IMPLEMENTACIÓN DE UNA ALIMENTACIÓN DE ENERGÍA …

FACULTAD DE INGENIERÍAS FÍSICO - MECÁNICAS UNIVERSIDAD AUTÓNOMA DE BUCARAMANGA

ESPECIALIZACIÓN EN GERENCIA DE RECURSOS ENERGÉTICOS BUCARAMANGA - SANTANDER

SEPTIEMBRE 2013

IMPLEMENTACIÓN DE UNA ALIMENTACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EXTERNA EN LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PLANTA EL PORVENIR Y PLANTA MONTERREY -

MONTERREY CASANARE

Ing. ALVARO CORTES GUARÍN

Ing. CARLOS AUGUSTO GARCIA SANCHEZ

FACULTAD DE INGENIERÍAS FÍSICO - MECÁNICAS UNIVERSIDAD AUTÓNOMA DE BUCARAMANGA

ESPECIALIZACIÓN EN GERENCIA DE RECURSOS ENERGÉTICOS BUCARAMANGA - SANTANDER

SEPTIEMBRE DE 2013

IMPLEMENTACIÓN DE UNA ALIMENTACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EXTERNA EN LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PLANTA EL PORVENIR Y PLANTA MONTERREY - MONTERREY

CASANARE

ECOPETROL S.A. VICEPRESIDENCIA DE TRANSPORTES Y LOGÍSTICA

Ing. ALVARO CORTES GUARÍN Ing. CARLOS AUGUSTO GARCIA SANCHEZ

TRABAJO DE GRADO PARA OPTAR AL TITULO DE ESPECIALISTA EN GERENCIA DE RECURSOS ENERGÉTICOS

INFORME FINAL

Director de Trabajo de Grado Ing. CESAR YOBANY ACEVEDO ARENAS

Nota de Aceptación:

El Trabajo de Grado Implementación de una Alimentación de Energía Eléctrica Externa en los Sistemas Eléctricos Planta El Porvenir Y Planta Monterrey, presentado por los Ingenieros Ing. Álvaro Cortes Guarín Ing. Carlos Augusto García Sánchez, cumple con los requisitos establecidos para obtener el título de Especialistas en Gerencia de Recursos Energéticos y recibe nota aprobatoria.

Ingeniero Cesar Yobany Acevedo Arenas

Director del Trabajo de Grado

Ciudad, Mes AÑO

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Implementación de una Alimentación de Energía Eléctrica Externa en los Sistemas Eléctricos Planta El Porvenir y Planta Monterrey. Entrega Final Trabajo de Grado – Especialización en Gerencia de Recursos Energéticos

CONTENIDO

1. OBJETO .................................................................................................................................. 9

2. INTRODUCCIÓN ...................................................................................................................... 9

3. PROPÓSITO DEL PROYECTO .................................................................................................. 10

4. DEFINICIÓN DE ANTECEDENTES, BASES Y SUPUESTOS ........................................................... 10

4.1 Antecedentes ................................................................................................................... 10

4.2 Bases ................................................................................................................................ 13

4.3 Supuestos ......................................................................................................................... 17

5. ANÁLISIS TÉCNICO ................................................................................................................ 19

5.1 Flujo de carga ................................................................................................................... 19

6. ANÁLISIS FINANCIERO .......................................................................................................... 24

6.1 Inversiones ....................................................................................................................... 24

6.2 Variables de Entrada:........................................................................................................ 26

6.2.1 Situación Actual ............................................................................................................ 26

6.2.2 Situación con Proyecto ................................................................................................. 27

6.3 Flujo de Caja. .................................................................................................................... 28

6.4 Análisis de Sensibilidad ..................................................................................................... 31

7. CONCLUSIONES .................................................................................................................... 35

8. RECOMENDACIONES ............................................................................................................ 36

9. ANEXOS................................................................................................................................ 37

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LISTA DE TABLAS

Tabla 1: Mantenimiento Anual Generadores Planta Porvenir ....................................................... 12 Tabla 2: Costos por hora hombre dedicadas a cada generador ..................................................... 12 Tabla 3: Costos mantenimientos Overhaul Top End and Mayor .................................................... 12 Tabla 4: Frecuencia horaria intervenciones para mantenimiento .................................................. 13 Tabla 5. Generación de energía promedio registrada ................................................................... 14 Tabla 6. Consumo Diesel año 2010 (Galones) ............................................................................... 14 Tabla 7. Consumo combustible Crudo año 2010 ........................................................................... 15 Tabla 8. Consumo Gas Natural Planta Porvenir a Noviembre 2010................................................ 15 Tabla 9: Costo por Pérdida de Producción por hora de paro de bombeo ....................................... 17 Tabla 10: Inversión aproximada Subestación 115/34.5/0.48kV ..................................................... 24 Tabla 11: Otras inversiones aproximadas ..................................................................................... 25 Tabla 12: Valores promedios, variables de entrada análisis financiero (Situación actual) .............. 26 Tabla 13: Valores promedios, variables de entrada análisis financiero (Situación con Proyecto).... 27 Tabla 14: Flujo de Caja (Situación sin Proyecto) ............................................................................ 29 Tabla 15: Flujo de Caja (Situación con Proyecto) ........................................................................... 30 Tabla 16: Flujo de Caja del Proyecto ............................................................................................. 30

LISTA DE FIGURAS

Figura 1: Comportamiento precio del petróleo en los últimos 5 años ........................................... 11 Figura 2: Consumo diesel TK 5100 durante el 2010 (Galones) ....................................................... 14 Figura 3: Número de horas de paro de bombeo por mes Planta Porvenir ..................................... 16 Figura 4: Número de horas de paro de bombeo por mes Planta Monterrey .................................. 16 Figura 5: Flujo de Carga Sistema Eléctrico Porvenir – Situación Actual .......................................... 21 Figura 6: Flujo de Carga Sistema Eléctrico Monterrey – Situación Actual ...................................... 22 Figura 7: Flujo de Carga Sistema Eléctrico Porvenir y Monterrey – Situación con proyecto ........... 23 Figura 8: Comportamiento de la TIR vs. Horas de parada de la planta con y sin proyecto .............. 31 Figura 9: Comportamiento de la TIR vs. Horas de parada de la planta con y sin proyecto .............. 32 Figura 10: Comportamiento de la TIR vs. Precio de la unidad de energía eléctrica en el mercado . 33 Figura 11: Comportamiento de la TIR vs. Precio del barril del crudo.............................................. 33 Figura 12: Comportamiento de la TIR vs. Inversión del proyecto ................................................... 34

LISTA DE ANEXOS

ANEXO 1: REPORTE Y PLANO DE FLUJO DE CARGA EN ESTADO ESTABLE ........................................38 ANEXO 2: TARIFA PROMEDIO POR EMPRESA - PERÍODO 2010 MENSUAL - SECTOR NO RESIDENCIAL - DEPARTAMENTO CASANARE ...................................................................................................... 68

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GLOSARIO

Alfa Laval: Es una compañía fundada en 1883 por Gustaf de Laval y Oscar Lamm. Las operaciones de Alfa Laval se centran en tres tecnologías claves: transferencia de calor, separación y manejo de fluidos. Para el presente informe, los equipos de Alfa Laval se utilizan en las plantas PORVENIR y MONTERREY para la separación de líquidos mezclados entre sí o partículas sólidas de estos líquidos, como en la extracción y tratamiento del crudo.

Back Up: Respaldo a la operación principal para casos de imprevistos o contingencias.

COP: Abreviación formal del Peso Colombiano (unidad monetaria oficial de Colombia), según norma ISO 4217

Combustible Crudo: es el petróleo que sale directamente de las facilidades de producción, pero en el caso de la planta EL PORVENIR, se somete a una etapa de centrifugado para retirar agua y sedimentos (ver definición ALFA LAVAL); luego, es utilizado como combustible para los moto- generadores.

Costo de Oportunidad: En análisis financiero se entiende como aquel costo en que incurre un inversionista al tomar una decisión y no otra. En toda decisión que se tome hay una renunciación implícita a la utilidad o beneficios que se hubieran podido obtener si se hubiera tomado cualquier otra decisión.

Derrateo: Es la restricción que presenta una máquina para entregar su máxima capacidad de acuerdo a sus valores nominales de fábrica. Normalmente una máquina sufre un derrateo en la potencia que entrega debido la acción, conjunta o individual, de múltiples factores como la altura sobre el nivel del mar, calidad del combustible, estado del mantenimiento, entre otros.

Diesel: Es un tipo de combustible pesado, producto de la destilación del petróleo, que usan los motores de combustión interna tipo Diesel, los cuales se caracterizan porque no tienen carburador pues la explosión interna en los cilindros se realiza al mezclarse el combustible con aire puro, que ha sido previamente calentado a una temperatura muy alta por medio de compresión.

ENERCA: Siglas que abrevian la Empresa de Energía del Casanare.

Energía reactiva: Algunos equipos que se alimentan con electricidad, además de tomar de la red la energía activa requerida para la ejecución de su trabajo, toman otro tipo de energía que se almacena principalmente en forma de campo magnético y no produce trabajo útil, pero es necesaria para que se pueda dar la transformación energética. Ese segundo tipo de energía que no se “gasta” sino que se almacena y se devuelve, es conocida como energía reactiva y ocupa espacio en todos los elementos que constituyen el camino que debe recorrer la energía desde su fuente hasta su usuario final y, por lo tanto todos esos elementos deben dimensionarse adecuadamente para que sean capaces de transportar esa cantidad de energía adicional.

Factor de potencia: Es un factor que se utiliza para cuantificar la relación o la ineficiencia entre la energía activa y la energía total o aparente, que incluye las energías activa y reactiva. La energía

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aparente es la suma geométrica de la energía activa y la energía reactiva, considerando que éstas están a 90° la una de la otra.

kPC: Siglas de Kilo Pie Cubico o su equivalente a 1000 pies cúbicos.

kV: Siglas de Kilo Voltio o su equivalente a 1000 Voltios. El Voltio o Volt (V) es una sigla del Sistema Internacional para el potencial eléctrico, fuerza electromotriz o tensión eléctrica.

kVA: Siglas de Kilo Voltiamperio o su equivalente a 1000 Voltiamperios. El Voltiamperio (VA) es la unidad que designa la potencia aparente de un aparato eléctrico de característica principalmente inductiva cuando funciona con corriente alterna.

kWH: Siglas de Kilo Watio Hora o su equivalente a 1000 vatios-hora. El vatio-hora (Wh), es una unidad de energía expresada en forma de unidades de potencia × tiempo, con lo que se da a entender que la cantidad de energía de la que se habla es capaz de producir y sustentar un vatio (1 W) durante una hora que equivale a 3600 julios. El kWh, equivalente a mil vatios-hora, se usa generalmente para la facturación del consumo eléctrico domiciliario e industrial.

Maintenance Overhaul Mayor: Término propio del manual de operación y mantenimiento de los moto-generadores Caterpillar; se refiere a un tipo de mantenimiento preventivo que el fabricante recomienda realizar según las horas en servicio, este mantenimiento incluye todas las actividades que se realizan en el Overhaul Top End, así como una serie de actividades propias para lograr la “reconstrucción” de la máquina (principalmente la limpieza, revisión y remplazo, si aplica, de partes expuestas al desgaste como bobinas, sellos, cigüeñal, juntas, etc.).

Maintenance Overhaul Top End: Término propio del manual de operación y mantenimiento de los moto-generadores Caterpillar; se refiere a un tipo de mantenimiento preventivo que el fabricante recomienda realizar según las horas en servicio, este mantenimiento incluye remoción, inspección, adecuación y remplazo de los componentes de las cabezas cilíndricas del motor. Adicionalmente, el fabricante recomienda realizar una segunda intervención Top End, la cual incluye las mismas actividades de la primera pero incluye la revisión e inspección de algunos componentes adicionales.

MBTU: Equivale a un millón de BTU. La BTU o BTu es una unidad de energía inglesa cuya abreviatura es British Thermal Unit. Se usa principalmente en los Estados Unidos pero en la mayor parte de los ámbitos de la técnica y la física ha sido sustituida por el julio, que es la unidad correspondiente del sistema internacional. Entre otras 1000 BTU equivale en promedio a un pie cúbico de gas natural, aunque el intervalo de valores se sitúa entre 500 y 1.500 BTU dependiendo de la calidad del gas.

MVA: Siglas de Mega Voltiamperio o su equivalente a 1’000.000 Voltiamperios. El Voltiamperio (VA) es la unidad que designa la potencia aparente de un aparato eléctrico de característica principalmente inductiva cuando funciona con corriente alterna.

Shut down: Apagado total o general de un sistema, proceso o una planta, la cual debió salir de servicio debido a un evento inesperado como una emergencia o una medida cautelar para evitar un problema mayor.

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RMA: Siglas de Rendimiento Mínimo Aceptable o WACC (Weithed Average Cost of Capital) que, en análisis financiero, representa la tasa de descuento que debe utilizarse para descontar los flujos de fondos operativos para evaluar una empresa utilizando el descuento de flujos de fondos. El RMA muestra el valor que crean las corporaciones para los accionistas (rentabilidad del capital invertido), este valor o rentabilidad está por encima del costo de ese capital y sirve para agregar valor cuando se emprenden ciertas inversiones estrategias.

TIR: Siglas de Tasa Interna de Retorno que, en análisis financiero, representa el promedio geométrico de los rendimientos futuros esperados en una inversión y que implica el supuesto de una oportunidad para invertir. En términos simples es la tasa de descuento con la cual el valor actual neto o valor presente neto (VAN o VPN) es igual a cero; es un indicador de la rentabilidad de un proyecto (a mayor TIR mayor rentabilidad) y, por ende, se utiliza para decidir sobre la aceptación o rechazo de un proyecto de inversión.

TRM: La tasa de cambio representativa del mercado es la cantidad de pesos colombianos por un dólar de los Estados Unidos. La TRM se calcula con base en las operaciones de compra y venta de divisas entre intermediarios financieros que transan en el mercado cambiario colombiano, con cumplimiento el mismo día cuando se realiza la negociación de las divisas

USD: Siglas de United States Dollar; moneda oficial de Estados Unidos.

VPN: Siglas de Valor Presente Neto o VAN (Valor Actual Neto) que, en análisis financiero, representa uno de los criterios económicos más ampliamente utilizados en la evaluación de proyectos de inversión. Consiste en determinar la equivalencia en el tiempo 0 de los flujos de efectivo futuros que genera un proyecto y comparar esta equivalencia con el desembolso inicial, cuando dicha equivalencia es mayor que el desembolso inicial, entonces, es recomendable que el proyecto sea aceptado. Su cálculo consiste en descontar al momento actual (es decir, actualizar mediante una tasa) todos los flujos de caja futuros del proyecto; a este valor se le resta la inversión inicial, de tal modo que el valor obtenido es el valor actual neto del proyecto.

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IMPLEMENTACIÓN DE UNA ALIMENTACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EXTERNA EN LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PLANTA EL PORVENIR Y PLANTA MONTERREY

ECOPETROL S.A. – VISEPRESIDENCIA DEL TRANSPORTE

ANÁLISIS TÉCNICO Y FINANCIERO A NIVEL DE PERFIL

1. OBJETO

Realizar un análisis técnico y financiero, a nivel de perfil, del proyecto Implementación de una Alimentación Externa de Energía Eléctrica en los Sistemas Eléctricos de las Plantas Monterrey y Porvenir, en inmediaciones del municipio de Monterrey en el departamento de Casanare. Lo anterior con el fin determinar la viabilidad financiera del proyecto y si amerita proseguir a un análisis a nivel de pre-factibilidad del mismo.

2. INTRODUCCIÓN

El consumo de energía eléctrica representa el principal insumo para las facilidades de los sistemas auxiliares y algunos equipos de producción en el proceso industrial de las plantas Porvenir y Monterrey, así como un rubro importante en los costos operativos; actualmente el fluido de energía eléctrica para estas plantas es suministrado por generación local que utilizan motores que se mueven a base del consumo de combustibles fósiles como el crudo, gas y diesel. Este tipo de generación implica una serie de consecuencias en el proceso productivo, entre las cuales se resalta:

La organización debe asumir completamente la operación y el mantenimiento del sistema de generación de energía.

El factor de disponibilidad de las plantas de transporte se ve comprometido al óptimo funcionamiento de las máquinas.

La organización genera un impacto ambiental al considerar resultado de la quema de combustibles fósiles.

Debido al comportamiento mundial, el costo de los combustibles fósiles tienden a un alza en los precios de compra, representando directamente un riesgo en el aumento de los costos de generación.

En el presente proyecto, mediante una inversión aproximada de COP $5750 millones, se pretende implementar una alimentación externa de energía eléctrica para adquirir el suministro de energía al SIN (Sistema Interconectado Nacional) y, dejando los actuales generadores como respaldo o Back Up, mejorar el proceso productivo en cuanto a:

10


Aumentar el factor de disponibilidad de las Plantas al 99.99%.

Disminuir los costos operativos y de mantenimiento. Disminuir el impacto ambiental derivado del uso de crudo y diesel para generación.

Disponer una infraestructura de suministro de energía eléctrica que permita futuras ampliaciones de carga eléctrica.

Como cualquier negocio de inversión, en el presente documento se realiza un análisis minucioso de las principales implicaciones técnicas, inversiones, costos, gastos y beneficios como resultado de la implementación del proyecto; para contar con un análisis objetivo que permita determinar si vale la pena continuar a una etapa de pre-factibilidad del mismo.

3. PROPÓSITO DEL PROYECTO

El principal propósito del proyecto es aumentar el nivel de confiabilidad y disponibilidad de las Plantas el Porvenir y Monterrey de ECOPETROL S.A., reduciendo significativamente el número y las horas de parada de las plantas por año. Otros beneficios generados por el proyecto se resumen en:

Reducir los costos operativos de las plantas

Mejorar la imagen de la compañía en la disponibilidad del servicio

Retornar beneficios rentables a los inversionistas

Reducir los impactos ambientales por emisiones en la quema de combustibles fósiles.

4. DEFINICIÓN DE ANTECEDENTES, BASES Y SUPUESTOS

Se identifican los siguientes aspectos como datos de partida para el presente análisis:

4.1 Antecedentes:

Inevitablemente, debido a un comportamiento mundial en el mercado del petróleo, el precio de los combustibles derivados, como el crudo y el Diesel, tiende a una constante alza; lo cual genera incertidumbre para el futuro a los compradores de estos combustibles. La Figura 1 se muestra el precio del petróleo (WTI), que se concreta en Texas y que sirve de referencia para Colombia.

11


Figura 1: Comportamiento precio del petróleo en los últimos 5 años

Fuente: UPME (Unidad de Planeación Minero Energética)- Indicadores SIPG – Disponible en http://www.sipg.gov.co

Además de la amenaza del precio incremental, el uso de estos combustibles derivados de recursos no renovables, generan un impacto ambiental considerable que atentan contra la conservación del medio ambiente y la sustentabilidad del país.

En inmediaciones de la Planta Monterrey (aproximadamente a 1km de distancia) se encuentra el recorrido de una línea de transmisión de 115kV, cuya operación pertenece a la Empresa de Energía del Casanare – ENERCA.

Las actuales máquinas de generación superan los 20 años de fabricación y presentan una restricción en el aprovechamiento operativo con un derrateo del 70%1 en cada una de ellas. Lo anterior plantea un interrogante en cuanto a la capacidad de la planta en asumir aumentos de carga considerables.

Generar energía eléctrica localmente implica costos derivados de operación y mantenimiento, los cuales alcanzan los COP $486 millones anuales. La Tabla 1 resume los costos por mantenimiento, mientras que la Tabla 2 resume los costos por hora hombre dedicadas a cada generador.

1 Información suministrada por operadores de la planta, resultado de experiencias pasadas cuando han

intentado cargar los generadores.

160

140

120

100

80

60

40

20

0

2007

-07

2007

-10

2008

-01

2008

-04

2008

-08

2008

-11

2009

-02

2009

-05

2009

-09

2009

-12

2010

-03

2010

-07

2010

-10

2011

-01

2011

-05

2011

-08

2011

-11

2012

-02

2012

-06

http://www.sipg.gov.co/

12


Tabla 1: Mantenimiento Anual Generadores Planta Porvenir

GEN-22010 $ 21,699,359

GEN-22020 $ 13,850,770

GEN-22040 $ 67,064,577

GEN-22050 $ 132,791,218

GEN-22060 $ 88,467,261

Total $ 323,873,185

Fuente: Registros departamento de mantenimiento – ECOPETROL, Sept 2009 a Sept 2010

Tabla 2: Costos por hora hombre dedicadas a cada generador

GEN-22010 763 $ 15,730,688

GEN-22020 604 $ 12,459,563

GEN-22040 1,641 $ 33,839,438

GEN-22050 2,831 $ 58,383,188

GEN-22060 2,062 $ 42,530,813

Total 7,900 $ 162,943,688

Fuente: Registros departamento de mantenimiento – ECOPETROL, Sept 2009 a Sept 2010

Adicionalmente, para los motores generadores del PORVENIR se realizan paradas periódicas para realizar 2 mantenimientos de Overhaul Top End y un Overhaul Mayor2 por ciclo. Las cuales representan costos considerables. La Tabla 3 muestra los costos que representan estas intervenciones de mantenimiento, mientras que la Tabla 4 muestra la frecuencia en que cada uno de ellos se deben realizar en las máquinas.

Tabla 3: Costos mantenimientos Overhaul Top End and Mayor

Descripción MOH (COP) TEND (COP)

Costos Mano de Obra CAT 3512 $ 68,312,996 $ 40,943,115

Costos Repuestos CAT 3512 $ 385,000,000 $ 178,000,000

TOTAL $ 453,312,996 $ 218,943,115

Costos Mano de Obra CAT 3516 $ 68,312,996 $ 40,943,115

Costos repuestos CAT 3516 $ 436,290,558 $ 193,000,000

TOTAL $ 504,603,554 $ 233,943,115

Fuente: Registros departamento de mantenimiento – ECOPETROL, Agosto 2012.

MOH: Maintenance Overhoul (Mayor)

TEND: Top End

2

Ver definiciones en el GLOSARIO.

13


Tabla 4: Frecuencia horaria intervenciones para mantenimiento

Maintenance Intervals for Overhaul Fuel Consumption for 3512 and 3512B Engines RPM: 1800

H =F/R

End Overhaul 1 1,460,000 L (385,000 US gal) 5066

Second Top End Overhaul 2,920,000 L (770,000 US gal) 10132

Major Overhaul 4,380,000 L (1,155,000 US gal) 15197

Maintenance Intervals for Overhaul Fuel Consumption for 3516 and 3516B Engines RPM: 1200

H =F/R

Top End Overhaul 1,942,000 L (512,500 US gal) 7021

Second Top End Overhaul 3,884,000 L (1,025,000 US gal) 14041

Major Overhaul 5,826,000 L (1,537,500 US gal) 21062

Fuente: Registros departamento de mantenimiento – ECOPETROL, Agosto 2012.

H: the number of estimated hours until the overhaul interval.

F: the estimated total amount of fuel consumption of the engine.

R: the rate of fuel consumption in liters per hour or gallons per hour.

Anualmente se destinan COP $244 millones3 de pesos para el mantenimiento de las máquinas ALFA LAVAL para el tratamiento del crudo que consumen los generadores de PORVENIR y los motores de MONTERREY

Es bien conocido que, ante una contingencia que se pueda presentar en el sistema eléctrico, aquel sistema que cuente con generación autónoma e independiente es susceptible a serios requerimientos de estabilidad que, con una considerable probabilidad, resultan en un shut down total; mientras que, un sistema en sincronismo con la red externa o conectado exclusivamente a la misma, cuenta con gran respaldo en estabilidad para responder a los requerimientos del sistema de potencia, mejorando así los niveles de confiablidad. En ese mismo orden de ideas, se han presentado contingencias internas y externas al sistema de potencia que han ocasionado directamente el apagón de toda la planta (ver Figura 3: Número de horas de paro de bombeo por mes).

4.2 Bases:

A continuación se resume los datos que fueron tomados como base para los cálculos del presente análisis:

De acuerdo a los registros de generación, el consumo promedio de las plantas PORVENIR y

MONTERREY es 1632kW; así mismo, en operación normal, el factor de cargabilidad de cada generador es 41% para la planta PORVENIR y del 22% para la planta MONTERREY.

3

Fuente: Resumen gastos de mantenimiento anuales dpto. Mantenimiento ECOPETROL.

14


Tabla 5. Generación de energía promedio registrada Máquina kW

PLA

NTA

PO

RV

ENIR

Generador 22010 Diesel 385.15

Generador 22020 Diesel 302.67

Generador 22040 414.7



PLA

NTA

M

ON

TER

REY

Generador Cummins 174.227

Generador Volvo 53.21

Generador Caterpillar 105.37

Fuente: Registros de parámetros eléctricos realizados desde enero a marzo del año 2011 por el departamento de mantenimiento de las Plantas Porvenir y Monterrey.

Para la planta Porvenir, en condiciones normales, sólo operan los generadores a base de crudo (G-22040, G-22050 y G-22060); mientras que en la Planta Monterrey operan normalmente los tres generadores. Estos generadores operan las 24 horas del día los 7 días a por semana.

Para el año 2010 el consumo del combustible Diesel para generación superó los 80,000 galones y los COP $480 millones en su compra.

Figura 2: Consumo diesel TK 5100 durante el 2010 (Galones)

Fuente: Departamento Mantenimiento – ECOPETROL.

Tabla 6. Consumo Diesel año 2010 (Galones)

Enero 11.925

Febrero 8.974

Marzo 5.398

Abril 7.449

Mayo 7.279

4074 4046.1 4,754 4,629

5712 5963.7 5,398

7,449 7,279 8,974

9,846 11,925

15


Tabla 6. Consumo Diesel año 2010 (Galones)

Junio 4.629

Julio 9.846

Agosto 4.754

Septiembre 4074

Octubre 4046,1

Noviembre 5963,7

Diciembre 5712

total 80.050


Para el año 2010 el consumo del combustible Crudo para generación superó los 21000 barriles

y los USD $1’800.000 en su compra.

Tabla 7. Consumo combustible Crudo año 2010

Total Horas 2010

Consumo Total

Galones Barriles

Generador 22040 6492 305124 7265

Generador 22050 6742 316874 7545

Generador 22060 6369 299343 7127

Total 921341 21937


Para el año 2010 el consumo de Gas Natural para generación superó los 140.000kPC y los USD$532,000 dólares americanos en su compra al año.

Tabla 8. Consumo Gas Natural Planta Porvenir a Noviembre 2010

kPC/día kPC/año m3Gas/año

Generador 180kVA 17 6205 206,713

Generador 750kVA 175 63875 2’067,130

Generador 750kVA 192 70080 2’273,843

Total 140160 4’547,686


El precio promedio de compra del barril de crudo fue de USD $85.12 para el año 2011.

El precio promedio de compra del galón de Diesel fue de COP $6000 para el año 2011.

El costo promedio del KPC (kilo Pie Cúbico) del Gas Natural en el sector industrial es de USD $3.8 para el año 2011.

El precio promedio de la energía eléctrica para el sector industrial, fijado por ENERCA es 315,375 $/kWh (Ver ANEXO 2).

16


Ho

ras

Para el año 2010 la planta PORVENIR registró 42.6 horas de parada, la meta para la panta era de 36 horas de parada por año.

Figura 3: Número de horas de paro de bombeo por mes Planta Porvenir

12

9.4

4.5 4

2.3 1.3 1.57 2.15 1.9

1 0

Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero

2010 2010

10

8 6.5 7

6

4

2 1

0 0 Marzo Abril Marzo Abril 2010 2010

Real (Horas de Paros / Mes) Meta (Horas de Paro / Mes)

Fuente: Registro tomados por departamento de mantenimiento Plantas Porvenir y Monterrey –Ecopetrol año 2009 y 2010.

Para el año 2010 la planta MONTERREY registró 36 horas de parada, la meta para la panta era de 19 horas de parada por año.

Figura 4: Número de horas de paro de bombeo por mes Planta Monterrey

Fuente: Registro tomados por departamento de mantenimiento Plantas Porvenir y Monterrey –Ecopetrol año 2009 y 2010.

Una hora de parada por ingresos no percibidos le cuesta a la planta PORVENIR USD $243.834 y a la planta MONTERREY USD $39.875, sin incluir pérdida de producción diferida multas por Stand By y destrucción o degradación de equipos y componentes, Ver Tabla 9. Siendo la primera la más crítica, no sólo por la diferencia en el costo, sino por su posición en el esquema de producción nacional de cada planta: Una parada de la planta de Monterrey permite que el sistema nacional de transporte continúe produciendo, mientras que una parada en la planta PORVENIR ocasiona que 3 segmentos de la producción nacional se detengan.

12

10

8

6

4

2

0

Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril 2010 2010 2010 2010

0 0

0

3

1.6

1

3.9 4.5

3 4 4

3

7

Real (Horas de Paros / Mes) Meta (Horas de Paro / Mes)

1

Ho

ras

17


Tabla 9: Costo por Pérdida de Producción por hora de paro de bombeo BPD BPH Tarifa (USD) Total

PLANTA PORVERNIR

SEG I 185,400 7,725 5 $ 38,625

SEG II 590,000 24,583 5 $ 122,917

SEG III 395,000 16,458 5 $ 82,292 Sub Total Porvenir $ 243,834

PLANTA MONTERREY

Descargue 32,000 1,333 3 $ 4,000

ODL 82,000 3,417 3 $ 10,250

APIAY 205,000 8,542 3 $ 25,625 Sub Total Monterrey $ 39,875

BPD: Barriles Producidos por Día BPH: Barriles Producidos por Hora

Se considera un horizonte de evaluación de 5 años.

4.3 Supuestos:

Para la realización de algunos cálculos y aproximaciones no se tuvo acceso directo a la información que la alimenta, conseguir esta información implica realizar estudios, cotizaciones, mediciones en sitio, tendencias y/o investigaciones que repercuten en costos que, para esta etapa de perfil, no ameritan. Siempre que se tenga una aproximación de esta información, resultado de experiencias similares y comparaciones, se procede a realizar supuestos para proseguir con el análisis. En una etapa posterior de factibilidad, si el proyecto amerita proseguir con los estudios, se puede validar esta información utilizando los recursos respectivos.

A continuación se resume los supuestos que se consideraron en los principales cálculos y aproximaciones:

Para la línea de transmisión de 115kV de ENERCA, cuyo recorrido se encuentra aproximadamente a 1km de la planta, se plantea los siguientes supuestos:

o Se puede construir una derivación en T desde la línea hasta la Planta el Monterrey.

o Los terrenos que comprenden la servidumbre de la nueva línea, abarcan un área de 10m X 1000m, son rurales, sin construcción ni vivienda directa, de baja incidencia poblacional y bajo impacto económico.

o Dichos terrenos son adquiridos dentro de la inversión del proyecto a un valor de COP $80.000 el metro cuadrado.

Para la línea de transmisión de 34.5kV a construir entre las plantas PORVENIR y MONTERREY, se plantea los siguientes supuestos:

o La extensión de la línea son 7km.

o Los predios disponibles para el recorrido de la línea serían adyacentes al recorrido de los actuales oleoductos, para los cuales, en la actualidad ECOPETROL cuenta con los respectivos derechos para su uso en propósitos productivos.

18


Para la operación actual y futura de las plantas PORVENIR y MONTERREY se asume:

o Los generadores eléctricos mantienen el mismo rendimiento durante los 5 años de evaluación del proyecto. En otras palabras, se asume que el consumo de Crudo y Diesel se mantiene en igual proporción durante el periodo de evaluación.

o El incremento de la demanda de energía eléctrica en Porvenir alcanza los 720Kw adicionales a la carga actual en el horizonte de evaluación, su crecimiento es gradual.

o Debido que el costo de mantenimiento de las ALFA LAVAL incluye el tratamiento del crudo que consume los generadores de PORVENIR y el que consume los motores de MONTERREY, se asume que, al eliminar completamente el consumo de los generadores, este mantenimiento se reduce a dos terceras partes del inicial.

o Aunque en los últimos años se han presentado mayores horas de parada superando la meta establecida en la operación de las plantas (36 horas), para efectos de evaluación, se asume que se presentan 24 horas de paradas constantes para los próximos 5 años. Con lo anterior se puede evaluar las bondades del proyecto frente a las condiciones operativas más optimistas que se pudieran lograr.

o La frecuencia en que se intervienen las máquinas de PORVENIR para realizar mantenimiento overhaul Top End, second Top End and Mayor, se mantienen durante el periodo de evaluación según lo mostrado en la Tabla 3.

Para este tipo de proyecto, el monto para los estudios de Ingeniería (pre-factibilidad,

factibilidad, conceptual, básica y de detalle) son el 25% del total de las inversiones del proyecto.

En cuanto al cálculo financiero, se asume:

o No se considera apalancamiento Financiero para el proyecto; el monto de la inversión las asume directamente la compañía.

o El costo de oportunidad de los inversionistas (WACC) es de 13%EA.

o El TRM para compra del dólar es COP $1800 y se mantiene durante el horizonte de evaluación.

o El IPC (Índice de Precios del Consumidor) es 3% y se mantiene durante el horizonte de evaluación.

o Las siguientes variables crecen a una razón igual al IPC (Índice de Precios del Consumidor):

Precio del Barril del Crudo.

Precio de Galón Diesel.

Precio KPC Gas Natural.

Valor del mantenimiento (Subcontratación, repuestos y mano de obra).

Costo de hora parada de la planta.

Precio unitario de la energía eléctrica.

19


5. ANÁLISIS TÉCNICO

Después de una evaluación de carácter técnica, considerando como válidos los antecedentes, bases y supuestos presentados anteriormente, se plantea la siguiente propuesta, desde el punto de vista técnico, a implementar en el proyecto:

Considerando que existe una línea de transmisión cerca de la planta MONTERREY y que el mayor nivel de distribución está en la planta PORVENIR con un nivel de tensión a 34.5kV. Se considera como mejor opción construir un tramo de línea en 115kV, de aproximadamente 1km, hasta una nueva subestación de 115/34.5/0.48kV en la planta Monterrey. Esta estación permitirá distribuir potencia eléctrica en baja tensión hacia Monterrey y en media tensión (34.5kV) hacia la planta el Porvenir. De esta subestación saldrá una línea de distribución de 34.5kV, de aproximadamente 7km, hasta una subestación en 34.5/0.48kV existente actualmente en la planta PORVENIR (se deberá adicionar una celda de 34.5kV para la llegada de esta línea)

El consumo de energía de la planta PORVENIR y MONTERREY no supera los 2MVA y 0.5MVA respectivamente y, considerando un incremento futuro en el consumo de 750kVA, la subestación de 115/34.5/0.48kV contará con un transformador de 4MVA - 115/34.5kV para suplir el consumo de las plantas PORVENIR y MONTERREY, así como su posible incremento en el consumo a un futuro de 5 años. Adicionalmente, esta subestación tendrá un transformador de 1MVA - 34.5/0.48kV para suplir de energía específicamente las facilidades de la planta MONTERREY. En resumen, para la implementación del proyecto se debe construir:

Línea de transmisión de 115kV de 1km aproximadamente, desde derivación en T línea 115kV existente hasta bahía de 115kV nueva subestación.

Subestación 115/34.5/0.48kV con:

o 1 bahía de 115kV

o 1 transformador de 4MVA

o 1 transformador de 1MVA

o 1 casa de control

o 3 celdas de 34.5kV: 1 de entrada y 2 de salidas.

o 1 celda de 0.48kV.

Línea de transmisión de 34.5kV de 7km aproximadamente, desde celda de salida nueva subestación hasta nueva celda de entrada en subestación existente en PORVENIR.

Celda de entrada a 34.5kV a acoplar al tren de celdas existentes en PORVENIR.

5.1 Flujo de carga

El Flujo de Carga es un análisis donde se modela un sistema eléctrico y, entre otras, se establece, por medio de simulaciones las condiciones de transferencia de potencia desde las fuentes de alimentación hacia las cargas del sistema. Para el presente proyecto, los sistemas eléctricos de PORVENIR y MONTERREY, así como la implementación del proyecto, se modelaron mediante el

20


programa para análisis de sistemas de potencia ETAP PowerStation V 7.5 de OPERATION TECHNOLOGY INC.

Se realizaron simulaciones de flujo de carga para determinar el comportamiento en estado estable del sistema eléctrico considerando dos casos: la condición actual (sin proyecto) y la condición con proyecto donde se modela la infraestructura eléctrica mencionada anteriormente.

En la Figura 5 y Figura 6 se modela el sistema para las condiciones actuales donde las plantas POREVENIR y MONTERREY se alimentan independientemente mediante sus respectivos generadores, mientras que en la Figura 7 se modela el sistema eléctrico considerando el proyecto; en ambos casos se conservó los requerimientos y factores de mayor demanda que se presentan actualmente en las alimentaciones finales de las cargas.

En el ANEXO 1 se presenta el reporte del resultado de las simulaciones de flujo de carga generado por el programa; se destaca los siguientes aspectos:

De acuerdo al análisis de máxima carga a alimentar, y permitiendo la posibilidad de aumento

de carga en el sistema eléctrico, se propone un transformador de 4MVA en la alimentación principal. Así mismo, para alimentar la planta Monterrey se propone un transformador de 1MVA.

En estado estable y en promedio, la red externa de ENERCA aporta 2.14MVA con un factor de potencia de 90.5% inductivo al sistema eléctrico.

El factor de potencia en la alimentación principal del sistema es mayor al 89% (mínimo valor permitido por la regulación eléctrica

La nueva línea en 34.5kV que alimentaría la planta POREVENIR, opera a una cargabilidad aproximada del 9% (por requerimientos mecánicos, el calibre mínimo para construir una línea de distribución a 34.5kV es ASCR 2/0 AWG, el cual está diseñado para 243A nominales).

El transformador de 4MVA opera al 53% de su cargabilidad, mientras que el transformador de 1MVA opera al 38%.

Para la condición de máximo consumo, el factor de potencia supera el 89%, valor máximo permitido por la regulación eléctrica antes de que se generen cobros por exceso de consumo de energía reactiva4. Pero se debe considerar que este valor está muy cerca al límite, es por ello que, en una etapa de prefactibilidad cuando se repitan las simulaciones de flujo de carga, se debe completar la base de datos con registros de parámetros eléctricos de alta resolución; así mismo, se debe adicionar estudios de arranque de motores y se debe simular con mejor estimación las ampliaciones futuras de carga; lo anterior, con el objeto de establecer si es necesario implementar un banco de compensación reactiva.

4

Resolución 108 de 1997 del Ministerio de Minas y Energía - Artículo 25 – Parágrafo 3: “… en caso de que la energía reactiva sea mayor al cincuenta por ciento (50%) de la energía activa (kWh) consumida por el suscriptor o usuario, el exceso sobre este límite se considerará como consumo de energía activa para efectos de determinar el consumo facturable.”

21


Figura 5: Flujo de Carga Sistema Eléctrico Porvenir – Situación Actual C-TR20100-TR2

550 m 3-1/C 1/0

BKR-N(1)

630 A

C-TR20100-TR1

550 m 3-1/C 1/0

B(4)-T2300

34.5 kV

410 j183

418 j190

C(3)-T2300

401 j177

8 j6

BKR-N(2)

630 A

C(3)-TR20100

B(4)-TR20100

34.5 kV

B(4)-TR1

34.5 kV

401

C(3)-TR1

B(4)-TR2

34.5 kV

418

C(3)-TR2 25 m 3-1/C 1/0

BKR-N(3)

630 A

30 m 3-1/C 1/0

410 j183

j177 15 m

3-1/C 1/0

j190 10 m

3-1/C 1/0

GE-2210

1000 kW

S

GE-22050

1100 kW

S

BKR-2200

630 A

C(2)-T2300

6 m 3-1/C 1/0

BKR-20100

630 A

C(2)-TR20100

6 m 3-1/C 1/0

GE-22040

1100 kW

GE-2220

1000 kW

S

GE-22060

1100 kW

S

CB25

630 A

CB30

630 A

0.48 kV

B-GE-2210

0.48 kV

B-GE-22050

TR-2200

2000 kVA

S

0.48 kV TR-20100 B-GE-22040

0.48 kV B-GE-2220

0.48 kV

527

B-GE-22060

-2.5% TapP

-2.5% TapP

BKR-2210-1

2000 A

C-GE2210

40 m

527 j243 BKR-22050-1

2000 A

C-GE-22050

30 m

C(1)-T2300

8 m

2000 kVA

C-TR20100

527 j243

BKR-22040

2000 A

C-GE-22040

BKR-2220 2000 A

C-GE-2220

45 m

12-1/C 750

j243 BKR-22060 2000 A

C-GE-22060

30 m

15-1/C 500

TR1 2000 kVA

TR2 2000 kVA

SWG-1

0.48 kV

12-1/C 750

BKR-2210-2

2000 A Open

2 38

107

15-1/C 500

BKR-22050-2

2000 A

135

411 j191

18-1/C 750

BKR-T2300

2000 A

SWG-20100 (A)

0.48 kV

167

411 j191

8 m

18-1/C 750

QM01

4000 A

197

30 m

15-1/C 500

QM02

2000 A

QM04

Open 2000 A

SWG-20100 (B)

0.48 kV

248

278

QM05

2000 A

MCC-20200 (A)

0.48 kV

200

400 j170

CB26

3500 A

200

MCC-20200 (B)

0.48 kV

16

417 j182 CB31

3500 A

200

200

j0.91

CB-MCC4

800 A

j13

CB-CCM1

630 A

j35

CB-CCM2

630 A

j65

CB-CCM3

630 A

QM9

2000 A

j63 j95

CB-20100

2000 A

QM03

2000 A

j107 j135

CB-20200

2000 A

j85 +5M4

800 A

C-BB41010

75 m

18-1/C 500

j85 +5M5

800 A

C-BB41020

75 m

18-1/C 500

j12 CMM+5M2

800 A

j85 +5M2

800 A

C-BB41030

75 m

18-1/C 500

j85 +5M6

800 A

C-BB41040

75 m

18-1/C 500

CCM4

3 kVA

CCM1

135 kVA

CCM2

378 kVA

CCM3

500 kVA

20100

730 kVA

20200

1030 kVA

200

j85

ME-BB41010

500 HP

200

j85

ME-BB41020

500 HP

MCC-C20300

20 kVA

200

j85

ME-BB41030

500 HP

200

j85

ME-BB41040

500 HP

Fuente: Grupo de Trabajo. Base de datos simulada en el programa ETAP PowerStation V 7.5 de OPERATION TECHNOLOGY INC.

22


GE-3205

Figura 6: Flujo de Carga Sistema Eléctrico Monterrey – Situación Actual

GE-3203 190 kW

765 kW

S GE-3204

765 kW

S

GE-3201 S

180 kW S

0.48 kV

150

j71

B-GE3205

CB(1)-GE3205

0.48 kV

B-GE3204 149

0.48 kV

B-GE3201 35

CB(1)-GE3203

2000 A

BARRA C

0.48 kV

252

2000 A

C-GE3205

30 m

15-1/C 500

CB(2)-GE3205

2000 A

B-N1N2N3

0.48 kV

102 j52

j72 CB(1)-GE3204

2000 A

C-GE3204

40 m

12-1/C 750

CB(2)-GE3204

2000 A

47 j21

j17 CB(1)-GE3201

2000 A

C-GE3201

30 m

15-1/C 500

CB(2)-GE3201

2000 A

35 j16

B-N7N8N9

0.48 kV

Open

C-GE3203

30 m

15-1/C 500

CB(2).GE3203

2000 A

35 j16

j122

CB69

800 A

CB74

2000 A

CB47

800 A

LOAD - BARRA B

80 HP

CB53

2000 A

CB59

800 A

LOAD - BARRA A

60 HP

LOAD - BARRA C

445 kVA


23


Figura 7: Flujo de Carga Sistema Eléctrico Porvenir y Monterrey – Situación con proyecto

C-TR20100-TR2

550 m 3-1/C 1/0

B(4)-T2300

34.5 kV

CB8

0 A

377 j177

BKR-N(1)

630 A

418 j190

C(3)-T2300

25 m 3-1/C 1/0

778 j354

BKR-N(3)

630 A

377 j177

BKR-N(2)

630 A

401 j177

C(3)-TR20100

30 m 3-1/C 1/0

B(4)-TR20100

34.5 kV

C-TR20100-TR1

550 m 3-1/C 1/0

B(4)-TR1

34.5 kV 401 j177

C(3)-TR1

15 m

3-1/C 1/0

B(4)-TR2

34.5 kV 418 j190

C(3)-TR2

10 m

3-1/C 1/0

GE-2210

1000 kW

S

GE-22050

1100 kW

S

BKR-2200

630 A

C(2)-T2300

6 m 3-1/C 1/0

BKR-20100

630 A

C(2)-TR20100

6 m 3-1/C 1/0

GE-22040

1100 kW

GE-2220

1000 kW

S

GE-22060

1100 kW

S

CB25

630 A

CB30

630 A

0.48 kV

B-GE-2210

BKR-2210-1

2000 A

C-GE2210

40 m

0.48 kV

B-GE-22050

BKR-22050-1

2000 A

C-GE-22050

30 m

TR-2200

2000 kVA

C(1)-T2300

8 m

TR-20100

2000 kVA

C-TR20100

S

0.48 kV

B-GE-22040

BKR-22040

2000 A

C-GE-22040

0.48 kV B-GE-2220

BKR-2220

2000 A

C-GE-2220

45 m

12-1/C 750

0.48 kV B-GE-22060

BKR-22060

2000 A

C-GE-22060

30 m

15-1/C 500

-2.5% TapP

TR1

2000 kVA

-2.5% TapP

TR2

2000 kVA

SWG-1

0.48 kV

Open

2

12-1/C 750

BKR-2210-2

2000 A

38

Open

105

15-1/C 500

BKR-22050-2

2000 A

134

376 j171

18-1/C 750

BKR-T2300

2000 A

98

SWG-20100 (A)

0.48 kV

376 j171

8 m

18-1/C 750

QM01

4000 A

196

30 m

15-1/C 500

QM02

2000 A

Open

277

Open

SWG-20100 (B)

0.48 kV

QM04

2000 A

277

QM05

2000 A

Open

MCC-20200 (A)

0.48 kV

200

400 j170

CB26

3500 A

200

MCC-20200 (B)

0.48 kV

16

417 j182

CB31

3500 A

200

200

j0.89

CB-MCC4

800 A

j12

CB-CCM1

630 A

j34

CB-CCM2

630 A

j65

CB-CCM3

630 A

j58

QM9

2000 A

ENERCA

0 MVAsc

j95

CB-20100

2000 A

j134

QM03

2000 A

j134

CB-20200

2000 A

j85

+5M4

800 A

C-BB41010

75 m

18-1/C 500

j85 +5M5

800 A

C-BB41020

75 m

18-1/C 500

j12

CMM+5M2

800 A

j85

+5M2

800 A

C-BB41030

75 m

18-1/C 500

j85

+5M6

800 A

C-BB41040

75 m

18-1/C 500

CCM4

3 kVA

CCM1

135 kVA

CCM2

378 kVA

GE-3205

765 kW

S

CCM3

500 kVA

Bus2

34.5 kV

1923 j867

1585 j697

CB7 0 A

1936 j908

CB5 0 A

T1

4000 kVA

-2.5% TapP

CB6 0 A

338 j170

CB9

0 A

20100

730 kVA

GE-3204

765 kW

S

GE-3201

180 kW

S

20200

1030 kVA

200

j85

ME-BB41010

500 HP

200 j85

ME-BB41020

500 HP

GE-3203

190 kW

S

MCC-C20300

20 kVA

200

j85

ME-BB41030

500 HP

200

j85

ME-BB41040

500 HP

BARRA C

0.48 kV

0.48 kV

Open

254

B-GE3205

CB(1)-GE3205

2000 A

C-GE3205

30 m

15-1/C 500

CB(2)-GE3205

2000 A

CB11

2000 A

336 j160

82

-2.5% TapP

T2

1000 kVA

Cable3

8 m

18-1/C 750

B-N1N2N3

0.48 kV

0.48 kV

Open

B-GE3204

CB(1)-GE3204

2000 A

C-GE3204

40 m

12-1/C 750

CB(2)-GE3204

2000 A

47 j21

0.48 kV

Open

B-GE3201

CB(1)-GE3201

2000 A

C-GE3201

30 m

15-1/C 500

CB(2)-GE3201

2000 A

35 j16

B-N7N8N9

0.48 kV

CB(1)-GE3203

2000 A

C-GE3203

30 m

15-1/C 500

CB(2).GE3203

2000 A

Open

35 j16

j123

CB69

800 A

LOAD - BARRA C

445 kVA

j37

CB74

2000 A

CB47

800 A

LOAD - BARRA B

80 HP

CB53

2000 A

CB59

800 A

LOAD - BARRA A

60 HP


24


6. ANÁLISIS FINANCIERO

6.1 Inversiones:

A continuación se plantea los parámetros básicos que se tuvieron en cuenta para aproximar las inversiones del proyecto. Es importante aclarar que, para esta etapa del perfil del proyecto, no se realizaron cotizaciones directas sobre las inversiones, por el contrario se aproximaron dichas cuantías a partir de cotizaciones ya conocidas para inversiones parecidas pero a diferente escala, conservando una prudente proporción.

Básicamente las inversiones consisten en:

a) Tramo de línea de transmisión de 115kV, desde derivación en T en la línea de ENERCA,

hasta una nueva subestación a construir en la planta Monterrey. Para las condiciones actuales en sitio, se asume un valor de COP $270 millones kilometro construido (incluyendo implementación y puesta en servicio).

b) Línea de transmisión de 34.5kV, desde nueva subestación 115/34.5/0.48kV en la planta MONTERREY, hasta subestación 34.5kV/0.48kV existente en planta PORVENIR. Para las condiciones actuales en sitio, se asume un valor de COP $90 millones kilometro construido (incluyendo implementación y puesta en servicio).

c) Subestación en la planta Monterrey de 115/34.5/0.48kV que se compone de:

o 1 Bahía llegada de línea de transmisión 115kV.

o 1 Transformador trifásico de 4MVA 115kV/34.5kV.

o 1 sala de control.

o 1 Transformador 1MVA 34.5/0.48kV.

o 3 Celdas de control, protección y maniobra 34.5kV (1 entrada y 2 salidas).

o 1 Celda de control, protección y maniobra 0.48kV.

Tabla 10: Inversión aproximada Subestación 115/34.5/0.48kV

Descripción Cantidad V/r unitario

(kUSD) V/r Total (kUSD)

Bahía de línea-configuración barra principal y transferencia-tipo convencional

1 800 800

Bahía de transformador-configuración barra sencilla-tipo convencional

1 350 350

Transformador trifásico 4MVA 115/34.5kV 1 100 100

Celda de control, protección y maniobra tipo metalclad interior 34.5Kv

3 50 150

Casa de control y auxiliares 1 100 100

25


Tabla 10: Inversión aproximada Subestación 115/34.5/0.48kV


(kUSD) V/r Total (kUSD)

Transformador trifásico 1MVA 34.5/0.48kV 1 30 30

Celda de control, protección y maniobra tipo metalclad interior 0.48kV

1 30 30

TOTAL (kUSD) 1560

kUS: Miles de dólares americanos. Fuente: Grupo de trabajo.

d) Adquisición de terrenos para la servidumbre de las líneas. De acuerdo a una aproximación demográfica, para zonas rurales de baja incidencia poblacional y bajo impacto económico en la zona, se asume un valor de $80.000 el metro cuadrado.

e) Celda de control, protección y maniobra a acoplar a tren de celdas existente en la planta PORVENIR.

Tabla 11: Otras inversiones aproximadas


(MCOP) V/r Total (MCOP)

Línea de transmisión 115kV - rural - estructura en celosía un conductor por fase

1 km

270

270

Línea de transmisión 34.5kV - rural - estructura en celosía un conductor por fase

7 km

90

630

Terrenos recorrido línea de transmisión 115kV.

10 000 m2 0.08 800

Celda de control, protección y maniobra tipo metalclad interior 34.5kV

1 unidad 90 90

Estudios de Ingeniería (factibilidad, conceptual, básica y de detalle).

1 unidad 1149.5 1149.5

TOTAL 2939.5 MCOP: Millones de pesos colombianos. Fuente: Grupo de trabajo.

26


6.2 Variables de Entrada:

6.2.1 Situación Actual.

En la Tabla 12 se presenta los valores aproximados de las variables de entrada usadas para los cálculos del análisis financiero actual de las Plantas PORVENIR y MONTERREY; la procedencia de cada una de ellas se ha argumentado a lo largo del presente informe, sin embargo, en la misma tabla se resume la respectiva procedencia.

Tabla 12: Valores promedios, variables de entrada análisis financiero (Situación actual) EXTERNAS O DEL MERCADO

VARIABLE VALOR PROCEDENCIA

TRM COP $ 1.800 Promedio estadísticos Banco de la República

Índice de Precios del Consumidor 3.00% Promedio estadísticos Banco de la República

Precio Promedio Barril Crudo USD $85.12 Valor actual (año 2011) de compra de las plantas

Precio Promedio Galón Diesel COP $6.000 Valor actual (año 2011) de compra de las plantas Precio Promedio kPC Gas Natural USD $3.8 Valor actual (año 2011) de compra de las plantas

INTERNAS O DE MANTENIMIENTO Y PRODUCCIÓN


Generación 22010 385.15 kW

Registros en campo realizados entre Febrero y Marzo de 2011.

Generación 22020 302.67 kW

Generación 22040 414.7 kW Generación 22050 462.7 kW

Generación 22060 468.33 kW Generador Cummins 174.23 kW

Registros en campo realizados entre Enero y Febrero de 2011.

Generador Volvo 53.21 kW

Generador Caterpillar 105.37 kW Promedio Generación Plantas 2366.3 kW Cálculo a partir de valores anteriores

INTERNAS DE MANTENIMIENTO O DE PRODUCCIÓN

Consumo nominal de crudo por hora (Generadores 22040, 22050 y 22060

78.4 galones

Valor de placa de las máquinas

Costo Mantenimiento anual Generador 22040

COP $ 88,662,695

Registro interno administrativo pertenecientes a las plantas


COP $ 153,780,188


COP $ 92,972,171

Consumo anual Gas Natural Generadores Monterrey

140.160 kPC

Costo Mantenimiento según horómetro Overhaul Top End and Mayor

COP $ 957,916,550

Costo mantenimiento anual ALFA LAVAL

COP $ 81’000.000

Una tercera parte del total de costo del mantenimiento de las ALFA LAVAL, para considerar solo el crudo que se consume para generación.

27


Tabla 12: Valores promedios, variables de entrada análisis financiero (Situación actual) Costo Horas Hombre Mant. & Oper. Generador 22040

COP $ 33’839,437.50

Registro interno administrativo pertenecientes a las plantas

Costo Horas Hombre Mant. & Oper. Generador 22050

COP $ 58’383,187.50

Costo Horas Hombre Mant. & Oper. Generador 22060

COP $ 42’530,812.50

Horas generadas al año

8724 Horas Asumiendo que la producción de energía se realiza las 24 horas del día por los 365 días al año menos las horas de parada de la planta.

Ampliación de carga en el horizonte de evaluación

720Kw Según proyectos planeados.

Meta de Horas de parada en el año

24

Meta actual para la planta PORVENIR (año 2011). La más crítica y por ende seleccionada para el análisis.

Costo de una hora de parada para las plantas

USD $ 243.834 Costo para la planta PORVENIR. La más crítica y por ende seleccionada para el análisis.

Fuente: Grupo de Trabajo.

En la Tabla 14 se presenta las cifras estimadas para el flujo de caja de la situación actual de las plantas. En este análisis es importante resaltar que, incluyendo todos los costos de combustibles, operativos y de mantenimiento, a las plantas les cuesta aproximadamente 260 pesos cada kWH generado; por otro lado, las pérdidas económicas debidas a las horas de indisponibilidad superan los 10 mil millones de pesos al año, ahora bien, considerando que las horas de indisponibilidad son debidas a falencias en el sistema de generación, en realidad a las plantas les cuesta 769 pesos cada kWH generado (El precio actual en el mercado rodea los 310 pesos para el sector industrial).

6.2.2 Situación con Proyecto.

En la Tabla 13 se presenta las variables de entrada que definen las cifras calculadas para el análisis financiero cuando entre en funcionamiento el producto del proyecto.

Tabla 13: Valores promedios, variables de entrada análisis financiero (Situación con Proyecto) EXTERNAS O DEL MERCADO


Costo de Energía ENERCA 315.3 COP $/kWh Ver ANEXO 2

Impuestos sobre las utilidades 33% DIAN

Costo de oportunidad de los inversionistas

35% Supuesto referido a valor promedio encontrado en el mercado

INTERNAS O DE MANTENIMIENTO Y PRODUCCIÓN


Consumo de energía año 0 2366.3 kW Igual al calculado en la Tabla 5. Generación de energía promedio registrada

Incremento de consumo de energía por año

144 kW Proporcional directa durante el horizonte de evaluación del proyecto.


Tabla 13: Valores promedios, variables de entrada análisis financiero (Situación con Proyecto) EXTERNAS O DEL MERCADO

Horas generadas al año

8749 Horas Asumiendo que la producción de energía se realiza las 24 horas del día por los 365 días al año menos las horas de parada con proyecto.

Horizonte de evaluación

5 años Supuesto. Se considera que las variables macroeconómicas utilizadas no sufrirán un cambio considerable.

Meta de Horas de parada en el año

12

Máximo número de interrupciones del servicio en el año, que permite la CREG sin imponer sanción para este nivel de tensión. Se asume que cada interrupción equivale a una hora de parada en la planta mientras se normaliza el proceso de producción con los generadores de Back Up.

Fuente: Grupo de Trabajo.

Tabla 15 se presenta las cifras estimadas para el flujo de caja bajo la situación con proyecto. En este análisis se asumió que en cada año se presentan 12 horas de paradas en las plantas (debido al máximo de horas de indisponibilidad permitidos para los activos de uso en el STR, y al tiempo necesario para abastecer la demanda mediante generadores1). Como se mencionó anteriormente, en la Tabla 14: Flujo de Caja (Situación sin Proyecto), se calculó el valor unitario de energía que le cuesta actualmente a la planta generar un kWh (sólo el debido al combustible, a la operación y al mantenimiento); este mismo valor se mantuvo para aproximar los costos por generación local como back up para las condiciones con proyecto. Adicionalmente, a este costo de generación local, se le incrementó un factor de 1.5 veces para considerar tiempos de arranque y estabilización del sistema de generación.

6.3 Flujo de Caja.

En la Tabla 16 se presenta el Flujo de Caja del proyecto resultado de comparar las dos situaciones planteadas anteriormente, y de representar los ahorros logrados al reducir el costo unitario de la energía eléctrica consumida y las horas de parada de las plantas en el año. En ninguna de las dos situaciones se contempló depreciación de equipos o amortización ya que los generadores llevan más de 20 años de operación, tiempo similar de vida para los equipos eléctricos. En esta misma tabla se muestra los cálculos de la TIR (Tasa Interna de Retorno) y el VPN (Valor Presente Neto).

Del resultado de la TIR (51%) se concluye que el proyecto, como está planteado actualmente, es rentable para los inversionistas porque su valor supera considerablemente el mínimo valor de la tasa atractiva para los inversionistas o WACC (13%); por otro lado, el resultado del VPN mayor a cero, además de ratificar que el proyecto es rentable, representa que, al día de hoy, invertir en el proyecto representa unos 5,037 millones de pesos de valor agregado para los inversionistas.

Por otro lado, otro indicador de la rentabilidad del proyecto es el periodo de retorno de la inversión, el cual se alcanza después del segundo año de operación.

28

1 Para el caso de las horas de indisponibilidad de los activos de uso del STR, la Resolución 097 de 2008 y la Resolución 094 de 2012 establecen que la duración de las indisponibilidades de los activos del STR se medirá por su duración en horas, que la evaluación de dichas indisponibilidades se realiza en una ventana móvil de 12 meses; teniendo en cuenta el máximo de horas permitido se comparara con la suma de las indisponibilidades de los activos que hacen parte del grupo.

29


Tabla 14: Flujo de Caja (Situación sin Proyecto)

Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5

Potencia (kW) 2,366.4 2,510.4 2,654.4 2,798.4 2,942.4 3,086.4

Energía (MWH) 20,672.5 21,930.5 23,188.5 24,446.4 25,704.4 26,962.4

Costo por Crudo 3,361.05 3,461.88 3,565.74 3,672.71 3,782.89 3,896.38

Costo por Diesel 480.30 494.71 509.55 524.84 540.58 556.80

Costo por Gas Natural 958.69 987.46 1,017.08 1,047.59 1,079.02 1,111.39

Total por combustible 4,800.05 4,944.05 5,092.37 5,245.14 5,402.49 5,564.57

Operación y Mantenimiento 486.82 501.42 516.46 531.96 547.92 564.35

Top End Overhaul 112.76 124.10 119.62 131.65 126.91

Second Top End Overhaul - 116.14 127.82 123.21 262.51

Mayor Overhaul - - 495.35 567.94 525.51

Mant. ALFA NAVAL 81.38 83.82 86.34 88.93 91.60 94.34

Total por O&M 568.20 698.00 843.04 1,363.67 1,462.31 1,573.63

Precio unitario de la energía ($/kWH) 259.68 257.27 255.96 270.34 267.07 264.75

Horas de parada al año 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00

Valor hora de parada 438.90 452.07 465.63 479.60 493.99 508.81

Total Pérdidas por paradas 10,533.63 10,849.64 11,175.13 11,510.38 11,855.69 12,211.36

TOTAL VALOR ENERGÍA ELÉCTRICA 15,901.87 16,491.69 17,110.53 18,119.20 18,720.50 19,349.56

Precio unitario de la energía ($/kWH) 769.23 752.00 737.89 741.18 728.30 717.65

Cifras en Millones de Pesos Colombianos (MCOP). Fuente: Grupo de Trabajo.

30


Tabla 15: Flujo de Caja (Situación con Proyecto) Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5

Energía por red (MWH) 20,700.9 21,960.6 23,220.3 24,480.0 25,739.7 26,999.5

Energía por generadores (MWH) 42.6 45.2 47.8 50.4 53.0 55.6

Precio unitario de la energía ($/kWh) 315.30 316.33 317.36 318.39 319.42 320.45

Valor energía comprada 6,526.99 6,946.80 7,369.20 7,794.20 8,221.79 8,651.97

Costo Oper & Mant. Nuevo sistema 229.90 236.80 243.90 251.22 258.75 266.52

Costo Oper & Mant. Generadores 27.00 27.81 28.64 29.50 30.39 31.30

Costo de energía ($MCOP) 6,783.89 7,211.40 7,641.74 8,074.92 8,510.93 8,949.79

Horas de parada al año

12.00

12.00

12.00

12.00

12.00

12.00

Valor hora de parada 438.90 452.07 465.63 479.60 493.99 508.81

Pérdidas por paradas 5,266.81 5,424.82 5,587.56 5,755.19 5,927.85 6,105.68

TOTAL VALOR ENERGÍA ($MCOP) 12,050.71 12,636.22 13,229.31 13,830.11 14,438.78 15,055.47

Precio unitario de la energía 580.94 574.22 568.56 563.79 559.80 556.48

Cifras en Millones de Pesos Colombianos (MCOP). Fuente: Grupo de Trabajo

Tabla 16: Flujo de Caja del Proyecto Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5

Ahorro de recursos ($MCOP) 3,855.46 3,881.22 4,289.09 4,281.72 4,294.09

Impuestos sobre utilidades 1,272.30 1,280.80 1,415.40 1,412.97 1,417.05

Valor Neto (4,598.00)

2,583.16 2,600.42 2,873.69 2,868.75 2,877.04

TIR (TASA INTERNA DE RETORNO) 51.09%

VPN (VALOR PRESENTE NETO) $ 5.037

Cifras en Millones de Pesos Colombianos (MCOP). Fuente: Grupo de Trabajo.

31


6.4 Análisis de Sensibilidad.

La incertidumbre de obtener los resultados esperados en la rentabilidad del Proyecto radica principalmente en la validez de los supuestos y bases consideradas en los diferentes cálculos, por lo tanto, se realizan variaciones en éstos últimos, con el objeto de: analizar los resultados obtenidos, encontrar los puntos de equilibrio y definir cuáles son las variables más influyentes en el proyecto; este análisis se conoce como análisis de sensibilidad.

Cada variable bajo análisis es comparada directamente con su incidencia sobre la TIR (Tasa Interna de Retorno del Flujo de Caja del Proyecto), para determinar que tanto influye su variación en la rentabilidad del negocio. Se identificaron las variables con mayor incertidumbre, ya que dependen de varios sucesos internos y/o externos para su materialización, las cuales se presentan a continuación:

Horas de parada de la planta (sin proyecto y con proyecto) Para las condiciones sin proyecto, al comparar el valor unitario de la energía eléctrica generada que le cuesta a las plantas antes y después de las pérdidas debidas a las horas de parada de la planta, rápidamente se puede inferir que esta variable representa un parámetro crítico en el comportamiento financiero del proyecto; ya que, uno de las principales ventajas que justifican la realización del proyecto, es la reducción significativa de estas horas de parada. Esto se logra al contar con alimentación externa y operar los generadores como back Up, incrementando considerablemente la confiabilidad de la planta. La Figura 8 muestra el comportamiento de la TIR para estas dos variables (horas de parada sin proyecto y horas de parada con proyecto), efectivamente una variación mínima de estas variables afecta considerablemente el comportamiento de la TIR.

Figura 8: Comportamiento de la TIR vs. Horas de parada de la planta con y sin proyecto

Fuente: Grupo de Trabajo

Sin proyecto RMA Con proyecto

1.6

1.4

1.2

1

0.8

0.6

0.4

0.2

0

6 7.2 8.4 9.6 10.8 12 13.214.415.616.8 18 19.221.6 24 26.428.831.233.6 36 -0.2

-0.4 Horas de Parada en la Planta

Tasa

Inte

rna

de

Ret

orn

o (

TIR

)

32


Según la Figura 8, si las horas de parada con proyecto llegan a ser de 16.5 horas al año o, en ese mismo orden de ideas, si se logra un máximo de 19.5 horas de parada con la situación actual, la TIR iguala al Rendimiento Mínimo Aceptable (RMA) y el proyecto deja de ser rentable.

Costo Hora de parada de la planta Relacionado con la variable anterior, a continuación se analiza la incidencia de la variación de lo que le cuesta a la planta quedar indisponible durante una hora. La Figura 8 muestra el comportamiento de la TIR vs el costo de parada; gráficamente se puede apreciar una alta elasticidad del costo con respecto a la TIR. Si este costo llega a ser de MCOP $275 (USD $152,699), el proyecto deja de ser rentable.

Figura 9: Comportamiento de la TIR vs. Costo Hora de Parado


Precio de la Energía

Existe una gran incertidumbre con respecto a este parámetro, entre otras, debido a que el gobierno intenta establecer políticas para que éste precio no suba, por lo menos no drásticamente; el mercado de la generación encuentra buenas oportunidades en el sector; existe un mercado emergente sobre las fuentes no convencionales de la energía y el URE (Uso Racional y Eficiente de la Energía). En últimas no es seguro si el precio de la energía suba o baje, pero de lo que sí se puede tener cierto grado de certeza es que es muy poco probable que se presente una variación significativa en el corto o el mediano plazo. En la Figura 10 se puede observar que la variación del precio de la energía en el mercado presenta una incidencia mínima sobre la rentabilidad del proyecto, de hecho, tiene que presentarse un precio de la energía de COP $403 $/kWh para que la TIR iguale el Rendimiento Mínimo Aceptable (RMA) y el proyecto deje de ser rentable.

Costo Hora parada (MCOP) RMA

140.0%

120.0%

100.0%

80.0%

60.0%

40.0%

20.0%

0.0%

Costo Hora de Parada (MCOP)

Tasa

Inte

rna

de

Ret

orn

o (

TIR

)

256

281

307

332

358

383

409

434

460

485

511

537

562

588

613

639

664

690

715

741

767

33


80.00%

70.00%

60.00%

50.00%

40.00%

30.00%

20.00%

10.00%

0.00%

Precio Barril de Crudo (USD $)

Figura 10: Comportamiento de la TIR vs. Precio de la unidad de energía eléctrica en el mercado


Precio Barril de Crudo

Figura 11: Comportamiento de la TIR vs. Precio del barril del crudo.


precio de energía RMA

90.00%

80.00%

70.00%

60.00%

50.00%

40.00%

30.00%

20.00%

10.00%

0.00%

Precio de la Energía (COP$/kWh)

Tasa

Inte

rna

de

Ret

orn

o (

TIR

) Ta

sa In

tern

a d

e R

etor

no

(TI

R)

220.

71

230.

169

239.

628

249.

087

258.

546

268.

005

277.

464

286.

923

296.

382

305.

841

315.

3

324.

759

334.

218

343.

677

353.

136

362.

595

372.

054

381.

513

390.

972

400.

431

409.

89

34


Debido al comportamiento mundial del precio del petróleo, se espera que el precio del crudo presente un incremento sostenido a lo largo del horizonte de evaluación; sin embargo se considera su variación positiva y negativa para observar la respuesta en la rentabilidad del proyecto. En la Figura 11 se observa que, el aumento en el precio del crudo, favorece positivamente la viabilidad del proyecto, así mismo, se puede concluir que la disminución de esta variable no afecta significativamente la rentabilidad del proyecto. De hecho, tiene que presentarse un precio del crudo de USD $35,3 para que la TIR iguale el Rendimiento Mínimo Aceptable (RMA) y el proyecto deje de ser rentable.

Inversión

Es de esperarse que a medida que aumente la inversión decrece la rentabilidad del proyecto, sin embargo es importante analizar si esta variable es crítica para el desarrollo del mismo. En la Figura 12 se observa que, la variación de la inversión tiene una incidencia mínima sobre la rentabilidad del proyecto; de hecho, las inversiones tendrían que alcanzar los COP $9,063 millones para que la TIR iguale el Rendimiento Mínimo Aceptable (RMA) y el proyecto deje de ser rentable.

Figura 12: Comportamiento de la TIR vs. Inversión del proyecto.


300.0%

250.0%

200.0%

150.0%

100.0%

50.0%

0.0%

Inversión (MCOP $)

Tasa

Inte

rna

de

Ret

orn

o (

TIR

)

32

19

33

57

34

94

36

32

37

70

39

08

40

46

41

84

43

22

44

60

45

98

47

36

48

74

50

12

51

50

52

88

54

26

55

64

57

02

58

39

59

77

35


7. CONCLUSIONES

El objetivo principal del presente proyecto es reemplazar la fuente de alimentación principal de energía eléctrica, de generación local al SIN (Sistema Interconectado Nacional), conservando la operación de los generadores como respaldo en caso de que la red falle; lo anterior permitirá generar rentabilidad sobre la inversión debido a la disminución representativa de tiempos de parada en las plantas y a la disminución de costos por operación y mantenimiento. Entre otras, además de lo anterior, el proyecto reducirá el impacto ambiental generado por las plantas debido a la quema de combustibles fósiles.

Después del respectivo análisis financiero se encontró que la TIR es significativamente mayor al Rendimiento Mínimo Aceptable (RMA), lo que permite concluir que el proyecto es financieramente viable bajo los parámetros analizados. Por ende se recomienda que el proyecto sea sometido a una etapa de prefactibilidad, donde se profundice y se valide los cálculos partiendo de información primaria.

Según los cálculos realizados, considerando principalmente costo por consumo de combustible y operación y mantenimiento de los generadores, actualmente a las plantas les cuesta 260 pesos colombianos el kilovatio hora generado. Considerando las pérdidas por cada hora de parada de las plantas, cada kilovatio hora generado representa 769 pesos para las plantas. Con la implementación del proyecto, el kilovatio hora generado costaría 580 pesos disminuyendo en casi un 23% el costo unitario por energía eléctrica consumida.

La bondad de la implementación del proyecto no está sólo en la reducción del costo unitario de energía eléctrica utilizado actualmente en la producción, sino en el aumento de la confiabilidad de la planta estableciendo un factor alto de disponibilidad, lo que permitirá a su vez superar metas de producción.

Las variables “horas de parada sin proyecto”, “horas de parada con proyecto” y “Costo hora de parada” son las más sensibles para el proyecto, de hecho, la disminución de la cantidad de paros en la planta y el costo que está representa, define la rentabilidad del proyecto. Entre menos horas de parada se tenga con la implementación del proyecto (que es la idea con la implementación de la red y los generadores operando como Back Up), crecerá la rentabilidad considerablemente.

En ese orden de ideas, bajo las condiciones actuales sin realizar ningún tipo de inversión, si se logra que las plantas presenten menos de 19.5 horas de parada al año, no vale la pena la implementación del proyecto ya que el ahorro no sería significativo.

36


8. RECOMENDACIONES

El presente análisis pretende mostrar a nivel de perfil la bondad de la idea a proponer, sin embargo, se reconoce que alguna información usada en el análisis fue basada en supuestos y datos comparativos; como esta información no es de carácter primaria, se recomienda que, una vez superada esta etapa del perfil, este proyecto se someta a una etapa de pre-factibilidad en la que se profundice en la investigación y validación principalmente de la siguiente información:

Las inversiones: solicitar cotizaciones directas a compañías especializadas en el montaje de la infraestructura de redes externas y subestaciones eléctricas.

Precio Futuro de la Energía: realizar estudios de proyecciones y consultas con expertos que permitan aproximar esta variable durante el periodo de evaluación.

Los Terrenos: realizar un estudio sobre los terrenos donde se construirá la nueva línea de transmisión donde se incluya zona de influencia, valor comercial en catastro, negociación con propietarios, etc.

Lo anterior permitirá mejorar la solidez de los cálculos realizados en el presente informe, así como plantear la respectiva formulación del proyecto que permitirá, a su vez, seleccionar la alternativa más adecuada a implementar. Así mismo, previamente a la ejecución del proyecto, se debe superar la respectiva evaluación financiera, económica y social.

En ese mismo orden de ideas, para facilitar los cálculos en el flujo de caja, se asumió que algunas variables crecían a razón del IPC (Por ejemplo el precio unitario de los combustibles); considerando que estas variables pueden tener un crecimiento diferente, se recomienda que, a nivel de prefactibilidad, se realice un estudio de proyección estadística y consultas a expertos sobre estas variables para estimar de una forma más aproximada su tasa de cambio en el tiempo.

Se debe realizar un profundo análisis interno sobre el costo de una hora de parada y el mínimo de horas de paro que se pueden garantizar actualmente en la operación de las plantas, ya que esta variable resultó ser considerablemente sensible en la rentabilidad del proyecto.

Desde el punto de vista técnico, se debe tener presente que la implementación del proyecto puede cambiar las características eléctricas del sistema como: aumento de las corrientes de corto circuito, cambio en la distribución de tensiones, modificación en el esquema de protecciones, entre otras. Por ende, es importante realizar la respectiva ingeniería básica para la configuración futura del sistema eléctrico, en la cual se contemple el análisis de flujo de carga, estudio de cortocircuito, coordinación de protecciones, análisis de arranque de motores, entre otros.

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Para lograr reducir a más de la mitad las horas de parada con la implementación del proyecto, se recomienda contemplar la implementación de un sistema de encendido automático de los generadores ante la ausencia de tensión en la red externa, logrando así menores tiempos en el arranque y menor tiempo en el restablecimiento del proceso de producción. Aunque lo anterior implica un aumento poco significativo en las inversiones, según en el análisis de sensibilidad, este aumento no impactaría considerablemente la rentabilidad del proyecto.

Según resultados de la simulación del flujo de carga, el factor de potencia en la alimentación principal es de 90.5%, el cual está cercano al mínimo permisible según regulación eléctrica antes que la empresa comercializadora realice cobros por consumo de reactivos (mínimo 89% según Art. 25 Res. 108 de 1997 del Ministerio de Minas y Energía). Se recomienda validar los resultados de la simulación, ampliando el modelamiento de la base de datos y complementándola con registros de parámetros eléctricos de alta resolución en todos los ramales principales del sistema eléctrico, de esta manera ratificar o no, según el caso, la necesidad de instalar algún sistema de compensación de energía reactiva en el sistema; así mismo, este análisis se debe complementar con un estudio de arranque de motores donde se determine el consumo de reactivos en la red mientras arranca los motores más grandes del sistema.

En la planta MONTERREY existen unos motores de tamaño considerable que se alimentan principalmente de crudo, se recomienda analizar la posibilidad de aprovechar la implementación del presente proyecto y, ampliando consecuentemente la infraestructura eléctrica, considerar la posibilidad de remplazar estos motores por motores eléctricos, reduciendo significativamente los costos por consumo de combustible.

Para la línea de transmisión de 115kV de ENERCA y que cuyo recorrido está cercano a la planta MONTERREY, se debe hacer un estudio de confiabilidad de la misma, en donde se pueda determinar si existe un factor de disponibilidad confiable para la operación del proyecto. Así mismo, se debe investigar si la línea cuenta con una capacidad de cerca de 4MVA adicionales para la posible alimentación de las plantas.

9. ANEXOS

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ANEXO 1: REPORTE Y PLANO DE FLUJO DE CARGA EN ESTADO ESTABLE SISTEMAS ELÉCTRICOS PLANTAS PORVENIR Y MONTERREY

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CASO 1: CONDICIONES ACTUALES SIN PROYECTO

53


CASO 2: CONDICIONES FUTURAS CON PROYECTO

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ANEXO 2: TARIFA PROMEDIO POR EMPRESA - PERÍODO 2010 MENSUAL - SECTOR NO RESIDENCIAL - DEPARTAMENTO CASANARE

No Residencial

Industrial Comercial Oficial

2010/Enero 295

CENTRAL HIDROELECTRICA DE BETANIA S.A. E.S.P. COMPAÑIA DE GENERACION DEL CAUCA S.A. E.S.P. 233 254 270

DISTRIBUIDORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA ELECTR 240

ELECTRIFICADORA DEL HUILA S.A. E.S.P.

EMPRESA DE ENERGIA DE BOYACA S.A. ESP 234

EMPRESA DE ENERGIA DE CASANARE SA ESP 315 325 326 EMPRESA DE ENERGIA DE CUNDINAMARCA S.A. ESP 255

ISAGEN S.A. E.S.P. 196

2010/Febrero 254

CENTRAL HIDROELECTRICA DE BETANIA S.A. E.S.P. COMPAÑIA DE GENERACION DEL CAUCA S.A. E.S.P. 248 278 293




EMPRESA DE ENERGIA DE CASANARE SA ESP 287 325 325

EMPRESA DE ENERGIA DE CUNDINAMARCA S.A. ESP 256


2010/Marzo 308

CENTRAL HIDROELECTRICA DE BETANIA S.A. E.S.P.






EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN E.S.P.


2010/Abril 293


COMPAÑIA DE GENERACION DEL CAUCA S.A. E.S.P. 247 280 296 DISTRIBUIDORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA ELECTR 251





2010/Mayo 301


COMPAÑIA DE GENERACION DEL CAUCA S.A. E.S.P. 248 280 296 DISTRIBUIDORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA ELECTR 250






2010/Junio 254


COMPAÑIA DE GENERACION DEL CAUCA S.A. E.S.P. 251 273 289


69


No Residencial

Industrial Comercial Oficial ELECTRIFICADORA DEL HUILA S.A. E.S.P.





2010/Julio 192


COMPAÑIA DE GENERACION DEL CAUCA S.A. E.S.P. 252 279 296







2010/Agosto 186

CENTRAL HIDROELECTRICA DE BETANIA S.A. E.S.P. ELECTRIFICADORA DEL HUILA S.A. E.S.P.




Fuente: UPME – SUI. Datos de SIN. Tarifa en $/kWh registrada año 2010.

Promedio precio ENERCA: $315,37

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