 87.938.912,71 - 87.825.101,06 - 89.581.603,08 - 91.373.235,14 - 93.200.699,84 - 98.335.117,40
Relacion beneficio - costo. B/C -0,79
EFI -127% ECONOMICO $/año - 291.810.755,28 - 42.738.196,61 - 43.592.960,54 - 44.464.819,75 - 45.354.116,15 - 47.388.264,91 - 47.186.422,44 - 48.130.150,89 - 49.092.753,91 - 50.074.608,99 - 53.083.845,26 - 52.097.623,19 - 53.139.575,65 - 54.202.367,17 - 55.286.414,51 - 58.228.015,26 - 57.519.985,66 - 58.670.385,37 - 59.843.793,08 - 61.040.668,94 - 65.531.885,88
Documents Similar To Cargos Máximos de Generación Para Soluciones Fotovoltaicas Individuales
Evolución de La Matriz Energética Entre 1971
GENERACION-DE-ENERGIA-ELECTRICA.docx
edwyn_moreno_1
Tes is Chacon 2006

References: resolución 
 resolución 
 resolución 

resolución 
 Resolución 
 Resolución 

resolución 
 resolución 
 resolución 
 resolución 
 resolución 
 resolución 
 Resolución 
 Resolución 

Resolución 
 resolución 
 resolución 
 Resolución 
 resolución 
 Resolución 
 resolución 
 artículo 29
 resolución 
 resolución 
 Resolución 

Resolución 
 resolución 

resolución 
 resolución 
 artículo 22
 artículo 29
 resolución 
 resolución 
 resolución

 resolución

 Resolución 
 Resolución