Variables de mercado que inciden en la viabilidad de los proyectos de cogeneración en Colombia

Variables de mercado que inciden en la viabilidad de los proyectos de cogeneración en Colombia

Los problemas de calidad, disponibilidad y confiabilidad que tiene la infraestructura eléctrica de media tensión en las principales ciudades colombianas, y su indiscutible impacto en los costos de producción del sector industrial conectado a ésta, es una de las variables que ha permitido el desarrollo del mercado de proyectos de cogeneración a partir del uso del gas natural como combustible.

La ciudad de Barranquilla, ejemplo de esta realidad, cuenta con capacidad instalada de más de 100 MW1 en proyectos de generación distribuida con gas natural, correspondiente al 14% de la demanda de energía de la ciudad.

En la figura 1 se muestra un detalle del sistema de generación desarrollado por la empresa e2 Energía Eficiente S.A E.S.P bajo el esquema de contrato de venta de energía (PPA por sus siglas en ingles) para una industria en la ciudad de Barranquilla.

Así como los problemas de las redes motivan la materialización de nuevos proyectos, existen señales negativas en el mercado colombiano que inhiben el desarrollo de múltiples proyectos de cogeneración que se quedan en la etapa de diseño, al encontrarse las administraciones de las empresas, ya sean usuarios finales o compañías desarrolladoras, con factores de riesgo e incertidumbre en las evaluaciones realizadas.

Incertidumbre en la indexación de las tarifas de gas natural

El hecho más reciente consiste en la demora del gobierno en establecer condiciones favorables para el sector industrial, que eviten que el indexador de precios para actualizar los contratos de largo plazo del gas natural fijado en la Resolución 089 del 2013, dé como resultado incrementos importantes en los precios para los usuarios finales. El plan indicativo de abastecimiento de gas natural, construido por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) y socializado en el XVIII Congreso de NATURGAS realizado en Medellín en abril de 2015, señala incrementos para el 2015 con respecto al año anterior del 25% en el caso del gas en la Costa Norte de Colombia y un 16% en el gas de Cusiana el cual se consume en el interior del país.

El gobierno ha venido congelando desde el 1 de enero de 2015 la entrada en vigencia de la indexación calculada a partir de dicha resolución, sin embargo a la fecha no se tiene una posición clara en cuanto al futuro de los precios de gas, lo que ha generado incertidumbre en el mercado, incidiendo directamente en el congelamiento de la toma de decisión de muchos industriales desde el último trimestre del 2014 a la fecha para el desarrollo de sus proyectos de cogeneración.

Para constatar el impacto de dicho incremento en las tarifas de gas, se realizó la evaluación técnica y económica de un proyecto de cogeneración de 4 MW para la producción de energía eléctrica y de vapor para proceso de una empresa que hoy consume energía de red conectada a un nivel II de tensión, y que produce vapor saturado a partir de la quema de carbón en calderas.

Al modelar el incremento del 25% en el costo del suministro del gas natural, el ahorro esperado con la implementación del proyecto de cogeneración pasa de un 7% a un -1% con respecto a los costos del escenario actual de compra de energía a la red y generación de vapor en calderas volviendo inviable el desarrollo del mismo.

La dolarización de las tarifas de gas en Colombia

Por otro lado, tenemos el impacto de la dolarización de las tarifas del gas natural en Colombia no solo para el sector industrial sino para todos los usuarios de este combustible. La reciente devaluación del peso frente al dólar ha impactado negativamente en la viabilidad de los proyectos de cogeneración.

Volviendo a la valoración realizada para el proyecto de cogeneración de 4 MW, se hizo una sensibilidad a la variación de la tasa de cambio, obteniéndose que por cada $100 de incremento de la tasa de cambio el ahorro esperado del proyecto se reduzca en un 3%.

Detalle de la evaluación realizada para el proyecto de cogeneración

A continuación se detallan las bases de la evaluación del proyecto de 4 MW:

La evaluación se realizó para un escenario de una industria que consume en su proceso productivo energía eléctrica tomada de la red, y genera vapor saturado a partir de carbón.

En total la empresa gasta mensualmente MM$ 744 en el consumo de 2.72 GWh/mes y la generación de 4.000 lb/h de vapor.

El dimensionamiento del sistema de cogeneración se realizó a partir de los siguientes criterios de diseño principales:

  • Dar seguimiento a la demanda de energía eléctrica
  • Cubrir el 100% de la demanda de energía eléctrica
  • Operar en sincronismo con la red pública
  • Recuperar el calor de los gases de escape para la generación de vapor para proceso

La selección de la tecnología a utilizar se hizo a partir de la evaluación de la relación entre la cantidad de calor y la cantidad de electricidad demanda por la empresa (Q/E). La cantidad de calor se estimó a partir del balance de energía de la caldera y equivale a 1561 kW.

La relación entre la demanda de calor de 1561 kW y la demanda promedio de energía de 3850 kW da un indicador Q/E de 0.41.

Este indicador es típico de la tecnología de motores a gas, los cuales normalmente tienen una relación entre el calor disponible para su recuperación y la energía eléctrica generada menor a 1.

La capacidad instalada del motogenerador seleccionado fue de 4000 kW (ISO).

El potencial de recuperación de calor de este sistema fue calculado a partir de los datos de temperatura y flujo de gases de escape disponibles, y las condiciones del vapor requeridas por el proceso productivo. Al 100% de carga eléctrica del motogenerador se podrían generar un total de 4.200 lb/h de vapor saturado.

La evaluación económica se realizó a partir del cálculo del Costo Mensual Equivalente (CME) del sistema de cogeneración teniendo en cuenta tanto la inversión requerida (CAPEX) como los costos de operación y mantenimiento (OPEX), con el objetivo de comparar el CME del proyecto con el costo del escenario base (compra de energía de red y generación de vapor a partir de carbón) para el establecimiento del ahorro y viabilidad del proyecto.

La valoración del CAPEX dio como resultado un indicador de 1220 USD/kW instalado, para una inversión total de MM US$ 4,88. El CME asociado al CAPEX se valoró en 85.719 US$/mes.

Las principales variables para el establecimiento del OPEX fueron:
  • Costos operativos del sistema de cogeneración se cuantificados sobre la base de una disponibilidad promedio del sistema del 92%
  • Eficiencia eléctrica proyectada a condiciones de sitio del 42,9%.
  • La tarifa de referencia de gas natural utilizada está compuesta por las siguientes componentes: Suministro: 4.29 USD/MMbtu, Transporte: 0.78 USD/KPC, Distribución: 80 $/m3, para una tarifa total de 501 $/ m3.
  • Tasa de cambio de referencia de 2,350 $/US$
  • Costos de operación y mantenimiento del sistema de cogeneración equivalentes a 0.018 USD/kWh.
  • Costo contrato de respaldo de energía eléctrica, según resolución CREG 097 del 2008.
    Se consideró dejar la caldera de carbón existente como respaldo al sistema de cogeneración.

La valoración económica del sistema de cogeneración dio como resultado un CME de MM$ 692.4. Descompuesto de la siguiente forma:

Si comparamos el CME del proyecto de cogeneración con respecto al costo total de energéticos del escenario base, se tendría un ahorro mensual de MM$ 51,5 equivalente al 7% de los costos actuales, confirmándose la viabilidad del proyecto.

Conclusiones

Es imprescindible que el gobierno dé cuanto antes señales de largo plazo claras en cuanto a la indexación de las tarifas de gas natural, de manera que se logren las condiciones necesarias para reactivar el desarrollo de proyectos de cogeneración que el mismo gobierno través de la UPME ha señalado como prioritarios dentro de sus políticas de apoyo a la eficiencia energética.
Es necesario cuestionar al gobierno en cuanto a la necesidad de mantener las tarifas del gas natural dolarizadas para el combustible que se consume en el mercado local.
Para un proyecto típico de cogeneración en Colombia, el impacto conjunto de una devaluación del 17.5% como la sufrida en los últimos meses y un incremento del costo del suministro de gas natural del 25%, sería la reducción del ahorro esperado del proyecto en un 20%. Lo anterior vuelve inviables la mayoría de iniciativas privadas de desarrollo de proyectos de cogeneración.
Tener un sistema de cogeneración le permite a un industrial poder mantener la competitividad de su producto con respecto a su competencia en los mercados internacionales, al no supeditar la estabilidad de su proceso productivo a los problemas de calidad, confiabilidad y disponibilidad de la energía de la red.

* Artículo desarrollado por David Javier López Forero, Gerente de proyectos energéticos de e2 Energía Eficiente SA ESP, con más de 10 años de experiencia en la gestión integral de proyecto de generación distribuida. Ingeniero Mecánico, Master en eficiencia energética y Especialista en finanzas. e-mail: dlopez@ e2energiaeficiente.com

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