formato presentacion de...
TRANSCRIPT
0
PRE-FACTIBILIDAD DEL ESTUDIO DE
IMPLEMENTACIÓN DE LA AUTOGENERACIÓN DE
ENERGIA ELECTRICA EN LA PTAP EL DORADO DE LA
EAB-ESP
Yuly Patricia Baquero Castillo 20162197008
Pedro Enrique Vargas Flórez 20162197095
Universidad Distrital Francisco José de Caldas
Especialización en Gestión de proyectos de Ingeniería
Bogotá, D.C., Junio 2017
1
Contenido
1. JUSTIFICACIÓN ............................................................................................................. 4
2. IDENTIFICACIÓN DEL PROYECTO ........................................................................... 5
2.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ....................................................................... 5
Análisis del Problema ……………………………………………………...……….6
Análisis de Objetivos ……………………………………………………....……….7
2.2 ANALISIS DE GRUPOS INTERESADOS………………………...…........................ 8
2.3 MATRIZ DE MARCO LOGICO .................................................................................. 9
3. OBJETIVOS ................................................................................................................... 10
3.1 Objetivo General ........................................................................................................... 10
3.2 Objetivos Específicos: ................................................................................................... 10
4. MARCO TEORICO ........................................................................................................ 11
4.1 ESTADO DEL ARTE .................................................................................................... 11
4.2 MARCO HISTÓRICO .................................................................................................. 24
5. Condiciones y características ………………………………………….......................... 32
6. ESTUDIO DE MERCADO ............................................................................................ 34
7. ESTUDIO LEGAL ........................................................................................................ 37
8. ESTUDIO AMBIENTAL…………………………………………………………….....41
9. ESTUDIO ORGANIZACIONAL………………………………………………………43
10. ESTUDIO ECONOMICO FINANCIERO .................................................................. 46
CONCLUCIONES ………………………………………………………………………..51
2
Contenido Tablas
1. Análisis de Grupos de interés ………………………………………………………………………8 2. Matriz de Marco lógico ………………………………………………………………………………..9 3. Los factores de expansión para el sector industrial …………………………………….13 4. Resultados del inventario de autogeneración y cogeneración ……………………..13 5. Capacidad instalada en autogeneración en el mundo ………………………………….26 6. Tarifas actuales año 2017 ………………………………………………………………………….32 7. Estructura del marco Legal ………………………………………………………………………..38 8. Estructura Ambiental ………………………………………………………………………………..39 9. Estructura del Marco Organizacional …………………………………………………………40 10. Ingresos acueducto año 2016 correspondiente al servicio prestado ……………42 11. Distribución de costos para el servicio de acueducto y alcantarillado ………….42 12. Costos anuales de operación del acueducto ………………………………………………..43 13. Relación de ingresos y costos para la EAB y la planta El Dorado ………………….43 14. Costos anuales de operación para el Dorado ………………………………………………44 15. Duración del proyecto ……………………………………………………………………………….44 16. Mano de obra considerada para la realización del proyecto ……………………...…45 17. Características Maquinaria ……………………………………………………………………...…46 18. Costes totales maquinaria …………………………………………………………………………..46 19. Financiación de la inversión ……………………………………………………………………….47 20. Etapa de Inversión ……………………………………………………………………………………..48 21. Etapa de recuperación de la inversión ………………………………………………………...48 22. Etapa de beneficio año 10 al 15 …………………………………………………………………..49 23. Etapa de beneficio año 15 al 20 …………………………………………………………………..49 24. Resultados del Flujo de efectivo ………………………………………………………………….50
3
Contenido Figuras
1. Análisis del Problema …………………………………………………………………………………6 2. Análisis de Objetivos …………………………………………………………………………………..7 3. Resultados en autogeneración por estrato ………………………………………………….14 4. Resultados de autogeneración por fuente energética primaria …………………….14 5. Resultados de autogeneración por proceso en petroleros …………………………....15 6. Resultados de autogeneración por establecimiento en cadena productiva ..….16 7. Proceso PTAP El Dorado …………………………………………………………………………….17 8. PTAP El Dorado …………………………………………………………………………………………18 9. Floculación PTAP El Dorado ……………………………………………………………………….19 10. Sistemas de generación de Reflujo ……………………………………………………………...20 11. Turbina Sumergida ……………………………………………………………………………………21 12. Hélice Sumergida ………………………………………………………………………………………21 13. Instalación Hélice sumergida alrededor del mundo …………………………………….24 14. Sistema de generación por mareas …………………………………………………………….28 15. Gasto mensual de servicios en el sector residencial …………………….………………31 16. Costos anuales de operación y funcionamiento ………………………………………..…32 17. Simulación Crédito …………………………………………………………………………………….47
4
1. Justificación.
La Planta de tratamiento de agua Potable (PTAP) el Dorado fue construida en el año 2000 y
comenzó su funcionamiento normal en el año 2003 con una producción de agua potable de 450
Litros/Segundo en promedio. El cargo fijo en promedio para los diferentes estratos en Bogotá es de
$ 20.000 y el consumo mensual oscila entre $45.000 y $120.000 solo para el servicio de acueducto,
donde se le cargan distintos valores tales como funcionamiento, insumos, margen, etc.
En la actualidad ninguna de las plantas de tratamiento (PTAP y PTAR) ni los diferentes sistemas
hídricos de la EAB-ESP, están utilizando sistemas de autogeneración eléctrica para el
aprovechamiento del recurso hídrico que diariamente y las 24 horas del día están fluyendo por estas
instalaciones, con la excepción de tres PCH´s que están en funcionamiento en el Sistema Chingaza,
en esta están fluyendo 1.322.000 metros cúbicos diarios aproximadamente, con lo que se podría
producir aproximadamente 65 MW, con los equipos de generación por mareomotriz se podría
aproximar a 20 MW, que sería suficiente para el suministro de las plantas de tratamiento.
Dando un enfoque a la PTAP Dorado donde tendría lugar este proyecto, se mantiene un flujo de
agua constante y direccionado por canales abiertos y canales subterráneos los cuales son útiles para
la instalación de sistemas de generación mareomotrices, la implementación y el buen
funcionamiento de este proyecto abre las puertas para la posible implementación de proyectos
similares en otras instalaciones de la empresa que cuente con las mismas o similares condiciones de
uso hídrico, esto ayudaría a tener un auto-sostenimiento energético en la empresa de acueducto, con
energías limpias que tienen poco impacto ambiental, pensando en futuro en un cambio climático
que nos exige el aprovechamiento de cada recurso que explotamos y mucho más si se habla de
agua, que es un recurso bastante importante y vital para el ser humano.
Además con la implementación de este sistema en la potabilización del agua, se reducirían costos
de operación de la planta lo que ocasionaría un bienestar social con la disminución de tarifa hacia el
cliente final.
5
2. Identificación del Proyecto.
2.1. Planteamiento del Problema.
La Empresa de Acueducto, Alcantarillado, Agua y Aseo de Bogotá (EAB ESP) en la actualidad no
cuenta con sistemas de autogeneración eléctrica en ninguna de sus siete plantas de tratamiento, en
los sistemas de generación eléctrica de la EAB ESP figuran tres Pequeñas Centrales hidroeléctricas
(PCH´s) pero aparte de la generación de energía interna que generan las PCH´s la EAB tiene que
comprar anualmente solo para el servicio de funcionamiento de acueducto (Suministro de agua
potable) aproximadamente 96´477.082 kWh en el 2016 con un costo de $125.349.688.230,00
La EAB cuenta con siete plantas de tratamiento de agua potable de las cuales están cinco operativas
y tres de esas cinco tratan el 99.97 % del agua que consume la ciudad de Bogotá y sus alredores.
La Planta de Tratamiento de Agua Potable El Dorado (PTAP El Dorado) potabiliza
aproximadamente 500 litros por segundo es un aporte de casi el 5% del consumo de agua potable en
Bogotá, para la producción y el funcionamiento de la PTAP El Dorado se le suma el consumo de
energía anual que asciende aproximadamente a 890.339 kWh con un costo de $6.267.484.411,50
El tratamiento de agua potable para Bogotá y sus alrededores asciende a un promedio de 15.3
metros cúbicos por segundo, que equivale a 15.300 litros por segundo con un consumo de energía
anual por funcionamiento de 23´472.107 kWh aproximadamente el 32% del total del consumo de
energía eléctrica que compra la EAB-ESP.
Relación de conceptos claves
1. Consumos de energía. Por el funcionamiento normal de las plantas de tratamiento de agua
potable de la EAB los consumos son elevados por los equipos y maquinaria necesaria para
su operación.
2. Innovación tecnológica. En la EAB y en empresas del sector de servicios públicos, aun no
se han implementado sistemas de autogeneración son el aprovechamiento de los mismos
recursos que ya se usan para su operación.
3. Costo de energía asociado. Los costos por consumos de energía eléctrica que paga la EAB,
son cargados al costo de metro cubico que paga cada usuario o cliente de la empresa.
4. Aprovechamiento de recursos. Diariamente en las plantas de tratamiento de la EAB fluyen
aproximadamente 1.2 millones de litros de agua, este recurso aparte de ser tratado puede
tener otro uso sin afectar el uso final.
Desaprovechamiento del flujo en los recursos hídricos usados en la PTAP El Dorado de la EAB-ESP
Falta el estudio tecnológico de la
propuesta
Poco interés, apoyo logístico e inversión por parte de los directivos
Temor de impacto ambiental
Falta de conocimiento sobre energías
alternativas
No hay personal capacitado en
generación eléctrica
Falta de apoyo para
realizar el estudio
Poca Inversión
en una alternativa de negocio
Falta incluir en
los proyectos
de inversión
de la empresa,
implementaciones
para generación
eléctrica
Temor de interrupci
ón en la producción de agua
en la etapa de
implementación y
mantenimiento
Alta incertidumbre con el retorno de
la inversión
Falta de conocimie
nto ambiental
del proyecto
Poca Independencia de la empresa distribuidora de energía
Baja sostenibilidad ambiental
Inexistencia de un proyecto de innovación para tomar como guía
Alto costo en la energía eléctrica
Pocos descuento
s en la tarifa del
agua
Ninguna planta de tratamiento de agua potable utiliza tecnología
para generación de energía eléctrica con el aprovechamiento
del recurso hídrico
Poca eficiencia energética en el uso
de la planta de tratamiento
EF
EC
TO
S
CA
US
AS
PROBLEMA CENTRAL
Análisis del Problema
Figura 1. Análisis del Problema
Fuente. Autores
7
Aprovechamiento del flujo en los recurso hídrico usados en la PTAP El Dorado de la EAB-ESP
Proporcionar el estudio técnico de la propuesta
Interés, apoyo logístico e inversión por parte de los directivos
Seguridad del bajo impacto ambiental
Dar a conocer
sobre energía
alternativas
Capacitar al personal en generación de energía eléctrica
Encontrar apoyo para
realizar el estudio
Crear visión de
una alternativa de negocio
Incluir en los
proyectos de
inversión de la
empresa, implement
aciones para
generación eléctrica
Dar seguridad
en la continuida
d de la producción de agua
en la etapa de
implementación y
mantenimiento
Disminuir la
incertidumbre con el retorno de
la inversión
Evaluar el marco del
medio ambiente
del proyecto
Mayor independencia de la empres distribuidora de energía eléctrica
Sostenible ambientalmente
Primer proyecto innovador para tomar como guía
Reducción en el costo de la
energía eléctrica
Descuentos en la
tarifa del agua
Primera planta de tratamiento con tecnología para generación de
energía eléctrica con el aprovechamiento de los recursos
hídricos
Generar eficiencia energética F
INE
S
ME
DIO
S
OBEJETIVO CENTRAL
Análisis de Objetivos
Figura 2. Análisis de Objetivos
Fuente. Autores
2.2. Análisis de Grupos de Interés.
Los grupos de interés que están involucrados en el proyecto son los que están relacionados en la
siguiente tabla.
Grupos de interés Directos.
La empresa de acueducto de Bogotá y en especifico la planta de tratamiento El Dorado, ya que
recibirán los beneficios de un ahorro en los consumos de energía que están consumiendo y
facturando actualmente, además de los beneficios ambientales y sociales que la EAB esta aportando
con este proyecto.
Grupos de interés Indirectos. Clientes del acueducto: Al reducir costos de funcionamiento en la planta del Dorado, es posible
reducir las tarifas de agua para el usuario final.
Mano de obra directa e indirecta: Con esta implementación se generarán empleos en diversas
especialidades.
Proveedores de maquinaria especializada: Se debe emplear maquinaria adecuada que modifique la
estructura actual, por lo que los proveedores de esta maquinaria serán beneficiarios del proyecto.
Excluidos / Neutrales
Políticos: De acuerdo a estatutos internos del acueducto, partidos políticos no pueden influir en
decisiones internas de la empresa.
Tabla 1. Análisis de Grupos de Interés
Fuente. Autores
2.3. Matriz de Marco Lógico.
La matriz de marco lógico se especifica a continuación.
NIVEL DE OBJETIVO INDICADOR MEDIOS DE VERIFICACIÓN SUPUESTOS
FIN
1. Reducción en el costo de energía eléctrica.
2. Proyecto base para futuras implementaciones.
3. Mayor independencia con la empresa distribuidora de energía.
4. Planta comprometida con el sostenimiento ambiental y la eficiencia
energetica.
1. Costo de energía baja un 20%.
2. Tasa en proyectos de generación sube un 20%.
3. Tasa de autogeneración de energía aumenta un 50%.
4. Tasa de eficiencia energetica sube 10%.
1. Historicos de consumo eléctrico.
2. Revisión de los proyectos documentados.
3. Informe de energía generada.
4. Documento emitido por entes certificadores que
evaluen el proyecto.
1. Visto bueno del distribuidor de energía.
2. Interés y presupuesto para proyectos de
esta Índole a partir de buenos resultados.
3. Legizlación y contrato con la
distribuidora a favor del proyecto.
4. Que el proyecto sea certificado por
agentes externos.
PROPOSITO Aprovechado el recurso hídrico para la generación de energía eléctrica
Aprobechado el recurso hídrico para la generación de
energía eléctrica.
1. 30% del caudal disponible el 1er año.
2. 60% del caudal disponible el 2do año.
3. 100% del caudal disponible el 3er año.
Informes de seguimiento y control del proyecto.El recurso hídrico es aprovechado para
generar energía eléctrica.
COMPONENTE
1. Proporcionó un estudio técnico de la propuesta.
2. Genero interés e inversión por parte de la directiva.
3. Brindo seguridad en el bajo impacto ambiental.
1. Estudio técnico de la propuesta al 100%.
2. Interés e inversión por parte de la directiva al 100%.
3. Seguridad en el bajo impacto ambiental al 100%.
1. Documento con el estudio ténico.
2. Entrevista con las directivas de la empresa.
3. Informe visita de expertos ambientales y entes
certificadores.
1. Aprobación total del estudio.
2. Directivas de acuerdo con la iniciativa.
3. Aprobacion por parte de los directivos
y ambientalistas.
ACTIVIDAD
1.1 Realiar un informe sobre la energía mareomotriz.
1.2 Compilar la informacion en un documento.
1.3 Presentar el documento y el proyecto a lo interesados.
1.4 Capacitar a los interesados sobre energías alternativas.
2.1 Presentar una propuesta de Retorno vs Inversión.
2.2 Mostrar un estado del arte de proyectos mareomotrices.
2.3 Mitigar temores sobre interrupciones en la planta.
2.4 Incluir en el presupuesto de la empresa proyectos de generación
eléctrica.
3.1 Investigar y documentar el impacto ambiental de la implementacion.
3.2 Capacitar sobre el manejo ambiental del proyecto.
3.3 Mitigar temores sobre perjuicios ambientales.
1.1 $ 500.000
1.2 $ 200.000
1.3 $ 100.000
1.4 $ 300.000
2.1 $ 400.000
2.2 $ 100.000
2.3 $ 200.000
2.4 $ 100.000
3.1 $ 200.000
3.2 $ 200.000
3.3 $ 100.000
1.1 Documento e investigación.
1.2 Documento.
1.3 Acta de entrevista a los interesados.
1.4 Acta de evaluación a los capacitados.
2.1 Documento con la propuesta económica.
2.2 Informe sobre energía mareomotriz.
2.3 Acta de capacitación a las directiivas del
acueducto.
2.4 Evaluación de licitaciones aprobadas.
3.1 Documento.
3.2 Acta de evaluación a los capacitados.
3.3 Acta entrevista a directivas del acueducto.
1.1 Políticas favorables para la
implementación.
1.2 Aprobación del documento.
1.3 Directivas de acuerdo con la iniciativa.
1.4 Buen entendimiento de lo enseñado.
2.1 Propuesta económica viable.
2.2 Documento acorde a los hechos
actuales.
2.3 Directivas confiadas del funcionamiento
continuo de la planta.
2.4 Aprobación de presupuesto para
proyectos de esta índole.
3.1 Bajo impacto ambiental.
3.2 Conociiento adquirido por parte de las
personas interesadas.
3.3 Confianza de la poca afectación al
medio ambiente.
5. MATRIZ DE MARCO LÓGICO
Tabla 2. Matriz de Marco Lógico
Fuente. Autores
3. Objetivos.
3.1. General.
Aprovechar el movimiento en el recurso hídrico de la empresa, para ser auto-generadores de
energía eléctrica en la PTAP El Dorado de la EAB-ESP.
3.2. Específicos.
Realizar un estudio de mercado para evaluar las condiciones de la PTAR – El Dorado y
factores determinantes para el éxito del proyecto.
Evaluar la normatividad legal y ambiental, que involucre la autogeneración en una empresa
del sector público. Crear estrategias para incentivar a las directivas de la empresa a invertir en un proyecto
de autogeneración.
Establecer los recursos ecónomos, humanos y sociales; para el estudio financiero del
proyecto y determinar Van, Tir, Payback, Costo/Beneficio, para la PTAD El Dorado.
11
4. Marco Teórico
4.1. Estado del Arte. Algunas de las ventajas de la autogeneración son:
1. Mayor eficiencia energética pues se aprovecha tanto el calor como la energía mecánica o
eléctrica de un único proceso, en vez de utilizar una central eléctrica convencional y para las
necesidades de calor una caldera convencional.
2. Amigable con el medio ambiente pues hay menos emisiones de gases.
3. Se produce electricidad cerca del punto de consumo, se evitan cambios de tensión y
transporte a larga distancia, que representan una pérdida notable de energía por la disipación
en el conductor (efecto Joule, en las redes comerciales es de un 25 y un 30%).
En Colombia, algunas compañías han decidido implementar la cogeneración: Pastas Doria,
Empacor, Corona, Monómeros, Cervecería Águila, Tecnoglass, Corpacero y Cartón Colombia han
decidido utilizar los vapores o gases de la combustión como fuente para producir parte de la
energía que consumen.
La cogeneración tiene beneficios ambientales y económicos para las empresas. Se evitan perdidas
por las fallas de la energía eléctrica y se genera autosuficiencia, disminuyendo el riesgo por fallas
en la red eléctrica y por racionamientos fortuitos. Manuel Vives de Andreis, subgerente comercial
de Gases del Caribe, citado por La Republica, este modelo “puede generar un ahorro energético de
8% a 20%”.
Para implementar la autogeneración debe haber un alto compromiso de la alta gerencia, pues se
requiere inversión en estudios y análisis profesionales, equipos como motores de combustión,
turbinas a gas y de vapor, y micro turbinas; obras civiles, mecánicas, de tuberías, eléctricas y de
control.
Tradicionalmente se instalan sistema de energía de respaldo o emergencia con plantas
eléctricas y UPS, pero con la conciencia actual por las consecuencias del cambio climático, la
tendencia es invertir en la instalación de sistemas de eficiencia energética con proyectos de
generación con fuentes renovables como paneles solares y energía eólica.
Actualmente en Colombia, con la sanción de la Ley 1715, se está regulando la integración de las
energías renovables no convencionales al sistema energético nacional y la Comisión de Regulación
de Energía y Gas (Creg) definirá los parámetros para que las autogeneradoras puedan vender sus
excedentes al sistema interconectado.
Según la Revista Dinero, el Ministerio de Minas sacó a consulta un decreto mediante el cual se
determina que si bien las empresas pueden vender sus excedentes no podrán hacerlo de forma
gratuita sino que deberán pagar por esa venta.
Mientras esto sucede, es claro que este negocio de los excedentes de la cogeneración de energía
tiene un futuro prometedor como un mercado con excelente proyección económica y ambiental.
12
También se presentan las capacidades instaladas en equipos de respaldo y equipos de
aprovechamiento de energías renovables a nivel de muestra. Se describe la situación actual en
cuanto a disponibilidad de excedentes de energía eléctrica y otros resultados que se consideran muy
importantes.
Inventario de autogeneración
Los resultados de inventario de autogeneracion muestran que la mayor capacidad instalada en el
país la posee el sector petroleo cuya participacion es de 80,3% del total registrado. A continuación
se presentan los resultados para cada uno de los sectores objeto del estudio.
Estimaciones de valores poblacionales y factores de expansión
Uno de los objetivos del estudio consiste en estimar la capacidad total de la autogeneracion,
cogeneración y capacidad de equipos de emergencia con que cuenta el país. Para estos efectos, a
continuación se ilustra el procedimiento de cálculo de las estimaciones de dichos totales y medias
poblacionales.
Teniendo en cuenta que el modelo de muestreo no es autoponderado (como ocurre con los modelos
de asignación proporcional al tamaño del estrato), las estimaciones se realizan tomando en cuenta e
independientemente cada estrato así.
La fracción de muestreo correspondiente a cada estrato corresponde al tamaño de muestra
logrado en el estrato dividido por la población de elementos en el correspondiente estrato
(industrias, establecimientos comerciales o públicos).
El factor de expansión para estimaciones derivadas del total de la muestra corresponde al
inverso de la fracción de muestreo.
Los factores de expansión se emplean en las ponderaciones de la siguiente manera:
Donde:
FEi: es el factor de expansión del estrato i, por ejemplo para el estrato MG-AIes de Yi: es la media
calculada para el estrato i; por ejemplo la capacidad media instalada en autogeneracion para el
estrato MG-AI
13
Los factores de expansión para el sector de industria se resumen en la siguiente tabla:
Resultados del inventario de autogeneracion del sector de industria
Como se puede observar de la tabla, los resultados consolidados para el sector de industria alcanza
la cifra de 234 MWe. Resulta importante reportar cifras normalizadas que permitan visualizar la
estimación la capacidad de autogeneracion considerando el tamaño de planta y la intensidad de
consumo de energía de cada unidad manufacturera.
Tabla 3. Los factores de expansión para el sector de industria Fuente. Capacidad Instalada de Autogeneración y Cogeneración UPME-MINMINAS
Tabla 4. Resultados del inventario de autogeneracion del sector de industria
Fuente. Capacidad Instalada de Autogeneración y Cogeneración UPME-MINMINAS
14
Resultados en autogeneracion por estrato - Sector de industria
Resultados en autogeneracion por fuente energética primaria - Sector de industria
El combustible con mayor penetración para los procesos de autogeneracion es el gas natural con
una participacion del 56%, la energía hidráulica por su parte tiene un 29%. En un tercer lugar se
encuentra el carbón con un 15% empleado dentro de los procesos de autogeneracion reportados a
nivel de muestra final.
De otro lado cabe resaltar que el carbón es más económico que el gas natural, pero éste genera más
costos en la operacion. Entre estos costos se encuentran instalaciones que permitan cumplir con la
normatividad ambiental debido a que el carbón genera material particulado, y una mayor cantidad
Figura 3. Resultados en autogeneracion por estrato
Fuente. Capacidad Instalada de Autogeneración y Cogeneración UPME-MINMINAS
Figura 4. Resultados en autogeneracion por fuente energética primaria
Fuente. Capacidad Instalada de Autogeneración y Cogeneración UPME-MINMINAS
15
de emisiones. Además de esto, en la combustion del carbón se generan cenizas que incurren en un
costo adicional para la disposicion final de las mismas.
Por otro lado entre los consumidores de gas natural existe cierta incertidumbre relacionada con el
suministro de éste, por lo cual se está a la espera de la situación del sector petroleo en términos de
precio y disponibilidad.
Autogeneracion sector petroleo
A partir de la información recolectada de los encuestados, se estimo la desagregacion de los 955
MW de autogeneracion registrados en el sector. Se puede observar que el área de produccion aporta
la mayor capacidad con el 82,7% (789 MW), transporte aporta el 11,7% (111 MW) y refinacion una
cifra, que aunque mportante, en valor absoluto, resulta ser una participacion baja con el 5,7% (54
MW)
Si se examina esta capacidad de autogeneracion por establecimiento, se encuentran las
participaciones que se consignan en la figura siguiente. Se puede corroborar que dos empresas de
produccion de crudo concentran casi el 80% de la autogeneracion del sector petroleo.
Figura 5. Resultados en autogeneracion por proceso en petroleos
Fuente. Capacidad Instalada de Autogeneración y Cogeneración UPME-MINMINAS
16
Resultados en autogeneracion por establecimientos en la cadena productiva - Sector petroleo
Autogeneracion sector publico
De una encuesta realizada a 34 entidades publicas, el 100% manifestaron no disponer de capacidad
instalada de autogeneracion por razones de falta de asignación presupuestal a éste tipo de proyectos.
Los unicos establecimientos (por fuera de la muestra) identificados con autogeneracion fueron dos
bases de la Fuerza Aérea ubicados en las Zonas No Interconectadas-ZNI con una capacidad de 2,7
MW y 1,4 MW para un total de 4,1 MW.
Cogeneracion sector publico
En los 34 establecimientos de las entidades publicas encuestadas se detecto que en ninguna de ellas
dispone de capacidad instalada de cogeneración de energía, principalmente por dificultades de
asignación presupuestal para la inversion en éste tipo de proyectos así como por el desconocimiento
de oportunidades de cogeneración.
RECURSOS HIDRICOS
El Acueducto de Bogotá realiza la gestión integral del recurso hídrico, la cual inicia desde la
captación de las fuentes de agua superficial utilizadas en los diferentes sistemas de abastecimiento,
pasando luego, por los sistemas matrices de acueducto y de distribución, para garantizar el
suministro de agua en las viviendas, industrias e instituciones existentes en el entorno urbano de la
capital, para ser posteriormente recogida después de ser utilizada y ser transportada hasta la planta
de tratamiento de aguas residuales PTAR Salitre para su posterior vertimiento al Río Bogotá.
Figura 6. Resultados en autogeneracion por establecimientos en la cadena productiva
Fuente. Capacidad Instalada de Autogeneración y Cogeneración UPME-MINMINAS
17
Sistemas de Abastecimiento
Sistema Chingaza. Incluye embalses de Chuza y San Rafael y el subsistema río Blanco. Cuenta con
la planta de tratamiento Francisco Wiesner, planta No Convencional de filtración directa.
Sistema Sumapaz, cuenca alta del río Tunjuelo. Incluye los
embalses de La Regadera y Chisacá y la laguna de Los
Tunjos o Chisacá. Cuenta con las plantas de tratamiento La
Laguna y El Dorado (tratamiento Convencional) y el
subsistema Cerros Orientales, que a su vez cuenta con las
plantas de tratamiento Vitelma y Yomasa (tratamiento
Convencional).
Sistema Tibitóc - Agregado Norte. Incluye el embalse de
Aposentos y los embalses de Neusa (Corporación Autónoma
Regional -CAR-, Cundinamarca), Sisga (CAR,
Cundinamarca) y Tominé (Empresa de Energía de Bogotá S.
A. –ESP), que aunque no son de propiedad del Acueducto de
Bogotá cumplen con la función de regular el Río Bogotá,
cuenta con la planta de tratamiento Tibitó (tratamiento
Convencional).
La Potabilización.
Para la potabilización del agua cruda en plantas convencionales que
utilizan fuentes de aguasuperficial se sigue una secuencia de procesos
más o menos estándar.
Después de filtrar objetos grandes como peces y palos, se
añaden coagulantes químicos al agua para lograr que las diminutas
partículas en suspensión que enturbian el agua se atraigan entre sí para
formar “floculos”.
La floculación - la formación de flóculos de mayor tamaño a
partir de flóculos más pequeños - típicamente se logra por medio del
agitado leve y constante del agua para estimular a las partículas y
pequeños floculos para que “choquen” entre sí, se adhieran, y formen
un flóculo de mayor tamaño. Cuando los flóculos son lo
suficientemente grandes y pesados para sedimentarse, el agua se
traslada a estanques calmos de sedimentación o decantación.
Cuando la mayoría de los sólidos se ha sedimentado, típicamente ocurre
alguna forma de filtraciónya sea por medio de arena o de membranas.
La desinfección es usualmente el siguiente paso. Después de la desinfección, se pueden agregar
diversos productos químicos para ajustar el pH, para prevenir la corrosión del sistema de
distribución, o para prevenir la caries dental. El intercambio iónico o carbón activado se puedeusar
durante algunas partes de este proceso a fin de eliminar los contaminantes orgánicos o inorgánicos.
Figura 7. Proceso PTAP El Dorado
Fuente. Plantas de tratamiento del
acueducto de Bogotá (EAB-ESP)
Figura 8. PTAP El Dorado
Fuente. Plantas de
tratamiento del acueducto
de Bogotá (EAB-ESP)
18
Las fuentes de agua subterránea usualmente tienen una mayor
calidad inicialmente y tienden a necesitar
menos tratamiento que las fuentes de agua superficiales. La
EAAB-ESP tiene planteada como alternativa para el
abastecimiento de agua en caso de Emergencia la utilización
de fuentes de agua subterránea, para ello, se desarrollo un
proyecto piloto con la perforación de catorce (14) pozos y el
diseño y construcción de una planta de tratamiento móvil.
Existen unos procesos complementarios y de apoyo para
garantizar la operación de los sistemas de abastecimiento, los
cuales son gestión ambiental y manejo predial.
En estos procesos se incluye:
Concesiones de agua de las fuentes de agua
superficial, como de agua subterránea.
Medidas de manejo ambiental para la operación de
los sistemas de abastecimiento – Planes de Manejo
Ambiental.
Tasas de uso de fuentes concesionadas.
Manejo de la cobertura vegetal natural y plantada de los predios conexos a los
sistemas de abastecimiento.
Actividades de prevención y mitigación de incidentes forestales.
Manejo de 27.100 hectáreas de propiedad de la Empresa que hacen parte del sistema
Chingaza.
Manejo de 5.000 hectáreas de propiedad de la Empresa en los Cerros Orientales de
Bogotá.
Manejo de 3.500 hectáreas de propiedad de la Empresa que hacen parte del sistema
Sumapaz.
Manejo de 500 hectáreas de propiedad de la Empresa en el sector de Aposentos, Bajo
Teusacá-Tibitóc.
Permisos de ingresos a predios.
Figura 9. Floculación PTAP El Dorado
Fuente. Plantas de tratamiento del
acueducto de Bogotá (EAB-ESP)
19
En conclusión, la protección y administración de las fuentes de abastecimiento de agua dulce
superficiales y subterráneas es una tarea esencial, para garantizar el suministro de agua a las
poblaciones actuales y futuras.
SISTEMAS DE GENERACIÓN.
La generacion de electricidad a través de las mareas es muy similar a la generacion hidroeléctrica,
excepto que el agua no recorre un solo sentido, sino que va y viene (flujo y reflujo) y por lo tanto
esto debe tenerse en cuenta al momento de desarrollar los generadores.
Los sistemas de generacion más simples de plantas de mareas, conocidos como sistemas de
generacion de reflujos, utilizan un dique, conocido como barrera, a lo largo de un estuario.
Las compuertas en la barrera permiten que la cuenca de la marea se llene durante las mareas altas
que entran (mareas flujo) y que el agua pueda salir a través del sistema de turbinas durante la marea
de salida (conocida como marea de reflujo).
Existen otras alternativas de sistemas de generacion a través de las mareas de flujo, que generan
energía de las mareas entrantes, pero tienen menos ventajas que los sistemas de generacion de
reflujo.
También son viables los sistemas de generacion de doble vía, que generan energía tanto de las
mareas de flujo, como de las de reflujo.
Son posibles muchas configuraciones diferentes de turbinas.
Por ejemplo, la planta de marea de La Rance, cercana a St Malo en la costa de Francia, utiliza una
turbina de bulbo
En los sistemas de turbina de bulbo, la turbina está completamente inmersa, haciendo del
mantenimiento algo complicado, ya que se debe frenar el flujo del agua a través de la turbina para
lograr acceder a ella
Figura 10. Sistema de Generación de Reflujo
Fuente. Textos Científicos; Generación de Electricidad a través de Flujos
20
Ya han pasado más de treinta años desde que la estación de energía de mareas más grande del
mundo fue construida en el Estuario La Rance en Francia. De 240 MW es mucho más grande que la
estacion de Anápolis Royal, Canadá de 20 MW que fue terminada en 1984 y los sistemas más
pequeños (menos de 500 kW) de la Bahía de Kislaya en Jagxia Creek, China, terminados al mismo
tiempo que el proyecto Le Rance.
La preocupacion que han generado los efectos sobre el medio ambiente de las barreras de mareas
desde la construccion de estacion de energía de La Rance ha llevado al desarrollo de tecnologías
que buscan producir un impacto menor en el medio ambiente.
Figura 11. Turbina Sumergida
Fuente. Textos Científicos; Generación de Electricidad a través de Flujos
21
Dos áreas clave de desarrollo han sido las vallas de mareas y las turbinas (también conocidos como
molinos de mareas).
A diferencia de las estaciones de energía de barrera, estas vallas pueden ser utilizadas sin cuencas
confinadas, como en el canal entre tierra firme y una isla cercana, o entre dos islas.
Como resultado, las vallas de mareas tienen un impacto mucho menor en el ambiente, ya que no
requieren la inundacion de una cuenca, y son significativamente más economicos de instalar.
Las vallas de marea también tienen la ventaja de poder generar electricidad una vez que los
modulos iniciales están instalados, a diferencia de los sistemas de barrera que solo generan energía
una vez que están completamente instalados.
Sin embargo las vallas de marea no están libres de efectos sobre el medio ambiente y la sociedad,
ya que todavía se requieren la estructura de caisson que puede modificar la migracion de animales
marinos de gran envergadura y desviar las rutas de navegacion de barcos.
La compañía Blue Energy estaba planeando construir una valla de marea de 2.2 GW que utiliza la
turbina Davis en el Canal de San Bernardino en las Filipinas.
El proyecto, con un costo estimado de U$S 2,8 billones, está actualmente en espera debido a la
inestabilidad política de la region (Revista Powerline, 2003)
A pesar de que fueron propuestas poco después de la crisis de petroleo de los ’70, las turbinas de
mareas solo se convirtieron en una realidad en los ultimos cinco años, cuando una turbina de
“prueba de concepto” de 15kW fue operada en el Lago Linnhe,
Escocia. Similar a una turbina de viento de eje horizontal, las turbinas ofrecen ventajas significantes
sobre los sistemas de barrera y de vallas, incluyendo menores efectos nocivos sobre el medio
ambiente.
Las turbinas de mareas utilizan las corrientes de mareas que se mueven con velocidades entre 2 y 3
m/s (4 a 6 nudos) generando entre 4 y 13 kW/m2.
Una corriente de rápido movimiento (>3 m/s) puede producir daños en las hélices de la misma
forma que un vendaval de gran fuerza puede dañar a los generadores de turbina de viento
tradicionales, mientras que a velocidades menores no generan beneficios economicos.
Figura 12. Hélice Sumergida
Fuente. Textos Científicos; Generación de Electricidad a través de Flujos
22
4.2 MARCO HISTORICO
ENERGIAS POR TURBINA SUMERGIDA ALREDEDOR DEL MUNDO
Actualmente hay algunas barreras de gran escala en operacion alrededor del mundo, incluyendo la
turbina de bulbo de 240 MW en La Rance, Bretaña (ver Figuras 12 y 13), Francia y la planta de
Anápolis Royal, Nueva Escocia, Canadá de 20 MW.
El proyecto experimental de energía de mareas de La Rance (Bretaña, Francia) de 240 MW fue
comisionado en 1966. Esta planta (operada por Electricite de Francia) está equipada con 24
generadores de turbina del tipo de bulbo.
Las turbinas miden 5.35 mt de diámetro con generadores de 10 MW. Estos equipos están diseñados
para generar energía ya sea con la marea de entrada, como con la de salida, así como también para
bombear agua dentro o fuera de la cuenca durante períodos de mareas bajas, y para servir como
orificios, permitiendo que el agua pase dentro o fuera de la cuenca.
La planta, por lo tanto, puede, y muchas veces lo hace, operar como una planta de cuenca alta
individual, generando energía con la marea de reflujo.
Contando con la gran versatilidad de este equipo de generacion de turbina, la planta también puede
operar perfectamente como una planta de cuenca baja individual, generando energía durante la
marea de entrada.
Además puede operar como una planta de doble efecto de cuenca individual, generando energía
tanto con las mareas de entrada como con las de salida (flujo y reflujo). (Wilmington Media Ltd,
2004).
La planta de energía de mareas piloto de Annapolis en la Bahía de Fundy en la costa de Nueva
Escocia sobre el Atlántico en Canáda, utiliza generadores de turbina del tipo de borde (Straflo) con
un diámetro de 7.6 mt y un generador de 20 MW de capacidad.
Es una version moderna de la turbina de flujo axial con el generador de tipo de borde, patentada por
Leroy Harza en 1919. Esta planta de cuenca alta individual fue inaugurada en 1984 y ha estado
funcionado exitosamente desde ese momento (Wilmington Media Ltd, 2004).
Hacia el fin de 1984, existían ocho plantas de energía de mareas en China. Desde 1984, cuatro de
estas plantas fueron cerradas.
La planta de energía de mareas experimental de Jiangxia está ubicada en la provincia de Zhejiang, a
aproximadamente 200 km al sur de Hangzhou.
Esta planta fue construida durante la estacion seca sobre el terraplén derecho, detrás de los
cofferdams, y opera con doble efecto, generando energía tanto con las mareas de entrada como con
las de salida.
La primera unidad de bulbo de 500 kW fue comisionada en mayo de 1980, y la segunda, una
unidad de 600 kW, en junio de 1984. Hacia el fin de 1985, cinco unidades estaban operando.
23
La tercera, cuarta y quinta unidades tienen una capacidad calculada de 700 kW. La capacidad
instalada con las cinco unidades asciende a 3200 kW.
La estructura de represa, originalmente construida como parte de un proyecto de avance de tierras,
tiene cinco aberturas de 4.2 mt de altura y 3.3 mt de ancho, que se controlan con compuestas de
hormigon reforzado.
El nivel más alto de la cuenca está limitado a 1.2 mt. Aproximadamente 3.8 km2 de terreno fueron
recuperados en la cuenca sobre 1.2 mt, y fueron utilizado para plantar árboles naranjeros, caña de
azucar, algodon y arroz. La zona inter – marea de la cuenca
con un área de 1.2 km2 se utiliza para el cultivo de ostras y la pesca de almejas. El área de la
cuenca con el menor nivel de agua es de 0.8 km2.
Esta planta está todavía en servicio, produciendo 6 GWh de energía por año (Wilmington Media
Ltd, 2004).
La planta de energía de mareas de Shashan comenzo como una planta de cuenca alta individual.
Comenzando con una turbina de madera, la planta proveía energía mecánica para el molido de
granos. En 1964, la turbina de madera fue reemplazada por un runner de acero con un generador de
40 kW. La planta produjo 0.1 GWh en 1984, que fueron utilizados para irrigacion.
Después fue cerrada. (Wilmington Media Ltd, 2004).
La planta de energía Asían es la unica planta con cuencas conectadas en existencia en el mundo,
similar a la que se propuso para la region de Derby en Australia.
Esta planta posee cuencas altas y bajas, con la planta de energía entre las dos cuencas, generando
energía del agua que fluye de la cuenca alta hacia la cuenca baja.
La plata está ubicada en la Isla Maoyan en la provincia de Zheijiang, proveyendo de energía a una
comunidad aislada de 760 familias.
La planta fue diseñada para dos unidades de 75 kW de las que solo se instalo una, y fue
comisionada en 1975.
La energía es utilizada en parte para bombear agua fresca en la reserva comunitaria, tanto para uso
doméstico como para irrigacion.
La planta ha sido mejorada, y tiene una capacidad instalada de 0.25 MW, produciendo 0.34 GWh
por año (Wilmington Media Ltd, 2004).
El 6 de enero de 2006, comenzo a operar la planta de energía de mareas más reciente de China, en
la region de Daishan en la provincia de Zhejiang.
La estacion de energía de mareas de 40 kW fue desarrollada por Harbin Engineering University y
tuvo la asistencia de la Oficina de Tecnología de Daishan (Power Engineering Internacional, 2006).
24
La Federacion Rusa también ha construido plantas de generacion de energía por mareas
experimentales desde los años ’30.
Una pequeña planta piloto con una capacidad de 400 kW fue construida en Kislogubsk cerca de
Murmansk hacia 1968.
El éxito de esta instalacion llevo a una serie de estudios de diseño para plantas de mareas más
extensas en otras regiones del país: Lumbov (67 MW) y la bahía de Mezen (15000 MW) en el Mar
Blanco, Bahía Penzhinsk (87400 MW) y Bahía de Tugur (6800 MW) en el Mar de Okhotsk.
Finalmente la estacion de Tugur fue el unico proyecto a gran escala viable (World Energy Council,
2001.
Un estudio de viabilidad de la estacion de energía de mareas de Tugur en la region de Khabarovsk
estimo su volumen de generacion en alrededor de 16.200 millones de kWh por año.
Parece improbable que se produzca una demanda de este tipo de proyectos en el Lejano Este de
Rusia antes del año 2020 y su desarrollo solo podrá ser posible dentro de un programa de
cooperacion internacional con los países vecinos, interesados en importar energía desde Rusia
(Minakov, 2005).
A fines de 2004 el Gobierno de China firmo en New York un Acuerdo de Cooperacion por una
Laguna de Marea de 300 MW.
El gobierno chino expreso su apoyo a la laguna de mareas offshore de 300 MW de Tidal Electric’s,
en las aguas cercanas a la desembocadura del Río Yalu. Con 300 MW, este proyecto será la planta
de energía de mareas más grande del mundo, superando la capacidad de 240 MW de la planta de
energía de mareas francesa de La Rance.
Figura 13. Instalación sistemas de hélices sumergidas alrededor del mundo
Fuente. Textos Científicos; Generación de Electricidad a través de Flujos
25
En Corea está en construccion un generador del tipo de corriente unica en la ciudad de Ansan, en el
lago Shiswa, que tendrá una capacidad de 252 MW.
Este sistema contará con 12 unidades de generadores de 21 MW y una generacion de energía anual
proyectada de 552 millones kWH cuando se termine en el año 2008.
Este proyecto fue diseñado por el Instituto de Investigacion y Desarrollo Oceánico de Corea y
subsidiado por la Corporacion de Recursos de Agua de
orea. El costo estimado es de U$ 320 millones, con un precio por kWh de U$ 0.09. El sistema se
basa en la diferencia de mareas de 5.6 mt. Si se completa exitosamente, este proyecto superará a La
Rance (Francia) como la planta de energía de mareas más grande del mundo.
Corea también planea una planta de energía de corriente de mareas en el canal de Uldol-muk, en un
angostamiento del canal, con una velocidad máxima del agua que supera los 6.5 m/s.
Esta planta experimental utilizará las turbinas helicoidales “Gorlov” desarrolladas por GCK. Este
sistema de 1 kW comenzará a operar en el 2007. (IEEE Power Engineering Society, 2005)
EDF Energy, una de las compañías de energía más grandes del Reino Unido, ha aumentado su
inversion en Marine Current Turbines Ltd (MCT) con una adicion de 2 millones de liras.
Esta inyeccion de capitales por EDF Energy apoyará el desarrollo comercial del dispositivo de
corrientes de mareas de 1MW Sea Gen de MCT capaz de proveer electricidad limpia y sustentable
a aproximadamente 800 hogares.
Esta sociedad permitirá proveer por primera vez electricidad generada por la energía de las mareas
a los hogares.
El prototipo está listo para ser instalado en Irlanda del Norte en Strangford Lough, y será conectado
a la red local en el año 2006. EDF Energy está ansioso por desarrollar esta nueva tecnología para
calcular su potencial aplicacion comercial futura como una granja de mareas con más de 30 turbinas
(Marine Current Turbines, 2005).
26
Tabla 5. Capacidad instalada en autogeneración en el mundo
Fuente. Textos Científicos; Generación de Electricidad a través de Flujos
27
Una compañía de energía de mareas Americana, Tidal Electric, ha propuesto dos proyectos de
mareas offshore para Gales, que incluyen la construccion de cuencas de mareas unidas (lagunas de
mareas) para atrapar altas mareas.
El proyecto inicial de 60 MW fue propuesto para la bahía Swansea en el Reino Unido, midiendo 5
km2 de área, a aproximadamente un milla de la costa. WS Atkins ha realizado un estudio de
viabilidad del proyecto y se ha concluido que es viable técnicamente, así como también ambiental y
economicamente.
Un proyecto a mayor escala, que depende del éxito del proyecto en Swansea, podría ser construido
en Rhyl en la costa de Gales y podría tener una capacidad de generacion de 400 MW.
Para proveer una generacion continua mayor, el reservorio del proyecto de Rhyl sería subdividido
en segmentos, cada uno de los cuales se llenaría y vaciaría por turnos.
Estos reservorios serían construidos a partir de rocas (30 millones de toneladas para el sistema de
Rhyl), como una autopista, y por lo tanto los costos no serían tan elevados, como los sistemas de
barrera o de diques de mareas.
Este sería el proyecto más grande de energía renovable en el Reino Unido. El sistema de Rhyl
mediría nueve millas de largo y dos millas de ancho
DISPOSITIVOS DE GENERACIÓN ELECTRICA POR OLAS
Los dispositivos de generación de energía a través de las olas se pueden clasificar en fijos o
flotantes.
Dispositivos de generación fijos
Estos dispositivos son los que están construidos en la línea costera (en la rompiente de las olas) o
fijados al lecho marino en aguas poco profundas. Los sistemas fijos tienen algunas ventajas
importantes sobre los sistemas flotantes, sobre todo con respecto al mantenimiento. Sin embargo, la
cantidad de lugares apropiados para este tipo de dispositivos es limitada. Más adelante están
descriptos la Oscillating Water Column (Columna Oscilante de Agua), así como el sistema
TAPCHAN, que son dos ejemplos de dispositivos fijos de generacion de energía a través de las
olas.
La Columna de Agua Oscilante (Oscillating Water Column o OWC) genera electricidad en un
proceso de dos pasos. Cuando la ola entra en la columna, fuerza al aire de la columna a pasar por la
turbina e incrementa la presion dentro de la columna. Cuando la ola sale, el aire vuelve a pasar por
la turbina, debido a la disminucion de la presion de aire en el lado del océano de la turbina (ver
Figuras 1a y 1b). Sin importar la direccion de la corriente de aire, la turbina (conocida como turbina
Wells, como su inventor) gira hacia la misma direccion y hace que el generador produzca
electricidad.
28
La tecnología OWC se está utilizando en la isla de Islay en Escocia, donde hay un sistema instalado
desde el año 2000 llamado LIMPET (ver Figuras 2a y 2b). Este sistema tiene una produccion
máxima de 500 kW. Es ideal para lugares donde existe una fuerte energía de olas, como en la
rompiente de olas, defensas costeras, proyectos de recuperacion de territorio y escolleras de
puertos. Esta forma de generacion de energía es apropiada para la produccion de energía para la red
nacional. En la isla de Islay, la electricidad generada se está utilizando para hacer funcionar un bus
eléctrico, el primer bus en el mundo que utiliza energía de las olas como combustible. (Green
Energy Works, 2006).
El rendimiento ha sido mejorado para un promedio anual de intensidad de olas entre 15 y 25 kW/m.
La columna de agua alimenta a un par de turbinas de contra – rotacion, y cada una de ellas opera a
un generador de 250 kW, produciendo un rango de 500 kW. El diseño de LIMPET es fácil de
construir e instalar, además de generar pocas obstrucciones y ser poco visible, por lo que no genera
molestias en el paisaje costero (Wave Gen, 2006).
Figura 14. Sistema de Generación por Mareas
Fuente. Textos Científicos; Generación de Electricidad a través de Flujos
29
5. Condiciones y Características
5.1. Condiciones
Tipo de Proyecto: Se considera como proyecto de servicios públicos, por tratarse de un servicio
indispensable para la ciudadanía se evaluaran las condiciones que se deben tener en cuenta para la
facturación y la distribución del servicio en el mercado bogotano.
Viabilidad: Independientemente del precio que maneje la empresa del acueducto para el agua, por
tratarse de un servicio indispensable para la supervivencia, este siempre presentara un demanda
alta, sin embargo la empresa del acueducto cobra su servicio de acuerdo a las diferentes
estratificaciones dadas en la ciudad de Bogotá y sus alrededores.
Identificación del servicio: A continuación se hace una descripción del servicio de acuerdo a
atributos y entorno
1. Usos: El agua se considera como un servicio vital para el sustento de la humanidad, se
aplicaría para todos los habitantes de la ciudad de Bogotá, en el caso específico que se desea
analizar, la implementación de aprovechamiento del recurso hídrico mareomotriz, se
relacionaría con el sector financiero, puesto que se tendría que realizar una inversión inicial
significativa, que representaría beneficio económico después de su implementación.
2. Usuarios: Los usuarios del servicio serian todas aquellas personas que tienen el servicio de
agua instalado, y los usuarios del servicio en estudio seria la empresa del acueducto; donde
también se verían beneficiados los usuarios finales del agua.
3. Presentación: La implementación de energía mareomotriz que se desea manejar para el
acueducto reducirá costos de operación de la planta, lo que beneficiara a los clientes del
acueducto en la disminución del costo del agua.
4. Composición: No aplica
5. Características físicas: No aplica
6. Servicio: La implementación del sistema se considera como un producto viable debido a que
ya se cuenta con el movimiento del agua en la planta, por lo que se presentara el mejor
aprovechamiento de este recurso para generar ahorros en la operación.
7. Sustitutos: Proyectos sustitutos que se podrían presentar seria la energía por niveles de
presión.
30
8. Complementarios: Un complementario para este servicio seria el movimiento del agua que
actualmente se está presentado en la planta del acueducto, sin este movimiento no sería
posible implementar el aprovechamiento del agua por el sistema mareomotriz.
9. Bienes de capital: Se considera como bienes de capital debido a que la energía se produciría
de acuerdo a la demanda que tenga el agua en la sociedad; sin embargo, al ser el agua un
recurso primordial para la sociedad, es posible considerar que la empresa del acueducto se
convertirá en autogeneradora en un 60% del tiempo de su funcionamiento.
10. Fuentes de abastecimiento: El proyecto solo se relaciona con la implementación del sistema,
el cual será aprovechado la mayor tiempo de funcionamiento, en cuanto al transporte no
aplica para este proyecto, su implementación beneficiaria a los habitantes de la ciudad de
Bogotá y sitios aledaños, los usuarios finales se verían beneficiados, debido a que
disminuirá el precio del consumo del agua puesto que la empresa del acueducto tendría
menores costos de operación.
11. Sistema de distribución: No aplica
12. Bienes y servicios del sector públicos: Las tarifas del agua para la ciudad de Bogotá está
organizada según los sectores de estratificación expuestas en el estado, donde los sectores
1,2 y 3 tienen subsidio del estado hasta 28m3.
13. Condiciones de política económica: Según ley del gobierno, las empresas de servicios
públicos pueden ser generadoras de cualquier servicio público, por lo que el acueducto
podría generar su propia energía para disminuir costos de operación.
31
6. Estudio de Mercado.
6.1. Análisis del Sector Oferta y Demanda.
El tamaño apropiado para el proyecto es en una de las tres plantas de tratamiento más grandes de la
empresa de acueducto de Bogotá, esta planta es denominada planta de tratamiento de agua potable
El Dorado y aporta un 5% del consumo total de Bogotá, el alcance apropiado para el proyecto es
que se garantice el suministro energético del total del consumo de la PTAP El Dorado.
Los clientes o usuarios de la EAB-ESP son aproximadamente 6.2 millones de habitantes de la
ciudad de Bogotá y ciudades aledañas, de los cuales el consumo y pago de servicios púbicos se ve
reflejado en la siguiente gráfica.
Como se evidencia en la gráfica, el tercer servicio público a los que los habitantes Bogotanos más
aportan es para el servicio de agua potable o acueducto que haciende a un 19% con unas tarifas
estipuladas por la EAB y vigiladas por la alcaldía Mayor y que se muestran a continuación.
29%
8%
19%
12%
6%
26%
Gasto mensual en servicios del sector residencial
Energia Gas Acueducto
Alcantarillado Aseo Telecomunicaciones
Figura. 15 Gasto mensual de servicios en el sector residencial Fuente:http://www.sdp.gov.co/portal/page/portal/PortalSDP/SeguimientoPoliticas/PoliticasSectoriales/Coyuntura%20Econ%F3mica1/Documentos2007/Tarifa%20de%20los%20servicios%20p%FAblicos%20continuaci%F3n.pdf
32
Tarifas actuales Año 2017
Estrato Estrato Consumo básico 0-16m2
Consumo
complementario 17-
32m2
Consumo Suntuario
32m2
Bajo - Bajo 0 $ 462,24 $ 1.500,78 $ 1.500,78
Bajo 1 $ 924,48 $ 1.500,78 $ 1.500,78
Medio - Bajo 2 $ 1.310,18 $ 1.500,78 $ 1.500,78
Medio 3 $ 1.500,78 $ 1.500,78 $ 1.500,78
Medio - Alto 4 $ 2.381,73 $ 2.381,73 $ 2.381,73
Alto 5 y 6 $ 2.540,81 $ 2.540,81 $ 2.540,81
Comercial Comercial $ 2.381,73 $ 2.381,73 $ 2.381,73
Industrial Industrial $ 1.981,02 $ 1.981,73 $ 1.981,73
Oficial Oficial $ 1.500,78 $ 1.500,78 $ 1.500,78
Especial Especial $ 1.500,78 $ 1.500,78 $ 1.500,78
Las tarifas que maneja la EAB son las más elevadas en comparación con otras ciudades en
crecimiento como Medellin y Cali, con casi un 20% de costo superior a estas ciudades, por esta
razón se hace viable aplicar una reducción a este valor impactando el costo por consumo de energía
que se discrimina de la siguiente manera.
$2.021.769.165,00
$6.267.484.411,50
$5.256.599.829,00
$4.650.069.079,50
$2.021.769.165,00
$20.217.691.650,00
10%
31%
26%
23%
10%
100%
$- $10.000.000.000,00 $20.000.000.000,00
Quimicos para la potabilizacion
Costo de la energia electrica
Mantenimiento
Salarios trabajadores
Costos de facturacion
Costo total de operación
Costos Anuales de Operación PTAP
Tabla. 6 Tarifas Actuales Año 2017 Fuente. Dirección comercial y apoyo comercial EAB-ESP
Figura 16. Costos anuales de Operación y Funcionamiento Fuente. Estados Financieros, Dirección comercial y apoyo comercial EAB-ESP
33
Como se evidencia hay una necesidad latente de reducir el costo del metro cubico de agua en
Bogotá y sus alrededores, se maneja un impacto social importante y un mercado latente para el
proyecto.
6.2. Riesgo.
No alcanzar el aprovechamiento y la generación total de la energía necesaria.
6.3. Alternativa.
Realizar el proyecto en alguna de las otras dos plantas de la EAB que son más grandes de tamaño y
tienen mayor caudal de agua aprovechable
6.4. Modelo.
Realizando el proyecto con éxito en la PTAP más pequeña de las tres plantas de la EAB, se
garantiza que en las otras dos funciona.
6.5.Tamaño, costos y aspectos técnicos.
El tamaño del proyecto depende directamente de la cantidad de energía que se requiera generar, se
tiene un cálculo aproximado de generar 65000 kW que es suficiente para cubrir la carga instalada
en la PTAP El Dorado, ya que el consumo promedio de la planta es de 43000 kW, los costos del
proyecto se cubren con dineros públicos asumidos por la EAB y financiamiento nacional.
6.6.Disponibilidad de insumos y Servicios públicos.
Los insumos del proyecto radican directamente en los equipos generadores mareomotrices, los
cuales no tienen fabricación en Colombia, pero hay mercado internacional disponible de los
equipos, en los servicios públicos no aplica ya que no es un sitio nuevo ni rural y la PTAP cuenta
con todos los servicios públicos.
6.7. La Localización.
La PTAP El Dorado donde se ejecutaría el proyecto está ubicada en la Bogotá-Villavicencio en el
Km 5, vereda el Uval de la Localidad de Usme, no es necesario realizar estudio de ubicación ya que
la estructura principal ya está construida.
6.8. Ingeniería del Proyecto.
El proyecto está enfocado en reducir los costos de producción del agua potable en la planta de
tratamiento de agua potable El Dorado, reduciendo los consumos de energía eléctrica en la PTAP.
Los insumos, equipos y consumibles del proyecto son básicamente los equipos importados para la
generación de energía eléctrica por la vía de la generación mareomotriz, estos equipos necesitarían
mano de obra para la instalación y los elementos que interconectan los equipos, aparte de un estudio
técnico detallado para la evaluación de la ubicación de los equipos y datos de generación.
Todos los elementos necesarios para el proyecto están contemplados, el estudio técnico ya estaría
enfocado a buscar el mejor aprovechamiento del recurso hídrico con la posición de los equipos pero
para ello es necesario realizar pruebas de funcionamiento en campo.
34
6.9 Alternativas Tecnológicas.
La tecnología mareomotriz ofrece varios modelos para generación, sistemas de pales o hélices que
es el sugerido, pero también se pueden implementar equipo de generación por turbina, o de
generación de olas, pero estos se toman como alternativas porque la capacidad de generación es
menor al sistema de hélice.
La generación por turbina necesita cambios de presión bastantes drásticos, y la hidrología de la
planta no presenta cambios de presión de esta magnitud, por lo tanto no se aprovecharía el equipo y
el recurso hídrico en su totalidad.
La generación por olas también se podría aplicar como sistema de generación en la PTAP, pero son
equipos que tienen una eficiencia bastante baja, por lo tanto se reduce el costo beneficio, ya que son
equipos igualmente costosos pero no generan la suficiente energía eléctrica para abastecer el
consumo que presenta la PTAP El Dorado, en la actualidad.
35
7 Estudio Legal. A continuación se relacionan leyes y decretos que rigen a la EAAB a las cuales se debe dar
cumplimiento para poder ejecutar un proyecto con esta entidad pública.
CLASE DOCUMENTO TEMA ALCANCE
Ley Alcaldía mayor de
Bogotá
Sistemas de regadío
y otras
se regulan las
expropiaciones y
servidumbres de los
bienes
Por el cual se dictan
normas sobre obras
publicas de
generación eléctrica
en acueductos.
Ley Asamblea nacional
constituyente
Fortalecimiento del
sistema de control
interno
Constitución política
de Colombia
Ley Congreso de la
república de
Colombia
Carrera
administrativa
Regulan el empleo
público, la carrera
administrativa, la
gerencia pública y se
dictan otras
disposiciones -
Ley Empresa de
acueducto y
alcantarillado de
Bogotá
Gestión comercial Matriz de requisitos
legales y otros
aplicables al sistema
de gestión
Ley Ley gestión de
servicios públicos
Ley 142 de 1994 Gestión comercial
de servicios públicos
Ley Ministerio de la
protección social
Gestión legal Por la cual se
adoptan las guías de
atención integral de
salud ocupacional
basadas en la
evidencia.
Ley Rama legislativa Gestión legal Reglamento del
congreso; el senado
y la cámara de
representantes
Decreto Alcaldía mayor de
Bogotá
Reajuste valores
moneda nacional
Declara la situación
de emergencia
distrital en algunas
localidades
Decreto Comisión
intersectorial
Decreto 119 de 2014 Comisión
intersectorial
servicio
alcantarillado
Decreto Departamento
administrativo de la
función publica
Departamento
administrativo de la
función pública
Fortalecimiento del
sistema de control
interno
36
Decreto Departamento
administrativo del
servicio civil
Gestión del talento
humano
Por el cual se
reglamenta
parcialmente el
decreto
extraordinario 3135
de 1968 y la ley 71
de 1988.
Decreto Departamento
nacional de
planeación
Ley 715 de 2001. Dirección
planeación y control
de resultados
corporativos
Decreto Departamento
administrativo de
medio ambiente
Gestión de
tecnología y
ambiental
Por medio del cual
se reglamenta las
tasas retributivas por
utilización directa o
indirecta del agua y
se establecen las
tarifas de esta
Decreto Ministerio de salud Servicios generales Por el cual se crea el
comité nacional del
códex alimentarius y
se fijan sus
funciones
Decreto Ministerio de
agricultura
Servicio acueducto Por el cual se
reglamenta
parcialmente el
título de la ley 9 de
1979, así como el
capítulo ii del título
vi-parte iii -libro ii y
el título iii de la
parte iii-libro i del
decreto ley 2811 de
1974 en cuanto a
usos del agua y
residuos líquidos
Decreto Ministerios de
ambiente, vivienda y
desarrollo territorial
Ciencia y tecnología Por el cual se
modifica
parcialmente el
decreto 3930 de
2010 - ministerio de
ambiente, vivienda y
desarrollo territorial
Decreto Ministerios de
comercio industria y
turismo
Gestión documental Por el cual se
modifica adiciona el
art. 4° del decreto
4738 del 15 de
diciembre de 2008
Decreto Ministerios de Gestión documental Por el cual se
37
cultura reglamenta el titulo
v de la ley 594 de
2000
Decreto Ministerios de
desarrollo
económico
Gestión de recursos
financieros
Por el cual se
reglamenta el
artículo 78 de la ley
715 de 2001, en
relación con los
requisitos que deben
cumplir los
municipios para
cambiar la
destinación de los
recursos
Decreto Ministerio de
gobierno
Gestión comercial Por el cual se dicta
el régimen especial
para el distrito
capital de Bogotá
Decreto Ministerios de
hacienda y crédito
publico
Tratamiento de
órdenes de solicitud
de combustibles y
vales
Por medio del cual
se dictan
disposiciones
relacionadas con el
valor de
referencia de la
gasolina motor y el
acpm para el cálculo
de la sobretasa y el
precio del ingreso al
productor para
efectos del cálculo
del iva."
Decreto Ministerios de minas
y energía
Artículo 61 de la ley
812 de 2003
Por el cual se
reglamenta el
artículo 61 de la ley
812 de 2003 y se
establecen otras
disposiciones
Decreto Ministerio de
protección social
Ciencia y tecnología Estructuras similares
de uso colectivo y de
propiedad privada
unihabitacional y se
dictan otras
disposiciones
Decreto Ministerios de salud Gestión documental Reglamenta el uso y
manejo de
plaguicidas
(personas,
capacitación y
entrenamiento)
38
Decreto Ministerios de
trabajo y seguridad
social
Adquisiciones y
contratos
Régimen del
empleado oficial
8 Estudio Ambiental. A continuación se relacionan Normas Técnicas de Gestión Ambiental
CLASE DOCUMENTO TEMA ALCANCE
Norma Ns-007 Plan de manejo
ambiental para la
elaboración de
diseños definitivos y
detallados para la
construcción de
redes matrices de
acueducto y
colectores de
alcantarillado
pluvial y sanitario
Requisitos mínimos
Norma Ns-008 Plan de manejo
ambiental para el
diseño y operación
de estación
elevadoras de aguas
pluviales y aguas
sanitarias
Requisitos mínimos
Norma Ns-016 Requisitos mínimos
para la ejecución de
la auditoría
ambiental en la
construcción de
proyectos
Norma Ns-037 Uso adecuado del
sistema de
alcantarillado
Norma Ns-038 Manual de manejo
de impacto
ambiental y urbano
Norma Ns-055 Intervención y
manejo de zonas
verdes
Norma Ns-118 Requisitos mínimos
para la elaboración
Requisitos mínimos
Tabla 7. Estructura del Marco Legal
Fuente. Autores
39
de diseño detallados
para restauración
ecológica y manejo
paisajístico de la
zona de ronda y
zona de manejo y
preservación
ambiental de las
quebradas del
distrito capital
Norma Ns-119 Requisitos mínimos
para la elaboración
del diseño detallado
para la recuperación
ecológica de los
humedales y zonas
de ronda del distrito
capital
Requisitos mínimos
Norma Ns-120 Requisitos mínimos
para la realización
de inventarios de
cobertura arbórea y
arbusteria
Requisitos mínimos
Norma Ns-126 Licencias, permisos
y autorizaciones de
carácter ambientales
y urbano
Tabla 8. Estructura Ambiental
Fuente. Autores
40
9 Estudio Organizacional.
El proyecto es desarrollado para la empresa del Acueducto y Alcantarillado de Bogotá (EAAB),
quien realiza la gestión integral del recurso hídrico por medio de varios componentes que cumplen
cada uno una función en la captación, transporte, tratamiento, almacenamiento y distribución del
agua.
El proceso inicia desde la captación de las fuentes de agua y luego pasa a las líneas de aducción o
transporte del agua cruda, después a los embalses donde se almacena el agua cruda, las plantas de
tratamiento, las conducciones de agua tratada desde las plantas de tratamiento hasta los tanques de
almacenamiento y compensación, y por último, las estaciones de bombeo para garantizar el
suministro de agua potable a las viviendas, industrias e instituciones de Bogotá y de municipios
como: La Calera, Chía, Cajicá, Tocancipá, Gachancipá, Sopó, Cota, Funza, Madrid, Mosquera y
Soacha. Con este sistema se garantiza la seguridad, durabilidad, funcionalidad, calidad técnica,
eficiencia de operación y sostenibilidad de los sistemas de acueducto.
El objetivo del proyecto es APROVECHAR EL MOVIMIENTO DEL RECURSO HÍDRICO
PARA GENERAR ENERGÍA ELÉCTRICA, dicho aprovechamiento se realiza en los tanques de
almacenamiento y tratado del agua en la planta El Dorado, para cumplir con la meta propuesta el
equipo de trabajo en la etapa de planeación desarrolla 3 estrategias y sus actividades asociadas:
Estrategias Actividades
1. Proporcionar un estudio técnico de la
propuesta.
1.1 Realizar un informe sobre la energía
mareomotriz.
1.2 Compilar la información en un
documento.
1.3 Presentar el documento y el proyecto a
los interesados.
1.4 Capacitar a los interesados sobre
energías alternativas.
2. Generar interés e inversión por parte de
la directiva.
2.1 Presentar una propuesta de Retorno vs
Inversión.
2.2 Mostrar un estado del arte de proyectos
mareomotrices.
2.3 Mitigar temores sobre interrupciones
en la planta.
2.4 Incluir en el presupuesto de la empresa
proyectos de generación eléctrica.
3. Brindar seguridad en el bajo impacto
ambiental.
3.1 Investigar y documentar el impacto
ambiental de la implementación.
3.2 Capacitar sobre el manejo ambiental
del proyecto.
3.3 Mitigar temores sobre perjuicios
ambientales.
Tabla 9. Estructura del Marco Organizacional
Fuente. Autores
41
El proyecto define una estructura organizacional orientada a la operación, donde se agrupan
actividades con un propósito en común. Se basa en los principios de especialización y división del
trabajo, por lo tanto cada objetivo específico tiene un profesional a cargo, el cual es responsable de
la ejecución, seguimiento, mejora, evaluación final y entrega a conformidad del cliente (EAAB),
aunque no se tiene la figura de gerente general al interior del proyecto si existe un ente superior que
vigila y controla el avance de cada actividad hasta cumplir con el objetivo principal, de esta función
se encarga un profesional designado por la empresa de Acueducto y Alcantarillado de Bogotá
(EAAB).
Para la ejecución de las actividades descritas, cada profesional cuenta con los recursos suficientes
como: equipos de cómputo, disponibilidad de tiempo, transporte, ingreso a la planta y de ser
necesario se pueden contratar algunos auxiliares para apoyar el proyecto.
El cronograma unifica los responsables y el presupuesto destinado para el desarrollo de cada tarea,
es función de los profesionales a cargo llevar los estados financieros y presupuestos que
eventualmente se deban generar en el transcurso del proyecto.
Las funciones de un departamento como recursos humanos no son necesarias para la ejecución de
este proyecto en particular ya que el reclutamiento, la selección, contratación e inducción no serán
frecuentes, sin embargo es importante que los implicados definan muy bien los cargos y roles a
desempeñar y las relaciones laborales que desean llevar.
En cuanto a procedimientos administrativos la planeación será realizada por los tres profesionales a
cargo de los objetivos y la persona de control destinada por la EAAB, las líneas de autoridad están
definidas en el organigrama, la coordinación y control se llevaran a cabo en cada actividad
entregando un resultado de conformidad con el Acueducto de Bogotá.
La investigación de mercado para este caso en particular no agrega valor al servicio que se quiere
prestar, porque el proyecto ya está localizado y puntualizado para un cliente único no es necesario
estudiar la demanda de un producto, el sistema de ventas y promociones, lo que se rescata de esta
investigación son las relaciones publicas y publicitarias que se deben generar cuando culmine
satisfactoriamente el proyecto.
42
10 Estudio Económico Financiero. De acuerdo a los estados financieros de la EAAB los ingresos y costos de operación asociados al
sistema de acueducto (agua potable) corresponden a:
Ingresos Acueducto año 2016
Especialidad Pesos Porcentaje
Servicio de acueducto $ 921.921.001.000,00 59%
Servicio de
alcantarillado $ 646.324.270.000,00 41%
Total $ 1.568.245.271.000,00 100% Tabla 10: Ingresos Acueducto año 2016 correspondientes al servicio prestado
Fuente: Estados financieros EAAB
Los cuales se distribuyen así:
Especialidad Pesos
Consumo real $ 1.140.475.455.000,00
Consumo fijo $ 256.711.451.000,00
Subsidios y aportes $ 90.740.640.000,00
Agua en bloques $ 30.768.513.000,00
Conexión y reconexión $ 23.506.018.000,00
Consumo estimado $ 24.159.313.000,00
Constructores y
urbanizadores $ 1.819.761.000,00
Verificación metrológica
de medidores $ 64.120.000,00
Total $ 1.568.245.271.000,00 Tabla 11: Distribución de costos para servicio de acueducto y alcantarillado
Fuente: Estados financieros EAAB
El consumo real corresponde al cobro de lo consumido por los usuarios, el cargo fijo a la tarifa base
que deben pagar, correspondiente a gastos administrativos y gastos de comercialización, los
subsidios y aportes indican subsidios a los estratos 1, 2 y 3, que son pagados por los estratos 5 y 6,
clasificación comercial e industrial.
Conexión y reconexión, están relacionadas directamente con el servicio y con el control de pago de
los usuarios, el agua en bloque corresponde a la prestación del servicio a 8 municipios aledaños a
Bogotá, que son: Tocancipa, Sopo, Cajica, Funza, Madrid, Mosquera, Chía y la Calera.
Para efectos del estudio se tomara el consumo real $1.140.475.455.000 por el porcentaje
determinado en la tabla 9 que corresponde al 59%.
Para los costos anuales de operación de la EAAB, en relación a la potabilización del agua se tiene:
43
Factor
Costos anuales Operación del
Acueducto
Pesos Porcentaje
Químicos para
la
potabilización
$ 40.435.383.300,00 10%
Costo de la
energía
eléctrica
$ 125.349.688.230,00 31%
Mantenimiento $ 105.131.996.580,00 26%
Salarios
trabajadores $ 93.001.381.590,00 23%
Costos de
facturación $ 40.435.383.300,00 10%
Costo total de
operación $ 404.353.833.000,00 100%
Tabla 12: Costos Anuales de operación del acueducto
Fuente: Estados financieros EAAB
http://www.eltiempo.com/archivo/documento/CMS-7740549
Como la planta del Dorado tiene una participación del 5% (pág. 3) en la potabilización de agua para
Bogotá, los datos mencionado en las tablas anteriores resultarían:
DATOS ACTUALES
Ingresos por prestación
del Servicio EAAB $ 670.448.872.081,78
Costos de operación
EAAB $ 404.353.833.000,00
Ingresos por prestación
del Servicio DORADO $ 33.522.443.604,09
Costos de operación
DORADO $ 20.217.691.650,00
Margen de Utilidad 60% Tabla 13: Relación de ingresos y costos para la EAAB y la planta EL DORADO
Fuente: Autores
Con el costo de operación para el Dorado, se identifican los valores para los diferentes factores que
influyen en el costo del agua:
44
Factor
Costos anuales Operación Planta del
Dorado 5% ACTUAL
Pesos Porcentaje
Químicos para la
potabilización $ 2.021.769.165,00 10%
Costo de la
energía eléctrica $ 6.267.484.411,50 31%
Mantenimiento $ 5.256.599.829,00 26%
Salarios
trabajadores $ 4.650.069.079,50 23%
Costos de
facturación $ 2.021.769.165,00 10%
Costo total de
operación $ 20.217.691.650,00 100%
Tabla 14: Costos Anuales de operación para el DORADO
Fuente: Autores
Para la implementación del proyecto se tienen las siguientes consideraciones;
Tiempo
El proyecto se desarrollar en dos etapas, la primera será el estudio de factibilidad en el que se
brindara a la empresa el análisis del estudio realizado y se pasara a la segunda etapa una vez sea
aprobado el proyecto.
Duración del proyecto
Actividad Años
Estudio 1
Ejecución 2 Tabla 15: Duración del proyecto
Fuente: Autores
Análisis Mano de Obra
Ingeniero de Diseño (Estudio factibilidad – 2). Tiene como propósito realizar la factibilidad para el
proyecto, todos los estudios necesarios para que la implementación del proyecto sea un éxito tanto
social como económico..
Ingeniero residente. Es el responsable directo de dirigir el personal técnico y darle el debido manejo
a las decisiones tomadas en obra, adicionalmente también tiene como propósito el publicar en las
reuniones o como se estipule en el plan de comunicación las decisiones o cambios realizados en
obra.
Personal SISO. Debe velar los la seguridad industrial y salud ocupacional de todo el personal
involucrado en la obra.
Supervisor de obra (Encargado). Debe dirigir los trabajos específicos en la obra, debe velar porque
la ejecución sea la estipulada por los ingenieros.
Personal operativo. Debe ejecutar las labores manuales del proyecto, ejecución y verificación de las
instalaciones.
45
Ayudantes. Ejecución de obra y acompañamiento contante en toda la instalación de los elementos y
equipos del proyecto.
Tabla 16: Mano de obra considerada para la realización del proyecto
Fuente: Autores
INGENIERO
(ESTUDIO)
INGENIERO
REDIDENTERESIDENTE SISO ENCARGADO DE OBRA Q
PERSONAL TÉCNICO
(OFICIAL)Q
PERSONAL TÉCNICO
(AYUDANTE)
Costo Empresa 20.580.000,00$ D/H 5.145.000,00$ D/H 2.205.000,00$ D/H D/H 4.452.000,00$ D/H 1.862.685$ 1.270.013$
Salario Básico 14.000.000$ 3.500.000$ 1.500.000$ 2.800.000$ 1.171.500$ 798.750$
Mes 1 20.580.000$ 24 24 24 24 24 - - - -
Mes 2 20.580.000$ 25 25 25 25 24 - - - -
Mes 3 20.580.000$ 26 26 26 26 24 - - - -
Mes 4 20.580.000$ 27 27 27 27 24 - - - -
Mes 5 20.580.000$ 28 28 28 28 24 - - - -
Mes 6 20.580.000$ 29 29 29 29 24 - - - -
Mes 7 20.580.000$ 30 30 30 30 24 - - - -
Mes 8 20.580.000$ 31 31 31 31 24 - - - -
Mes 9 20.580.000$ 32 32 32 32 24 - - - -
Mes 10 20.580.000$ 33 33 33 33 24 - - - -
Mes 11 20.580.000$ 34 34 34 34 24 - - - -
Mes 12 20.580.000$ 35 35 35 35 24 - - - -
Mes 13 36 5.145.000$ 36 2.205.000$ 36 36 4.452.000$ 24 10 18.626.850 10 12.700.125 480
Mes 14 37 5.145.000$ 37 2.205.000$ 37 37 4.452.000$ 24 10 18.626.850 10 12.700.125 480
Mes 15 38 5.145.000$ 38 2.205.000$ 38 38 4.452.000$ 24 10 18.626.850 10 12.700.125 480
Mes 16 39 5.145.000$ 39 2.205.000$ 39 39 4.452.000$ 24 10 18.626.850 10 12.700.125 480
Mes 17 40 5.145.000$ 40 2.205.000$ 40 40 4.452.000$ 24 10 18.626.850 10 12.700.125 480
Mes 18 41 5.145.000$ 41 2.205.000$ 41 41 4.452.000$ 24 10 18.626.850 10 12.700.125 480
Mes 19 42 5.145.000$ 42 2.205.000$ 42 42 4.452.000$ 24 10 18.626.850 10 12.700.125 480
Mes 20 43 5.145.000$ 43 2.205.000$ 43 43 4.452.000$ 24 10 18.626.850 10 12.700.125 480
Mes 21 44 5.145.000$ 44 2.205.000$ 44 44 4.452.000$ 24 10 18.626.850 10 12.700.125 480
Mes 22 45 5.145.000$ 45 2.205.000$ 45 45 4.452.000$ 24 10 18.626.850 10 12.700.125 480
Mes 23 46 5.145.000$ 46 2.205.000$ 46 46 4.452.000$ 24 10 18.626.850 10 12.700.125 480
Mes 24 47 5.145.000$ 47 2.205.000$ 47 47 4.452.000$ 24 10 18.626.850 10 12.700.125 480
Mes 25 48 5.505.150$ 48 2.359.350$ 48 48 4.763.640$ 24 10 19.930.730 10 13.589.134 480
Mes 26 49 5.505.150$ 49 2.359.350$ 49 49 4.763.640$ 24 10 19.930.730 10 13.589.134 480
Mes 27 50 5.505.150$ 50 2.359.350$ 50 50 4.763.640$ 24 10 19.930.730 10 13.589.134 480
Mes 28 51 5.505.150$ 51 2.359.350$ 51 51 4.763.640$ 24 10 19.930.730 10 13.589.134 480
Mes 29 52 5.505.150$ 52 2.359.350$ 52 52 4.763.640$ 24 10 19.930.730 10 13.589.134 480
Mes 30 53 5.505.150$ 53 2.359.350$ 53 53 4.763.640$ 24 10 19.930.730 10 13.589.134 480
Mes 31 54 5.505.150$ 54 2.359.350$ 54 54 4.763.640$ 24 10 19.930.730 10 13.589.134 480
Mes 32 55 5.505.150$ 55 2.359.350$ 55 55 4.763.640$ 24 10 19.930.730 10 13.589.134 480
Mes 33 56 5.505.150$ 56 2.359.350$ 56 56 4.763.640$ 24 10 19.930.730 10 13.589.134 480
Mes 34 57 5.505.150$ 57 2.359.350$ 57 57 4.763.640$ 24 10 19.930.730 10 13.589.134 480
Mes 35 58 5.505.150$ 58 2.359.350$ 58 58 4.763.640$ 24 10 19.930.730 10 13.589.134 480
Mes 36 59 5.505.150$ 59 2.359.350$ 59 59 4.763.640$ 24 10 19.930.730 10 13.589.134 480
1494 1494 1494 1494
Duración
Obra36 246.960.000$ 127.801.800$ 54.772.200$ 110.587.680$ 240 462.690.954$ 240 315.471.105$ 11.520
HH 92.160
Promedio Mensual 16,00
TOTAL DIRECTA 778.162.059$
TOTAL INDIRECTA 540.121.680$
INDIRECTA DIRECTA
D/H
(Cuadrilla)
46
Costo de los equipos
Listados de Equipos.
Alternativas Tecnologicas6 Turbinas de 1Mwe marca ANIVAL
2 Sistemas de transferencia con celdas de media tensión marca Merlín Garín
Sistema de transferencia de baja tensión marca Siemens
Analizador de red
Sistema de control y monitoreo de equipos y energía
Transformador de voltaje de media tensión 34.500/440 V de 300 KVA
Celdas de corte y de interrupción de media tensión
Sistema de protección contra rayos
Sistema de puesta a tierra
27 Supresores de picos
UPS de 50 KVA
Las características de las turbinas cotizadas corresponden a:
CARACTERIZACIÓN HIDROELECTRICA
Modelo AINAVAL
Nº Turbinas
6,00
Potencia Unitaria (Kw)
1.000,00
Potencia Total (Kw)
6.000,00
Horas producción
2.470,00
Producción anual (kwh)
14.820.000,00 Tabla 17: Caracterización Maquinaria
Fuente: Cotización AINAVAL
Los costes de la maquinaria corresponde a:
COSTES TOTALES
Indicador Dólares Pesos
Coste Turbinas
Submarinas $ 940.800,00 $2.822.400.000,00
Instalación eléctrica $ 128.800,00 $ 386.400.000,00
Obra civil + Varios $ 184.800,00 $ 554.400.000,00
Inversión inicial $ 1.254.400,00 $3.763.200.000,00
Tabla 18: Costes totales Maquinaria
Fuente: Cotización AINAVAL
47
Financiación del proyecto:
La adquisición de los equipos a utilizar se financiará de la siguiente manera:
FINANCIACION DE LA INVERSION
Recursos Propios 30% $ 846.720.000,00
Financiación 70% $1.975.680.000,00
Valor total 100% $2.822.400.000,00 Tabla 19: Financiación de la inversión
Fuente: Autores
El 70% del proyecto será financiado por una entidad bancaria, por 5 años (60 meses) y bajo un
canon constante
Figura 17: Simulación del crédito
Fuente: https://www.grupobancolombia.com/wps/portal/personas/necesidades/casa/simulador-credito-consumo
Bajo los datos obtenidos se define el valor del pago anual del crédito, el cual corresponde a
$626.204.784,00.
Flujo de efectivo:
El flujo de caja se evalúa para un periodo de 20 años, donde se definen los primeros tres como
ejecución del proyecto, de los años 4 al 10, recuperación de la inversión, manteniendo los mismos
costos de metro cubico para los usuarios y del año 10 al 20 disminución de la tarifa manteniendo el
margen de utilidad del 60%.
Los factores que se tienen en cuenta para el flujo de caja presentado, corresponde a 4% de inflación
anual, 30 % para el impuesto de la renta y 4% para el impuesto de sobretasa CREE; al igual que los
valores analizados anteriormente.
48
Etapa de inversión (Año 0 a Año 3)
Tabla 20: Etapa de Inversión
Fuente: Autores
Etapa Recuperación de la inversión (Año 4 a Año 10)
Tabla 21: Etapa de Recuperación de la inversión
Fuente: Autores
PERIODO Año 0 Año 1 Año 2 Año 3
Ingresos por cobro del agua
TOTAL INGRESOS $0 $0 $0 $0
Mano de Obra Indirecta $246.960.000 $141.624.000 $151.537.680
Mano de Obra Directa $375.923.700 $402.238.359
Total Mano de Obra $246.960.000 $517.547.700 $553.776.039
Inversion Maquinaria $846.720.000 626.204.784,00$ 626.204.784,00$ 626.204.784,00$
Total Compra de equipos $846.720.000 $626.204.784 $626.204.784 $626.204.784
Instalacion $386.400.000
Obra civil $554.400.000
Total Gastos de Construccion $940.800.000
TOTAL COSTOS DE EJECUCION $2.034.480.000 $1.143.752.484 $1.179.980.823 $626.204.784
Salarios trabajadores 4.650.069.079,50$ $4.836.071.843 $5.029.514.716
Otros
GASTOS DE ADMINISTRACION 4.650.069.079,50$ 4.836.071.842,68$ 5.029.514.716,39$
Quimicos para la potabilizacion
Costo de la energia electrica
Mantenimiento
Costos de facturacion
GASTOS DE OPERACIÓN -$ $0 -$
TOTAL EGRESOS $2.034.480.000 $5.793.821.564 $6.016.052.666 $5.655.719.500
EBITDA -$2.034.480.000 -$5.793.821.564 -$6.016.052.666 -$5.655.719.500
DEPRECIACION $198.887.196 $198.887.196 $198.887.196 $198.887.196
UTILIDAD ANTES DE IMPUESTO (UAI) -$2.233.367.196 -$5.992.708.760 -$6.214.939.862 -$5.854.606.696
IMPUESTO DE RENTA 34% $0 $0 $0 $0
IMPUESTO SOBRESTASA CREE 6% $0 $0 $0 $0
TOTAL DE IMPUESTOS $0 $0 $0 $0
UTILIDAD DESPUES DE IMPUESTOS -$2.233.367.196 -$5.992.708.760 -$6.214.939.862 -$5.854.606.696
TOTAL FLUJO DE CAJA NETO -$1.835.592.804 -$5.594.934.368 -$5.817.165.470 -$5.456.832.304
TOTAL FLUJO DE CAJA ACUMULADO -$1.835.592.804 -$7.430.527.172 -$13.247.692.641 -$18.704.524.946
PERIODO Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10
Ingresos por cobro del agua $33.522.443.604 $34.863.341.348 $36.257.875.002 $37.708.190.002 $39.216.517.602 $40.785.178.306 $31.309.186.339
TOTAL INGRESOS $33.522.443.604 $34.863.341.348 $36.257.875.002 $37.708.190.002 $39.216.517.602 $40.785.178.306 $31.309.186.339
Mano de Obra Indirecta
Mano de Obra Directa
Total Mano de Obra $0 $0 $0
Inversion Maquinaria 626.204.784,00$ 626.204.784,00$
Total Compra de equipos $626.204.784 $626.204.784
Instalacion
Obra civil
Total Gastos de Construccion
TOTAL COSTOS DE EJECUCION $626.204.784 $626.204.784 $0 $0 $0 $0 $0
Salarios trabajadores $5.230.695.305 $5.439.923.117 $5.657.520.042 $5.883.820.844 $6.119.173.677 $6.363.940.624 $6.618.498.249
Otros
GASTOS DE ADMINISTRACION 5.230.695.305,04$ 5.439.923.117,24$ 5.657.520.041,93$ 5.883.820.843,61$ 6.119.173.677,36$ 6.363.940.624,45$ 6.618.498.249,43$
Quimicos para la potabilizacion 2.021.769.165,00$ 2.102.639.931,60$ 2.186.745.528,86$ 2.274.215.350,02$ 2.365.183.964,02$ 2.459.791.322,58$ 2.558.182.975,48$
Costo de la energia electrica -$ -$ -$ -$ -$ -$ -$
Mantenimiento 5.256.599.829,00$ 5.466.863.822,16$ 5.685.538.375,05$ 5.912.959.910,05$ 6.149.478.306,45$ 6.395.457.438,71$ 6.651.275.736,26$
Costos de facturacion 2.021.769.165,00$ 2.102.639.931,60$ 2.186.745.528,86$ 2.274.215.350,02$ 2.365.183.964,02$ 2.459.791.322,58$ 2.558.182.975,48$
GASTOS DE OPERACIÓN 9.300.138.159,00$ 9.672.143.685,36$ 10.059.029.432,77$ 10.461.390.610,09$ 10.879.846.234,49$ 11.315.040.083,87$ 11.767.641.687,22$
TOTAL EGRESOS $15.157.038.248 $15.738.271.587 $15.716.549.475 $16.345.211.454 $16.999.019.912 $17.678.980.708 $18.386.139.937
EBITDA $18.365.405.356 $19.125.069.762 $20.541.325.527 $21.362.978.549 $22.217.497.691 $23.106.197.598 $12.923.046.403
DEPRECIACION $198.887.196 $198.887.196 $198.887.196 $198.887.196 $198.887.196 $198.887.196 $198.887.196
UTILIDAD ANTES DE IMPUESTO (UAI) $18.166.518.160 $18.926.182.566 $20.342.438.331 $21.164.091.353 $22.018.610.495 $22.907.310.402 $12.724.159.207
IMPUESTO DE RENTA 34% $10.056.733.081 $10.459.002.404 $10.877.362.501 $11.312.457.001 $11.764.955.281 $12.235.553.492 $9.392.755.902
IMPUESTO SOBRESTASA CREE 6% $1.340.897.744 $1.394.533.654 $1.450.315.000 $1.508.327.600 $1.568.660.704 $1.631.407.132 $1.252.367.454
TOTAL DE IMPUESTOS $11.397.630.825 $11.853.536.058 $12.327.677.501 $12.820.784.601 $13.333.615.985 $13.866.960.624 $10.645.123.355
UTILIDAD DESPUES DE IMPUESTOS $6.768.887.335 $7.072.646.507 $8.014.760.831 $8.343.306.752 $8.684.994.510 $9.040.349.778 $2.079.035.851
TOTAL FLUJO DE CAJA NETO $7.166.661.727 $7.470.420.899 $8.412.535.223 $8.741.081.144 $9.082.768.902 $9.438.124.170 $2.476.810.243
TOTAL FLUJO DE CAJA ACUMULADO -$11.537.863.219 -$4.067.442.320 $4.345.092.903 $13.086.174.047 $22.168.942.949 $31.607.067.119 $34.083.877.362
49
Etapa de beneficio (Año 10 a Año 15)
Tabla 22: Etapa de beneficio
Fuente: Autores
Etapa de beneficio (Año 15 a Año 20)
Tabla 23: Etapa de beneficio
Fuente: Autores
PERIODO Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15
Ingresos por cobro del agua $32.561.553.793 $33.864.015.945 $35.218.576.582 $36.627.319.646 $38.092.412.431
TOTAL INGRESOS $32.561.553.793 $33.864.015.945 $35.218.576.582 $36.627.319.646 $38.092.412.431
Mano de Obra Indirecta
Mano de Obra Directa
Total Mano de Obra
Inversion Maquinaria
Total Compra de equipos
Instalacion
Obra civil
Total Gastos de Construccion
TOTAL COSTOS DE EJECUCION $0 $0 $0 $0 $0
Salarios trabajadores $6.883.238.179 $7.158.567.707 $7.444.910.415 $7.742.706.831 $8.052.415.105
Otros
GASTOS DE ADMINISTRACION 6.883.238.179,41$ 7.158.567.706,58$ 7.444.910.414,84$ 7.742.706.831,44$ 8.052.415.104,70$
Quimicos para la potabilizacion 2.660.510.294,50$ 2.766.930.706,28$ 2.877.607.934,53$ 2.992.712.251,92$ 3.112.420.741,99$
Costo de la energia electrica -$ -$ -$ -$ -$
Mantenimiento 6.917.326.765,71$ 7.194.019.836,34$ 7.481.780.629,79$ 7.781.051.854,98$ 8.092.293.929,18$
Costos de facturacion 2.660.510.294,50$ 2.766.930.706,28$ 2.877.607.934,53$ 2.992.712.251,92$ 3.112.420.741,99$
GASTOS DE OPERACIÓN 12.238.347.354,71$ 12.727.881.248,90$ 13.236.996.498,86$ 13.766.476.358,81$ 14.317.135.413,16$
TOTAL EGRESOS $19.121.585.534 $19.886.448.955 $20.681.906.914 $21.509.183.190 $22.369.550.518
EBITDA $13.439.968.259 $13.977.566.989 $14.536.669.669 $15.118.136.455 $15.722.861.914
DEPRECIACION $198.887.196 $198.887.196 $198.887.196 $198.887.196 $198.887.196
UTILIDAD ANTES DE IMPUESTO (UAI) $13.241.081.063 $13.778.679.793 $14.337.782.473 $14.919.249.259 $15.523.974.718
IMPUESTO DE RENTA 34% $9.768.466.138 $10.159.204.783 $10.565.572.975 $10.988.195.894 $11.427.723.729
IMPUESTO SOBRESTASA CREE 6% $1.302.462.152 $1.354.560.638 $1.408.743.063 $1.465.092.786 $1.523.696.497
TOTAL DE IMPUESTOS $11.070.928.290 $11.513.765.421 $11.974.316.038 $12.453.288.680 $12.951.420.227
UTILIDAD DESPUES DE IMPUESTOS $2.170.152.773 $2.264.914.372 $2.363.466.435 $2.465.960.580 $2.572.554.491
TOTAL FLUJO DE CAJA NETO $2.567.927.165 $2.662.688.764 $2.761.240.827 $2.863.734.972 $2.970.328.883
TOTAL FLUJO DE CAJA ACUMULADO $36.651.804.527 $39.314.493.291 $42.075.734.117 $44.939.469.089 $47.909.797.972
PERIODO Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20
Ingresos por cobro del agua $39.616.108.929 $41.200.753.286 $42.848.783.417 $44.562.734.754 $46.345.244.144
TOTAL INGRESOS $39.616.108.929 $41.200.753.286 $42.848.783.417 $44.562.734.754 $46.345.244.144
Mano de Obra Indirecta
Mano de Obra Directa
Total Mano de Obra
Inversion Maquinaria
Total Compra de equipos
Instalacion
Obra civil
Total Gastos de Construccion
TOTAL COSTOS DE EJECUCION $0 $0 $0 $0 $0
Salarios trabajadores $8.374.511.709 $8.709.492.177 $9.057.871.864 $9.420.186.739 $9.796.994.208
Otros
GASTOS DE ADMINISTRACION 8.374.511.708,88$ 8.709.492.177,24$ 9.057.871.864,33$ 9.420.186.738,90$ 9.796.994.208,46$
Quimicos para la potabilizacion 3.236.917.571,67$ 3.366.394.274,54$ 3.501.050.045,52$ 3.641.092.047,34$ 3.786.735.729,23$
Costo de la energia electrica -$ -$ -$ -$ -$
Mantenimiento 8.415.985.686,35$ 8.752.625.113,80$ 9.102.730.118,35$ 9.466.839.323,09$ 9.845.512.896,01$
Costos de facturacion 3.236.917.571,67$ 3.366.394.274,54$ 3.501.050.045,52$ 3.641.092.047,34$ 3.786.735.729,23$
GASTOS DE OPERACIÓN 14.889.820.829,69$ 15.485.413.662,88$ 16.104.830.209,39$ 16.749.023.417,77$ 17.418.984.354,48$
TOTAL EGRESOS $23.264.332.539 $24.194.905.840 $25.162.702.074 $26.169.210.157 $27.215.978.563
EBITDA $16.351.776.390 $17.005.847.446 $17.686.081.344 $18.393.524.597 $19.129.265.581
DEPRECIACION $198.887.196 $198.887.196 $198.887.196 $198.887.196 $198.887.196
UTILIDAD ANTES DE IMPUESTO (UAI) $16.152.889.194 $16.806.960.250 $17.487.194.148 $18.194.637.401 $18.930.378.385
IMPUESTO DE RENTA 34% $11.884.832.679 $12.360.225.986 $12.854.635.025 $13.368.820.426 $13.903.573.243
IMPUESTO SOBRESTASA CREE 6% $1.584.644.357 $1.648.030.131 $1.713.951.337 $1.782.509.390 $1.853.809.766
TOTAL DE IMPUESTOS $13.469.477.036 $14.008.256.117 $14.568.586.362 $15.151.329.816 $15.757.383.009
UTILIDAD DESPUES DE IMPUESTOS $2.683.412.158 $2.798.704.133 $2.918.607.786 $3.043.307.585 $3.172.995.376
TOTAL FLUJO DE CAJA NETO $3.081.186.550 $3.196.478.525 $3.316.382.178 $3.441.081.977 $3.570.769.768
TOTAL FLUJO DE CAJA ACUMULADO $50.990.984.523 $54.187.463.047 $57.503.845.225 $60.944.927.202 $64.515.696.970
50
Resultados Obtenidos
Basándonos en FINDENTER y bajo el desarrollo territorial integrado de ciudades sostenibles al ser
un ente público se define una tasa de descuento de 15%
Con los valores del flujo de efectivo se obtienen los siguientes resultados:
Tasa de Descuento (TD) 15%
Valor Presente Neto (VPN) $9.934.162.027
Tasa interna de retorno TIR 26%
Periodo de recuperación (PayBack) 6
Relación Costo-Beneficio (B/C) 1.7 Tabla 24: Resultados del Flujo de efectivo
Fuente: Autores
Con una tasa descuento de 15% el valor presente del proyecto está en $9.934.162.027, donde el
retorno de la inversión se ve a partir del año 6 y se tiene una tasa de interés de retorno del 26%,
mayor a la establecida; con lo que se concluye que la implementación de la autogeneración en la
potabilización del agua en la planta del Dorado, resulta favorable tanto para la empresa como para
los usuarios, debido a que la disminución en los costo de operación, conllevaría a una disminución
en la tarifa del consumidor.
51
Conclusiones
La autogeneración por hélice sumergida es la más apropiada para implementar en la PTAR el
Dorado, debido a que actualmente se cuenta con el flujo de agua la implementación del sistema
y los equipos a utilizar son de un costo accesible para la entidad.
El estudio de mercado demuestra que es posible reducir el costo del servicio del agua para la
comunidad, esto debido a que los costos de operación para la potabilización del agua, la energía
eléctrica representa un 31% de la facturación de esta.
La empresa del acueducto tiene entre sus estatutos relaciones de autogeneración y
sostenibilidad ambiental, lo que generaría el apoyo directo al proyecto, el que sería respaldado
bajo un análisis financiero.
Las estrategias de introducción a la empresa representan uno de los pasos principales para el éxito del proyecto, ya que estas permitirán la aprobación por parte de las directivas.
El costo de la inversión se logra recuperar en un periodo de tiempo de 6 años, se maneja una
recuperación de inversión de 10 años, para presentar unas mayores utilidades a la empresa, pero
a partir del año 11 los costos de beneficio serán trasladados a la sociedad; manteniendo el
margen de utilidad del 60% para la PTAP El Dorado.
La implementación del proyecto resulta ser viable tanto para la empresa como para la sociedad.
52
Bibliografía
UPME, MINMINAS; (Febrero 26 de 2015) Capacidad instalada de autogeneración y
cogeneración en sector de; industria, petróleo, comercio y publico del país; Bogotá
Colombia; http://www.upme.gov.co/SeccionDemanda/Autogeneracion_Cogeneracion/2_Resultados_estu
dio_auto_cogeneracion.pdf
La Republica, Revista Dinero; (Abril 2012) Ingenieros Electricistas y Mecánicos;
Cogeneración o Autogeneración; Bogotá Colombia; http://www.ac-
cc.com/index.php?option=com_content&view=article&id=166:producir-energia-
combinada&catid=56:temas-de-interes
Textos Científicos; (23 de Enero 2009) Generación de electricidad a través de las
mareas; Madrid, España: https://www.textoscientificos.com/energia/mareomotriz/generacion-electricidad-mareas
J.M. Arroyo; (Mayo 2014) Alternativas de generación eléctrica; Michigan, USA; https://temariosformativosprofesionales.files.wordpress.com/2013/06/la-energia-del-
mar.pdf
AINAVAL; (Abril 2015) Asociación de ingenieros navales del estado; Unión Europea: https://ainaval.wordpress.com
Universidad Politécnica de Madrid; (Septiembre del 2011) Nueva forma de aprovechar
la energía de las corrientes marinas: Madrid, España. http://www.upm.es/portal/site/institucional/menuitem.fa77d63875fa4490b99bfa04dffb46a
8/?vgnextoid=7df474afaa2c0210VgnVCM10000009c7648aRCRD
AC-TEC HidroPower; (Octubre del 2010) Types of Turbines, To find a suitable turbine
we support: Handwerkerzone: Kaltern Alemania. http://www.ac-tec.it/index_en.html
Ley 142 de 1994 (1994) Por la cual se establece el régimen de los servicios públicos
domiciliarios y se dictan otras disposiciones. Bogotá; Colombia, Alcaldía Mayor de Bogotá:
http://www.alcaldiabogota.gov.co/sisjur/normas/Norma1.jsp?i=2752
Ojeda. B. Orlando; (Enero 2000) Informe nacional sobre la gestión de agua en
Colombia; Bogotá; Colombia. Informe Técnico y Científico.
Arango Rave, Echeverri Castaño, Universidad de Medellín; (Enero 2008) Estudio para
definir la factibilidad técnica, económica y ambiental del proyecto hidroeléctrico Rio
Buey; Medellín, Antioquia, Colombia. Artículo Científico.