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VIABILIDAD TÉCNICA Y ECONÓMICA POR MEDIO DE UN PLAN DE NEGOCIOS DE IMPLANTAR UNA EMPRESA DE ENERGÍA
EÓLICA EN COLOMBIA
JOSÉ CAMILO RODRÍGUEZ GÓMEZ
Proyecto de Grado para optar al título de Ingeniero Industrial
Asesor Luis Ernesto Romero
Coasesor
Claudia González
UNIVERSIDAD DE LOS ANDES Facultad de Ingeniería
Departamento de Ingeniería Industrial Bogotá, Enero del 2004
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Tabla de Contenido
1. Resumen de Proyecto ...............................................................................................4 1.1 Descripción del Problema ..........................................................................................4 1.2 Antecedentes ..............................................................................................................6 1.2.1 Situación Actual de la Energía Eólica ..................................................................7 1.2.2 Energía Eólica en Dinamarca .............................................................................11 1.2.3 Energía Eólica en Colombia................................................................................13 1.3 Objetivos ..................................................................................................................14 1.3.1 Objetivo General ................................................................................................14 1.3.2 Objetivos Específicos .........................................................................................14 1.4 Misión de la Empresa ...............................................................................................16 1.4.1 Misión ................................................................................................................16 1.4.2 Visión .................................................................................................................17 1.5 Análisis del Entorno Colombiano de Energía ..........................................................17 1.5.1 Oferta ..................................................................................................................18 1.5.1.1 Disponibilidad de Recursos Energéticos ............................................................19 1.5.2 Demanda .............................................................................................................21 1.5.2.1 Disponibilidad del Parque de Generación ..........................................................22 1.5.3 Atentados a la Infraestructura Eléctrica .............................................................23 1.6 Necesidades de Abastecimiento de Energía .............................................................24 2. Estudio Normativo del Sector ...............................................................................27 2.1 Antecedentes Normativos del Sector Energético .....................................................27 2.1.1 Marco Regulatorio de Energías Renovables ......................................................27 2.1.2 Generación Eólica en el MEM ...........................................................................28 2.2 Tipo de empresa .......................................................................................................31 2.2.1 Agentes Prestadores del Servicio .......................................................................31
3. Estudio de Mercado ...............................................................................................33 3.1 Análisis de la demanda .............................................................................................33 3.1.1 Tendencias del consumo ....................................................................................33 3.1.2 Análisis del consumidor .....................................................................................34 3.2 Análisis de la Oferta .................................................................................................38 3.2.1 Identificación y Análisis de la Competencia ......................................................38 3.2.2 Análisis de los Precios en el MEM ....................................................................39 3.3 Localización de la Granja .........................................................................................45
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4. Estudio Técnico ......................................................................................................46 4.1 Necesidades Técnicas ...............................................................................................46 4.1.1 Condiciones Climáticas y del Terreno ...............................................................46 4.1.2 Distribución del Parque ......................................................................................47 4.1.3 Necesidades de Localización y Transporte ........................................................48 4.2 Necesidades Tecnológicas ........................................................................................48 4.2.1 Pre-factibilidad de Vientos .................................................................................49 4.2.2 Escogencia del Aerogenerador ...........................................................................51 4.2.3 Construcción de Subestación y Líneas de Transmisión .....................................53 4.3 Análisis de Costos ....................................................................................................54 4.4 Análisis de Producción de Energía ...........................................................................57 5. Estudio Financiero .................................................................................................59 5.1 Proyección de Ingresos y Costos del Proyecto .........................................................59 5.2 Viabilidad del Proyecto ............................................................................................62 5.2.1 Escenario 1 (Precios de Bolsa) ...........................................................................62 5.2.2 Escenario 2 (Precios de Contrato) ......................................................................64 5.3 Viabilidad del Proyecto Mediante Venta de CERS .................................................67 6. Conclusiones ...........................................................................................................79 7. Bibliografía .............................................................................................................83
8. Anexos .....................................................................................................................85
8.1 Tecnologías Sustitutas .............................................................................................85 8.2 Atentados a la Infraestructura Eléctrica ...................................................................89 8.3 Características Técnicas Aerogenerador ..................................................................91 8.4 Estados Financieros ..................................................................................................94
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1. Resumen del Proyecto
1.1 Descripción del Problema
Colombia en los inicios de la década de los noventa con el problema del “apagón”, realizó
un diagnostico sobre la gestión y los logros de la empresas del sector eléctrico en manos del
Estado, y encontró que los resultados eran altamente desfavorables en términos de la
eficiencia administrativa, operativa y financiera que registraban las empresas1. De acuerdo
a esto, el Estado inició un cambio drástico en el sector que involucró la entrada de
inversiones privadas para mejorar la competencia y la diversificación de los métodos con
los que produce y ofrece energía eléctrica.
Con este panorama, el país, a partir de la constitución de 1991 empieza este cambio
mediante normas que ayuden a la eficiencia de los servicios públicos. Tras el marco
normativo que se venia dando y analizando los problemas que podría traer las regulaciones
que se venían utilizando, se desarrollaron las leyes 142 y 143 de 1994 con el fin de acabar
con las profundas fallas que padeció el país en 1992. Estas leyes, desarrollan temas tales
como el marco regulatorio aplicable a las actividades de generación, transmisión,
distribución y comercialización. Además las resoluciones reglamentan los aspectos
empresariales, comerciales, técnicos y operativos de estas actividades e incentivan la
participación de inversionistas privados, para la creación y desarrollo de nuevos proyectos
energéticos.
Desde un principio el país ha generado energía por medio de plantas hidroeléctricas y
termoeléctricas, debido a la alta capacidad de producción que tienen estas plantas en el
mercado; por otro lado debido a que Colombia tiene gran cantidad de recursos, tanto
hídricos como mineros, estas plantas de generación energética tienen una alta aceptación
1 www.upme.gov.co.
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en los proyectos de desarrollo que adopta el país.
La producción de energía mediante estas plantas tiene un alto impacto ambiental, que afecta
considerablemente el ecosistema. Las termoeléctricas, por un lado, emiten grandes
cantidades de monóxido de carbono, dióxido de azufre, óxidos de nitrógeno hidrocarburos
y en general otros contaminantes atmosféricos. Mientras que las hidroeléctricas por otro
lado destruyen bosques húmedos tropicales, aumentan los riesgos de deslizamientos y
erosión debido al manejo de grandes extensiones terrenales e hídricas, afectando el medio
ambiente en el que sobreviven animales y plantas.
Mientras a nivel mundial, de los 10.67 millones de MW instalados el 39 % se abastece de
carbón, el 25 % se abastece de gas y petróleo, el 16.2 % de energía nuclear y solo el 19.5
% de energía hidroeléctrica, solar, eólica y otras fuentes; en Colombia la estructura de la
oferta es totalmente diferente: el 75 % de los 12047 (datos de 1999) MW instalados son
hidroeléctricos y el 25 % son térmicos2. La dependencia que el país enfrenta a estas dos
clases de producción eléctrica es muy alta, y trae consigo problemas de confiabilidad que
pueden afectar el suministro de energía en un futuro. La confiabilidad de las plantas se ve
afectada por la edad de las mismas, el precario mantenimiento y el uso de sistemas de
control obsoletos.
Por otro lado, la cobertura del servicio de energía eléctrica a la población alcanza
actualmente el 81 % de la población. En áreas urbanas el índice está por encima del 95%
mientras que en las áreas rurales alcanza el 51 %. En el ámbito rural se estima una
cobertura del 61 % en las áreas interconectadas, y apenas del 14 % de la población en zonas
no interconectables3. Uno de los retos que tiene el Ministerio de Minas y Energía en los
próximos años consiste en aumentar la cobertura del servicio de energía eléctrica en las
zonas marginales y rurales. De acuerdo a esto mediante la vinculación de capital privado se
2 Saravia Perry Catalina, Guerrero Forero Eduardo. Energías para un desarrollo sostenible, Ensayos sobre gestión ambiental de los recursos energéticos. Medio Ambiente y Energía. Bogotá. 1999. 3 UPME. Plan de Expansión Referencia Generación Transmisión 1998 – 2010. Bogotá. 1999.
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tienen que buscar alternativas factibles para la reforma del sector, que se comprometan con
los planes de desarrollo del país.
En este orden de ideas, el país necesita además de proveedores diferentes, tecnologías
alternativas a las adoptadas actualmente en el mercado. En estos momentos, a nivel
mundial se esta observando un interés considerable en las energías renovables y en un
mayor grado por la energía de carácter eólico. Países como Alemania, Estados Unidos,
Dinamarca, España, India, China y otros, se han visto interesados en la producción de
energía mediante el viento, ya que ofrece una posibilidad de generación a un costo
promedio ponderado en comparación con las otras alternativas y además ofrece un impacto
ambiental muy bajo, a diferencia, de las alternativas no renovables.
En Colombia el aprovechamiento de esta tecnología puede ser una herramienta eficaz para
el suministro de energía en áreas no interconectadas, y mucho más considerando la idea de
que el país necesita formas alternativas de producción. La energía eólica esta en una fase
madura en el mercado internacional y debido a esto los precios cada vez son más
interesantes para la inversión. Las plantas hidroeléctricas y termoeléctricas tienen un costo
muy alto para el inversionista, y por otro parte, la expansión de la red en zonas de difícil
acceso no es económicamente viable para las empresas ni para el usuario, que de alguna
manera tendría que pagar precios muy altos por el servicio; esto deja a las granjas eólicas
como una alternativa interesante de generación de electricidad.
1.2 Antecedentes
En este trabajo es escogió la energía eólica ya que es una tecnología que utiliza fuentes de
energía renovable y por otro lado es una de las tecnologías con mayor crecimiento a nivel
mundial (ver grafico 1) siendo una alternativa de generación interesante para el país.
Durante el 2001, se adicionaron 4500 MW de capacidad a las redes eléctricas de Europa
dejando una capacidad instalada total de 17000MW aumentando la capacidad en un 35%
con respecto al año anterior.
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Grafico No 14
1.2.1 Situación Actual de la Energía Eólica
La energía eólica ha venido desarrollándose en diferentes aspectos. La capacidad instalada
es cada vez mayor y se ha expandido alrededor del mundo comenzando por Europa
alcanzando algunos países de Asia, África y Latinoamérica,.
Alrededor de 1995, la capacidad eólica que se adicionó aumentó en un 35% del total
instalado hasta ese entonces, comparándola con el crecimiento de los combustibles fósiles,
que fue de un 3.5% y el hídrico, en un 1.7%. La energía total generada en el mundo a
finales de 1995 fue 7.5 TWh, es decir, el 0.05% de la energía total generada en ese año.
Desde 1981 hasta 1995 se ha disminuido de USD 3000/kW a USD 700/kW (en los mejores
casos), por otro lado, desde la década de los ochenta la inversión inicial ha disminuido en
un factor de 4-5. A finales de 1998, la capacidad eólica creció hasta 9500 MW, con un
porcentaje de crecimiento de alrededor del 33%5. A finales del año 2000, la capacidad total
instalada fue de 17.6 GW y el costo de la inversión (Ingeniería, procuración y construcción)
4 Fuente: BTM Consultant y EWEA 5 IEA WIND ENERGY ANNUAL REPORT 1998. International Energy Agency (IEA). April, 1999.
Capacidad Eólica Instalada Acumulada
0 5000 10000 15000 20000 25000 30000
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 Años
MW
E.U. Wold
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era de 1350 USD por KW instalado. Desde comienzos del año 2000 hasta comienzos del
año 2001 el costo se mantuvo en 1000 USD/KW instalado6.
En estos momentos, a pesar de la naturaleza intermitente y el relativo surgimiento de la
tecnología eólica, ésta suple alrededor del 1% de la electricidad consumida en el mundo
entero, la capacidad total instalada ha venido creciendo aproximadamente en un 25%
anualmente en las últimas décadas. Para el años 2005 debido a la disminución en los
precios de los costos de los equipos se espera una capacidad en operación mayor a 30.000.
Asimismo, se espera que el precio promedio caiga a US $ 0.027-0.031/ kWh para el 2020
como resultado de la disminución en costos de maquinaria7.
Varios países de Europa se han preocupado por crear una conciencia ecológica, y mucho
más cuando las emisiones de dióxido de carbono en el medio cada vez son mayores,
afectando de manera considerable las condiciones ambientales del planeta. Desde la década
de los setenta las organizaciones mundiales se han centrado en investigar acerca de maneras
renovables y ecológicas de producir, pero es desde finales del siglo pasado, que las
principales naciones han concentrado recursos y tiempo para hablar del tema y encontrar
soluciones factibles al calentamiento de la tierra.
Un área que ha tenido un gran enfoque ambiental en el área renovable por parte de los
países europeos es la relacionada con la producción y distribución de energía. Desde 1997,
con la firma del Protocolo de Kyoto, todos los países de la Unión Europea han coincidido
en apoyar las energías renovables debido a las necesidad de disminuir las emisiones de
gases de efecto invernadero, esto con la debida ayuda de políticas ambientales y
económicas que ayudan a promover la participación de inversionistas en la introducción de
estas nuevas tecnologías en el mercado. En estos momentos las empresas de energía no
renovables tiene altos soportes gubernamentales, que les ofrecen precios y oportunidades en
6 IEA WIND ENERGY ANNUAL REPORT 2000. International Energy Agency (IEA). April, 2001. 7 RENEWABLE ENERGY WORLD, Ralph E. H. Simis. “A Kind of Evolution, Latest IPCC report identifies a major role for renewables”. Vol. 4 No. 3. May – June 2001.
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el mercado más atractivos para los inversionistas, que las energías renovables. Es por esto
que se deben encontrar sistemas de control que beneficien el sector eléctrico renovable; y
de alguna manera puede ser mediante subsidios que se prestan a los procesos ambientales.
En el caso europeo, se esta analizando la manera de crear un mercado de energías
renovables interno, que posibilitaría el comercio internacional de estas tecnologías;
Dinamarca ya esta desarrollando y adoptando un sistema con estas características8.
Todo lo anterior, se debe a que durante los últimos años se han pactado diferentes subsidios
que no han tenido los resultados requeridos para la implementación de tecnologías
ambientales en el continente europeo. En un comienzo, en países como Dinamarca (antes
de la reforma eléctrica), España y Alemania, se introdujo un subsidio de precios fijos que
tuvo un enorme éxito ya que catapulto el mercado de la energía eólica. Pero de alguna
manera, este modelo tiene como problema que se tiene que escoger de una modo adecuado
el precio fijo, ya que si es así, se puede expandir la oferta de energía debido a que el precio
se hace más barato comparado con las energías convencionales, y además se genera un
beneficio en costos externos (polución). Por otra parte, cuando el precio es fijo, se tiende a
subvalorar el precio de la electricidad generado por la energía del viento. Esto se debe, a
que no se puede comparar con el precio real de las energías convencionales en el largo
plazo, generando incertidumbre9.
En un esfuerzo por corregir el problema que tenia el subsidio anteriormente mencionado,
Inglaterra e Irlanda adoptaron un sistema en el que se pretendía por medio de la asignación
de contratos por parte del gobierno, incentivar a los inversionistas por medio de subastas en
las que se escogía la propuesta con el costo más bajo. La diferencia entre los precios de
estos contratos de energías renovables comparados con las energías convencionales,
representaba el costo adicional de producir energía verde y por ende tomaba en cuenta la
8 www.windpower.dk. In search of the perfect support system. Danish Wind Industry Association Updated 16 May 2003. 9 Ibid.
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baja en los costos de producción. Pero este modelo también demostró algunos problemas,
debido a que como los costos de producción estaban tendiendo a la baja, los empresarios
esperaban que los costos siguieran cayendo para trabajar con el mismo precio con el que se
había pactado en el contrato, generando desarrollos muy lentos de las granjas eólicas en
Inglaterra. Además otro problema que existía, era que no se desarrolló un sistema en el que
se castigaba al inversionista que no cumpliera con los costos pactados en el contrato,
creando ofertas improductivas que ayudaban al incumplimiento de contratos de
construcción de las estaciones de energía.
Un país que ha tenido un gran interés en el tema ambiental y debido a esto ha involucrado
una inversión importante en este tema es Dinamarca. Este país esta creando una tercera
forma de subsidio para la generación de energía eléctrica renovable donde entra a jugar el
consumidor. Está desarrollando un mercado de energía renovable basado en obligar a los
consumidores a adquirir una proporción especifica de sus necesidades de electricidad en
energía verde. Además, los productores tendrían un reconocimiento en “créditos” por el
valor ambiental que tiene producir ese kilovatio hora. Estos créditos serian tranzados o
comercializados en un mercado interno que generaría una ganancia para las empresas, todo
esto con la ilusión de ampliarlo a un mercado europeo de energías renovables. Desde un
tiempo atrás el gobierno danés se ha basado en un mecanismo de precios fijos con un
premio ambiental por kilovatio hora que le a funcionado aceptablemente hasta el momento.
En el año 2002 se estaba pagando a las turbinas nuevas de viento 0.43 DKK/kWh por las
primeras 12,000 horas completas de uso. El premio es financiado como una adición al
precio por kilovatio de electricidad, y es compartido igualmente por todos los usuarios en
relación con su uso de la energía.
Con base en los datos y estadísticas observados en el continente europeo, se observa que
Colombia necesita crear una conciencia ambiental en los procesos energéticos del país,
creando las bases para un mercado que siga la tendencia ecológica mundial. Esto es
importante, de una u otra manera, debido a que en el mediano y largo plazo los factores
ambientales van a ser muy importantes en los procesos de desarrollo de los países.
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La energía producida por medios eólicos es una alternativa interesante para el país por el
grado de desarrollo y crecimiento económico que esta teniendo a nivel mundial. Por un
lado puede crear opciones de generación para zonas aisladas nacionales donde se cuente
con los recursos necesarios para esta tecnología y por otro se diversifica aún más el sistema
generador del país.
Cabe aclarar, que para la realización de proyectos de este carácter, es necesario crear una
normatividad que ayude al desarrollo de estas tecnologías ya que con la que se cuenta
actualmente se haría difícil el correcto desempeño debido a la competencia que existe con
las actuales empresas del sector eléctrico. Para esto, el país puede adaptar los modelos
normativos implantados por Estados Unidos o Europa –algunos de ellos mencionados
anteriormente-, mediante una modificación de los mismos según las características internas
del país.
1.2.2 Energía eólica en Dinamarca
Un modelo de desarrollo interesante en cuanto a energía eólica se refiere es el desplegado
por Dinamarca. Este país ayuda con investigación y desarrollo a los países interesados en
implantar la tecnología eólica y es un caso a seguir por parte del Gobierno y los
inversionistas de Colombia.
Dinamarca desde las crisis de petróleo de 1972-1979, se ha preocupado por tener políticas
que incentiven la oferta de energía de manera segura. En un principio se incentivo a la
exploración de petróleo y gas en el territorio nacional, lo que produjo que en estos
momentos el país se suministre en un 100 % sus necesidades de gas y petróleo. Por otro
lado el sector eléctrico paso a producir no solo energía por medio del petróleo, sino que el
carbón entro a formar parte de las materias primas con que se producía electricidad. Esta
conversión produjo que la emisión de gases de efecto invernadero aumentaran y debido a
las políticas ambientales que se produjeron en la década de los ochenta, se originó una
conciencia del país por bajar esas emisiones. Aquí es cuando se produce una política
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ecológica envidiable que deja como resultado una de los tratados nacionales de energía más
importante del mundo “Energy 21”.
Con una tecnología tan visible como lo es la eólica con las turbinas eólicas, se necesita de
modelos para planear los problemas públicos que se pueden tener en la aceptación de la
tecnología en el futuro. En Dinamarca los procedimientos de planeación publica se
realizaron, en un comienzo, mediante ensayo local y error. En 1992 se realizaron
planeamientos a nivel nacional más sistemáticos con la ayuda de los directivos locales. En
adición, el Ministerio del Medio Ambiente y Energía ordenó a los municipios que se
evaluara sitios donde se podía ubicar granjas para turbinas de energía eólica. Este
planeamiento antes de ubicar las turbinas, ayudó a que el público aceptara después, la
instalación de las granjas debido a que entendían, conocían y estaban involucrados con la
tecnología que iban a interactuar.
La política energética de Dinamarca, lleva un acuerdo parlamentario de mas o menos 25
años y deja como resultado una utilización en el 2002, generada por energía eólica, del 18%
por parte de los consumidores; durante los últimos 15 años el gobierno de Dinamarca se ha
trazado la meta de tener un 10% de energía eólica disponible para el consumo para el año
2005. Esta meta ya ha sido lograda, como se ve en el grafico No 2, y se cree que para este
año la tecnología disponible ofrecerá un 21% de la electricidad total del país.
En el último escenario a largo plazo hecho por el Ministerio de Energía y Medio Ambiente
Danés, publicado en 1996 muestra una meta para el 2030 de energía eólica del 40 a 50 por
ciento de capacidad instalada. Esta estadística corrobora como Dinamarca es un país
altamente involucrado con las energías renovables y de esta manera es una de las potencias
relacionadas en el tema; por ende es un factor a seguir por los países interesados en
energías alternativas. Las políticas de energía danesas han sido modelos a seguir por parte
de países tales como Alemania, Argentina, Francia y España entre otros.
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Gráfico No 2
Consumo de Energía por viento en Dinamarca 1983-2002 10.
Fuente: www.windpower.com
1.2.3 Energía eólica en Colombia
Las condiciones climáticas de Colombia permiten aprovechar el recurso del viento en zonas
como la Costa Atlántica entre otras. La empresa EEPPM ha venido adelantado estudios de
factibilidad para la construcción de un parque eólico en la Alta Guajira donde en sitios
como el cabo de la Vela se presentan muy buenos vientos. Inicialmente se pensó en una
capacidad instalada de 24.7 MW, sin embargo, dadas las condiciones actuales del mercado
de energía en Colombia este estudio analizó también la construcción de una planta de
generación eólica con capacidad instalada menor a 20 MW. Los indicadores del análisis de
inversión de un proyecto eólico (tomando costos totales de inversión reales), muestran la
necesidad de un apalancamiento financiero del orden del 70% de la inversión inicial. La
empresa analizó diferentes métodos de financiación utilizados como incentivos en países
industrializados para el desarrollo de la energía eólica, resaltando aquellos que hacen viable
10 www.windpower.dk. Wind Energy Policy in Denmark Status 2002. Soren Krohn, Danish Wind Industry Association. Febrero 22 de 2002.
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la implementación de nuevas tecnologías para la generación de energía eléctrica, en
particular la eólica en el actual contexto de mercado. Es por esto, que el Mecanismo de
Desarrollo Limpio desarrollado por el Protocolo de Kyoto juega un papel fundamental en la
parte financiera de la empresa. Los costos que se manejan para la construcción de esta
granja eólica en la Guajira son de carácter privado, pero debido a los bajos conocimientos
de los vientos en el país, la inversión y el tiempo para la construcción de la granja se
aumentaron en un alto grado. Pero cabe recalcar que debido al carácter innovador de la
tecnología en el país, tiene una posición prioritaria que involucra ayudas por parte de
Colciencias.
Existen otras tecnologías renovables alternas a la eólica que se pueden analizar como
proyectos interesantes para implantar en el país, estas pueden ser vistas en el anexo 1.
1.3 Objetivos
1.3.1 Objetivo General
Mediante este trabajo se pretende desarrollar un estudio de factibilidad económica y técnica
de acuerdo a la metodología del plan de negocios para construir una empresa de energía
eólica en una zona rural del país, donde las necesidades y la regulación sean favorables para
el desarrollo del mismo.
1.3.2 Objetivos Específicos
1. Antecedentes
1.1 Descripción general sobre el proyecto, de acuerdo a los parámetros actuales de la
energía en Colombia.
1.2 Descripción general de la evolución del negocio de energía eólica basado en la
experiencia internacional.
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1.3 Analizar la factibilidad de implantar la empresa de energía eólica como un proyecto
de desarrollo para las zonas rurales del país.
1.4 Descripción de partes del entorno que favorecen la realización del proyecto de
inversión o el desarrollo del negocio.
2. Análisis del Mercado
2.1 Examinar las características del mercado de energía eléctrica en Colombia,
estimando el tamaño del mercado objetivo y el crecimiento de éste.
2.2 Describir características de la demanda como la composición y sus principales
clientes.
2.3 Análisis de la competencia y la oferta del servicio de energía mediante la
investigación de la composición del mercado en que se va enfocar la empresa y la
participación actual de los competidores.
2.4 Análisis interno de la empresa, observando las fortalezas y debilidades que implica
el impacto ambiental y social de su servicio frente a los competidores.
3. Estudio Operativo
3.1 Descripción de la oportunidad de negocio existente, observando las necesidades de
los clientes y las características del servicio para suplir esas necesidades.
3.2 Búsqueda del sitio ideal que cumple con las características indicadas para la
implementación de una granja eólica.
3.3 Examinar las posibles maquinas que se pueden adaptar económicamente a la
empresa y sus necesidades de producción.
3.4 Proyecciones de la producción de acuerdo a la demanda actual de energía y su
posible comportamiento en el futuro.
3.5 Se necesita incentivar a la empresa a producir con ciertos parámetros de calidad
que garanticen su sostenimiento en el sector energético.
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4. Mercadeo y Ventas
4.1 Descripción general de la estrategia para atender exitosamente los principales
segmentos objetivos de clientes.
4.2 Segmentación del esquema de fijación de precios. De acuerdo a los precios actuales
de la competencia se debe basar en un esquema conforme al poder adquisitivo de
los clientes.
4.3 Identificación de los mecanismos de venta y mercadeo asociados al servicio que se
va a prestar, todo de acuerdo a un esquema de costos en el que se puede incurrir.
4.4 Definición de unas meta de ventas (proyecciones) para un cierto tiempo especifico
en el que se pueda recuperar la inversión.
5. Planeación Financiera
5.1 Descripción de los principales proyectos de inversión, cuantificando las partidas
principales de costos que tiene el proyecto.
5.2 Presentación de las proyecciones de estados financieros (balance general, flujos de
caja, estado de perdidas y ganancias) para ver la factibilidad de la empresa.
5.3 Analizar la sostenibilidad en el largo plazo de la empresa mediante herramientas
financieras y mediante la evaluación de diferentes escenarios de la vida económica
del país.
1.4 Misión de la empresa
1.4.1 Misión
La empresa tiene como misión llegar a una zona donde el suministro de energía sea
insuficiente y explotar este mercado mediante el suministro de energía de acuerdo a una
alternativa diferente a las utilizadas actualmente, en este caso la eólica. Esto con el ideal
paralelo de introducir las energías renovables para un desarrollo ambiental sostenible en el
futuro.
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1.4.2 Visión
La región en donde esta produciendo la empresa obtiene un crecimiento económico y se
siente satisfecha con el suministro de energía. Debido a esto, la demanda energética
aumenta y por ende se expande la generación eléctrica por parte de la granja eólica. Por
otro lado, se consigue entrar al mercado nacional a competir directamente con las plantas
hidroeléctricas y termoeléctricas del país.
1.5 Análisis del Entorno Colombiano de Energía11
El sector energético colombiano se caracteriza por la utilización casi única de plantas
hidroeléctricas antes de la década de los noventa; pero debido a los problemas climáticos
que se vivieron a comienzos de esta década y que generaron los “apagones” a lo largo del
país, se empezó a tener una conciencia especifica sobre nuevos modelos de desarrollo que
involucren nuevas tecnologías en este sector. En un comienzo, debido a las riquezas
minerales que se tiene en el país se empezó a construir un mayor número de plantas
termoeléctricas que ayudaron a diversificar la generación de energía y de alguna manera se
contribuyo a aminorar la incertidumbre de la producción eléctrica nacional.
Según las actividades energéticas promulgadas por el Estado se realizó el Plan Energético
Nacional de 1994, que buscaba mejorar la calidad del sistema interconectado nacional. Los
planes de expansión energética en el país se realizaron siguiendo los lineamientos básicos
de la política energética consignada en el Plan mencionado anteriormente, dentro del cual
se planteaban los siguientes objetivos12:
11 UPME. Plan de Expansión de Referencia Generación Transmisión 2002-2011. 12 UPME. Plan de Expansión Referencia Generación Transmisión 1998 – 2010. Bogotá. 1999.
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• Disminución de la vulnerabilidad del sistema frente a factores hidrológicos.
• Ampliación del numero de agentes participantes en las actividades de generación,
transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica y estimulo a la
competencia entre ellos.
• Utilización en forma eficiente de los energéticos disponibles en el país para generar
energía eléctrica.
• Incremento de la disponibilidad de instalaciones de generación, especialmente el
parque térmico.
1.5.1 Oferta
Después de una década en la que se incremento la oferta del sistema en más de 4.000
MW, la expansión ha reducido su ritmo de crecimiento en los últimos años.
Según el plan de expansión de 1998-2010 de la Unidad de Planeación Minero
Energética (UPME) en diciembre de 1998 se contaba con una capacidad instalada de
12047 MW. Esta capacidad se constituía de un 66% de energía hidráulica y un 34% de
energía térmica. El sistema eléctrico colombiano ha venido aumentando su componente
térmico de manera considerable, ya que se observa un cambio estructural en 1994 de
80% energía hidráulica y 20% energía térmica comparado al porcentaje mencionado
anteriormente, contrastando el interés del país por diversificar la producción energía.
La capacidad de generación del sistema alcanzó al 31 de diciembre del 2001 una
capacidad efectiva neta de 13168 MW. De la capacidad total, el 97,59% corresponde a
plantas despachadas centralmente y el 2.41% a plantas fuera del despacho central. En
las siguientes tablas se presenta en detalle la composición del parque generador
instalado en el Sistema Interconectado Nacional (SIN).
II. 03 (2) 110
19
Tabla No 1
Capacidad de plantas despachadas centralmente en el 2001
Capacidad Tipo
MW %
Hidráulicas 8.431,0 65,6
Térmicas a Gas 3.700,0 28,8
Térmicas a Carbón 720,0 5,6
Total 12.851,0 100
Fuente: Unidad de Planeación Minero Energética.
Tabla No2
Capacidad de las plantas no despachadas centralmente en el 2001
Capacidad Tipo
MW %
Hidráulicas 251,0 78,9
Cogeneradores 64,0 20,2
Térmicas a Gas 3,0 0,95
Total 318,0 100
Fuente: Unidad de Planeación Minero Energética.
Disponibilidad de Recursos Energéticos
Hídricos
El componente hidráulico constituye mas del 65% de la capacidad instalada del país y se
caracteriza por su baja regulación hidrológica. En épocas de invierno los embalses
presentan vertimientos, en épocas de verano, y especialmente con la presencia del
fenómeno del niño, los niveles de los embalses pueden llegar a sus valores mínimos. Esta
característica del sistema determina la volatilidad de los precios de la energía y aumenta el
riesgo de falla del suministro del sistema en situaciones extremas.
II. 03 (2) 110
20
Gas
El parque térmico de gas natural en el año 2001 tuvo importantes niveles de consumo
debido principalmente a que en la Costa Atlántica se debía despachar por fuera de mérito
los recursos térmicos en razón a la operación aislada del sistema de esta región.
El consumo total de gas natural para la generación de energía térmica en el año 2001 fue de
223 MPCD, presentando una ligera reducción con respecto al año anterior. Todo esto
debido a factores tales como los atentados al gasoducto Ballena- Barranca y la
disponibilidad de los circuitos de 500 kV.
Carbón
El consumo de carbón para generación térmica en el año 2001 fue de 831.678 ton. Esto
comparado con lo demandado en el año 2000 tuvo un incremento del 6.98%. Este
crecimiento se debió a la necesidad de despachar las plantas carboeléctricas para atender las
generaciones de seguridad requeridas para atender las restricciones del sistema de
transmisión nacional.
En conclusión, observando como se mueve la oferta del sector energético colombiano, se
aprecia que una empresa de energía eólica podría entrar al mercado como una variable
importante en cuestiones tales como la diversificación de tecnologías del sector, ya que no
solo produce mediante métodos alternos a los actuales del país (ambientales), sino que
ofrece además una alternativa interesante para generación en zonas rurales del país. Por
otro lado, la energía eléctrica es una herramienta importante en el crecimiento económico
de una región; y expandiendo las posibilidades de la comunidad colombiana de llegar a
tener un servicio básico o mejorar la calidad del mismo, representa un cambio sustancial en
el nivel de vida de los pobladores de una región y por ende involucra un cambio en otras
áreas del desarrollo humano tales como el desarrollo descentralizado de la nación.
II. 03 (2) 110
21
1.5.2 Demanda
La demanda de energía eléctrica durante el año 2001 creció en un 2.16%. Mientras que para
el 2000 la demanda de electricidad llegó a los 42.462 GWh, para el 2001 alcanzó a los
43.379 GWh. Esta demanda se muestra a nivel mensual en la tabla No 3.
El mes de junio presenta un crecimiento limitado en la demanda debido al bajo desarrollo
de la economía nacional, lo que se evidencia a través del PIB de 0.13% correspondiente al
segundo trimestre del año 2001, frente al PIB del tercer trimestre del mismo año (0.74%),
evidenciando así la estrecha relación que existe entre el crecimiento económico y la
demanda de energía.
Tabla No 313
Demanda mensual de energía eléctrica 2001
Mes Energía (GWh)
Enero 3.558
Febrero 3.321
Marzo 3.668
Abril 3.494
Mayo 3.668
Junio 3.502
Julio 3.630
Agosto 3.767
Septiembre 3.635
Octubre 3.762
Noviembre 3.614
Diciembre 3.760
Total 43.379
13 Fuente. Unidad de Planeación Minero Energética (UPME).
II. 03 (2) 110
22
La demanda de energía a lo largo del año 2001 se ve afectada tanto positivamente como
negativamente por factores tales como la Copa América de julio del 2001, las oleadas de
calor, la disminución de lluvias y la economía del país. Todos estos factores interactuaron
durante el año y generaron las diferentes demandas mensuales mencionadas en el cuadro
anterior.
Históricamente se puede observar que la demanda de energía eléctrica en el año 2001 tuvo
una recuperación del consumo a partir de la crisis económica que se presento en el año
1999, lo que permite suponer una ligera recuperación de la economía nacional. Pero
también se tiene que tener en cuenta factores tan importantes como la penetración del gas
natural al mercado colombiano y la aparición de tecnologías más eficientes que van a
generar un crecimiento más reducido en la demanda de electricidad.
La demanda de energía eléctrica que le interesa a la empresa depende de varios factores con
una escala menor a los mencionados anteriormente. Aunque se ve un crecimiento nacional
en la demanda de energía, ésta depende de factores más municipales y regionales ya que en
un principio el proyecto busca satisfacer las necesidades de una zona especifica o región
especifica que tiene un desenvolvimiento muy diferente al analizado a nivel nacional.
1.5.2.1 Disponibilidad del parque de generación
La disponibilidad hidráulica se redujo con respecto al año anterior alcanzando un valor de
88.43%. Por el contrario las plantas térmicas incrementaron su disponibilidad al 86.65%, la
cual es alta, comparada con la que se obtuvo en 1997 y 1998 cuando se presento el
fenómeno del niño.
La generación de energía en el año 2001 se caracterizó por las condiciones climáticas y por
los diferentes problemas que evidenció el Sistema de Transmisión Nacional a causa de los
atentados terroristas. El 96,42% de los 43.463 GWh generados en el año 2001
correspondió a plantas despachadas centralmente mientras que el resto provino de plantas
II. 03 (2) 110
23
que no son despachadas centralmente. Por otro lado las plantas hidráulicas contribuyeron
con 32.679 GWh (75,19%) y las plantas térmicas con 10.783 GWh (24,81%). Además el
80,63% de la generación térmica despachada centralmente correspondió a las plantas que
generan a partir de gas natural y el 19,37% a plantas que operan con carbón mineral14.
Gráfico No 315
Generación por recursos en el 2001
75,19%
19,50%4,68%
0,64%
HidraulicosAuto y cogencarbongas natural
Este gráfico pone en evidencia la tendencia del mercado nacional a utilizar
mayoritariamente el recurso hídrico en el Sistema Interconectado Nacional (SIN). A su vez,
la utilización de las plantas térmicas en épocas de hidrológica no criticas se ve relegada a
los picos de carga y las generaciones de seguridad, evidenciando la falta de diversificación
en la generación de energía en el SIN.
1.5.3 Atentados a la infraestructura eléctrica
Debido a los problemas internos que vive el país a lo largo del siglo pasado, en estos
momentos no se puede dejar de lado los ataques terroristas que se cometen contra la
infraestructura eléctrica y en particular contra las redes de transmisión de energía. Estos
14 Ibid. 15 Fuente: Unidad de Planeacion Minero Energética.
II. 03 (2) 110
24
atentados afectan considerablemente tanto la parte productiva del país como la economía de
las empresas y por ende, tiene un carácter importante en la agenda de cualquier proyecto
realizado en el país.
Para el periodo de 1999 hasta diciembre del 2003 se vieron afectadas un total de 1338
torres, que equivale a derribar una línea de aproximadamente 700 km de longitud cuyo
costo aproximado es de $ 71.820 millones de pesos16, el cual debe ser asumido por los
transportadores de energía. Estos atentados han afectado tanto los circuitos pertenecientes
al Sistema de Transmisión Nacional como los circuitos de los sistemas de distribución
regional.
Para la realización de un proyecto de energía eólica se debe tener en cuenta que las torres
de los aerogeneradores son un blanco fácil y de alguna manera llamativo para los grupos
insurgentes. De esta manera, es posible que los inversionistas extranjeros se preocupen por
el riesgo que involucra introducir capitales en un proyecto de la magnitud de una granja
eólica y por ende el conflicto armado entra a ser un factor clave en el proceso del plan de
negocios ya que la inversión inicial necesita de una ayuda financiera importante para su
posible consecución.
1.6 Necesidades de abastecimiento de energía.
Colombia es un país que esta en proceso de desarrollo económico, y para poder tener un
crecimiento sostenido necesita favorecer no solo el crecimiento de las ciudades, sino que
también debe favorecer el desarrollo regional y local como parte fundamental para la
creación de oportunidades para los estratos bajos de la sociedad en general. Suplir
El incremento del abastecimiento de energía en zonas aisladas corresponde a actividades
difícilmente rentables para la empresa privada y el gobierno - al menos en sus etapas
16 UPME. Estadísticas Minero Energéticas 1991-2002. Anexo 2.
II. 03 (2) 110
25
iniciales- debido a la baja población y a su bajo poder adquisitivo. En consecuencia y
debido a las débiles posibilidades de desarrollo que tienen estas regiones, se hace
indispensable la consideración e implementación de esquemas diferentes a los utilizados
tradicionalmente para la energización y extensión de redes. Se hace necesario redefinir las
condiciones de acceso a la población rural y urbana de bajos recursos al servicio de energía
bajo una óptica de desarrollo regional, que incorpore a la misma como un método de
desarrollo en conjunción con otros factores infraestructurales, económicos, ambientales y
sociales.
Una manera de encontrar incentivos para una factibilidad económica en los proyectos de
generación de energía en áreas aisladas, es la utilización de tecnologías no convencionales
que introducen nuevas posibilidades al mercado energético nacional. Por medio de estas, se
puede encontrar opciones adecuadas y alternativas a la expansión de las redes que de
alguna manera tienen un alto costo para la nación y la empresa privada.
Debido a los altos costos asociados a la expansión de redes, cabe notar que existe un
numero alto de habitantes que todavía no cuentan con el servicio de energía eléctrica en el
país, ya sea en zonas interconectadas como en zonas no interconectadas. El Estado por su
parte, tiene la obligación de llevarles el servicio de energía eléctrica o debe fomentar
agentes que realicen esta actividad.
En la tabla No 4 se muestra la cobertura de energía eléctrica en zonas interconectadas;
además se puede ver el mercado objetivo que la empresa quiere atacar.
De esta cobertura total al final del 2001, se concentra el 69% de la cobertura en el área rural
y el 92% en áreas urbanas. El porcentaje de consumidores que todavía no tienen servicio
eléctrico, tienen unas necesidades que la empresa quiere suplir, empezando por las áreas
rurales donde sea factible la construcción del parque eólico.
II. 03 (2) 110
26
Tabla No 4
Evolución de la Cobertura de Energía Eléctrica en las Zonas Interconectas Colombia Departamento 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001
Caquetá 41% 44% 46% 49% 51% 54% - Cauca 54% 57% 60% 63% 64% 65% - Nariño 66% 67% 69% 71% 74% 75% - Norte de Santander 67% 69% 75% 77% 81% 82% - Atlántico, Magdalena, la Guajira y Cesar 77% 79% 81% 83% 84% 83% - Caldas, Quindío, Risaralda 93% 95% 97% 97% 96% 99% - Chocó 33% 36% 39% 41% 42% 37% - Cordoba, Bolívar, Sucre 66% 69% 72% 74% 77% 82% - Antioquia 76% 79% 82% 85% 89% 88% - Boyacá, Casanare 61% 64% 66% 69% 70% 72% - Bogotá, Cundinamarca 88% 91% 94% 97% 99% 99% - Valle 86% 88% 89% 90% 91% 90% - Meta 65% 69% 72% 77% 79% 82% - Santander 81% 83% 84% 87% 89% 91% - Huila 73% 75% 77% 81% 82% 84% - Putumayo 0% 0% 23% 23% 23% 22% - Tolima 69% 73% 77% 81% 84% 86% -
Total 76% 79% 81% 84% 86% 87% 88% Fuente: Unidad de Planeación Minero Energética
II. 03 (2) 110
27
2. Estudio Normativo del Sector Eléctrico
2.1 Antecedentes normativos del sector energético.
La ley 142 y 143 de 1994 buscaba mejorar la eficiencia del sector eléctrico y gas del país,
en consecuencia de los problemas que se venían dando desde inicios de la década.
Mediante esta ley lo que se buscaba era crear condiciones favorables para la oferta
energética, la creación de libre competencia en el mercado y definir metodologías para
realizar cálculos tarifarios de consumidores regulados y finales. También se buscaba
expedir regulaciones especificas para la autogeneración y cogeneración de electricidad y
de esta manera fomentar la mayor cobertura del Sistema Interconectado Nacional, según un
reglamento de operación para realizar un planeamiento y una coordinación del mismo.
Después de muchos años de monopolio estatal, estas leyes establecieron un esquema de
mercado con regulación manejado por la CREG (comisión de regulación de energía y gas).
La función de esta comisión es regular los monopolios en la prestación de servicios
públicos, para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean
económicamente eficientes y se produzcan servicios de calidad.
2.1.1 Marco Regulatorio de Energías Renovables
De acuerdo al proyecto de ley 170 del 2003, se tendrá privilegio con las energías no
convencionales y renovables dentro del sector energético, creando un marco institucional
que ayude al desarrollo de estas tecnologías, y de esta manera ampliar la cobertura
mediante nuevas herramientas de producción que involucren a las zonas aisladas y no
conectadas al sistema interconectado del país. Cabe mencionar que este proyecto todavía no
ha sido reglamentado en el país.
II. 03 (2) 110
28
En el articulo 19 de la ley anteriormente mencionada, también se habla de un peaje
diferencial a la transmisión de energía renovable en el sistema de interconexión nacional.
Este peaje es un incentivo para la difusión y utilización de fuentes renovables dentro de los
siguientes quince años a la expedición de la ley. El peaje diferencial se traducirá en un
descuento del 30% sobre el valor normal de la tasa de transmisión vigente en cada
momento y no tendrá un limite de potencia o de kV producidos anualmente. Por otro lado,
el proyecto menciona que las empresas del sector deben tener en su portafolio comercial un
20% de energía producida por fuentes renovables y un 10% adicional por fuentes limpias.
Las empresas generadoras pueden producir este porcentaje o lo pueden comprar a los que lo
producen. Como la empresa utiliza una tecnología renovable puede valerse de ésta para
ganar utilidades por la venta del porcentaje adicional a empresas que lo necesiten.
El gobierno se ha empezado a preocupar por incentivar el desarrollo de estas tecnologías y
por esto la ley estimula las regulaciones tributarias para estimular la neutralidad e igualdad
de oportunidades y evitar de esta manera la posición dominante de las plantas
hidroeléctricas y térmicas en el país. En un caso más especifico, el articulo 18 será
modificado para que las energías no convencionales no paguen el impuesto de renta por un
tiempo estimativo de quince años si se tramita, obtiene y se vende certificados de emisión
de carbono, de acuerdo al protocolo de Kyoto.
2.1.2 Generación Eólica en el MEM
Las plantas de generación del sistema interconectado nacional se pueden clasificar según
su capacidad de generación o por el método el cual generan (autogeneración y
cogeneración).
Las plantas denominadas mayores, se caracterizan por tener una capacidad de generación
igual o mayor a 20MW; toda planta que cuenta con esta característica debe someterse al
despacho centralizado, es decir, debe hacer oferta diaria de precios y tiene que tener
disponibilidad al Centro Nacional de Despacho (CND). La energía puede ser vendida
II. 03 (2) 110
29
mediante dos métodos: puede ser vendida en bolsa al precio registrado diariamente
mediante oferta y demanda de los generadores ó mediante contratos con comercializadores
u otros generadores17 –el precio del contrato depende del precio de la convocatoria que se
haya ganado, si es con usuarios regulados ó con precios pactados libremente si se trata de
otro caso-.
Las plantas denominadas menores, se describen de dos maneras: las plantas con capacidad
efectiva menor de 10 MW que no tienen acceso al despacho centralizado y las que tienen
capacidad mayor o igual de 10 MW pero menor de 20 MW, que pueden optar por acceder
al despacho centralizado y a las cuales se le aplica las mismas reglas que las plantas
mayores18.
Las plantas que no accedan al despacho de energía centralizado tienen las siguientes
opciones de vender la energía producida:
• La energía producida por una planta menor, puede ser ofrecida a una
comercializadora que atiende el mercado regulado, mediante la participación de
las convocatorias públicas que abra esta empresa. Debido a la regulación CREG-
020 de 1996, esta adjudicación se realiza por merito de precios.
• También la energía puede ser vendida directamente sin convocatoria pública a
una comercializadora que atiende el mercado regulado, siempre y cuando no
exista una relación económica entre el comprador y el vendedor. En este caso, el
precio de venta será exclusivamente el precio en la bolsa de energía en las horas
correspondientes.
• La energía generada por una planta menor puede ser vendida a precios pactados
libremente a los siguientes agentes: Usuarios no regulados, Generadores o
17 Regulación CREG-054 de 1994. 18 Regulación CREG-086 de 1996
II. 03 (2) 110
30
comercializadores que destinen la energía a la atención exclusiva de usuarios no
regulados.
Por otro lado, si la empresa quiere vender la energía a usuarios directamente, debe
inscribirse como comercializador en el mercado y acatar las leyes sobre subsidios y
contribuciones.
En el caso de la empresa de energía eólica, analizando las opciones en la regulación
existente, se optaría por no entrar al despacho central. Esto, debido a que en el caso de la
generación eólica se tiene un carácter intermitente en la producción de energía, generando
posibles pagos de penalizaciones por desviaciones. Al optar por no entrar al despacho
central y tener usuarios no regulados se deberá tener un contrato de respaldo con cualquier
generador o comercializador inscrito en el Mercado de Energía Mayorista. Este respaldo
será utilizado en caso de que la energía producida por la planta sea menor a la demanda.
Este servicio de respaldo tiene un costo asociado a cargos por uso del STN (sistema de
Transmisión Nacional), STR (Sistema de Transmisión Regional) o SDL(Sistema de
Distribución Local), así como también costos por energía suministrada, despacho, cargo por
concepto de comercialización y por perdida de energía.
Por último, cabe recalcar que la regulación existente beneficia a las fuentes convencionales
de generación de energía y por ende se hace necesario que se involucren incentivos para la
entrada de energías alternativas, como la eólica, ya que no se tiene en cuenta en la
regulación actual restricciones tales como la naturaleza intermitente de la generación eólica,
ni los beneficios ambientales con que cuentan estas tecnologías limpias. Es por esto
necesario diseñar políticas que reflejen el verdadero costo de la energía (costos externos
tales como polución, degradación de terrenos, etc) reflejados en el precio de producción.
II. 03 (2) 110
31
2.2 Tipo de empresa
2.2.1 Agentes Prestadores del Servicio
Las empresas prestadoras del servicio de energía pueden desarrollar sus actividades en dos
zonas diferenciadas; por estar o no conectadas al Sistema de Interconexión Nacional(SIN).
Las empresas que hacen parte del SIN pueden prestar las siguientes actividades de servicio:
generación, transmisión, distribución y comercialización. Estas operan en base a una tarifa
aprobada por la CREG, con una rentabilidad regulada y con la recuperación de sus costos
de inversión y gastos AOM.
La definición de las diferentes actividades que desarrollan las empresas en el sector
eléctrico son las siguientes:
Generación: Actividad consistente en la producción de energía eléctrica mediante una
planta hidráulica o una unidad térmica conectada al SIN, ya sea que desarrolle esa actividad
exclusivamente o de forma combinada con otra actividad del sector eléctrico.
Transmisión: Actividad que consiste en el transporte de energía eléctrica a través del
conjunto de líneas con sus correspondientes módulos de conexión, que operan a tensiones
iguales o superiores a 220 kV, o a través de redes regionales o interregionales de
transmisión a tensiones inferiores.
Distribución: Actividad de transportar energía eléctrica a través de un conjunto de líneas y
subestaciones, que operan a tensiones menores de 220 kV que no pertenecen a un sistema
de transmisión regional por estar dedicadas al servicio de distribución de un sistema
municipal, Distrital o local.
En 1997 se reglamento la actividad de distribución que consiste en el transporte de energía
a través de las redes regionales y locales, que operan a 115 kV o menos, hasta el usuario
final.
II. 03 (2) 110
32
Comercialización: Esta actividad consiste en la compra de energía eléctrica en el mercado
mayorista y su venta a los usuarios finales, regulados o no regulados. Esta actividad se
puede realizar en forma exclusiva o en asocio con otra actividad del sector eléctrico.
La empresa de energía eólica se centraría en las actividades de generación y
comercialización de energía según las leyes y regulaciones actuales, priorizando en las
ayudas ambientales que le pueda prestar el gobierno debido a la prestación del servicio
mediante la producción de energía por medios renovables.
II. 03 (2) 110
33
3. Estudio de Mercado
3.1 Análisis de la Demanda
3.1.1 Tendencias del Consumo
La demanda de energía eléctrica se ha caracterizado por tener una moderada recuperación
a lo largo de los últimos años. La cobertura del sistema eléctrico nacional, depende de la
cantidad de usuarios que necesitan el servicio de energía y de acuerdo a las características
de esa demanda se diseñan las estrategias para la prestación del servicio por parte de las
empresas generadoras.
La demanda de energía aunque ha tenido un crecimiento de consumo en los últimos dos
años, se ha caracterizado por tener una evolución constante con tendencia a la baja. Esto se
debe en primera instancia al desarrollo de programas para el uso racional de energía y
además por el cambio que se esta dando en el mercado, en el que se esta sustituyendo la
energía eléctrica por gas natural, debido a los costos inferiores que ofrece a los
consumidores. Las investigaciones por parte de la UPME dejan como resultado que aunque
el crecimiento del gas natural va a tener un crecimiento constante debido a la penetración
del producto durante los siguientes años, éste se encontrará con una saturación alrededor
del año 2008, donde su crecimiento empezara a normalizarse, proyectando así a la
electricidad como uno de los principales energéticos a seguir, ya que las proyecciones la
marcan también con un crecimiento constante a lo largo de los siguientes años, y más si
observamos que Colombia es un país en proceso de desarrollo.
II. 03 (2) 110
34
3.1.2 Análisis del Consumidor
Al examinar la distribución de los usuarios y su evolución a lo largo de los últimos años, se
observa un crecimiento en lo usuarios residenciales de los estratos 1, 2 y 3 en un 82% en el
año 1994 a un 88% en el año 200119.
También cabe anotar que de los usuarios residenciales, los que han presentado el mayor
crecimiento son los que se encuentran concentrados en el estrato 1 -en la grafica No 4 se
puede observar la estructura del sector residencial-. Esto no quiere decir que se halla
ampliado la cobertura, esto puede haber sido originado por los esfuerzos de las empresas a
reducir las pérdidas negras, entre las que se encuentran la legalización de usuarios y
también la reestratificación. Por otro lado, debido a los problemas de desempleo y pobreza
que se manejan en el país, los estratos bajos de la sociedad nacional son los que tienden a
crecer de una manera más notoria.
Otro elemento que cabe analizar y que afecta las características del consumidor es su
ubicación. La ubicación se puede categorizar como rural o urbana, la primera se divide en
dos casos; los usuarios rurales dispersos y los usuarios que se encuentran nucleados en
centros poblados de menos de 5000 habitantes. Dentro de estos usuarios rurales, se busca
un mercado objetivo al que se le puedan suplir unas necesidades insatisfechas por medio
del suministro de energía de alta calidad y a un costo promedio al cual puedan tener forma
de pago las comunidades.
En estos momentos las empresas que desarrollan actividades de distribución –
comercialización, prestan el servicio principalmente a un mercado conformado por
7´478.189 usuarios residenciales localizados en las zonas interconectadas del país. A
continuación en la tabla No 5 se presenta el número total de usuarios por sector:
19 UPME. Plan Indicativo de Expansión de Cobertura del Servicio de Energía Eléctrica.
II. 03 (2) 110
35
Gráfico No 4
Estructura Sector Residencial por Usuarios 2001
18%
43%
27%
7%
3%
2%
Estrato 1 Estrato 2Estrato 3Estrato 4Estrato 5Estrato 6
Tabla No 5
Numero de usuarios por sector
Sector Número de Usuarios (%)
Residencial 7.478.189 91,6Comercial 550.797 6,7Industrial 69.310 0,8
Oficial 52.982 0,6Alumbrado Publico 4.844 0,1
Usuarios no regulados 1.679 0,0Otros 7.555 0,1
Total usuarios 8.165.356 100,0 Fuente: Unidad de Planeación Minero Energética
La empresa de energía eólica como se va a centrar en un principio en las áreas rurales, se va
a encontrar con clientes mayoritariamente del sector residencial y de los estratos 1, 2 y 3.
La realidad es que estos usuarios se encuentran en zonas de difícil acceso y con baja
densidad poblacional, esto hace que la extensión de redes para el suministro sea costoso y
por ende genera un fortaleza para la conformación de la granja eólica cerca del consumidor
y cerca del sistema interconectado. Para satisfacer las necesidades de estos consumidores se
debe encontrar un precio bajo de producción, ya sea por ayudas regulatorias por parte del
II. 03 (2) 110
36
estado o encontrando maneras de competir mediante ventas al sistema interconectado de los
excedentes de energía que se produzcan.
Además, resultado de las condiciones actuales del país, estos estratos donde se centra la
prestación del servicio por parte de la empresa, los consumidores se caracterizan por tener
problemas para pagar las cuentas y en consecuencia se crean problemas para la
sostenabilidad de la prestación del servicio. Para esto, la empresa debe desarrollar
proyecciones y planes para encontrar soluciones al problema de forma proactiva, pero
claro, tomando en cuenta que uno de los principales pasos que se debe hacer para el
crecimiento económico, se centra en la prestación de los servicios públicos y mucho más el
servicio de electricidad que actúa en base y de la mano con el crecimiento económico de
una sociedad.
Clasificación de Centros Poblados
Los centros poblados, según su tamaño, tiene diferentes características por lo que el
suministro de energía para cada uno tiene un carácter diferente. En este sentido se ha
identificado tres tipos de localidades que se explicaran a continuación con su respectivo
esquema de suministro20:
Tipo 1
Corresponden a centros poblados con más de 500 habitantes, que actualmente cuentan con
un promedio de 11 horas diarias de servicio. En estos centros se encuentran cierto tipo de
comercio y pequeñas industrias donde el uso de energía es diferente al consumo
residencial. Este tipo de localidades se caracterizan por tener 5 capitales departamentales,
43 cabeceras municipales y 8 corregimientos departamentales. El UPME propone un
servicio de 24 horas para las capitales y 16 horas para las otras localidades, pero se deberá
20 UPME. Plan Indicativo de Expansión de Cobertura del Servicio de Energía Eléctrica.
II. 03 (2) 110
37
tener en consideración los requerimientos energéticos de cada población según sus
necesidades.
Tipo 2
A este grupo corresponden los centros poblados con una población de alrededor de 200 a
500 habitantes, con servicio de energía durante 5 horas diarias en promedio en la
actualidad. El consumo energético es netamente para usuarios residenciales, con un
crecimiento prácticamente vegetativo. De este grupo hacen parte cerca de 445 localidades
entre las que se encuentran corregimientos departamentales y municipales e inspecciones
de policía. Para estas localidades se considera llegar a proveer con un servicio de 12 horas
diarias, otra vez según las prioridades de la población.
Tipo 3
A este grupo pertenecen 311 localidades, constituidas por lo general, por asentamientos
ubicados en áreas apartadas y de difícil acceso. El consumo es netamente residencial y
cubre necesidades de iluminación y de comunicaciones. Para este tipo de localidades se
propone un servicio residencial de 6 horas, y de manera permanente para servicios
comunitarios.
Según la caracterización anterior, la empresa de acuerdo a una factibilidad económica que
se ajusta con la capacidad eléctrica demandada por parte del mercado se enfocaría en los
centros poblados de tipo I, debido a que la empresa necesita una demanda mínima de
energía que concentre no solo sectores residenciales sino también sectores medianos de
industria y comercio. Esto con la necesidad de aumentar la capacidad demandada de
energía por parte de la comunidad ya que se quiere producir un valor de 12 MW de
capacidad instalada para que los costos sean menores y se aproveche las economías de
escala que existen con esta tecnología.
II. 03 (2) 110
38
3.2 Análisis de la Oferta.
3.2.1 Identificación y Análisis de la Competencia La empresa de energía eólica aquí propuesta, en un principio se dedicara a la generación de
electricidad en una región en donde, además de tener una buen registro de vientos, no se
tenga una cobertura total por parte del Sistema Interconectado Nacional. En este sentido, ya
que el sector rural es el principal afectado por la falta de cubrimiento del sistema de
transmisión y este trabajo lo que busca es crear posibilidades de generación de energía en el
país, la empresa se enfocara en un lugar en donde las electrificadoras no hayan podido
prestar el servicio o donde se pueda generar a un precio competitivo.
En estos momentos la generación de energía se divide mayoritariamente en siete empresas
generadoras como se puede mostrar en la gráfica No 5.
Gráfico No 5
Capacidad Instalada por Empresa 2001
4% 6%10%
19%
19%8%
14%
20%BETANIACHIVORCORELCAEEPPMEMGESAEPSAISAGENOTROS
Algunas de estas empresas, además de generar energía también realizan actividades de
transmisión de electricidad para aumentar sus utilidades. Cabe mencionar que la ley 143 de
1994 en el articulo 74 establece que las empresas que hacen parte del Sistema
Interconectado Nacional y se constituyan con posterioridad a la vigencia de la ley no
podrán tener más de una de las actividades relacionadas con el mismo, con excepción de la
II. 03 (2) 110
39
comercialización que puede realizarse en forma combinada con una de las actividades de
generación y distribución.
En este momento existen 134 empresas que hacen parte del sector eléctrico, y de estas, 4
están verticalmente integradas en todas las actividades del sector21, estas son: ESSA,
EBSA, EPSA y EPM.
Las empresas comercializadoras y de distribución también entran a formar parte de los
competidores, ya que estas compiten directamente con la empresa en la solución de
necesidades energéticas para al consumidor. En el cuadro siguiente se menciona el
comportamiento de los diferentes agentes del sector eléctrico:
Tabla No 6
Número de Agentes del Sector Eléctrico por Actividad 1995 - Mayo 2002 Agentes 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 may-02
Generadores 22 27 23 29 26 35 33 35 Comercializadores 28 42 45 55 55 64 57 57 Distribuidores 24 26 28 28 28 31 31 Transportadores 10 10 11 12 12 11 11 11 Fuente: Unidad de Planeación Minero Energética
El transporte de energía se encuentra mayoritariamente monopolizado por ISA, esta
empresa posee cerca del 80% de la red. El restante 20% se lo reparten otras empresas
vinculadas a actividades de generación y comercialización.
3.2.2 Análisis de los Precios en el Mercado de Energía Mayorista
Algunas de las empresa generadoras y comercializadoras están inscritas al mercado de
energía mayorista (MEM) donde realizan transacciones de compra y venta de energía según
las necesidades de los usuarios a los que le están prestando el servicio. 21 El sector se divide en las siguientes actividades: Generación, Transmisión, Distribución y Comercialización.
II. 03 (2) 110
40
La empresa de energía eólica entraría a competir con estas empresas en el mercado
municipal. Al ser una empresa de menos de 20 MW de potencia (al menos inicialmente)
podría elegir si desea entrar al CND, pero con las condiciones actuales de la regulación para
una tecnología como la nuestra no seria conveniente debido a que se realizarían pagos por
penalización de no entrega de energía puesto que la producción mediante el viento no es
constante durante el tiempo. En este orden de ideas, los precios de venta de la empresa se
pactarían de acuerdo a las condiciones mencionadas en el capitulo “generación en el
MEM”.
El comportamiento del mercado de energía en Colombia se ve afectado por diferentes
características tales como la oferta y demanda en la bolsa de energía, el precio del petróleo
o debido a factores climáticos que afectan la producción de electricidad en el país puesto
que el mercado depende en gran cantidad de las centrales hidroeléctricas. Una manera de
analizar estos comportamientos durante el año es mediante el seguimiento de la volatilidad
de precios en el mercado mayorista de energía, que entró en funcionamiento desde el año
1995. En el gráfico No 6 se puede ver el comportamiento de los precios por promedio mes
de los contratos y el precio promedio mes en bolsa. Los precios de la bolsa como se había
mencionado anteriormente tienden a fluctuar de mayor manera durante el año, mientras que
el comportamiento de los precios de los contratos son mucho más constantes en el mismo
horizonte de tiempo. De acuerdo a esto, es mucho mejor para la empresa, en un principio,
realizar transacciones mediante contratos puesto que no se compromete financieramente a
la volatilidad e incertidumbre en el precio que se genera mediante la participación con los
precios de la bolsa. Pero cabe decir, que la empresa debería programar repartir las ventas de
energía en un porcentaje en contratos y otro en bolsa, puesto que se tiene que aprovechar
los tiempos en los que los embalses son afectados por el fenómeno del niño y por ende el
precio tiende a aumentar en el mercado siendo aprovechable para las utilidades de la
empresa.
Si nos referimos a la correlación histórica que existe entre el precio en bolsa y el nivel en
los embalses -es decir con factores climatológicos- se puede ver que el precio en épocas
II. 03 (2) 110
41
donde el país es afectado por el fenómeno del niño aumenta; en el gráfico No 7 se puede
ver la correlación que existe entre precio de energía y embalse ofertable, donde se distingue
un aumento drástico en el precio en la bolsa en los años de 1997 y 1998 debido a que el
país se vio afectado por el fenómeno, mientras que el precio de los contratos sigue el
mismo movimiento constante durante este mismo periodo de tiempo. Mediante el análisis
climatológico futuro del país se pueden generar mayores oportunidades de ganancia puesto
que es una alternativa interesante para el mercado de energía en épocas donde el fenómeno
afecta el recurso hídrico del país.
Gráfico No 6
Fuente: www.isa.gov.co.
II. 03 (2) 110
42
Gráfico No 722
Desde el inicio del mercado mayorista en 1995 el precio en bolsa y de los contratos han
tenido diferentes características que cabe observar y analizar puesto que juegan un papel
muy importante en el adecuado desarrollo de la empresa (tabla 7 y 8). Al comparar el
comportamiento de los precios de los contratos y la bolsa se puede notar que los precios de
los contratos en general son más altos durante el año que los precios en la bolsa. Pero cabe
mencionar que en los años de 1997 y 1998 el cambio diferencial es mucho más notorio a
favor de la bolsa puesto que el cambio en los meses donde se presenta el fenómeno del niño
es en promedio de 102 pesos por kilovatio de ganancia adicional en contraste con los
contratos. También cabe recalcar que la diferencia cuando los precios de la bolsa son más
altos es mayor que cuando los precios de los contratos están más altos, mostrando que es
importante diversificarse un poco para aprovechar los cambios del mercado y generar más
utilidades, ya que si solo se invierte en bolsa es mucho más riesgoso y volátil el precio
mientras que si solo se invierte en contratos no se puede aprovechar las épocas de precios
altos de la bolsa.
22 Fuente: www.mem.gov.co
II. 03 (2) 110
43
Tabla No 7
Evolución Precio Promedio en Bolsa de Energía Eléctrica julio 1995 – junio 2003
$ / KWh
Mes 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
Enero 35,71 24,54 135,05 25,55 37,15 70,82 38,49 69,21
Febrero 21,24 29,49 150,46 24,94 40,30 86,82 56,88 72,10
Marzo 16,86 27,75 92,43 21,54 37,76 72,30 53,54 76,59
Abril 16,92 26,72 55,61 23,58 43,92 66,74 48,31 79,99
Mayo 15,86 36,79 25,86 26,11 37,40 50,43 39,38 69,46
Junio 15,82 35,02 18,28 28,11 40,22 43,32 34,99 66,45
Julio 14,06 15,64 34,04 17,99 29,09 43,32 40,04 42,28
Agosto 20,73 17,86 43,03 20,62 31,77 49,16 39,44 45,50
Septiembre 25,15 27,40 140,99 22,79 33,76 59,43 45,86 49,07
Octubre 23,49 19,03 143,03 23,41 32,79 49,27 47,49 59,62
Noviembre 37,71 32,19 136,27 24,36 32,01 45,66 38,49 53,39
Diciembre 83,99 28,26 132,50 23,93 32,30 56,19 34,30 64,27
Promedio 34,19 21,90 67,51 50,90 28,46 44,98 53,00 48,81 72,30Fuente: Unidad de Planeación Minero Energética
Tabla No 8
Evolución Precio Promedio de Energía Eléctrica por Contrato julio 1995 – junio 2003
$ / KWh
Mes 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003Enero 35,46 36,91 37,64 40,22 43,54 50,34 60,62 72,68
Febrero 35,99 38,20 37,78 41,41 44,82 51,64 61,44 71,85
Marzo 36,25 38,90 37,58 40,70 44,70 52,38 62,52 72,44
Abril 36,20 38,49 36,50 40,32 45,48 53,45 62,49 73,47
Mayo 34,95 32,03 30,97 37,73 42,83 53,14 61,87 72,46
Junio 34,86 32,40 31,32 37,94 43,20 52,57 61,38 72,15
Julio 30,91 34,98 32,31 32,30 38,14 43,73 53,07 61,75
Agosto 31,11 35,45 32,46 32,49 38,73 44,13 52,79 62,77
Septiembre 31,92 34,21 32,60 31,68 39,90 44,68 54,17 63,94
Octubre 32,68 35,82 34,81 37,49 40,64 44,37 53,56 66,50
Noviembre 32,92 35,93 35,19 38,24 40,45 44,99 54,69 66,70
Diciembre 33,99 37,29 43,04 42,30 41,84 48,04 57,15 68,69
Promedio 32,26 35,62 35,61 35,52 39,84 44,54 53,25 63,39 72,51Fuente: Unidad de Planeación Minero Energética
II. 03 (2) 110
44
En la tabla No 9 se puede observar como el precio de bolsa ha mostrado mayor variación
interanual que el precio medio de contratos, el cual registró entre los años 1997 y 2000 un
crecimiento del 12 %. Entre 2000 y 2001 el crecimiento fue de 19,7 %.
El precio promedio anual mínimo de bolsa se observó en 1999, cuando se presentaron
grandes afluencias a los embalses del país, al igual que lo ocurrido en el año de 1996. Los
años de 2000 y 2001 presentaron un comportamiento de precios alto y por ende interesante
ya que es un crecimiento que ayuda a fomentar el mercado de energía, esto se ve reflejado
en los precios del 2002 donde se tiene un crecimiento del 19 % en contratos y un
decrecimiento de 7,9 % en la bolsa.
Tabla No 923
Variación Porcentual del precio de bolsa y contrato
Año Bolsa (1) $/kWh Incremento Bolsa
% Contratos (2)$/kWh Incremento Contratos
%
1995 40,89 30,90
1996 24,33 -40,5 32,95 6,6
1997 64,59 165,5 31,96 -3,0
1998 50,90 -21,2 35,53 11,2
1999 28,15 -44,7 39,88 12,2
2000 44,96 59,7 44,56 11,7
2001 52,55 16,9 53,34 19,7
(1) Para 1995 y 1996 incluye los cargos por potencia y respaldo.
(2) Contratos vigentes despachados en cada año.
En conclusión, la empresa debe realizar un estudio detallado de riesgo sobre la volatilidad
de precios en bolsa y contratos para poder escoger un portafolio adecuado donde se
maximice la rentabilidad del negocio ya que los precios tienen diferentes tendencias que
cabe analizar. Además, tomando en cuenta los diferentes factores que afectan el mercado de
energía en Colombia, un factor clave que se debe estudiar con cuidado es el climatológico,
dado que el país depende de gran manera en la generación de energía por parte de las
hidroeléctricas se debe hacer estudios acerca del tema para poder aprovechar de manera
proactiva las falencias de estos generadores en tiempos de escasez de lluvia. 23 Fuente: www. mem..gov.co
II. 03 (2) 110
45
3.3 Localización de la Granja Eólica
De acuerdo a las nociones de los habitantes de San Bernardo del Viento acerca del régimen
de vientos en esta localidad, la empresa escogió este municipio del departamento de
Cordoba para realizar el proyecto de factibilidad para implementar una granja eólica.
San Bernardo del Viento es un municipio con una extensión de 462 km cuadrados al norte
del departamento de Cordoba. En él se concentran cerca de 30.000 habitantes, la minoría
ubicados en la cabecera del municipio y el resto ubicados en centros rurales del territorio.
La localidad se caracteriza por tener diversos centros poblados donde la mayoría de los
habitantes se concentran en los estratos 1, 2 y 3. Se caracteriza, además, por ser un lugar
turístico debido a sus playas que quedan a 7 km del casco urbano. El municipio, tiene como
actividades económicas principales la ganadería y la agricultura, esta última (sector de
mayor crecimiento en el departamento)fomentada por el paso del río Sinú que ayuda al
cultivo, en los valles de los alrededores, de productos como el maíz tradicional y
tecnificado, arroz, plátano, ñame y otros.
El municipio de San Bernardo del Viento en el departamento de Cordoba es manejado por
las siguientes empresas: Electrificadora de la Costa Atlántica S.A. E.S.P, Energen S.A
Empresa de Servicios Públicos, Energía Confiable S.A E.S.P, Distribuidora y
Comercializadora de Energía Eléctrica S.A E.S.P. Estas empresas no solo se centran en
prestar el servicio de energía en este municipio sino también prestan el servicio a diferentes
municipios de la Costa Atlántica.
II. 03 (2) 110
46
4. Estudio Técnico
4.1 Necesidades Técnicas
4.1.1 Condiciones Climáticas y del Terreno
La producción de energía por parte de una granja eólica depende en gran cantidad de los
recursos climáticos que se encuentren en la región donde se va a ubicar la granja. El viento
es el factor primordial a observar por parte del inversionista, ya que de él se desprende la
factibilidad económica que se puede generar en la producción eléctrica anual. Para que
exista esta factibilidad económica, se necesita de un promedio de vientos por encima de 6
m/s, para que la potencia generada pueda competir con los costos de las tecnologías
utilizadas actualmente.
Las ubicaciones geográficas presentan diferentes características, ya sea debido a factores
climáticos o por la rugosidad de los terrenos que afectan de distinto modo el
comportamiento de los aerogeneradores. La variabilidad anual del viento tiene que ser
calculada cuidadosamente para poder escoger la turbina más adecuada a las características
del lugar y por otro lado para planificar el plan de producción de electricidad en la zona, ya
que se deben suplir ciertas necesidades de demanda de potencia que están construidas
según la variedad indicada en el consumo diario de los clientes objetivo. Esta variabilidad
en el viento implica también una mayor variación en la potencia disponible por parte de la
granja para suministrar electricidad. La potencia eólica es proporcional al cubo de la
velocidad del viento, es decir, que los errores en la determinación de la velocidad pueden
causar un mayor error en la potencia calculada ya que el cambio se manifiesta en una
mayor cantidad24.
24 www.windpower.dk. Visita guiada.
II. 03 (2) 110
47
La rugosidad de los terrenos es también parte fundamental de las necesidades técnicas de
la granja, ya que los obstáculos que se encuentren tanto adelante como atrás de los
aerogeneradores afectan directamente el rendimiento de los mismos, disminuyendo no solo
la velocidad del viento sino también creando a menudo turbulencias en torno de ellos.
4.1.2 Distribución del Parque
Las turbulencias no son solo generadas por obstáculos ubicados cerca de los
aerogeneradores sino por ellos mismos. Esto se debe a que estos generan una estela después
de que el viento ha pasado por la turbina que causa cierta turbulencia que afecta el correcto
desempeño de las turbinas ubicadas alrededor. Es por esto, que las turbinas deben ubicarse
con cierta distancia mínima equivalente a más o menos tres diámetros del rotor, que
depende del tamaño del rotor y las aspas.
El dibujo que se muestra a continuación sigue el modelo típico de ubicación de una granja
eólica, con distancias que se basan en normas generales de 5 a 9 diámetros de rotor en la
dirección de los vientos dominantes, y de 3 a 5 diámetros de rotor en la dirección
perpendicular a los vientos dominantes.
Gráfica No 8
Distribución de un parque eólico
II. 03 (2) 110
48
4.1.3 Necesidades de Localización y Transporte
La localización de los molinos de viento es un factor muy importante en el plan de
construcción de la granja eólica. Esto debido a que los aerogeneradores son elementos
altamente visibles, que necesitan de una adecuada distribución que no afecte la visibilidad y
estética del paisaje y se genere inconformismo por parte de lo pobladores de la región
donde se ubique la granja eólica.
Por otra parte el movimiento y ruido que generan las aspas del molino crean la necesidad de
analizar unas especificaciones de distancia y tamaño del parque eólico según la ubicación
de los pobladores, ya que se puede molestar la vida diaria de las personas debido a la
sombra de las aspas con el sol o a los niveles de ruido debido al movimiento de las aspas
con el viento.
Para transportar las torres y las turbinas que constituyen el aerogenerador se necesita de
rutas en buen estado que puedan soportar los pesos que involucran estas partes. Los costos
adicionales que se pueden presentar por inadecuadas vías de acceso al terreno donde se va a
construir la granja pueden ser importantes en la correcta rentabilidad del proyecto.
Al erigir los molinos de viento para la generación de energía en cierto terreno, este también
puede ser utilizado para actividades diferentes -tales como la agricultura- ya que el espacio
utilizado por las torres es muy reducido. Al igual, el terreno puede ser arrendado o
comprado según las necesidades del inversionista o las disposiciones a las que se tenga que
enfrentar la empresa.
II. 03 (2) 110
49
4.2 Necesidades Tecnológicas
El proyecto de inversión para montar la granja eólica consta de dos etapas: la primera se
refiere a investigar la factibilidad de vientos en el lugar donde van a ser ubicados los
aerogeneradores y la segunda investiga y analiza la factibilidad económica y técnica según
las características del lugar analizado en la primera etapa.
4.2.1 Pre-factibilidad de Vientos
La factibilidad de vientos es uno de los factores más importantes en el proyecto de
inversión, ya que de él depende, en gran mayoría, las ganancias que puede llegar a tener la
empresa. Esto se debe a que el promedio de vientos en el lugar escogido, pueden cambiar
significativamente el precio de producción de la electricidad según los niveles de velocidad
y su variabilidad en el tiempo.
La determinación precisa del recurso eólico (vientos del sector) es una tarea difícil e
incierta. En primera instancia una manera de recoger información acerca de los vientos en
un sitio especifico es mediante la información empírica. Es decir, mediante visitas al lugar,
la información de los habitantes y las condiciones de topografía y vegetación observadas.
Debido a que la información metereologica que se conoce en el país acerca de los vientos
es bastante regular, este proyecto se basó en la información empírica de los habitantes para
escoger el lugar donde se puede ubicar la granja, para después comedidamente realizar la
correspondiente evaluación de vientos en el sector.
Velocidad del Viento
Una manera efectiva de determinar los valores promedios de velocidad es por medio de
anemómetros totalizadores. Estos elementos son anemómetros de cazoletas con medidor de
revoluciones que al ser accionados por el viento miden el recorrido equivalente que ha
pasado a través del instrumento. Este aparato esta conectado a un odómetro que calcula
II. 03 (2) 110
50
para un periodo dado de tiempo, el número de metros o kilómetros de recorrido. Y es por
medio de la relación recorrido y tiempo de medida que se calcula la velocidad promedio del
viento. Además, el aparato debe ser instalado en una torre metereológica a la altura
correspondiente donde va a ser ubicado el aerogenerador, para tener datos confiables de los
vientos que inciden en las aspas del generador de energía. La medición de esta velocidad
variará dependiendo de la altura en que se va a ubicar el aerogenerador, siendo que a mayor
altura se encontrará un incremento en la velocidad del viento. Un modelo sencillo para
calcular este incremento es por medio de la siguiente ecuación: a
hh
VV
⎟⎠⎞
⎜⎝⎛=
2
1
2
1
Siendo: V1: la velocidad del viento a la altura 1
V2: la velocidad del viento a la altura 2
El coeficiente “a” es un parámetro que depende de la topografía del terreno y de las
condiciones metereológicas. En caso de no existir información medida del perfil de
velocidades se puede utilizar a = 1/7 para una buena aproximación en terreno plano libre de
obstáculos25.
Dirección del viento
Las medidas de dirección del viento se deben realizar con una veleta de viento, que debe
ser colocada sobre la torre metereologica, permitiendo una desviación de altura del 10%. Se
debe poner especial atención en su colocación para evitar la distorsión de la corriente del
viento entre el anemómetro y la veleta.
La variabilidad de la dirección del viento se resume en lo que se conoce como la Rosa de
los Vientos. Este es un diagrama polar donde se muestra el porcentaje del tiempo durante el 25 Manual de Aplicación de la Energía Eólica. Ministerio de Minas y Energía, INEA. Bogotá D.C, Julio de 1997
II. 03 (2) 110
51
cual el viento ha estado soplando en una dirección especifica y su velocidad promedio en
ese tiempo determinado26.
Densidad del aire
La densidad del aire también es un factor importante en la generación de energía por parte
del aerogenerador. La energía cinética de un cuerpo en movimiento es proporcional a su
masa (o peso). Así, la energía cinética del viento depende de la densidad del aire, es decir,
de su masa por unidad de volumen. En otras palabras, cuanto "más pesado" sea el aire más
energía recibirá la turbina27.
La densidad del aire se obtendrá de la medida de la temperatura y de la presión atmosférica
por medio un censor de presión atmosférica que se ubicara preferiblemente a la altura del
aerogenerador, para tener una buena representación de la presión en el centro del rotor.
Para realizar la evaluación anual del potencial eólico en la zona, se tiene que tener en
cuenta las características mencionadas anteriormente. El producto del análisis deben ser
estadísticas sobre las variabilidades de la velocidad con sus respectivas distribuciones de
frecuencia de velocidad, la dirección predominante del viento, la intensidad de la
turbulencia y la potencia eléctrica teniendo en cuenta tanto la variabilidad mensual y diaria
como la distribución y duración de periodos de calma de los vientos. Esta evaluación de
vientos debe realizarse por un tiempo mínimo de un año para obtener datos confiables de
acuerdo con los patrones de variabilidad anual del viento.
26 Guía para la utilización de energía eólica para generación de energía eléctrica, versión 01. UPME. Bogotá D.C, Marzo de 2003. 27 www.windpower.dk. Manual de la energía eólica.
II. 03 (2) 110
52
4.2.2 Escogencia del Aerogenerador28
Cuando se tiene información confiable sobre el régimen de vientos en el lugar, ésta deberá
ser analizada adecuadamente, para ser combinada con las características de generación de
un equipo; pudiéndose estimar, entonces, la cantidad de energía que puede suministrar el
equipo eólico en el lugar seleccionado.
Como un primer paso, se debe clasificar los datos de velocidad promedio por secciones.
Esta clasificación se conoce como la distribución de frecuencias del viento y se realiza
dividiendo todo el rango de variación de velocidad del viento en secciones de 1 m/s.
Mediante este método se calcula la velocidad promedio de vientos en el lugar en que se
realiza la medición, pero cabe anotar que dentro de un periodo mayor de toma de
mediciones la confiabilidad aumentara en un mayor grado de certidumbre.
Los equipos eólicos se clasifican en dos grandes ramas29:
• Los sistemas de conversión de energía eólica de eje horizontal, con dos
subdivisiones como lo son los de baja velocidad (muchas aspas, se utilizan para
generación de agua) o los de alta velocidad (pocas aspas, utilizados en
generación de electricidad).
• Los sistemas de conversión de eje vertical con subdivisión similar a los de eje
horizontal.
Para el caso concreto del proyecto aquí descrito, se eligió los aerogeneradores de tipo
horizontal debido a su confiabilidad, grado de potencia – debido a la altura sobre el suelo -,
y mayor grado de uso en el mercado internacional. El siguiente paso a seguir consistió en
28 Pinilla Alvaro. Manual de Aplicación de la Energía Eólica. Ministerio de Minas y Energía, Capitulo 3. Julio de 1997. 29 Guía para la utilización de energía eólica para generación de energía eléctrica, versión 01. UPME. Bogotá D.C, Marzo de 2003.
II. 03 (2) 110
53
elegir un equipo eólico de eje horizontal de carácter comercial para su evaluación, que en
nuestro caso esta especificado en el anexo 3, en donde se pueden encontrar las diferentes
características técnicas del mismo. Se permitió elegir un aerogenerador de potencia nominal
de 800 kW como equipo productor de energía del parque debido a que la granja eólica en
un principio tiene un carácter pequeño de generación, pero a la vez se cuenta con un
recurso promedio de vientos aparentemente apropiado para la utilización de
aerogeneradores con baja potencia nominal ya que la inversión inicial aumenta en un alto
grado si se escoge una turbina de mayor potencia y si se escoge un aerogenerador de menor
potencia no se aprovecha los costos menores asociados a las economías de escala de la
tecnología eólica, ya que el precio de una turbina de 600 kW es muy parecido al precio de
la turbina utilizada por el proyecto.
Para el análisis del aerogenerador se necesita de las siguientes definiciones:
Velocidad de arranque(Vin): Velocidad del viento donde el generador comienza a entregar
energía.
Velocidad nominal (Vr): Velocidad del viento donde el aerogenerador alcanza su potencia
eléctrica nominal (o de placa).
Velocidad de abatimiento(Vout): Velocidad de viento donde el equipo se obliga a limitar la
entrega de energía por razones de seguridad y protección del mismo.
Con la información técnica, de distribución del viento y la curva de potencia del
aerogenerador se puede estimar la producción de energía. Esto se realiza multiplicando el
nivel de potencia del aerogenerador a cierto intervalo de velocidad por el número de horas
de viento de esta velocidad promedio, la energía total producida es entonces la suma de la
distribución de energía hallada en la multiplicación anterior.
II. 03 (2) 110
54
4.2.3 Construcción de Subestación y Líneas de Transmisión
El parque eólico tiene que estar complementado con una infraestructura de conexión
eléctrica que consta de una subestación, de una red eléctrica entre los aerogeneradores y
una línea de transmisión que conecte al generador con la subestación. En primera instancia
se tiene una red de 13.2 kv que interconecta los aerogeneradores y una línea de transmisión
a 115 kv que interconecta el proyecto con la subestación a una longitud que todavía esta por
definir pero que radica en un rango de 1 a 2 km de largo.
4.3 Análisis de Costos
El proyecto esta partido en dos partes fundamentales, la prefactibilidad de vientos y el
estudio de viabilidad económica de implantar la planta según las condiciones actuales en el
mercado de energía eléctrica. Los costos asociados con la realización del proyecto están
especificados en la tabla No 10, donde se incluyen los costos técnicos de la construcción
del parque, los costos de obra, como también todo lo relacionado con la parte legal de
importación e impuestos. Cabe mencionar que todos los valores están dados en dólares. Los
costos de importación se calculan por dólares / tonelada o m3. Costos como el seguro por
transporte internacional, la vigilancia portuaria y el arancel se calculan en porcentaje sobre
el precio FOB (Free on board, material en puerto europeo). La comisión al agente de
aduana, los seguros de transporte local y el IVA se calculan sobre el valor CIF (costo,
seguro y flete, en puerto colombiano)30.
30 www.creg.gov.co. Resolución 026 de 1999.
II. 03 (2) 110
55
Tabla No 10
Inversión Inicial del proyecto eólico en dólares
Unidades Cantidad Costos/unidad Cantidad Porcentaje Estudio prefactibilidad vientos Investigación del sitio ( 2 ingenieros) día 6 $ 800 $4.800 Evaluación de recursos del viento torre 6 $ 22.000 $132.000 Evaluación del medio ambiental día 8 $ 800 $6.400 Diseño preliminar ( 4 ingenieros) día 18 $ 800 $14.400 Estimación detallada de costos día 18 $ 800 $14.400 Preparación reporte día 8 $ 800 $6.400 Administración del proyecto día 6 $ 800 $4.800 Viajes y alojamiento viaje 4 $ 3.000 $12.000 Otros Sub-total $195.200 0,954% Ingeniería del parque eólico Análisis de montaje de las turbinas día 175 $ 800 $140.000 Diseño mecánico día 100 $ 800 $80.000 Diseño eléctrico día 150 $ 800 $120.000 Diseño civil día 90 $ 800 $72.000 Etapa de contratos día 110 $ 800 $88.000 Supervisión de construcción año 0,85 $ 130.000 $110.500 Otros Sub-total $610.500 2,983% Construcción parque eólico Turbinas eólicas kW 12.000 $ 850 $10.200.000 Partes % 3,0% $ 10.200.000 $306.000 Transporte importación turbinas 15 $ 33.000 $495.000 Ensamblaje turbinas eólicas turbinas 15 $ 78.000 $1.170.000 Erección turbinas eólicas turbinas 15 $ 52.000 $780.000 Supervisión de montaje (3 ingenieros) día 450 $ 800 $360.000 Transporte y alojamiento (3 ing) día 600 $ 200 $120.000 Construcción de vías km 8,50 $ 50.000 $425.000 Transporte de material proyecto 1 $ 68.000 $68.000 Sub-total $13.924.000 68,033% Construcción subestación (SE) Diseño Subestación $45.000 Línea aerea de 115 kV $93.000 Material importado de subestación $600.000 Material local de subestación $456.000 Obras civiles y montaje de SE $367.000
II. 03 (2) 110
56
Supervisión $12.000 $1.573.000 7,686% Costos importación val / peso tarifa Seguros transporte internacional 10.800.000 0,30% $32.400 Manejo en puerto 2.761 10 $27.610 Bodegaje 2.761 5 $13.805 Vigilancia portuaria 10.800.000 0,30% $32.400 Comisión agente de aduana $11.327.400 0,40% $45.310 Transporte Local 2.700 80 $216.000 Seguros transporte local 11.327.400 0,30% $33.982 Descargue en el sitio 90 1000 $90.000 Aranceles 10.800.000 9% $978.480 IVA 11.327.400 16% $1.812.384 Sub-total $3.282.371 16,038% Costos Legales e impuestos Porcentaje Industria y comercio 1,00% $195.850,71 Impuesto de Timbre 1,50% $293.776,06 Impuesto municipal 1,00% $195.850,71 Publicación en diario oficial 800 Sub-total $685.477,48 3,349% Provisión por riesgos 1,00% 195.851 Total $20.466.398,99 100,000% Los valores considerados para el costo de la inversión de las obras civiles y el personal
requerido son hechos de acuerdo a estadísticas de proyectos eólicos realizados a nivel
mundial. Por otro lado los precios de los aerogeneradores son basados en los precios por
kilovatio / hora (600 GBP/ kW) de la empresa Dewind en Inglaterra. Debido a esto, los
precios en que se basa el proyecto pueden tener unos ligeros cambios, pero de alguna
manera no son tan significativos como para afectar el desarrollo adecuado del análisis de
factibilidad.
Observando el gráfico No 9 nos damos cuenta que el costo que más afecta el desarrollo del
proyecto es el costo asociado con la construcción del parque, esto se debe a que los precios,
el costo del ensamblaje y los costos del transporte por mar de los aerogeneradores son muy
altos. También cabe recalcar que los costos legales y de impuestos se pueden ver afectados
debido a la regulación existente en el país, y más concretamente con la ley 170 donde se
II. 03 (2) 110
57
erradican los costos asociados a los impuestos de renta si emite bonos de producción limpia
la empresa.
Gráfico No 9
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70%
Porcentaje
Prefactibilidad vientos
Ingenieria
Construcción parque
Construcción subestación
Costos importación
Costos legales e impuestos
Porcentaje de Costos de Construcción del Parque Eólico
4.4 Análisis de Producción de Energía.
Debido a que se tiene que realizar un estudio sobre disponibilidad del recurso de viento en
el sitio especifico donde se quiere implantar la planta eólica (San Bernardo del Viento), y el
proyecto en el momento no tiene datos detallados de viento de este municipio para proveer
una posible producción de energía anual, el trabajo se basará en datos estadísticos del
régimen de vientos de la región de la alta Guajira en Colombia, gracias a estudios
realizados por PESENCA (Programa Especial de Energía de la Costa Atlántica)31, para
efectuar la consecuente producción de energía de la planta eólica según este recurso
probable de viento y una potencia definida de producción de la planta de acuerdo a la
capacidad generadora por parte de las turbinas eólicas que se escogieron.
31 Estudio sobre viabilidad técnico económica de plantas de generación eólica en Colombia. Ana Maria Ramírez. Bogotá, Julio del 2002.
II. 03 (2) 110
58
La información sobre el recurso del viento fue estimada a una altura de 50 metros
registrando las velocidades promedio mensuales del viento durante un año. En la tabla No
11 se resumen los datos obtenidos mes a mes del recurso.
Tabla No 11
Velocidades Promedio del año
Velocidad m/s ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEPT OCT NOV DIC PROM
Promedio 9,66 11,61 10,14 11,04 8,33 11,48 10,78 11,10 8,77 8,06 7,36 8,51 9,74 Máxima 15,99 18,32 16,87 16,76 15,82 18,68 17,47 17,55 15,86 15,50 13,53 15,29 18,68Mínima 0,43 2,00 1,28 3,74 0,30 0,76 0,67 1,08 0,34 0,31 0,38 0,52 0,3
La planta contará con 15 aerogeneradores con una potencia nominal de 800 kW construidos
por la empresa Nordex Energy, ubicados en un área de 1040 mts * 1092 mts en la costa del
municipio de San bernardo del viento. La capacidad total instalada es de 12 MW.
Con las velocidades promedio de viento y la velocidad promedio del aerogenerador se
puede hallar la energía total generada al año por parte de las turbinas eólicas y por ende de
la planta en general. Según la metodología del capitulo 3 del “Manual de Aplicación de la
Energía Eólica” de Alvaro Pinilla se construye la siguiente tabla donde se especifican los
datos estadísticos de generación de acuerdo a una potencia nominal de 800 kW y una
velocidad nominal de 11.5 m/s por parte del rotor de los aerogeneradores.
II. 03 (2) 110
59
Tabla No 12
Energía producida por aerogenerador
Mes Vprom(m/s) Vr / Vprom F.P Horas (al mes)
Energía kWh / mes
ENE 9,66 1,190 0,6 744 357.120
FEB 11,61 0,991 0,58 672 311.808
MAR 10,14 1,134 0,59 744 351.168
ABR 11,64 0,988 0,58 720 334.080
MAY 8,33 1,381 0,57 744 339.264
JUN 11,48 1,002 0,59 720 339.840
JUL 10,78 1,067 0,59 744 351.168
AGO 11,1 1,036 0,59 744 351.168
SEPT 8,77 1,311 0,58 720 334.080
OCT 8,06 1,427 0,57 744 339.264
NOV 7,36 1,563 0,5 720 288.000
DIC 8,51 1,351 0,57 744 339.264
Total (kWh / año) 4.036.224
La energía total anual generada por un aerogenerador según la tabla anterior es de un factor
de 4.036224 kWh / año que deja una producción total de energía por parte del parque
eólico de 60.543.360 kWh / año.
II. 03 (2) 110
60
5. Estudio Financiero
5.1 Proyección de Ingresos y Costos del Proyecto
Como primer paso para ver la factibilidad de la empresa se estiman los costos de operación
y mantenimiento del proyecto. Estos costos son realizados en base a estudios de proyectos
eólicos a nivel mundial y por ende tienen un carácter estándar según el tamaño del
proyecto32. A continuación se presentan los costos asociados a la producción de la planta en
el proyecto:
Tabla No 12
Costos de Operación y Mantenimiento (US$)
Operación Técnica $ 40.932,80 Mantenimiento línea de transmisión $ 79.500,00 Mantenimiento $ 102.331,99 Reparaciones (años 1-10) $ 81.865,60 Reparaciones (años 10-20) $ 184.197,59 Desmontaje $ 40.932,80 Operaciones Comerciales $ 20.466,40 Consultores $ 6.139,92 Seguros $ 61.399,20 Consumo de Energía $ 10.233,20 Total (años 1 a 10) $ 443.801,90 Total (años 11 a 20) $ 546.133,90
Como se observa en la tabla No 12, los costos después del año 10 se suponen como
mayores debido a que lo aerogeneradores tienen una vida útil de 20 a 25 años luego existen
costos de mantenimiento y desarme a partir del año 10 para el correcto desempeño de
generación eléctrica por parte del rotor y las aspas.
32 ABB. New Venture Alemania
II. 03 (2) 110
61
En el numeral 4.3.2 del proyecto se analizó el comportamiento de los precios de la energía
en el mercado mayorista; para realizar el balance general y flujo de caja del proyecto se
necesita observar cuidadosamente el comportamiento de los precios durante los años
recientes para elegir un estimativo cercano con el cual poder trabajar y estimar la viabilidad
de la empresa en el mediano y largo plazo. En un principio, para sacar las utilidades
operacionales del mediano plazo se realizan dos escenarios; en el primero se quiere trabajar
con el promedio de precios de bolsa en los últimos dos años y en el segundo con el
promedio de precios de contratos en el mismo lapso de tiempo. Por otro lado, se tiene en
cuenta en el análisis que los precios van a tener una serie de cambios durante los siguientes
años que afectaran de igual manera las utilidades de la empresa, por esto se debe recalcar
que los precios pueden a su vez subir como bajar según las características del mercado.
Estos cambios de precio no pueden ser estimados fácilmente en el caso de la bolsa pero en
el caso de los contratos se puede ver un movimiento más constante del mismo creando la
posibilidad de manejar un precio aproximado de largo plazo de $103.9 pesos según el “Plan
de Expansión de Generación y Transmisión año 2000-2010”. Este aumento es manejado
como un crecimiento promedio de $3.13 pesos a partir del segundo año33.
Mediante el manejo de los datos de las tablas No 7 y No 8 podemos sacar los precios
promedio de los años 2002 y 2003 como referencia de trabajo. Los precios para un manejo
adecuado en el balance general y el flujo de caja serán manejados en dólares, con una tasa
de cambio de 2700 pesos colombianos por dólar. Por otro lado, se calculó que la planta
generaría 60.543.360 kWh / año, pero de esta cifra se estima que debido a perdidas y falta
de generación por el recurso del viento solo se produciría un 98% de este valor,
equivalente a 59.332.492 kWh / año. A continuación se resumen las utilidades
operacionales según los criterios mencionados anteriormente:
33 Este aumento es más bajo del valor real aproximado de $4.48 pesos para no sobrestimar el proyecto. El valor de 4.48 es calculado de acuerdo a una aproximación hecha según el precio futuro del 2010 de $103.9 que supone este crecimiento anual desde el 2004 hasta el 2010.
II. 03 (2) 110
62
Tabla No 13
Utilidades operacionales según el escenario
Escenario Precio Utilidades Operacionales
Col $ / kWh US $ / kWh US
Contratos 66,43 0,025 1.459.774,64
Bolsa 56,64 0,021 1.244.663,83
La inversión inicial del proyecto se asume que se divide en un 30 % del capital por
patrimonio de la empresa y el otro 70 % del capital vía préstamo a una entidad
internacional, mas exactamente un porcentaje de $14.326.479 dólares de la inversión inicial
de $20.466.399 dólares van a ser pedidos en préstamo. Esto, debido a que se quiere tratar
de reducir los costos asociados con el apalancamiento financiero ya que si se pide la
totalidad de la inversión inicial en préstamo se reduce en gran medida la viabilidad de la
empresa puesto que la amortización de la deuda genera un crecimiento demasiado alto en
los pasivos de la empresa durante los años analizados. Por otro lado, la tasa de interés y la
tasa de oportunidad se escogieron según la metodología siguiente: primero para la tasa de
interés se utilizó un promedio de las tasas utilizadas por proyectos renovables en Costa Rica
(7,92%) y Argentina (4,5%)34, como también con la tasa utilizada por la CREG en la
resolución 013 de marzo del 2002 de cálculos y ajustes de la tasa de retorno, esto con la
finalidad de suavizar la tasa de interés para el proyecto. Para la tasa de oportunidad, el
proyecto se basó en el “Plan de Expansión, Generación y Transmisión años 2001-2015”
donde se utilizan tasas de oportunidad del 4%, 6% y 8%. El proyecto se basa en un inicio
en la tasa del 6% para valorizar los dos escenarios, pero en el análisis de sensibilidad se
toman en cuenta los otros porcentajes.
A continuación se va a presentar la viabilidad de financiera de acuerdo a los escenarios
mencionados anteriormente. Para el adecuado entendimiento, es necesario aclarar que para
calcular la depreciación y amortización de la deuda se uso el método de línea recta debido
a que es el utilizado más usualmente en Colombia. 34 Londoño Gómez Santiago. Subsidio Necesario para la aplicación de energía eólica en San Andrés y la Guajira. Bogotá, Febrero del 2003. Tesis de Grado, Universidad de los Andes.
II. 03 (2) 110
63
5.2 Viabilidad del Proyecto
5.2.1 Escenario 1 (precios de bolsa)
A partir del precio ponderado que se halló en el numeral anterior y con su consecuente
utilidad operacional, ahora se realiza el debido Balance General, PyG y Flujo de Caja para
analizar la posible viabilidad de la empresa en el mediano y largo plazo de acuerdo a los
precios promedio de bolsa estudiados desde el año 95.
Los diferentes análisis financieros de este escenario se encuentran al final de este capitulo y
en el anexo 4; además se encuentra un análisis de sensibilidad que muestra el
comportamiento de la utilidad de acuerdo a un cambio consecuente en la tasa de
oportunidad y unas razones financieras que dan una visión del comportamiento de los
activos y pasivos de la empresa.
Los resultados del flujo de caja del proyecto se muestran a continuación:
Tabla No14
Rentabilidad del escenario 1
Tasa VPN 4,00% $-72.850.013 6,00% $-69.043.416 8,00% $-65.549.964
Como se puede ver el proyecto no es viable en este escenario a ninguna tasa de
oportunidad, debido en gran parte a que el precio de la energía que la empresa tiene en el
mercado mayorista no aporta las utilidades suficientes para pagar la deuda que adquirió la
empresa para entrar en funcionamiento. Debido a que durante los años se mantiene un
mismo valor de ventas, no se tiene un consecuente crecimiento en las utilidades
operacionales; al mismo tiempo los costos de operación y mantenimiento se llevan consigo
un porcentaje alto de los ingresos generando perdidas a lo largo de los años.
II. 03 (2) 110
64
Si observamos las razones financieras de endeudamiento podemos ver que durante los 20
años de operación del proyecto existen problemas para solventar la deuda. En primera
instancia se observa un nivel de endeudamiento que se recomienda estar entre 0.6 y 0.7 que
desde un comienzo se encuentra arriba de 0.71 por ciento. Además a partir del año 14 la
razón es negativa, demostrando que la deuda es más alta que el capital que se tiene en
activos. La cobertura de intereses es otro factor negativo que tiene la empresa durante el
periodo, todo esto debido a que las ventas de energía no compensan la deuda que se
adquirió, los costos de operación y mantenimiento y la depreciación que se genera año a
año. Por último, cabe decir que mediante el apalancamiento total se observa que los
acreedores no tienen plata desde el quinto año para pagar la deuda, demostrando que el
préstamo es el factor que mas afecta la rentabilidad de la granja eólica.
Las razones que analizan la rentabilidad de la empresa nos revelan que las ventas no
generan utilidades importantes y por ende la empresa no se hace viable. En el primer caso
del margen neto, se observa un valor negativo a lo largo del periodo evidenciando las
utilidades netas negativas. En segundo orden, el índice dupont evidencia que los activos
que tiene la empresa no generan utilidad puesto que no se ve el capital invertido generando
operaciones adicionales de dinero.
Observando el análisis de sensibilidad para este escenario vemos que a distintas tasas de
descuento el proyecto no alcanza a ser rentable evidenciando la falta de capital por parte de
la empresa ya que se alcanza un valor mínimo de perdidas de US$ 46.752.258 que resulta
muy alto para la viabilidad de la empresa
En conclusión, este escenario advierte la no viabilidad de la empresa mediante el análisis de
los precios de la bolsa de energía, ya que los ingresos operacionales no son suficientes para
generar utilidades. Pero cabe decir que el precio que se utilizó para el periodo no tiene un
crecimiento a lo largo del periodo (20 años) debido a que se tiene un comportamiento que
depende de distintas variables -tales como la capacidad de las hidroeléctricas-, todo esto
II. 03 (2) 110
65
afectando el correcto análisis del escenario; asimismo también se tiene que recalcar que en
algunos periodos de tiempo los precios de la bolsa tienden al alza y estos precios son los
que realmente le interesan a la empresa.
Ya que el proyecto no es rentable con este nivel de precios de bolsa, se calculó con que
precio podría llegar el proyecto a no generar perdidas según las distintas tasas de descuento,
es decir, encontrar con que precio las ventas mínimas me devuelven un VPN de cero.
Tabla No 15
Utilidades según valor mínimo de ventas para tener
rentabilidad positiva
Tasa descuento US $ / kWh Col $ / kWh Ventas de energía 4,00% 0,0574 154,946 $ 3.404.930,00
6,00% 0,0576 155,547 $ 3.418.144,00
8,00% 0,0578 156,152 $ 3.431.431,00
Como se puede ver este precio de bolsa requerido por el proyecto es un poco alto, pero en
gran parte se debe a que el precio a lo largo de los años se toma como si no subiera, algo
que afecta el adecuado desarrollo de la factibilidad económica. Cabe señalar que este precio
no es factible si se toma en cuenta desde el año siguiente, ya que en estos momentos el
precio esta entre $50 y $75 pesos por kilovatio. Igualmente se puede esperar, de acuerdo al
comportamiento de precios, que se encuentre este valor debido al fenómeno del niño o a
partir del año 20 según el comportamiento visto hasta el momento por los precios.
5.2.2 Escenario 2 (precios de contratos)
De acuerdo al precio ponderado y los subsecuentes ingresos operacionales de los contratos
de energía en Colombia el siguiente paso es realizar la viabilidad financiera con los
parámetros mencionados en el numeral 6.1.
II. 03 (2) 110
66
Los resultados de los flujos de caja del periodo se mencionan en la tabla siguiente:
Tabla No 16
Rentabilidad del escenario 2
Tasa VPN 4,00% $-10.605.604,72 6,00% $-11.945.262,97 8,00% $-13.110.815,02
Como se puede ver, en este escenario tampoco se alcanza a tener una rentabilidad positiva
que haga el proyecto viable, pero a diferencia del escenario uno, el VPN no es tan bajo y
puede llegar a ser positivo en un periodo de 25 años – si se toma este periodo el VPN
llegaría a ser de $ 10.031.418 dólares con un WACC del 5.1%.
Si observamos los índices financieros nos podemos dar cuenta que los resultados arrojados
por este escenario son mucho más alentadores que el anterior. Al examinar el nivel de
endeudamiento se puede ver que en un principio tampoco se llega al valor porcentual entre
0.6 y 0.7 que se maneja como el adecuado, pero a partir del año 13 este factor empieza a
suavizarse reflejando como los pasivos van disminuyendo con respecto a los activos con los
que cuenta la empresa. En segundo lugar, la cobertura de intereses por parte de los ingresos
operacionales es cada vez mayor a diferencia del escenario uno donde siempre era negativa,
dejando ver que los ingresos por ventas en este escenario son importantes como para poder
pagar la deuda. Por último, en cuanto al endeudamiento se refiere, cabe decir que el
apalancamiento total también tiene un comportamiento positivo, ya que en un principio el
indicador es alto y tiende a subir debido a la deuda adquirida pero desde el décimo año
tiende a bajar reflejando como el patrimonio de los acreedores empieza a aumentar con
respecto a la capacidad de pagar sus deudas.
Para conocer el rendimiento o rentabilidad de este escenario, podemos ver que los
indicadores de margen neto e índice dupont también son positivos en el largo plazo. El
margen neto se comporta de manera creciente a lo largo del periodo reflejando como las
II. 03 (2) 110
67
ventas son importantes en las utilidades del negocio según el crecimiento de precios que se
adoptó. El índice dupont aunque presenta un crecimiento interesante, no presenta un
porcentaje muy alto que cabria observar con cuidado ya que la rentabilidad que ofrecen los
activos no se refleja de una manera importante en las utilidades netas, algo peligroso
tomando en cuenta que la vida útil de los aerogeneradores es de 25 años, en los cuales se
tienen que realizar arreglos importantes.
El análisis de sensibilidad muestra que con los diferentes cambios a la tasa de descuento no
se alcanza una rentabilidad positiva al igual que el escenario de precios de bolsa.
Asimismo, la tasa que más se acerca a producir una rentabilidad positiva tiene un valor del
2.5% que en el actual mercado no seria atractiva para los inversionistas privados.
En conclusión, este escenario tiene que analizarse con cuidado puesto que aunque la
rentabilidad de los VPN’s es negativa esta no es muy alta y por ende si se toman más años
de proyección (5 años) llega a ser positiva. Al mismo tiempo el comportamiento de la
deuda y las utilidades es interesante y por ende puede demostrar que el proyecto si es viable
en el largo plazo. Todo esto se debe observar discretamente debido a la vida útil que
presentan los aerogeneradores, ya que estos pueden generar costos adicionales después de
25 años.
También cabe anotar que los precios de los contratos se manejaron con un crecimiento
porcentual que puede cambiar según el comportamiento del mercado a lo largo de los años
-puede ser mas bajo como al igual puede aumentar-, generando una especulación
importante que toca observar con cuidado. Por otra parte, antes se había mencionado que la
empresa debería tener un porcentaje de venta de energía en bolsa y otro por contrato para
aumentar sus utilidades, De esta manera este escenario podría cambiar ya que se generarían
ingresos adicionales por la venta de energía a un precio más alto debido a factores tales
como el fenómeno del niño.
II. 03 (2) 110
68
Para terminar este escenario, a diferencia del escenario 1 no se va a hallar el precio mínimo
para generar rentabilidad, sino que debido a que en un principio se escogió un aumento en
el precio del contrato de una manera conservadora ($3.13), ahora se utilizará el crecimiento
que estima apropiado la UPME en el “Plan de Expansión de Generación y Transmisión año
2000-2010” de $4.48 pesos por año. A continuación se presenta los resultados de los VPN
con este aumento:
Tabla No 17
Rentabilidad suponiendo aumento del precio
de $4.48 pesos
En la tabla No 17 se puede ver que si se aumenta el precio de acuerdo a lo sugerido por la
UPME, el proyecto eólico sería viable a las diferentes tasas de descuento, siendo muy
atractivo para los inversionistas. Por otro lado, abre más las posibilidades de invertir en el
proyecto ya que se demuestra que se tiene un precio conservador que no evidencia
totalmente el potencial que pude tener un proyecto eólico.
5.3 Viabilidad del Proyecto Mediante Venta de CERS
Como respuesta al calentamiento del planeta, el convenio del cambio climático y el
protocolo de Kyoto establecieron las bases de un mercado de reducción de emisiones de
gases de efecto invernadero (GEI). Crearon el Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL)
para reducir el costo de cumplimiento de las metas de reducción de emisiones asumidas por
los países industrializados y promover el desarrollo sostenible de países en vía de
desarrollo35. Esto hace que países grandes emisores puedan invertir en proyectos renovables
35 Ministerio del Medio Ambiente. Estudio de Estrategia nacional para la implementación del MDL en Colombia. Bogotá, abril 2000.
TIO WACC VPN TIR 4,00% 4,50% $23.177.826,58 7,91%6,00% 5,10% $12.114.709,75 7,91%8,00% 5,70% $ 4.096.244,17 7,91%
II. 03 (2) 110
69
y de esta manera ayudan a reducir los GEI como también apoyan con inversión a diferentes
países.
Mediante la utilización de un contrato de reducción de emisiones se establecen las
condiciones y la fuente de generación que se va a desplazar por medio de la generación
renovable. De esta forma, el proyecto eólico que estamos realizando genera por medios
limpios y de igual manera puede vender certificados de energía verde o certificados de
reducción de emisiones (CER, sigla en ingles) haciendo que el proyecto se torne más
rentable para los inversionistas.
Para calcular los ingresos por ventas de los certificados se tomaron los escenarios del
portafolio de proyectos –parque eólico en el cabo de la vela- de la Academia Colombiana
de Ciencias Exactas Físicas y Naturales (ACCEFYN)36, donde se desplaza una planta de
generación térmica a carbón, una planta a gas ciclo abierto y una a combustible fósil.
Para el calculo del total de toneladas de emisiones se multiplica el factor de emisiones de
CO2 según la planta que se va a desplazar por la energía total generada por el parque
eólico. A continuación se presentan las tablas con la información correspondiente a los tres
escenarios:
1. Planta a Carbón Desplazada
Tabla No 18
Factores de Emisión kg/kWh CO2 CH4 N2O
1,18761,25E-0,5 1,75E-0,5
Emisiones Ton/año CO2 CH4 N2O
Total Ton equiv. C02/año
Total Emisiones 87.759 0,92 1,29 88.179 Energía Eléctrica kWh/año 59.332.492,80 70.463,27
36 www.accefyn.org.co
II. 03 (2) 110
70
2. Planta a gas ciclo abierto.
Tabla No 19
Factores de Emisión CO2 CH4 N2O
0,6354,53E-0,5 1,10E-0,6
Emisiones Ton/año CO2 CH4 N2O
Total Ton equiv. C02/año
Total Emisiones 46.924 3,35 0,08 47.019 Energía Eléctrica kWh/año 59.332.492,80 37.676,13
3. Fuel Mix
Tabla No 20
Factores de Emisión CO2 CH4 N2O
0,698242,81E-0,5 5,90E-0,6
Emisiones Ton/año CO2 CH4 N2O
Total Ton equiv. C02/año
Total Emisiones 51.597 2,07 0,44 51.776 Energía Eléctrica kWh/año 59.332.492,80 41.428,32
Según estas toneladas generadas de CO2 y un precio al cual se venden los CERS se pueden
obtener unas utilidades operacionales adicionales para el proyecto. Estos precios varían en
el mercado internacional desde US$0 hasta US$2237, pero para facilidad del análisis se
tomaron en cuenta cuatro valores de venta de CERS: $7, $10, $13 y $16 dólares por
tonelada equivalente de CO2, que dejaron como resultado las siguientes utilidades
adicionales:
37 Op.Cit.
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Tabla No 21
Utilidades por Ventas de CERS
Precios CERS Alternativa No US $ 7/ton de CO2 US $ 10/ton de CO2 US $ 13/ton de CO2 US $ 16/ton de CO21 $493.242,88 $704.632,68 $916.022,49 $1.127.412,302 $263.732,93 $376.761,33 $489.789,73 $602.818,133 $289.998,24 $414.283,20 $538.568,16 $662.853,12
Ahora, con estos ingresos operacionales adicionales se calcula la viabilidad de la empresa
mediante la inclusión de estos ingresos en los escenarios de precios de bolsa y contrato. En
la tabla siguiente se presentan las rentabilidades trayendo a valor presente neto los flujos de
caja de los escenarios.
Como se puede observar la venta de CERS lo que hace es traer unos ingresos adicionales
que aumentan un poco la rentabilidad de la empresa y en algunos casos ayuda a que la
empresa llegue a ser viable. Debido a que los VPN’s de los precios en bolsa son muy bajos,
en ninguna alternativa de precio de venta de los CERS y a ninguna tasa de descuento se
alcanza una rentabilidad positiva que diga que el negocio puede llegar a ser atractivo para
el inversionista, evidenciando que en este escenario el problema llega más allá de solo
ingresos adicionales. Por otra parte, en el escenario de contratos si se alcanza a encontrar
alternativas que tienen retornos positivos y por ende pueden llegar a ser atractivos. Es el
caso del VPN descontado a un WACC de 5.1% (TIO del 6%, precio de US$16) que obtiene
una rentabilidad de US$ 1.306.270, del VPN descontado al 4.5% (TIO del 4%, precio de
US$13 y US$16) que obtienen rentabilidades de US$ 793.227 y US$ 3.423.727
respectivamente.
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Tabla No 22
Resultados del flujo de caja variando el precio de los CERS
y la tasa de descuento.
Alternativa No 1 2 3 Precio VPN(5,10%) VPN(5,10%) VPN(5,10%)
7 $-63.245.871 $-65.943.516 $-65.634.795 10 $-60.761.208 $-64.614.988 $-64.173.958 13 $-58.276.546 $-63.286.459 $-62.713.120
Bolsa
16 $-55.791.884 $-61.957.930 $-61.252.283 7 $ -6.147.717 $ -8.845.363 $ -8.536.642
10 $ -3.663.055 $ -7.516.834 $ -7.075.805 13 $ -1.178.393 $ -6.188.306 $ -5.614.967
Contrato
16 $ 1.306.270 $ -4.859.777 $ -4.154.129 Alternativa No 1 2 3 Precio VPN(4,5%) VPN(4,5%) VPN(4,5%)
7 $-66.712.181 $-69.568.165 $-69.241.324 10 $-64.081.681 $-68.161.658 $-67.694.742 13 $-61.451.181 $-66.755.151 $-66.148.161
Bolsa
16 $-58.820.682 $-65.348.645 $-64.601.579 7 $ -4.467.772 $ -7.323.756 $ -6.996.915
10 $ -1.837.272 $ -5.917.249 $ -5.450.333 13 $ 793.227 $ -4.510.742 $ -3.903.752
Contrato
16 $ 3.423.727 $ -3.104.236 $ -2.357.170 Alternativa No 1 2 3 Precio VPN(5,7%) VPN(5,7%) VPN(5,7%)
7 $-60.083.178 $-62.635.486 $-62.343.398 10 $-57.732.377 $-61.378.533 $-60.961.264 13 $-55.381.577 $-60.121.579 $-59.579.129
Bolsa
16 $-53.030.777 $-58.864.625 $-58.196.995 7 $ -7.619.641 $-10.171.950 $ -9.879.862
10 $ -5.268.841 $ -8.914.996 $ -8.497.727 13 $ -2.918.041 $ -7.658.043 $ -7.115.593
Contrato
16 $ -597.240 $ -6.401.089 $ -5.733.459
También cabe destacar que aunque algunas rentabilidades no alcanzan a ser rentables se
acercan mucho a ser positivas y por ende con un ligero cambio en los ingresos
operacionales ya sea por precio de contrato o por precio de CER pueden llegar a ser viables
y mucho más pensando que si se toma un periodo de 25 años la rentabilidad aumenta.
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Otro factor importante que cabe mencionar es que según las nuevas leyes de energías
renovables que se están implementando en Colombia, una parte de las utilidades de las
ventas (50%) por CERS se tiene que invertir en la región donde esta generando la empresa,
reduciendo los ingresos de esta herramienta alternativa y de esta manera generando que
ninguna de las alternativas alcance a ser rentable.
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Escenario 1: Proyecciones Financieras a Costo Promedio de Bolsa Flujo de caja año 0 año 1 año 2 año 3 año 4 año 5 año 6 año 7 año 8 año 9 año 10 año 11 año 12 año 13 Saldo inicial 0 391.051 -512.509 -1.330.847 -2.068.225 -2.728.691 -3.316.091 -3.834.078 -4.286.122 -4.675.521 -5.005.407 -5.278.756 -5.600.726 -5.871.671préstamo 14.326.479 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Capital 6.139.920 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Ventas 0 1.244.664 1.244.664 1.244.664 1.244.664 1.244.664 1.244.664 1.244.664 1.244.664 1.244.664 1.244.664 1.244.664 1.244.664 1.244.664Ingresos 20.466.399 1.635.715 732.155 -86.183 -823.561 -1.484.027 -2.071.427 -2.589.414 -3.041.458 -3.430.857 -3.760.743 -4.034.092 -4.356.062 -4.627.007 Equipos 14.283.371 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Subestación 1.573.000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Construcción 3.533.500 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Impuestos 685.477 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Costos de OyM 0 443.802 443.802 443.802 443.802 443.802 443.802 443.802 443.802 443.802 443.802 546.134 546.134 546.134Interés 0 988.097 938.692 891.758 847.170 804.811 764.571 726.342 690.025 655.524 622.748 591.610 562.030 533.928Amortización deuda 0 716.324 680.508 646.482 614.158 583.450 554.278 526.564 500.236 475.224 451.463 428.890 407.445 387.073Egresos 20.075.348 2.148.223 2.063.002 1.982.042 1.905.130 1.832.064 1.762.651 1.696.708 1.634.063 1.574.550 1.518.012 1.566.634 1.515.609 1.467.135Saldo final caja 391.051 -512.509 -1.330.847 -2.068.225 -2.728.691 -3.316.091 -3.834.078 -4.286.122 -4.675.521 -5.005.407 -5.278.756 -5.600.726 -5.871.671 -6.094.142Flujo libre de caja -19.684.298 -512.509 -1.330.847 -2.068.225 -2.728.691 -3.316.091 -3.834.078 -4.286.122 -4.675.521 -5.005.407 -5.278.756 -5.600.726 -5.871.671 -6.094.142Flujo de caja año 14 año 15 año 16 año 17 año 18 año 19 año 20 Saldo inicial -6.094.142 -6.270.563 -6.403.237 -6.494.350 -6.545.982 -6.560.105 -6.538.595 Préstamo 0 0 0 0 0 0 0 Capital 0 0 0 0 0 0 0 Ventas 1.244.664 1.244.664 1.244.664 1.244.664 1.244.664 1.244.664 1.244.664 Ingresos -4.849.478 -5.025.899 -5.158.573 -5.249.687 -5.301.318 -5.315.441 -5.293.932 Equipos 0 0 0 0 0 0 0 Subestación 0 0 0 0 0 0 0 Construcción 0 0 0 0 0 0 0 Impuestos 0 0 0 0 0 0 0 Costos de OyM 546.134 546.134 546.134 546.134 546.134 546.134 546.134 Interés 507.232 481.870 457.777 434.888 413.144 392.486 372.862 Amortización deuda 367.719 349.333 331.867 315.273 299.510 284.534 270.307 Egresos 1.421.085 1.377.337 1.335.777 1.296.295 1.258.787 1.223.154 1.189.303 Saldo final caja -6.270.563 -6.403.237 -6.494.350 -6.545.982 -6.560.105 -6.538.595 -6.483.235 Flujo libre de caja -6.270.563 -6.403.237 -6.494.350 -6.545.982 -6.560.105 -6.538.595 -6.483.235
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Análisis de sensibilidad variando el WACC VPN WACC factor $ -87.832.862,57 2,55% 0,50
$ -83.483.749,28 3,06% 0,60 $ -79.456.407,35 3,57% 0,70 $ -75.723.422,54 4,08% 0,80
$ -72.259.941,81 4,59% 0,90 $ -69.043.416,36 5,10% 1,00 $ -66.053.371,90 5,61% 1,10
$ -63.271.203,33 6,12% 1,20 $ -60.679.990,99 6,63% 1,30 $ -58.264.336,09 7,14% 1,40
$ -56.010.213,29 7,65% 1,50 $ -53.904.838,41 8,17% 1,60 $ -51.936.549,74 8,68% 1,70
$ -50.094.701,52 9,19% 1,80 $ -48.369.568,04 9,70% 1,90 $ -46.752.257,55 10,21% 2,00
Análisis de Sensibilidad Variando el WACC
$-100.000.000
$-80.000.000
$-60.000.000
$-40.000.000
$-20.000.000
$-0% 2% 4% 6% 8% 10% 12%
WACC
VPN
(US)
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Razones financieras Nivel endeudamiento Cobertura intereses
año 0 año 1 año 2 año 3 año 4 año 5 año 6 año 0 año 1 año 2 año 3 año 4 año 5 año 6 0,71716 0,75179 0,79246 0,84079 0,89906 0,97053 1,06005 0,00000 -0,17066 -0,17965 -0,18910 -0,19905 -0,20953 -0,22056año 7 año 8 año 9 año 10 año 11 año 12 año 13 año 7 año 8 año 9 año 10 año 11 año 12 año 13
1,17521 1,32851 1,54218 1,85987 2,45407 3,72163 8,28044 -0,23217 -0,24438 -0,25725 -0,27079 -0,45801 -0,48212 -0,50749año 14 año 15 año 16 año 17 año 18 año 19 año 20 año 14 año 15 año 16 año 17 año 18 año 19 año 20
-27,10623 -4,88068 -2,60500 -1,74050 -1,28595 -1,00612 -0,81685 -0,53420 -0,56232 -0,59191 -0,62307 -0,65586 -0,69038 -0,72671Apalancamiento total Margen neto
año 0 año 1 año 2 año 3 año 4 año 5 año 6 año 0 año 1 año 2 año 3 año 4 año 5 año 6 2,53553 3,02881 3,81829 5,28115 8,90731 32,93332 -17,65227 #¡DIV/0! -0,92935 -0,88966 -0,85195 -0,81613 -0,78209 -0,74976año 7 año 8 año 9 año 10 año 11 año 12 año 13 año 7 año 8 año 9 año 10 año 11 año 12 año 13
-6,70750 -4,04407 -2,84441 -2,16296 -1,68772 -1,36743 -1,13735 -0,71905 -0,68987 -0,66215 -0,63582 -0,69302 -0,66925 -0,64667año 14 año 15 año 16 año 17 año 18 año 19 año 20 año 14 año 15 año 16 año 17 año 18 año 19 año 20
-0,96442 -0,82995 -0,72261 -0,63510 -0,56255 -0,50153 -0,44960 -0,62523 -0,60485 -0,58549 -0,56710 -0,54963 -0,53304 -0,51727Indice dupont
año 0 año 1 año 2 año 3 año 4 año 5 año 6 -0,02451 -0,06389 -0,06787 -0,07258 -0,07826 -0,08522 -0,09393
año 7 año 8 año 9 año 10 año 11 año 12 año 13 -0,04480 -0,04743 -0,05051 -0,05417 -0,06646 -0,07293 -0,08102 año 14 año 15 año 16 año 17 año 18 año 19 año 20
-0,09141 -0,10523 -0,12447 -0,15305 -0,20602 -0,31895 -0,72490
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Escenario 2: Proyecciones financieras a costos promedio de contratos Flujo de caja año 0 año 1 año 2 año 3 año 4 año 5 año 6 año 7 año 8 año 9 año 10 año 11 año 12 año 13 Saldo inicial 0 391.051 -297.397 -900.601 -1.354.062 -1.661.829 -1.827.749 -1.855.473 -1.748.473 -1.510.047 -1.143.326 -651.285 -139.084 492.923préstamo 14.326.479 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Capital 6.139.920 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Ventas 0 1.459.775 1.459.799 1.528.581 1.597.363 1.666.144 1.734.926 1.803.708 1.872.489 1.941.271 2.010.053 2.078.835 2.147.616 2.216.398Ingresos 20.466.399 1.850.826 1.162.402 627.980 243.301 4.315 -92.823 -51.765 124.016 431.224 866.727 1.427.550 2.008.532 2.709.321 Equipos 14.283.371 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Subestación 1.573.000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Construcción 3.533.500 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Impuestos 685.477 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Costos de OyM 0 443.802 443.802 443.802 443.802 443.802 443.802 443.802 443.802 443.802 443.802 546.134 546.134 546.134Interés 0 988.097 938.692 891.758 847.170 804.811 764.571 726.342 690.025 655.524 622.748 591.610 562.030 533.928Amortización deuda 0 716.324 680.508 646.482 614.158 583.450 554.278 526.564 500.236 475.224 451.463 428.890 407.445 387.073Egresos 20.075.348 2.148.223 2.063.002 1.982.042 1.905.130 1.832.064 1.762.651 1.696.708 1.634.063 1.574.550 1.518.012 1.566.634 1.515.609 1.467.135Saldo final caja 391.051 -297.397 -900.601 -1.354.062 -1.661.829 -1.827.749 -1.855.473 -1.748.473 -1.510.047 -1.143.326 -651.285 -139.084 492.923 1.242.186Flujo libre de caja -19.684.298 -297.397 -900.601 -1.354.062 -1.661.829 -1.827.749 -1.855.473 -1.748.473 -1.510.047 -1.143.326 -651.285 -139.084 492.923 1.242.186Flujo de caja año 14 año 15 año 16 año 17 año 18 año 19 año 20 Saldo inicial 1.242.186 2.106.281 3.082.905 4.169.871 5.365.101 6.666.621 8.072.555 Préstamo 0 0 0 0 0 0 0 Capital 0 0 0 0 0 0 0 Ventas 2.285.180 2.353.962 2.422.743 2.491.525 2.560.307 2.629.089 2.697.870 Ingresos 3.527.366 4.460.243 5.505.649 6.661.397 7.925.408 9.295.710 10.770.426 Equipos 0 0 0 0 0 0 0 Subestación 0 0 0 0 0 0 0 Construcción 0 0 0 0 0 0 0 Impuestos 0 0 0 0 0 0 0 Costos de OyM 546.134 546.134 546.134 546.134 546.134 546.134 546.134 Interés 507.232 481.870 457.777 434.888 413.144 392.486 372.862 Amortización deuda 367.719 349.333 331.867 315.273 299.510 284.534 270.307 Egresos 1.421.085 1.377.337 1.335.777 1.296.295 1.258.787 1.223.154 1.189.303 Saldo final caja 2.106.281 3.082.905 4.169.871 5.365.101 6.666.621 8.072.555 9.581.122 Flujo libre de caja 2.106.281 3.082.905 4.169.871 5.365.101 6.666.621 8.072.555 9.581.122
Depreciación total 20.879.491,00 969.493,54 969.493,54 hasta el año 20Maquinaria 14.283.370,80 714.168,54 714.168,54 Subestación 1.573.000,00 78.650,00 78.650,00 Construcción civil 3.533.500,00 176.675,00 176.675,00
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Amortización año 0 año 1 año 2 año 3 año 4 año 5 año 6 año 7 año 8 año 9 año 10 año 11Préstamo 14.326.479,29 13.610.155,33 12.929.647,56 12.283.165,18 11.669.006,92 11.085.556,58 10.531.278,75 10.004.714,81 9.504.479,07 9.029.255,12 8.577.792,36 8.148.902,74Amortización 0,00 716.323,96 680.507,77 646.482,38 614.158,26 583.450,35 554.277,83 526.563,94 500.235,74 475.223,95 451.462,76 428.889,62Interés (7,26%) 0,00 988.097,28 938.692,41 891.757,79 847.169,90 804.811,41 764.570,84 726.342,30 690.025,18 655.523,92 622.747,73 591.610,34Amortización año 12 año 13 año 14 año 15 año 16 año 17 año 18 año 19 año 20 Préstamo 7.741.457,61 7.354.384,72 6.986.665,49 6.637.332,21 6.305.465,60 5.990.192,32 5.690.682,71 5.406.148,57 5.135.841,14 Amortización 407.445,14 387.072,88 367.719,24 349.333,27 331.866,61 315.273,28 299.509,62 284.534,14 270.307,43 Interés (7.26%) 562.029,82 533.928,33 507.231,91 481.870,32 457.776,80 434.887,96 413.143,56 392.486,39 372.862,07
Análisis de sensibilidad variando el WACC
VPN WACC Factor $ -4.737.050,25 2,55% 0,50 $ -6.528.577,47 3,06% 0,60 $ -7.666.102,04 3,42% 0,67 $ -9.550.088,82 4,08% 0,80 $ -10.817.766,83 4,59% 0,90 $ -11.945.262,97 5,10% 1,00 $ -12.946.851,70 5,61% 1,10 $ -13.835.325,23 6,12% 1,20 $ -14.622.152,87 6,63% 1,30 $ -14.839.946,94 6,79% 1,33 $ -15.930.967,40 7,65% 1,50 $ -16.470.476,26 8,17% 1,60 $ -16.943.594,71 8,68% 1,70 $ -17.357.013,09 9,19% 1,80 $ -17.716.745,66 9,70% 1,90 $ -18.028.200,99 10,21% 2,00
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Análisis de Sensibilidad Variando el WACC
$-20.000.000 $-18.000.000 $-16.000.000 $-14.000.000 $-12.000.000 $-10.000.000 $-8.000.000 $-6.000.000 $-4.000.000 $-2.000.000
$-0% 2% 4% 6% 8% 10% 12%
WACC
VPN
(US)
Razones Financieras
Nivel endeudamiento Cobertura intereses año 0 año 1 año 2 año 3 año 4 año 5 año 6 año 0 año 1 año 2 año 3 año 4 año 5 año 6
0,71716 0,74296 0,77210 0,80161 0,83078 0,85865 0,88399 0,00000 0,04704 0,04954 0,12928 0,21727 0,31417 0,42067año 7 año 8 año 9 año 10 año 11 año 12 año 13 año 7 año 8 año 9 año 10 año 11 año 12 año 13
0,90534 0,92100 0,92923 0,92838 0,92789 0,91672 0,89421 0,53750 0,66547 0,80543 0,95827 0,95199 1,12448 1,31248año 14 año 15 año 16 año 17 año 18 año 19 año 20 año 14 año 15 año 16 año 17 año 18 año 19 año 20
0,86052 0,81678 0,76488 0,70727 0,64656 0,58521 0,52530 1,51716 1,73975 1,98157 2,24402 2,52861 2,83694 3,17072Apalancamiento total Margen neto
año 0 año 1 año 2 año 3 año 4 año 5 año 6 año 0 año 1 año 2 año 3 año 4 año 5 año 62,53553 2,89044 3,38784 4,04050 4,90931 6,07445 7,62027 #¡DIV/0! -0,64504 -0,61117 -0,50797 -0,41512 -0,33128 -0,25531
año 7 año 8 año 9 año 10 año 11 año 12 año 13 año 7 año 8 año 9 año 10 año 11 año 12 año 139,56402 11,65840 13,12967 12,96310 12,86725 11,00789 8,45228 -0,18624 -0,12328 -0,06570 -0,01293 -0,01366 0,03258 0,07528año 14 año 15 año 16 año 17 año 18 año 19 año 20 año 14 año 15 año 16 año 17 año 18 año 19 año 20
6,16964 4,45790 3,25321 2,41614 1,82934 1,41088 1,10659 0,11479 0,15143 0,18547 0,21714 0,24666 0,27423 0,30001Índice dupont
año 0 año 1 año 2 año 3 año 4 año 5 año 6 -0,02451 -0,05140 -0,05328 -0,05067 -0,04721 -0,04275 -0,03718
año 7 año 8 año 9 año 10 año 11 año 12 año 13 -0,03040 -0,02237 -0,01313 -0,00281 -0,00323 0,00828 0,02029
año 14 año 15 año 16 año 17 año 18 año 19 año 20 0,03231 0,04387 0,05451 0,06388 0,07175 0,07805 0,08278
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6. Conclusiones
• Mediante el análisis que se hizo en la viabilidad económica de los dos escenarios del
proyecto, se pudo ver que el funcionamiento de una granja eólica en el país todavía no
tiene un carácter económico fuerte para ser competitiva en el mercado de energía en
Colombia. Esto se debe a que los precios existentes de bolsa y contratos no logran que el
proyecto recupere la inversión en el largo plazo ya sea por no alcanzar un mínimo de
ventas requerido (debido al precio) o igualmente porque no se genera el capital necesario
para recuperar los pasivos generados por la deuda.
• En el escenario de precios de contratos, las oportunidades que tiene el proyecto de llegar
a ser rentable son interesantes. Esto se observa mediante los retornos obtenidos por el
valor presente neto, ya que aunque no son positivos no son demasiado bajos. Si el
periodo utilizado por el proyecto para observar la viabilidad financiera llegara a ser de
25 años -como lo aconseja la empresa canadiense Reetscreen- el proyecto llegaría a ser
rentable. Claro que cabe mencionar que la vida útil de los aerogeneradores es de 25 años
tiempo donde se tienen que realizar inversiones importantes de capital.
• Igualmente, es importante anotar que el aumento en el precio durante los años no es
tenido en cuenta en el escenario de la bolsa debido a la complejidad de su calculo,
afectando el desarrollo de la rentabilidad. El cambio de este precio debe analizarse con
cuidado ya que los cambios por inflación y por el fenómeno del niño pueden ser
interesantes para la rentabilidad de la empresa. Por otro lado, el aumento periódico
tomado para el precio de contratos es un poco conservador, dejando una oportunidad de
rentabilidad latente con un aumento discreto del mismo.
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• Adicionalmente, el proyecto cuenta con incentivos económicos importantes tales como
el Mecanismo de Desarrollo Limpio que puede ser una herramienta fundamental para
hacer viable los proyectos por medio de energías renovables. Este mecanismo, además
de ayudar a disminuir los gases de efecto invernadero, incentiva la transferencia de
capitales y tecnología a países como Colombia, todavía en proceso de desarrollo.
• Debido a que el proyecto aquí descrito tiene una generación de energía no tan alta
(12MW) no aprovecha de gran manera las economías de escala que tiene la tecnología
eólica. En caso de generar más energía con un número mayor de aerogeneradores con
una mayor potencia –alrededor de 1.3 MW- se pueden obtener beneficios adicionales
debido a la inversión inicial y el desarrollo del precio de generación por parte de la
empresa.
• Las tasas de interés son muy importantes para la rentabilidad del proyecto. Gran parte de
las utilidades dependen del apalancamiento financiero que tenga la empresa, y en gran
medida un buen préstamo por parte de las organizaciones internacionales puede
beneficiar la viabilidad del proyecto. En estos momentos se cuenta con diferentes
organizaciones internacionales que apoyan inversiones de capital para nuevos proyectos
como el BID (Banco Interamericano de Desarrollo), el Banco Mundial, la CAF
(Corporación Andina de Fomento) entre otros.
• Es necesario la creación de un marco regulatorio que incentive la entrada de nuevas
tecnologías al mercado de energía en Colombia. En el caso de la tecnología eólica, se
necesita redefinir las reglas impuestas por penalizaciones y costos por desviaciones. Por
otro lado, es necesario un marco político que se centre en las energías que producen por
medios limpios tratando de incentivar la inversión privada y de este modo seguir la
tendencia internacional ya que en un mediano plazo, en consecuencia de la destrucción
del medio ambiente, estas tecnologías van a ser muy importantes en el mercado
eléctrico.
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• De acuerdo a las nuevas leyes de energía renovable al menos el cincuenta por ciento
(50%) de los recursos obtenidos por la venta de certificados de emisión de bióxido de
carbono deben ser invertidos en obras de beneficio social en la
región donde opera el generador de electricidad. Esto tiene que ser tenido en cuenta con
cuidado en el proyecto ya que las utilidades adicionales por venta de estos certificados
se verían reducidas en un groso modo afectando de una u otra manera la viabilidad del
proyecto.
• En estos momentos es muy rentable invertir en la tecnología eólica, ya que de las
energías renovables que existen en el mercado la eólica es la tecnología que más avanza
globalmente, disminuyendo cada vez más los costos de generación. Mediante la
inversión en esta tecnología en el corto plazo se esta invirtiendo en tecnologías
ambientales que en el largo plazo van a ser muy importantes en el mercado económico
mundial, es decir, Colombia empezara a formar parte de la nueva ola ambiental y tendrá
mayores conocimientos y posibilidades cuando el mercado ecológico se haga más fuerte.
• El mercado de los certificados de reducción de emisiones (CERS) esta en constante
crecimiento y puede llegar a ser un negocio interesante para países en vía de desarrollo,
no solo por los ingresos económicos que implica para el país sino también por la
facultad que tiene para incentivar características tales como empleo, tecnología,
desarrollo humanitario, en regiones apartadas.
• Un factor preponderante en el estudio de factibilidad que no es tomado en cuenta en este
trabajo es la devaluación del peso colombiano frente al dólar. Este afecta de forma
importante la deuda adquirida y por ende los diferentes flujo de caja. Por otro lado los
precios manejados y por ende las ventas de energía también se ven afectados, generando
un poco de incertidumbre adicional hacia el proyecto.
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• Los proyectos de generación de energía por medios eólicos son una opción interesante
para abastecer regiones donde el servicio de electricidad no ha sido instaurado en el país.
Cabe recalcar que la energización rural con medios eólicos puede ayudar a fomentar el
desarrollo económico y social de regiones atrasadas en el ámbito nacional, que por
medio de la incorporación de energía, el aumento del empleo y la entrada de inversión
pueden llegar a un crecimiento sostenible. Todo lo anterior complementado con métodos
alternativos de generación tales como autogeneración o generación distribuida que a
través del viento pueden producir electricidad.
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7. Bibliografía
• Energías Para un Desarrollo Sostenible. Ensayos Sobre Gestión Ambiental de los
Recursos energéticos. Catalina Saravia Perry. Medio Ambiente y Energía. Bogotá.
1999.
• Manual de Aplicación de la Energía Eólica. Alvaro Pinilla S. Ministerio de Minas y
Energía, Instituto de Ciencias Nucleares y Energías Alternativas. Julio 1997.
• Plan de Expansión de Referencia Generación Transmisión 1998-2010. Unidad de
Planeación Minero Energética.
• Plan de Expansión de Referencia Generación Transmisión 2002-2011. Unidad de
Planeación Minero Energética.
• Plan Indicativo de Expansión de Cobertura del Servicio de Energía Eléctrica.
Unidad de Planeación Minero Energética.
• Estadísticas Minero Energéticas 1991-2002. Unidad de Planeación Minero Energética.
• Plan Energético Nacional. Estrategia Energética Integral. Visión 2003-2020.
Unidad de Planeación Minero Energética.
• Memorias al Congreso Nacional 2001-2002. Ministerio de Minas y Energía. • IEA wind Energy Annual Report 1998. International Energy Agency (IEA) Executive
Committee for the Implementing Agreement for Co-operation in the Research and
Development Of Wind Turbine System. April, 1999.
• IEA wind energy annual report 2000. International Energy Agency (IEA) Executive
Committee for the Implementing Agreement for Co-operation in the Research and
Development Of Wind Turbine System. April, 2001.
• Guía Para la Utilización de Energía Eólica para generación de Energía Eléctrica,
versión 0.1. Unidad de Planeación Minero Energética. Bogotá. Marzo 2003.
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• Estudio Sobre Viabilidad Técnico Económica de Plantas de Generación Eólica en
Colombia. Proyecto de Grado. Ana Maria Ramírez. Universidad de los Andes. Bogotá,
Julio del 2002.
• Subsidio Necesario Para la Aplicación de Energía Eólica en San Andrés y la
Guajira. Proyecto de Grado. Londoño Gómez Santiago. Universidad de los Andes.
Bogotá, Febrero del 2003.
• Estudio de Estrategia Nacional Para la Implementación del MDL en Colombia.
Ministerio del Medio Ambiente. Bogotá, abril 2000.
• Portafolio Colombiano de Proyectos Para el MDL, Sector Energía. Academia
Colombiana de Ciencias Exactas, Físicas y Naturales (ACCEFYN). Humberto
Rodríguez, Fabio González. Colección Jorge Álvarez Lleras.
Direcciones Electrónicas
• www.creg.gov.co
• www.upme.gov.co
• www.windpower.dk
• www.ewea.org
• www.retscreen.gc.ca
• www.mem.gov.co
• www.isa.gov.co
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8. Anexos
8.1 Tecnologías sustitutas
Se pueden mencionar dos clases de tecnologías sustitutas en el mercado de la energía
eléctrica , la electricidad generada por medios renovables y la generada por medios no
renovables, la energía eólica hace parte como se ha mencionado anteriormente a las
energías renovables. En Colombia el gobierno y las entidades privadas solo se han centrado
en utilizar centrales hidroeléctricas, térmicas y en las zonas aisladas se implementa la
autogeneración y cogeneración de electricidad a partir de materiales contaminantes tales
como el gas, bagazo y otros energéticos. Es decir que la historia colombiana se remite a
usar medios no renovables en el sector eléctrico, y de alguna manera, estos entran a ser
productos sustitutos de las granjas eólicas.
Por otro lado, existen otras fuentes renovables de generación de energía tales como la
Biomasa, la geotermia, la mareomotriz, que compiten igualmente como proyectos
potenciales para cuidar el medio ambiente
8.1.1 Biomasa
Esta es la energía renovable más variada, que se clasifica según su origen en: natural,
residual, cultivos energéticos y excedentes agrícolas.
La Biomasa consiste en convertir en calor, electricidad o combustible la energía solar
almacenada en plantas terrestres y acuáticas, o en los residuos procedentes de la agricultura
y los animales.
Un proceso importante de generación por medio de Biomasa es el resultado que arroja la
producción de azúcar, el bagazo. La combustión del bagazo, genera un vapor en las
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calderas de una planta, creando actividad en turbinas y generadores que producen energía
eléctrica.
Los costos de inversión en proyectos con esta tecnología se encuentran en un rango de 630
a 1,170 dólares por KW instalado, con lo que la electricidad producida tiene un costo de 4 a
6 centavos de dólar por KWh generado.
8.1.2 Sistemas Fotovoltaicos
Estos sistemas se caracterizan en que la tecnología disponible en el momento solo permite
tener bajas eficiencias de conversión de energía solar a electricidad, las cuales se
encuentran entre el 10% y el 15%. Los sistemas disponibles para la conexión a la red, son
generalmente de una potencia media y baja (1kW a 1MW), y por esto se debe encontrar
cerca de los sitios donde se consume la electricidad.
Su aplicación en Colombia es limitada debido a sus altos costos comparados con los
sistemas convencionales. Sin embargo, se estima que esta tecnología puede llegar a tener
precios competitivos para el 2018 o 2025, o sea que podría entrar a ser competidor en el
mercado eléctrico en el largo plazo. El costo de un sistema fotovoltaico conectado a la red
oscila entre US$5.000 y US$ 10.000 por kilovatio instalado. Además, los costos de
generación superan los 12 USc por kVh.
8.1.3 Energía Geotérmica
Las plantas geotérmicas aprovechan el calor generado por la tierra debido a las rocas
volcánicas que yacen en las profundidades de la tierra a grandes temperaturas. Además, en
algunos sitios, existen capas rocosas porosas y rocosas impermeables que atrapan agua y
calor de aguas a altas temperaturas y presión, produciendo yacimientos geotérmicos. En
estos sitios se realizan pozos de explotación donde se extraen los fluidos geotérmicos que
consisten de una combinación de agua y vapor. Después el vapor va a ser transmitido a la
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planta donde las turbinas lo reciben y por medio de rotación mueven un generador que
produce energía eléctrica.
La energía geotérmica tiene como ventaja que produce energía constante a lo largo del año,
ya que no depende de variaciones estaciónales como lluvia, viento, caudales de río, etc.
Siendo un complemento ideal para las plantas hidroeléctricas.
En principio, esta clase de energía necesita de una inversión inicial muy alta pero tiene
como incentivo que los costos de producción son bajos comparados con otros recursos
energéticos. En Colombia actualmente se encuentra yacimientos de esta clase en el sur
oriente del país, más exactamente en el volcan Azufral, donde existe un proyecto en curso
con una inversión inicial -de solo factibilidad técnica del yacimiento- estimada en US$
1.300.000.
8.1.4 Mareomotriz
Esta tecnología se basa en los movimientos del mar para producir energía eléctrica
mediante las centrales mareomotrices.
El sistema consiste en aprisionar el agua en el momento de la alta marea y liberarla,
obligándola a pasar por las turbinas durante la bajamar. Cuando la marea sube, el nivel del
mar es superior al del agua del interior de la ría. Abriendo las compuertas, el agua pasa de
un lado a otro del dique, y sus movimientos hacen que también se muevan las turbinas de
unos generadores de corrientes situados junto a los conductos por los que circula el agua.
Cuando por el contrario, la marea baja, el nivel del mar es inferior al de la ría, porque el
movimiento del agua es en sentido contrario que el anterior, pero tamben se aprovecha para
producir electricidad.
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El primer país interesado en usar la energía de las mareas es Francia, quien actualmente en
las costas de Bretaña realiza un proyecto con esta tecnología. El nivel entre la marea alta y
baja alcanza un máximo de 13.5 metros, uno de los índices más altos en el mundo. Este
proyecto tiene un costo alto de inversión para el país, pero se tiene planeado producir
anualmente más de 800 millones de kV/h.
Esta tecnología tiene como ventaja la disponibilidad del recurso en cualquier clima y época
del año, generando unos grados de incertidumbre muy bajos. Pero el traslado de la energía
o más exactamente la producción de la energía tiene un alto costo, ya que los costos de
inversión tienden a ser altos en comparación con el rendimiento de la planta, debido a las
bajas y variadas cargas hidráulicas disponibles. Estas bajas cargas exigen la utilización de
grandes equipos para manejar las grandes cantidades de agua. Por esto se necesita
conjuntamente, una amplitud de mareas importante y un buen sitio especifico para que la
construcción no salga costosa.
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8.2 Atentados a la Infraestructura Eléctrica
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8.3 Características Técnicas Aerogenerador
NORDEX N-50 (800 Kw)
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8.4 Estados Financieros
8.4.1 Escenario 1: Proyecciones Financieras a Costo Promedio de Bolsa
Balance General año 0 año 1 año 2 año 3 año 4 año 5 año 6 año 14 año 15 año 16 año 17 año 18 año 19 año 20 Activos provisiones 195.851 195.851 195.851 195.851 195.851 195.851 195.851 195.851 195.851 195.851 195.851 195.851 195.851 195.851caja 195.851 -512.509 -1.330.847 -2.068.225 -2.728.691 -3.316.091 -3.834.078 -6.270.563 -6.403.237 -6.494.350 -6.545.982 -6.560.105 -6.538.595 -6.483.235Activos fijos Estudio de vientos 195.200 maquinaria y equipos 14.283.371 14.283.371 14.283.371 14.283.371 14.283.371 14.283.371 14.283.371 14.283.371 14.283.371 14.283.371 14.283.371 14.283.371 14.283.371 14.283.371Subestación 1.573.000 1.573.000 1.573.000 1.573.000 1.573.000 1.573.000 1.573.000 1.573.000 1.573.000 1.573.000 1.573.000 1.573.000 1.573.000 1.573.000Construcción civil 3.533.500 3.533.500 3.533.500 3.533.500 3.533.500 3.533.500 3.533.500 3.533.500 3.533.500 3.533.500 3.533.500 3.533.500 3.533.500 3.533.500Depreciación 0 969.494 1.938.987 2.908.481 3.877.974 4.847.468 5.816.961 13.572.910 14.542.403 15.511.897 16.481.390 17.450.884 18.420.377 19.389.871Total activos 19.976.772 18.103.719 16.315.888 14.609.016 12.979.056 11.422.163 9.934.682 -257.751 -1.359.918 -2.420.525 -3.441.650 -4.425.267 -5.373.251 -6.287.384 Pasivos Pasivos L.P 14.326.479 13.610.155 12.929.648 12.283.165 11.669.007 11.085.557 10.531.279 6.986.665 6.637.332 6.305.466 5.990.192 5.690.683 5.406.149 5.135.841Total pasivo 14.326.479 13.610.155 12.929.648 12.283.165 11.669.007 11.085.557 10.531.279 6.986.665 6.637.332 6.305.466 5.990.192 5.690.683 5.406.149 5.135.841Patrimonio Capital 6.139.920 6.139.920 6.139.920 6.139.920 6.139.920 6.139.920 6.139.920 6.139.920 6.139.920 6.139.920 6.139.920 6.139.920 6.139.920 6.139.920Utilidad periodo -489.627 -1.156.729 -1.107.324 -1.060.389 -1.015.802 -973.443 -933.202 -778.196 -752.834 -728.740 -705.852 -684.107 -663.450 -643.826Utilidades retenidas 0 -489.627 -1.646.356 -2.753.680 -3.814.069 -4.829.871 -5.803.314 -12.606.141 -13.384.336 -14.137.170 -14.865.911 -15.571.762 -16.255.870 -16.919.320Total patrimonio 5.650.293 4.493.564 3.386.240 2.325.851 1.310.049 336.606 -596.596 -7.244.417 -7.997.251 -8.725.991 -9.431.843 -10.115.950 -10.779.400 -11.423.225Total pasivo + patri 19.976.772 18.103.719 16.315.888 14.609.016 12.979.056 11.422.163 9.934.682 -257.751 -1.359.918 -2.420.525 -3.441.650 -4.425.267 -5.373.251 -6.287.384 año 7 año 8 año 9 año 10 año 11 año 12 año 13 Activos provisiones 195.851 195.851 195.851 195.851 195.851 195.851 195.851 caja -4.286.122 -4.675.521 -5.005.407 -5.278.756 -5.600.726 -5.871.671 -6.094.142 Activos fijos maquinaria y equipos 14.283.371 14.283.371 14.283.371 14.283.371 14.283.371 14.283.371 14.283.371 Sub estación 1.573.000 1.573.000 1.573.000 1.573.000 1.573.000 1.573.000 1.573.000 Construcciones civil 3.533.500 3.533.500 3.533.500 3.533.500 3.533.500 3.533.500 3.533.500 Depreciación 6.786.455 7.755.948 8.725.442 9.694.935 10.664.429 11.633.922 12.603.416 Total activos 8.513.145 7.154.252 5.854.873 4.612.030 3.320.567 2.080.128 888.163
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Pasivos Pasivos L.P 10.004.715 9.504.479 9.029.255 8.577.792 8.148.903 7.741.458 7.354.385 Total pasivo 10.004.715 9.504.479 9.029.255 8.577.792 8.148.903 7.741.458 7.354.385 Patrimonio Capital 6.139.920 6.139.920 6.139.920 6.139.920 6.139.920 6.139.920 6.139.920 Utilidad periodo -894.974 -858.657 -824.156 -791.379 -862.574 -832.993 -804.892 Utilidades retenidas -6.736.516 -7.631.490 -8.490.147 -9.314.302 -10.105.682 -10.968.256 -11.801.249 Total patrimonio -1.491.570 -2.350.227 -3.174.383 -3.965.762 -4.828.336 -5.661.329 -6.466.221 Total pasivo + patri 8.513.145 7.154.252 5.854.873 4.612.030 3.320.567 2.080.128 888.163
PyG año 0 año 1 año 2 año 3 año 4 año 5 Año 6 año 7 año 8 año 9 año 10 año 11 año 12 año 13 Ingresos oper 0 1.244.664 1.244.664 1.244.664 1.244.664 1.244.664 1.244.664 1.244.664 1.244.664 1.244.664 1.244.664 1.244.664 1.244.664 1.244.664Depreciación 0 969.494 969.494 969.494 969.494 969.494 969.494 969.494 969.494 969.494 969.494 969.494 969.494 969.494costos de OyM 0 443.802 443.802 443.802 443.802 443.802 443.802 443.802 443.802 443.802 443.802 546.134 546.134 546.134Utilidad operacional 0 -168.632 -168.632 -168.632 -168.632 -168.632 -168.632 -168.632 -168.632 -168.632 -168.632 -270.964 -270.964 -270.964Gastos financieros 0 988.097 938.692 891.758 847.170 804.811 764.571 726.342 690.025 655.524 622.748 591.610 562.030 533.928Provisiones 195.851 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes imp 195.851 -1.156.729 -1.107.324 -1.060.389 -1.015.802 -973.443 -933.202 -894.974 -858.657 -824.156 -791.379 -862.574 -832.993 -804.892Impuestos 685.477 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad Neta -489.627 -1.156.729 -1.107.324 -1.060.389 -1.015.802 -973.443 -933.202 -894.974 -858.657 -824.156 -791.379 -862.574 -832.993 -804.892 año 14 año 15 año 16 año 17 año 18 año 19 Año 20 Ingresos oper 1.244.664 1.244.664 1.244.664 1.244.664 1.244.664 1.244.664 1.244.664 Depreciación 969.494 969.494 969.494 969.494 969.494 969.494 969.494 costos de OyM 546.134 546.134 546.134 546.134 546.134 546.134 546.134 Utilidad operacional -270.964 -270.964 -270.964 -270.964 -270.964 -270.964 -270.964 Gastos financieros 507.232 481.870 457.777 434.888 413.144 392.486 372.862 Provisiones 0 0 0 0 0 0 0 Utilidad antes imp -778.196 -752.834 -728.740 -705.852 -684.107 -663.450 -643.826 Impuestos 0 0 0 0 0 0 0 Utilidad Neta -778.196 -752.834 -728.740 -705.852 -684.107 -663.450 -643.826
II. 03 (2) 110
100
8.4.2 Escenario 2: Proyecciones financieras a costos promedio de contratos Balance General año 0 año 1 año 2 año 3 año 4 año 5 año 6 año 7 año 8 año 9 año 10 año 11 año 12 año 13 Activos Provisiones 195.851 195.851 195.851 195.851 195.851 195.851 195.851 195.851 195.851 195.851 195.851 195.851 195.851 195.851 Caja 195.851 -297.397 -900.601 -1.354.062 -1.661.829 -1.827.749 -1.855.473 -1.748.473 -1.510.047 -1.143.326 -651.285 -139.084 492.923 1.242.186 Activos fijos Estudio de vientos 195.200 Maquinaria y equipos 14.283.371 14.283.371 14.283.371 14.283.371 14.283.371 14.283.371 14.283.371 14.283.371 14.283.371 14.283.371 14.283.371 14.283.371 14.283.371 14.283.371 Subestación 1.573.000 1.573.000 1.573.000 1.573.000 1.573.000 1.573.000 1.573.000 1.573.000 1.573.000 1.573.000 1.573.000 1.573.000 1.573.000 1.573.000 Construcción civil 3.533.500 3.533.500 3.533.500 3.533.500 3.533.500 3.533.500 3.533.500 3.533.500 3.533.500 3.533.500 3.533.500 3.533.500 3.533.500 3.533.500 Depreciación 0 969.494 1.938.987 2.908.481 3.877.974 4.847.468 5.816.961 6.786.455 7.755.948 8.725.442 9.694.935 10.664.429 11.633.922 12.603.416 Total activos 19.976.772 18.318.831 16.746.134 15.323.179 14.045.918 12.910.505 11.913.287 11.050.794 10.319.726 9.716.954 9.239.501 8.782.209 8.444.722 8.224.492 Pasivos Pasivos L.P 14.326.479 13.610.155 12.929.648 12.283.165 11.669.007 11.085.557 10.531.279 10.004.715 9.504.479 9.029.255 8.577.792 8.148.903 7.741.458 7.354.385 Total pasivo 14.326.479 13.610.155 12.929.648 12.283.165 11.669.007 11.085.557 10.531.279 10.004.715 9.504.479 9.029.255 8.577.792 8.148.903 7.741.458 7.354.385 Patrimonio Capital 6.139.920 6.139.920 6.139.920 6.139.920 6.139.920 6.139.920 6.139.920 6.139.920 6.139.920 6.139.920 6.139.920 6.139.920 6.139.920 6.139.920 Utilidad periodo -489.627 -941.618 -892.189 -776.472 -663.102 -551.963 -442.940 -335.930 -230.832 -127.548 -25.990 -28.403 69.959 166.842 Utilidades retenidas 0 -489.627 -1.431.244 -2.323.433 -3.099.906 -3.763.008 -4.314.971 -4.757.911 -5.093.841 -5.324.673 -5.452.221 -5.478.211 -5.506.614 -5.436.655 Total patrimonio 5.650.293 4.708.675 3.816.486 3.040.014 2.376.912 1.824.949 1.382.008 1.046.079 815.247 687.699 661.709 633.306 703.265 870.107 Total pasivo + patri 19.976.772 18.318.831 16.746.134 15.323.179 14.045.918 12.910.505 11.913.287 11.050.794 10.319.726 9.716.954 9.239.501 8.782.209 8.444.722 8.224.492 año 14 año 15 año 16 año 17 año 18 año 19 año 20 Activos provisiones 195.851 195.851 195.851 195.851 195.851 195.851 195.851 caja 2.106.281 3.082.905 4.169.871 5.365.101 6.666.621 8.072.555 9.581.122 Activos fijos maquinaria y equipos 14.283.371 14.283.371 14.283.371 14.283.371 14.283.371 14.283.371 14.283.371 Sub estación 1.573.000 1.573.000 1.573.000 1.573.000 1.573.000 1.573.000 1.573.000 Construcciones civil 3.533.500 3.533.500 3.533.500 3.533.500 3.533.500 3.533.500 3.533.500 Depreciación 13.572.910 14.542.403 15.511.897 16.481.390 17.450.884 18.420.377 19.389.871 Total activos 8.119.093 8.126.224 8.243.696 8.469.433 8.801.459 9.237.900 9.776.973 Pasivos Pasivos L.P 6.986.665 6.637.332 6.305.466 5.990.192 5.690.683 5.406.149 5.135.841 Total pasivo 6.986.665 6.637.332 6.305.466 5.990.192 5.690.683 5.406.149 5.135.841 Patrimonio Capital 6.139.920 6.139.920 6.139.920 6.139.920 6.139.920 6.139.920 6.139.920 Utilidad periodo 262.321 356.464 449.339 541.010 631.536 720.975 809.381 Utilidades retenidas -5.269.813 -5.007.492 -4.651.028 -4.201.689 -3.660.679 -3.029.143 -2.308.169 Total patrimonio 1.132.428 1.488.891 1.938.231 2.479.240 3.110.776 3.831.751 4.641.132 Total pasivo + patri 8.119.093 8.126.224 8.243.696 8.469.433 8.801.459 9.237.900 9.776.973
II. 03 (2) 110
101
PyG año 0 año 1 año 2 año 3 año 4 año 5 año 6 año 7 año 8 año 9 año 10 año 11 año 12 año 13 Ingresos oper 0 1.459.775 1.459.799 1.528.581 1.597.363 1.666.144 1.734.926 1.803.708 1.872.489 1.941.271 2.010.053 2.078.835 2.147.616 2.216.398Depreciación 0 969.494 969.494 969.494 969.494 969.494 969.494 969.494 969.494 969.494 969.494 969.494 969.494 969.494costos de OyM 0 443.802 443.802 443.802 443.802 443.802 443.802 443.802 443.802 443.802 443.802 546.134 546.134 546.134Utilidad operacional 0 46.480 46.504 115.285 184.068 252.849 321.631 390.413 459.194 527.976 596.758 563.208 631.989 700.771Gastos financieros 0 988.097 938.692 891.758 847.170 804.811 764.571 726.342 690.025 655.524 622.748 591.610 562.030 533.928Provisiones 195.851 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad antes imp 195.851 -941.618 -892.189 -776.472 -663.102 -551.963 -442.940 -335.930 -230.832 -127.548 -25.990 -28.403 69.959 166.842Impuestos 685.477 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilidad Neta -489.627 -941.618 -892.189 -776.472 -663.102 -551.963 -442.940 -335.930 -230.832 -127.548 -25.990 -28.403 69.959 166.842PyG año 14 año 15 año 16 año 17 año 18 año 19 año 20 Ingresos oper 2.285.180 2.353.962 2.422.743 2.491.525 2.560.307 2.629.089 2.697.870 Depreciación 969.494 969.494 969.494 969.494 969.494 969.494 969.494 costos de OyM 546.134 546.134 546.134 546.134 546.134 546.134 546.134 Utilidad operacional 769.553 838.334 907.116 975.898 1.044.679 1.113.461 1.182.243 Gastos financieros 507.232 481.870 457.777 434.888 413.144 392.486 372.862 Provisiones 0 0 0 0 0 0 0 Utilidad antes imp 262.321 356.464 449.339 541.010 631.536 720.975 809.381 Impuestos 0 0 0 0 0 0 0 Utilidad Neta 262.321 356.464 449.339 541.010 631.536 720.975 809.381