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UNIVERSIDAD POLITÉCNICA SALESIANA

SEDE CUENCA

CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

Trabajo de titulación previo a

la obtención del título de

Ingeniero Eléctrico

PROYECTO TÉCNICO DE ENFOQUE GENERAL

“ESTUDIO DE PREFACTIBILIDAD PARA LA REPOTENCIACIÓN

DE LA PEQUEÑA CENTRAL HIDROELÉCTRICA EL AMARILLO

SITUADA EN EL CANTÓN PORTOVELO”

AUTORES:

BYRON VICENTE ROMERO AÑAZCO

ALEX JAVIER SIGUENZA MALDONADO

TUTOR:

ING. EDGAR ANTONIO BARRAGAN ESCANDON, PhD.

CUENCA – ECUADOR

2019

II

CESIÓN DE DERECHOS DE AUTOR

Nosotros, Byron Vicente Romero Añazco con documento de identificación N° 0706339157 y Alex

Javier Siguenza Maldonado con documento de identificación N° 0705124253, manifestamos

nuestra voluntad y cedemos a la Universidad Politécnica Salesiana la titularidad sobre los derechos

patrimoniales en virtud de que somos autores del trabajo de titulación: “ESTUDIO DE

PREFACTIBILIDAD PARA LA REPOTENCIACIÓN DE LA PEQUEÑA CENTRAL

HIDROELÉCTRICA EL AMARILLO SITUADA EN EL CANTÓN PORTOVELO”,

mismo que ha sido desarrollado para optar por el título de: Ingeniero Eléctrico, en la Universidad

Politécnica Salesiana, quedando la Universidad facultada para ejercer plenamente los derechos

cedidos anteriormente.

En aplicación a lo determinado por la Ley de Propiedad Intelectual, en nuestra condición de autores

nos reservamos los derechos morales de la obra antes citada. En concordancia. suscribimos este

documento en el momento que hacemos entrega del trabajo final en formato impreso y digital a la

Biblioteca de la Universidad Politécnica Salesiana.

Cuenca, junio del 2019

Byron Vicente Romero Añazco Alex Javier Siguenza Maldonado

C.I. 0706339157 C.I. 0705124253

III

CERTIFICACIÓN

Yo declaro que bajo mi tutoría fue desarrollado el trabajo de titulación: “ESTUDIO DE

PREFACTIBILIDAD PARA LA REPOTENCIACIÓN DE LA PEQUEÑA CENTRAL

HIDROELÉCTRICA EL AMARILLO SITUADA EN EL CANTÓN PORTOVELO”

realizado por Byron Vicente Romero Añazco y Alex Javier Siguenza Maldonado, obteniendo el

Proyecto Técnico con Enfoque General que cumple con todos los requisitos estipulados por la

Universidad Politécnica Salesiana.


Ing. Edgar Antonio Barragán Escandón, PhD.

C.I. 0102516457

IV

DECLARATORIA DE RESPONSABILIDAD

Nosotros, Byron Vicente Romero Añazco con documento de identificación N° 0706339157 y Alex

Javier Siguenza Maldonado con documento de identificación N° 0705124253, autores del trabajo

de titulación: “ESTUDIO DE PREFACTIBILIDAD PARA LA REPOTENCIACIÓN DE LA

PEQUEÑA CENTRAL HIDROELÉCTRICA EL AMARILLO SITUADA EN EL CANTÓN

PORTOVELO”, certificamos que el total contenido de este Proyecto Técnico con Enfoque

General es de nuestra exclusiva responsabilidad y autoría.


Byron Vicente Romero Añazco Alex Javier Siguenza Maldonado

C.I. 0706339157 C.I. 0705124253

V

AGRADECIMIENTO

En primer lugar, nuestro agradecimiento especial a Dios, por habernos dado vida, salud, fortaleza y

la sabiduría necesaria para enfrentar este reto propuesto.

A nuestros queridos padres, hermanos y familiares por todo su apoyo incondicional, esfuerzo y

comprensión.

Expresamos nuestro sincero agradecimiento a las autoridades y maestros de la Universidad

Politécnica Salesiana, en especial al Ing. Edgar Antonio Barragán Escandón PhD, quien supo

asesorarnos con sus conocimientos en la elaboración del presente Trabajo de Titulación.

A las autoridades del GAD Municipal del Cantón Portovelo, por brindarnos todas las facilidades y a

su vez permitirnos contribuir con este estudio de prefactibilidad.

A la Universidad Politécnica Salesiana por todas sus enseñanzas.

Byron Romero

Alex Siguenza

VI

DEDICATORIA

A Dios por darme vida, salud y sabiduría para alcanzar este logro en mi vida.

A mis padres Kleber y Elsa que han sido el pilar fundamental de mi vida, con su

ejemplo y apoyo incondicional, ya que sin ellos y su sacrificio esta meta no hubiese

sido posible alcanzar.

A mis hermanos Karina y Kevin por creer en mí y darme su apoyo incondicional.

A mis amigos y familiares que han formado parte de este proceso y siempre han

estado presentes en todo momento.

Byron Romero

A mi hija Isabella, luz de mi vida y mi mayor motivación para alcanzar las metas

propuestas.

A mis padres Alfredo y Sonia, por su amor, confianza y apoyo incondicional, por

sus sabios consejos y enseñanzas para hacer de mí una persona de bien y ayudarme

en este camino.

A mi esposa, por su compresión y soporte en momentos oscuros.

A mis hermanos, hermanos políticos y sobrinas por ser parte importante en mi

vida.

Alex Siguenza

VII

RESUMEN

En este proyecto se realiza el estudio de prefactibilidad para la repotenciación de una pequeña

central hidroeléctrica, en donde se evalúa la viabilidad técnica y económica. Este caso de

estudio se centra en la planta hidroeléctrica El Amarillo, una pequeña central hidroeléctrica

situada al sur del país, en la provincia de El Oro, en el cantón Portovelo, que actualmente se

encuentra a disposición del GAD del mismo cantón.

El estudio incluye una evaluación completa del estado actual de los equipos y elementos que

conforman la central, mediante un análisis multicreterio, considerando diferentes parámetros,

con la finalidad de determinar si el equipo o elemento es apto para su utilización.

En el análisis técnico se considera el estudio hidrológico del río Amarillo, que nos permite

determinar el flujo óptimo y la determinación del equipamiento adecuado a las características

de la planta.

El estudio abarca el análisis económico de la central, considerando dos escenarios posibles,

con capital propio y mediante financiamiento, para ambos casos se evalúa los indicadores de

rentabilidad con el WACC, VAN y TIR.

La modernización de la planta basándose en la tecnología actual, permite la generación de

electricidad a partir de recursos renovables, contribuyendo al desarrollo local, con una

potencia instalada de aproximadamente 3.3 MW.

VIII

ABSTRACT

In this project, the pre-feasibility study is carried out for the repowering of a small

hydroelectric plant, where the technical and economic feasibility is evaluated. This case study

focuses on the El Amarillo hydroelectric plant, a small hydroelectric plant located in the

south of the country, in the province of El Oro, in the Portovelo canton, which is currently

available to the GAD of the same canton.

The study includes a complete evaluation of the current state of the equipment and elements

that make up the plant, through a multicreter analysis, considering different parameters, in

order to determine if the equipment or element is suitable for use.

In the technical analysis the hydrological study of the Amarillo river is considered, which

allows us to determine the optimum flow and the determination of the equipment adapted to

the characteristics of the plant.

The study covers the economic analysis of the plant, considering two possible scenarios, with

own capital and financing, for both cases the profitability indicators are evaluated with the

WACC, VAN and IRR.

The modernization of the plant based on current technology, allows the generation of

electricity from renewable resources, contributing to local development, with an installed

power of approximately 3.3 MW.

IX

Índice General

CESIÓN DE DERECHOS DE AUTOR ............................................................................................. II

CERTIFICACIÓN ............................................................................................................................ III

DECLARATORIA DE RESPONSABILIDAD ................................................................................ IV

AGRADECIMIENTO ........................................................................................................................ V

DEDICATORIA ............................................................................................................................... VI

RESUMEN ....................................................................................................................................... VII

ABSTRACT ................................................................................................................................... VIII

GLOSARIO ......................................................................................................................................XV

CAPÍTULO I ................................................................................................................................... 16

1 INTRODUCCIÓN ............................................................................................................. 16

1.1 Problema de estudio ........................................................................................................... 16

1.2 Justificación ....................................................................................................................... 16

1.3 Grupo Objetivo .................................................................................................................. 17

1.4 Objetivos: ........................................................................................................................... 17

1.4.1 General:.............................................................................................................................. 17

1.4.2 Específicos: ........................................................................................................................ 17

1.5 Propuesta de Solución ........................................................................................................ 17

1.6 Fundamentación Teórica.................................................................................................... 18

1.6.1 El agua y su energía ........................................................................................................... 18

1.6.2 Aprovechamiento hidroeléctrico ........................................................................................ 18

1.6.3 Pequeña central hidroeléctrica ........................................................................................... 19

1.6.4 Elementos de una Pequeña Central Hidroeléctrica ............................................................ 20

1.6.4.1 Azud ................................................................................................................................... 20

1.6.4.2 Toma de agua ..................................................................................................................... 20

1.6.4.3 Canal de desviación ............................................................................................................ 21

1.6.4.4 Desarenador ........................................................................................................................ 21

1.6.4.5 Cámara de carga ................................................................................................................. 21

1.6.4.6 Tubería de presión .............................................................................................................. 21

1.6.4.7 Casa de máquinas ............................................................................................................... 22

1.6.4.8 Equipos eléctricos .............................................................................................................. 22

1.6.5 Turbinas hidráulicas ........................................................................................................... 23

X

1.6.6 Hidrología y medición ....................................................................................................... 24

1.6.7 Pequeñas Centrales Hidroeléctricas en el Ecuador ............................................................ 25

1.6.7.1 Hidrología en el Ecuador ................................................................................................... 25

1.6.7.2 Estado actual de la generación en el Ecuador ................................................................... 25

1.6.7.2.1 Potencias nominal y efectiva de las centrales de generación ............................................ 26

1.6.7.2.2 Capacidad existente y disponible ...................................................................................... 26

CAPÍTULO II .................................................................................................................................. 29

2 EVALUACIÓN DEL ESTADO ACTUAL DE LA PCH ................................................. 29

2.1 Reseña histórica de la pequeña central hidroeléctrica “El Amarillo” ................................ 29

2.1.1 Producción de electricidad ................................................................................................. 29

2.1.2 Planta hidroeléctrica El Amarillo ...................................................................................... 30

2.2 Ubicación de la planta hidroeléctrica El Amarillo ............................................................. 32

2.3 Descripción técnica ............................................................................................................ 33

2.4 Estado actual de la central hidroeléctrica El Amarillo ....................................................... 33

2.4.1 Sistema de generación ....................................................................................................... 36

2.4.2 Sistemas de protección ...................................................................................................... 36

2.4.3 Sistema de medición .......................................................................................................... 36

2.4.4 Sistema de captación ......................................................................................................... 37

2.4.5 Canal de desviación ........................................................................................................... 37

2.4.6 Desarenador ....................................................................................................................... 37

2.4.7 Cámara de carga ................................................................................................................ 37

2.4.8 Tubería de presión ............................................................................................................. 38

2.4.9 Desfogue y canal de descarga ........................................................................................... 38

2.4.10 Transformador de potencia ................................................................................................ 38

2.4.11 Transformador de servicios auxiliares .............................................................................. 38

2.4.12 Línea de media tensión ...................................................................................................... 39

2.4.13 Puente grúa ........................................................................................................................ 39

2.4.14 Instalación civil ................................................................................................................. 40

2.5 Resultado de la evaluación de la PCH ............................................................................... 40

CAPÍTULO III ................................................................................................................................ 41

3 DETERMINACIÓN DE CAUDAL DE EQUIPAMIENTO Y SALTO NETO ............... 41

XI

3.1 Determinación de la capacidad del canal de desviación .................................................... 41

3.1.1 Sección transversal mojada ................................................................................................ 41

3.1.2 Coeficiente de rugosidad ................................................................................................... 42

3.1.3 Radio hidráulico ................................................................................................................. 42

3.1.4 Pendiente del fondo del canal ............................................................................................ 42

3.2 Determinación del caudal de equipamiento ....................................................................... 43

3.3 Determinación del salto neto ............................................................................................. 46

CAPÍTULO IV ................................................................................................................................ 47

4 ANÁLISIS TÉCNICO ....................................................................................................... 47

4.1 Máxima generación en estado actual................................................................................. 47

4.1.1 Caudal medido................................................................................................................... 47

4.1.2 Potencia generada en la actualidad .................................................................................... 47

4.2 Determinación de la potencia ............................................................................................ 48

4.3 Producción anual de Energía ............................................................................................. 48

4.4 Factor de planta .................................................................................................................. 50

4.5 Elección de equipos e infraestructura ................................................................................ 51

4.5.1 Equipamiento electromecánico .......................................................................................... 51

4.5.1.1 Elección de la turbina ........................................................................................................ 51

4.5.1.1.1 Elección de acuerdo a la altura neta ................................................................................... 51

4.5.1.1.2 Elección de acuerdo a la disponibilidad del caudal ........................................................... 51

4.5.1.1.3 Elección de acuerdo al caudal y altura ............................................................................... 52

4.5.1.2 Elección de generador ........................................................................................................ 53

4.5.1.3 Patio de maniobras ............................................................................................................. 54

4.5.1.3.1 Elección de transformador de potencia .............................................................................. 54

4.5.1.3.2 Línea de evacuación de energía ......................................................................................... 54

4.5.1.4 Sistemas de protección, control y regulación .................................................................... 55

4.5.1.5 Sistemas Auxiliares ........................................................................................................... 56

4.5.1.5.1 Elección de transformador de servicios auxiliares ............................................................. 56

4.5.2 Diagrama Unifilar .............................................................................................................. 57

4.5.3 Obra civil ........................................................................................................................... 58

4.6 Resultado ........................................................................................................................... 59

XII

CAPÍTULO V .................................................................................................................................. 60

5 EVALUACIÓN FINANCIERA. ....................................................................................... 60

5.1 Monto de inversión ............................................................................................................ 60

5.2 Fuentes de financiamiento. ................................................................................................ 60

5.3 Costos de producción de energía ....................................................................................... 61

5.4 Precio de venta de energía ................................................................................................. 62

5.5 Impuestos ........................................................................................................................... 63

5.6 Amortización ..................................................................................................................... 63

5.7 Estado de resultados .......................................................................................................... 63

5.8 Costo medio del capital...................................................................................................... 65

5.9 Valor actual neto ................................................................................................................ 66

5.10 Tasa interna de retorno ...................................................................................................... 66

5.11 Resultado ........................................................................................................................... 67

CAPÍTULO VI ................................................................................................................................ 68

6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. ............................................................... 68

6.1 Conclusiones. ..................................................................................................................... 68

6.2 Recomendaciones. ............................................................................................................. 69

Referencias: .................................................................................................................................... 71

Anexos: ..................................................................................................................................... 73

XIII

Índice de Figuras

Figura 1 Construcción de la tubería de presión para la Planta Hidroeléctrica El Amarillo. ............ 30

Figura 2 Disposición actual de turbina Pelton en la Planta Hidroeléctrica El Amarillo. ................. 31

Figura 3 Placa del generador “General Electric”. ............................................................................ 31

Figura 4 Ubicación de la PCH El Amarillo. .................................................................................... 32

Figura 5 Ubicación de la PCH El Amarillo en el cantón Portovelo (Satélite). ................................ 33

Figura 6 Esquema de la ubicación de los elementos dentro de la casa de máquinas. ...................... 34

Figura 7 Diagrama unifilar de la Pequeña Central Hidroeléctrica El Amarillo. .............................. 35

Figura 8 Características de las líneas de distribución. ..................................................................... 39

Figura 9 Volumen anual de agua. .................................................................................................... 44

Figura 10 Caudal medio diario del año 1970. .................................................................................. 44

Figura 11 Curva de Caudales Característicos. ................................................................................. 45

Figura 12 Potencia Diaria................................................................................................................. 49

Figura 13 Energía diaria a suministrar. ............................................................................................ 49

Figura 14 Factor de planta de la PCH. ............................................................................................. 50

Figura 15 Disponibilidad del Caudal. .............................................................................................. 52

Figura 16 Elección de turbina de acuerdo a las características de caudal y altura neta. .................. 53

Figura 17 Determinación del transformador de servicios auxiliares. ............................................... 57

Figura 18 Diagrama unifilar propuesto. ........................................................................................... 58

Índice de Tablas

Tabla 1 Clasificación de las PCH según su potencia instalada. ....................................................... 19

Tabla 2 Clasificación de las PCH según su altura. ........................................................................... 20

Tabla 3 Tipos de turbinas según la forma de aprovechamiento. ...................................................... 23

Tabla 4 Características de las principales turbinas. .......................................................................... 24

Tabla 5 Potencia Nominal y Efectiva de las Centrales de Generación. ........................................... 26

Tabla 6 Proyectos Hidroeléctricos de Pequeña Capacidad. ............................................................. 27

Tabla 7 Rango de Evaluación. .......................................................................................................... 36

Tabla 8 Resumen de la evaluación de los componentes de la PCH. ................................................ 40

Tabla 9 Transformador de servicios auxiliares (Proyectos similares). ............................................. 56

Tabla 10 Monto de inversión inicial. ................................................................................................ 60

Tabla 11 Estado de Resultado sin financiamiento [USD]. ............................................................... 63

Tabla 12 Estado de resultado con financiamiento [USD]. ............................................................... 64

Tabla 13 Resultado del Costo de Capital. ........................................................................................ 66

Tabla 14 Resultado valor actual neto. .............................................................................................. 66

Tabla 15 Resultado de Tasa Interna de Retorno. .............................................................................. 67

Tabla 16 Resultados de WACC, VAN y TIR................................................................................... 67

XIV

Índice de Anexos

Anexo 1 Evaluación de estado actual. .............................................................................................. 73

Anexo 2 Ficha de evaluación de grupo de generación uno. .............................................................. 74

Anexo 3 Ficha de evaluación de grupo de generación dos. .............................................................. 75

Anexo 4 Ficha de evaluación de grupo de generación tres. .............................................................. 76

Anexo 5 Ficha de evaluación de grupo de protección uno. .............................................................. 77

Anexo 6 Ficha de evaluación de grupo de protección dos. ............................................................... 78

Anexo 7 Ficha de evaluación de grupo de protección tres. ............................................................... 79

Anexo 8 Ficha de evaluación de grupo de medición uno. ................................................................ 80

Anexo 9 Ficha de evaluación de grupo de medición dos. ................................................................. 81

Anexo 10 Ficha de evaluación de grupo de generación tres. ............................................................ 82

Anexo 11 Ficha de evaluación de azud. ............................................................................................ 83

Anexo 12 Ficha de evaluación de toma de agua. .............................................................................. 84

Anexo 13 Ficha de evaluación de canal de desviación. .................................................................... 85

Anexo 14 Ficha de evaluación de desarenador. ................................................................................ 86

Anexo 15 Ficha de evaluación de cámara de carga. ......................................................................... 87

Anexo 16 Ficha de evaluación de tubería de presión. ....................................................................... 88

Anexo 17 Ficha de evaluación de desfogue y canal de descarga. ..................................................... 89

Anexo 18 Ficha de evaluación de transformador de potencia. ......................................................... 90

Anexo 19 Ficha de evaluación de transformador de servicios auxiliares. ........................................ 91

Anexo 20 Ficha de Evaluación de línea de media tensión. ............................................................... 92

Anexo 21 Ficha de evaluación de puente grúa.................................................................................. 93

Anexo 22 Ficha de Evaluación de instalación civil. ......................................................................... 94

Anexo 23 Determinar caudal actual – método del flotador. ............................................................. 95

Anexo 24 Caudales medios diarios del año 1970. ............................................................................ 96

Anexo 25 Determinación de porcentajes para establecer el monto de inversión. ........................... 104

Anexo 26 Simulación de crédito CFN. ........................................................................................... 105

Anexo 27 Resultados con capital propio. ........................................................................................ 106

Anexo 28. Resultados con capital con financiamiento. .................................................................. 115

XV

GLOSARIO

GAD. - Gobierno Autónomo Descentralizado.

Ec. - Energía cinética.

Ep. - Energía Potencial.

PCH. – Pequeña Central Hidroeléctrica.

OLADE. – Organización Latinoamericana de Energía.

Tp. – Transformador de tensión.

Tc. – Transformado de corriente.

S/E.- Subestación Eléctrica.

S.N.I. – Sistema Nacional Interconectado.

CENEL EP. – Corporación nacional de Electricidad.

SENAGUA. – Secretaría Nacional del Agua.

ARCONEL. – Agencia de Regulación y Control de Electricidad.

SADCO. – South American Development Company

WACC. – Costo medio del capital.

VAN. – Valor actual neto.

TIR. – Tasa interna de retorno.

INAMHI. – Instituto Nacional de Meteorología e Hidrología.

16

CAPÍTULO I

1 INTRODUCCIÓN

1.1 Problema de estudio

En las últimas décadas, el uso de la energía eléctrica se ha ido incrementando debido al

aumento poblacional y a la mejora de la calidad de vida. Como consecuencia de ello ha sido

necesario aumentar el potencial eléctrico para abastecer esa demanda. Esto se puede hacer

mediante la producción de electricidad explotando recursos renovables o no renovables [1].

La repotenciación de (micro, mini o pequeñas) centrales hidroeléctricas que ya han cumplido

con su vida útil o que su tecnología no cumple con altos niveles de rendimiento o capacidad,

también es una opción para cubrir dicha demanda. La ubicación de instalaciones que a la

época se encuentran en desuso, pero que en su momento aportaron con producción eléctrica,

debe ser analizada para definir su puesta en marcha.

Dentro del cantón Portovelo se encuentran ejecutando diferentes obras de interés social para

bienestar de la ciudadanía. Esto junto a otros factores ha provocado un incremento en el

consumo de energía eléctrica. Teniendo en cuenta la existencia y las actuales condiciones de

la pequeña central Hidroeléctrica “El Amarillo”, que pertenece al GAD Municipal del cantón,

se considera el estudio de prefactibilidad para su repotenciación.

1.2 Justificación

En el cantón Portovelo de la provincia de El Oro, existe una pequeña central hidroeléctrica

que fue construida en la segunda década del siglo pasado [2]. Su operación permitía abastecer

las necesidades energéticas de la cabecera cantonal y de pequeños proyectos mineros.

Actualmente el funcionamiento de la pequeña central es deficiente y las instalaciones se

encuentran en condiciones precarias. Por lo tanto, se considera necesario realizar el estudio

de prefactibilidad para la repotenciación teniendo en cuenta las actuales tecnologías

disponibles en el mercado para pequeñas centrales hidroeléctricas.

El objeto de estudio es determinar la prefactibilidad técnica y financiera de la repotenciación

para la pequeña central hidroeléctrica “El Amarillo”. Su operatividad permitirá proveer de

energía eléctrica a las plantas de agua potable y de tratamiento de aguas residuales, así como

a diferentes proyectos mineros que se encuentra en la etapa de ejecución o construcción.

17

1.3 Grupo Objetivo

Los resultados de esta evaluación permitirán determinar aspectos positivos o negativos que

se podrían suscitar con la realización y puesta en marcha del proyecto. Por ello los resultados

ayudarían al GAD Municipal de Portovelo a tomar una decisión sobre la posible

repotenciación de la central.

1.4 Objetivos:

1.4.1 General:

● Realizar los estudios de prefactibilidad que definirán las ventajas y desventajas

técnicas y económicas, de la repotenciación de la pequeña central hidroeléctrica

“El Amarillo” situada en el cantón Portovelo.

1.4.2 Específicos:

● Evaluar el estado actual de operación de las instalaciones de la pequeña central

hidroeléctrica.

● Recopilar información de datos hidrológicos de la antigua central y registros de

aforo de la zona para definir el caudal y potencia de diseño de la central.

● Analizar las diferentes opciones o posibilidades técnicas, para cumplir con la

repotenciación de la pequeña central de generación eléctrica.

● Realizar el estudio financiero que permitan determinar la factibilidad económica

del proyecto.

1.5 Propuesta de Solución

De acuerdo al problema planteado nace la necesidad de realizar el estudio de prefactibilidad

para la repotenciación de la pequeña central hidroeléctrica “El Amarillo”. En el estudio se

ejecutará un análisis técnico y económico con el fin de determinar los aspectos positivos y

negativos de la repotenciación y puesta en marcha de la instalación.

18

1.6 Fundamentación Teórica

1.6.1 El agua y su energía

El agua es un recurso limitado, que se recicla permanentemente gracias al llamado ciclo del

agua. La energía hidráulica se manifiesta como un ciclo hidrológico que no es más que el

movimiento cíclico y continuo del agua en el planeta. El sol comienza el ciclo hidrológico

evaporando el agua de la superficie terrestre, el vapor se eleva en el aire, donde las

temperaturas son más frías y hace que el vapor se condense en forma de nubes. El ciclo

continúa cuando el agua cae como precipitación sobre la superficie terrestre formando

grandes masas de agua como ríos, lagos y océanos [3], [4].

Los constantes cambios que el Planeta experimenta debido al impacto ambiental, han llevado

a tomar conciencia de la escasez y variación de los caudales, a tal punto que hoy es un factor

limitante en ciertas actividades, como la agricultura y la generación eléctrica [4].

Una corriente de agua posee dos formas de energía: energía cinética (Ec) - aprovecha la

velocidad del agua, y energía potencial (Ep) - aprovecha la elevación del agua (explotación

de energía entre dos puntos de diferente altura). En la mayoría de las corrientes la energía

cinética no es suficientemente grande como para ser utilizada, por lo que generalmente se

aprovecha la energía potencial [3].

1.6.2 Aprovechamiento hidroeléctrico

La energía hidroeléctrica es la mayor fuente de energía renovable utilizada por el ser humano;

y consiste en la conversión de la energía cinética y potencial en energía eléctrica.

El objetivo del aprovechamiento hidroeléctrico es conseguir una diferencia de alturas para

lograr transformar las energías anteriormente mencionadas en energía mecánica, y esta a su

vez en energía eléctrica [5].

Dentro de las clasificaciones de las centrales hidroeléctricas se tiene el aprovechamiento

mediante la acumulación o agua embalsada y por medio de los llamados “de paso” o de agua

fluyente.

- Mediante acumulación de agua: consiste en la utilización de presas o diques, que son

estructuras que sirve de “obstáculo” que detenga el flujo del agua. De esta manera los

niveles de agua aumentan y se consigue almacenar energía en forma de energía

potencial [6].

- Mediante agua fluyente: requiere de un canal para la derivación del flujo de agua. El

canal debe tener una rugosidad más baja que el cauce natural del río, disminuyendo

19

así las pérdidas ocasionadas por obstáculos. El canal contará con una determinada

pendiente tomando en cuenta las condiciones geográficas del terreno [6].

De las dos formas de aprovechamiento hídrico, lo más común es el uso mixto de ambas. De

esta forma se almacena el agua mediante una presa o embalse y se deriva el agua por medio

de un canal hasta el sitio de aprovechamiento. La conversión de energía se lo hace utilizando

las turbinas hidráulicas y generadores eléctricos [5], [6].

1.6.3 Pequeña central hidroeléctrica

Se considera central hidroeléctrica al conjunto de obras civiles, estructuras, instalaciones y

equipos requeridos para hacer posible la transformación de la energía potencial y cinética de

una cierta cantidad de agua disponible [7].

Por lo general las pequeñas centrales hidroeléctricas (PCH) son de baja potencia, entre 500

y 5000 kW como se aprecia en la Tabla 1. En el caso ecuatoriano la mayoría son construidas

en zonas alejadas o aisladas, en muchas ocasiones para suministrar el servicio eléctrico de

forma privada, por lo tanto, no son de gran importancia para el Sistema Nacional

Interconectado [7].

Una de las grandes desventajas que tienen las PCH es que la proporción del suministro

eléctrico es variable conforme a la época del año. Esto es consecuencia de los cambios

climáticos y meteorológicos que hacen que el flujo de agua o la cantidad de agua disponible

no sea constante a lo largo del año [7], [8].

Entre las principales ventajas que poseen las PCH frente a las centrales de mediano y gran

tamaño, son: el bajo costo, casi nulo impacto ambiental y la abundancia de sitios para la

ubicación de este tipo de centrales [9].

La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) define la clasificación para las

Pequeñas Centrales Hidroeléctricas de acuerdo a su potencia instalada, como se presenta en

la Tabla 1.

Tabla 1 Clasificación de las PCH según su potencia instalada. [10]

Potencia (kW) Clasificación

P < 100 Micro Central

100 < P < 1000 Mini Central

1000 < P < 10000 Pequeña Central

P > 10000 Grande Central

20

La OLADE también realiza una clasificación de las PCH según su caída o las diferencias

entre altura del salto, como se muestra en la Tabla 2 presentada a continuación:

Tabla 2 Clasificación de las PCH según su altura. [10]

Baja (m) Media (m) Alta (m)

Micro Central h < 15 15 < h < 50 h > 50

Mini Central h < 20 20 < h < 100 h > 100

Pequeña Central h < 25 25 < h < 130 h > 130

1.6.4 Elementos de una Pequeña Central Hidroeléctrica

Dependiendo del lugar en donde se sitúe la PCH estará compuesta de los siguientes

elementos:

- Azud

- Toma de agua

- Canal de desviación

- Desarenador

- Cámara de carga

- Tubería de presión

- Casa de máquinas

- Canal de descarga

- Subestación y Líneas eléctricas

1.6.4.1 Azud

Se define como un muro transversal al cauce del río de poca altura, que provocará un

estancamiento de agua, sin producir un notable aumento del nivel del afluente, cuyo

principal objetivo es desviar parte del caudal del río hacia la toma de agua [11].

1.6.4.2 Toma de agua

Consiste en una estructura para desviar parte del agua del cauce del río y facilitar su

entrada desde el azud o presa y, como tal tiene la finalidad de: [12].

- Captar el caudal de agua y conducirlo hasta su aprovechamiento.

- Evitar la entrada de malezas u otros elementos que puedan alterar el funcionamiento

de la central.

21

- Aislar la conducción del embalse para facilitar las operaciones de mantenimiento o

inspección.

1.6.4.3 Canal de desviación

Según el tipo de PCH se requiere la utilización de canales, túneles o tuberías de

desviación. Estas se encargan de conducir el agua al desarenador y posteriormente a la

cámara de equilibrio o cámara de carga. Los canales son estructuras que casi siempre

son abiertos de sección muy diversa, ya sea rectangular, trapezoidal, semicircular o

sección irregular [4].

1.6.4.4 Desarenador

Los sedimentos u otros objetos arrastrados por el caudal del río pueden ocasionar

múltiples inconvenientes a causa del deterioro o desgaste que provocan en los equipos

de la PCH [13].

La concentración de sedimentos en los ríos varía en función del caudal que circula,

siendo menor durante los estiajes y se eleva en época de aguas altas [4].

Los desarenadores son estructuras de grandes dimensiones, en donde su funcionamiento

se basa en disminuir la velocidad del agua con el propósito que los materiales sólidos se

depositen en el fondo. De esta manera se retiene la arena que traen las aguas superficiales

con el fin de evitar que ingresen a los equipos de la central [12].

1.6.4.5 Cámara de carga

Es una parte de la obra civil de la PCH, que consiste en un tanque o un depósito ubicado

al final del canal de desviación y al inicio de la tubería de presión. Esta cámara cumple

la función de absorber la presión generada por la onda de choque, conocida como golpe

de ariete1 [4].

La cámara de carga debe contar con un aliviadero, ya que en el caso de que la central

esté parada, permitirá que el agua no turbinada se desagüe hasta el río. Junto con este

componente es útil la instalación de rejas y compuertas de desarenación y limpieza [11].

1.6.4.6 Tubería de presión

Es la tubería que se encarga de llevar el agua desde la cámara de carga hasta la turbina.

Esta tubería deberá estar diseñada para soportar la presión producida por la masa de

1 El golpe de ariete es un fenómeno físico de los flujos no permanentes, que aparece debido al cambio de

velocidad del flujo y que es causado por la apertura o cierre de válvulas hidráulicas. Este cambio de velocidad

ocasiona una onda de choque de alta presión, que puede causar serios daños a las tuberías y mecanismos

hidráulicos, tales como rupturas, colapsos, etc. [42].

22

agua, además de la sobre presión ocasionada por el golpe de ariete1 en caso de una parada

brusca de la PCH [11].

El espesor de la tubería de presión por lo general es de 6 mm, dicho espesor se puede

determinar en función del salto y diámetro de la tubería. El diámetro de la tubería va a

depender del caudal requerido [11].

1.6.4.7 Casa de máquinas

Es la obra civil en donde se alojan la mayoría de los equipos electromecánicos, elementos

de regulación, control y protección. En ésta área se encuentra el equipamiento para

transformar la energía potencial y cinética en energía eléctrica, mediante la turbina y el

generador [9], [14].

La ubicación del edificio debe analizarse muy atentamente, considerando los estudios

técnicos. Debe contar con las conducciones necesarias para que el agua llegue a la

turbina con la menor cantidad de pérdida posible, a más de ello se requiere el desagüe

hasta el canal de descarga [11].

1.6.4.8 Equipos eléctricos

En las PCH es indispensable el uso de equipos eléctricos, ya que son los encargados de

la transformación de la tensión, medición de los diferentes parámetros, protección contra

adversidades y distribución de la energía. El transformador de potencia se encarga de

elevar el nivel de tensión generado a un nivel adecuado para la distribución, este tipo de

transformadores debe contar con un sistema de refrigeración [11].

Los equipos eléctricos primordiales para una PCH son:

- Disyuntores y seccionadores: Su función es interrumpir y restablecer la

continuidad de un circuito eléctrico, los disyuntores son capaces de realizar la

apertura con carga y los seccionadores son frecuentemente utilizados para aislar

circuitos de forma visible [15].

- Transformadores de medida: Existen tanto de tensión (TP) como de corriente

(TC) y su principal función es facilitar la obtención de los distintos parámetros, dado

que es imposible manipular directamente las magnitudes de la red, en su devanado

secundario entrega magnitudes proporcionales a las del devanado primario [15].

- Transformadores de equipos auxiliares: Permite brindar servicio eléctrico en baja

tensión para los diferentes equipos dentro de la casa de máquinas, por lo general

suele ser un transformador de baja potencia, dado que principalmente es utilizado

para iluminación y cargas puntuales [11].

23

- Transformador de potencia: Es un dispositivo que cambia el nivel de tensión

mediante la acción de un campo magnético, ya sea que este eleve o disminuya la

tensión hasta un nivel adecuado para su utilización [15].

- Pararrayos: Es un dispositivo que permite proteger las instalaciones contra

sobretensiones de origen atmosférico o cualquier sobre tensión que se produzca,

descargándola a tierra a través del sistema de puesta a tierra [15].

- Puesta a tierra: Se trata de una conexión sólida de las partes metálicas de los

diferentes equipos que conformen una instalación con la tierra, mediante varios

electrodos enterrados en el suelo o a su vez una malla de puesta a tierra diseñada

específicamente para la instalación [4].

1.6.5 Turbinas hidráulicas

Las turbinas hidráulicas son componentes que están diseñados para aprovechar la energía

potencial y cinética que posee el agua gracias a una diferencia de altura, con la finalidad de

producir un movimiento rotatorio que es transferido mediante un eje al generador,

aprovechando esta energía mecánica para convertirla en energía eléctrica [9].

Actualmente se pueden distinguir y clasificar las turbinas en tres grupos según su

aprovechamiento (ver Tabla 3).

Tabla 3 Tipos de turbinas según la forma de aprovechamiento. [6]

Tipo de turbina Descripción

Turbina de acción

También llamada de impulsión, ya que toda

la energía del agua se convierte en cinética

al ponerse en contacto con dicha turbina

(Pelton)

Turbina de reacción No toda la energía potencial se convierte en

cinética, la más conocida es la Francis

Turbina de propulsión

Son turbinas de reacción de flujo axial para

grandes caudales, alcanzando altas

velocidades (Kaplan)

En la Tabla 4 se presenta la clasificación de las principales turbinas existentes en el mercado,

con sus principales características y la respectiva altura de salto de dichas turbinas.

24

Tabla 4 Características de las principales turbinas. [11] [14]

Tipos de

turbina Características

Altura del salto

(m)

Pelton

Es utilizado para saltos de gran altura y caudal

reducido, posee un alto rendimiento con caudales

variables desde el 20% al 100%, gran disponibilidad

y bajo costo de mantenimiento.

35 < h < 1300

Francis

Es capaz de operar en un gran rango de saltos y

caudales, posee un alto rendimiento únicamente en

condiciones óptimas de caudal desde el 40% del

caudal de diseño.

10 < h < 350

Kaplan

Generalmente son utilizadas para saltos pequeños y

caudales grandes o variables, su principal uso se

encuentra en centrales de agua fluyente, su principal

desventaja es la complejidad de la turbina y su

elevado costo, posee un alto rendimiento para

caudales variables.

2 < h < 20

1.6.6 Hidrología y medición

Para definir las características de un proyecto hidroeléctrico es indispensable conocer el

caudal disponible. Por ello se requiere reunir información hidrológica que permite cuantificar

la cantidad de agua que fluye por una cuenca y qué cantidad de esta se puede aprovechar para

la generación de energía eléctrica. Los estudios hidrológicos son la base de la factibilidad

técnica para las pequeñas centrales hidroeléctricas (PCH) [7].

Mediante los estudios de hidrología se pretende garantizar el correcto dimensionamiento de

la planta generadora, determinando un caudal mínimo necesario. Esto permite determinar si

el recurso hídrico es el suficiente para la implementación del proyecto. Además, los estudios

hidrológicos permiten dimensionar las obras civiles como el canal, las tuberías, la casa de

máquinas, entre otros equipos [16].

En el caso del Ecuador, la información hidrología es proporcionada por el Instituto Nacional

de Meteorología e Hidrología (INAMHI). El cual provee información de los registros de las

estaciones de medición cercanas al punto de toma o captación del agua. Con dicha

información se puede determinar el caudal promedio, mensual, anual o diario [7], [16].

En caso de ser necesario se debe visitar el sitio para realizar la verificación de los datos

obtenidos de las diferentes fuentes de información. Bonilla (2015) indica los métodos para la

medición de caudal que se mencionan a continuación [4]:

- Método de disolución salina.

- Método del flotador.

25

- Método del recipiente.

- Método utilizando correntómetro.

- Métodos de control de profundidad.

- Método del vertedero.

1.6.7 Pequeñas Centrales Hidroeléctricas en el Ecuador

1.6.7.1 Hidrología en el Ecuador

Ecuador es un país que posee una gran cantidad de recursos hídricos, que en su mayoría

se forman en la cordillera de los Andes. Los caudales se alteran dependiendo de las

condiciones climáticas y topográficas de la zona y a lo largo de su recorrido. En el país

existen dos trayectorias que pueden tomar las cuencas hidrográficas: i) las que atraviesan

la región costa y desembocan en el océano Pacífico, ii) las que se dirigen a la región

amazónica que posteriormente contribuyen con otras fuentes hidrográficas para

finalmente desembocar en el océano Atlántico [9], [17].

Según la Secretaría Nacional del Agua (SENAGUA) el territorio nacional se divide en

31 sistemas hidrográficos conformado por 79 cuencas. Estos sistemas corresponden a

las dos vertientes hidrográficas. Veinte y cuatro de estos sistemas pertenecen a la

vertiente del Pacífico las cuales representan 123.243 𝑘𝑚2 con un porcentaje de

superficie del territorio nacional de 48,07%. Mientras que siete sistemas pertenecen a la

vertiente del Amazonas que representa una superficie de 131.802 𝑘𝑚2 que equivalente

al 51,41 % del territorio nacional. En menor proporción (0,52% de territorio)

corresponde a la región Insular con 1.325 𝑘𝑚2 [17].

1.6.7.2 Estado actual de la generación en el Ecuador

Años atrás la disponibilidad de energía eléctrica para satisfacer la demanda que

constantemente está en crecimiento se vio afectada por la falta de inversión, por lo que

en esa época se dio una solución de corto plazo, realizando la interconexión eléctrica con

los países vecinos (Colombia y Perú). Sin embargo la situación actual del país ha

cambiado, contando con una mayor disponibilidad de energía eléctrica para poder

satisfacer la demanda, debido a la inversión realizada para la construcción de nuevos

proyectos hidroeléctricos y térmicos [8].

Las pequeñas centrales hidroeléctricas (PCH) constituyen una alternativa para satisfacer

la demanda de energía eléctrica en la actualidad. Además son una solución a largo plazo

porque reducen la dependencia de la utilización de fuentes energéticas derivadas del

petróleo y de la interconexión internacional, aprovechando de esta manera el abundante

recurso hídrico con el que cuenta nuestro país [8].

26

En el Ecuador en la última década se ha establecido como una de las prioridades el

aprovechamiento de las energías renovables, principalmente la hidroeléctrica, dado que

el país cuenta con un enorme potencial explotable de este recurso.

En este periodo se ha incrementado considerablemente el parque generador del país,

según datos publicados por el ARCONEL la generación del país pasó de 4070 MW en

el 2006 a 8082 MW en el 2018 [18], es decir en una proporción del 100%.

1.6.7.2.1 Potencias nominal y efectiva de las centrales de generación

Según datos obtenidos del ARCONEL, en el Balance Nacional de Energía, hasta el

primer trimestre del año 2018, en el Ecuador existe una potencia nominal instalada de

8082,82 MW, siendo de esta capacidad una potencia efectiva de 7472,59 MW [19].

En la Tabla 5 se presenta la capacidad nominal y efectiva de las centrales de generación,

en la cual se puede observar la capacidad instalada mediante las diferentes tecnologías

de generación.

Tabla 5 Potencia Nominal y Efectiva de las Centrales de Generación. [20]

Tipo de central Potencia Nominal Potencia Efectiva

(MW) % (MW) %

Hidráulica 4527,20 56,01 4497,57 60,19

Eólica 21,15 0,26 21,15 0,28

Fotovoltaica 26,68 0,33 25,59 0,34

Biomasa 144,30 1,79 136,40 1,83

Biogas 7,26 0,09 6,50 0,09

Térmica MCI 1972,53 24,40 1578,09 21,12

Térmica Turbogas 921,85 11,40 775,55 10,28

Térmica

Turbovapor 461,87 5,71 431,74 5,78

Total 8082,82 100,00 7472,59 100,00

1.6.7.2.2 Capacidad existente y disponible

De acuerdo con los datos publicados por el ARCONEL en el Inventario de Recursos

Energéticos del Ecuador, existe un total de 39 proyectos hidroeléctricos de pequeña

capacidad; totalizando 200,77 MW de capacidad instalada, aunque no todas las centrales

operan a su máxima capacidad instalada [21].

En la Tabla 6 se presenta el inventario de las Pequeñas Centrales Hidroeléctricas

publicadas en el año 2015 por el ARCONEL. La Tabla muestra una clasificación de las

27

PCH de mayor a menor capacidad, describiendo la provincia y el cantón en donde se

encuentran ubicadas, así mismo el río del cual se alimentan.

Tabla 6 Proyectos Hidroeléctricos de Pequeña Capacidad. [21]

Nombre Río Potencia

(MW) Provincia Cantón

Alambi Alambi 9,80 Pichincha Quito

San Pedro II San Pedro 9,50 Pichincha Quito

San

Francisco II San Francisco 9,40 Azuay

Santa

Isabel

Tandapi Pilatón 8,90 Pichincha Mejía

Lucarqui Catamayo 8,80 Loja Sozoranga

Echeandia

Bajo Soloma 8,40 Bolivar Echeandia

Uchucay Uchucay 8,40 Loja Saraguro

Balsapamba Cristal 8,10 Los Ríos Montalvo

Blanco II Toachi 8,00 Los Ríos Valencia

Mandur Mandur 7,80 Azuay Nabón

Palmar San Miguel 7,80 Carchi Bolivar

Alausí Alausí-Guasuntos 7,50 Chimborazo Chunchi

Cebadas Cebadas 6,95 Chimborazo Guamote

Casacay Casacay 6,10 El Oro Pasaje

Lachas Lachas 6,00 Esmeraldas San

Lorenzo

Tomebamba Tomebamba 6,00 Azuay Cuenca

Vivar Vivar 5,90 Azuay Pucará

Collay Collay 5,80 Azuay Cuenca

Oña Oña 5,30 Azuay Oña

Tandayapa Alambi 4,88 Pichincha Quito

Pucayacu I Quindigua 4,80 Cotopaxi Pujilí

Huarhuallá Huarhuallá 4,60 Chimborazo Riobamba

Ambato Ambato 4,00 Tungurahua Ambato

Chimbo-

Guaranda Illangama 3,80 Bolivar Guaranda

La

Concepción Santiaguillo 3,17 Carchi Mira

Rircay Rircay 3,10 Azuay Santa

Isabel

Solanda Solanda 3,00 Loja Loja

Monte

Nuevo Toachi Grnace 3,00 Cotopaxi Sigchos

El Lurel La Plata 2,37 Carchi Tulcán

Chuquiragua Chuquiragua 2,35 Cotopaxi Pujilí

28

Nombre Río Potencia

(MW) Provincia Cantón

Nanguipa Nanguipa 2,30 Zamora

Chimchipe

Centinela

de Cóndor

Ganancay Ganancay 2,29 Loja Saraguro

Mayaicu Mayaicu 2,27 Zamora

Chimchipe Paquisha

Puente del

Inca Catamayo 2,02 Loja Catamayo

Gala Gala 1,92 Azuay Ponce

Enriquez

Pan de

Azúcar Nanguipa 1,85

Morona

Santiago

San Juan

Bosco

Campo

Bello Suquibi 1,70 Bolivar Guaranda

Salunguire Salunguire 1,70 Bolivar Chillanes

Vacas

Galindo I Intag 1,20 Imbabura Cotacachi

Subtotal 39 200,77

29

CAPÍTULO II

2 EVALUACIÓN DEL ESTADO ACTUAL DE LA PCH

2.1 Reseña histórica de la pequeña central hidroeléctrica “El Amarillo”

Por el año de 1877, en búsqueda de material aurífero, llega personal chileno a la ciudad de

Zaruma. Se conforma entonces la Compañía Chilena que en el año 1880 vendería sus

acciones a capital de origen inglés. Constituyéndose la GREAT ZARUMA GOLD MINING

COMPANY LIMITED o la Gran Compañía de Minas de Oro de Zaruma o también llamada

La Gran Compañía Inglesa, la cual se dedicaba a la explotación minera [1], [2].

Debido a las inversiones realizadas por la empresa de origen inglés, en otros continentes; con

el tiempo perdió liquidez, lo que llevo a que en 1896 se remate la compañía[1], [2].

Como consecuencia la SOUTH AMERICAN DEVELOPMENT COMPANY “SADCO”,

propiedad de la empresa Vanderbilt de Estados Unidos, adquiere los bienes de la compañía

inglesa, para continuar con la explotación minera en la zona.

Entre los años de 1900 y 1950, la SADCO, requirió de infraestructura para satisfacer los

requerimientos técnicos que permitirían cubrir la explotación, y así incrementar la

producción [1], [2].

Al finalizar las operaciones de la SADCO, esta infraestructura pasó al poder del estado

ecuatoriano, y su operación sirvió para proveer de energía a empresas mineras de pequeña

escala, conservándose algunos de sus equipamientos en la actualidad [1], [2].

2.1.1 Producción de electricidad

La SADCO instaló dos plantas de generación eléctrica, las cuales dotaban de energía a las

industrias del sector, al alumbrado público y residencial del campamento minero. Ambas

plantas de tipo hidroeléctrico reunían un total de 1947 kW en potencia instalada. Estas

centrales son conocidas como [2]:

- Planta hidroeléctrica “Calera”, compuesta por tres generadores de 425 kW de

potencia cada uno, cumpliendo con un total de 1275 kW de potencia instalada [2].

- Planta hidroeléctrica “El Amarillo”, compuesta por tres generadores de 225 kW de

potencia cada uno, acumulando un total de 675 kW de potencia instalada [2].

30

2.1.2 Planta hidroeléctrica El Amarillo

Construida entre los años de 1922 y 1924, la captación se realiza por medio de dique de

derivación, compuertas para evacuación de dique y para regulación del agua para el canal de

desviación [2].

Figura 1 Construcción de la tubería de presión para la Planta Hidroeléctrica El Amarillo. [22]

El canal de desviación conocido como canal Gálvez, direcciona las aguas del Río Amarillo

a lo largo de 4 km aproximadamente, que a su final cuenta con una tubería depresión (como

se observa en la Figura 1) de 150 cm de diámetro cuenta con una caída hidráulica de 50 m.

aproximadamente [2].

31

Figura 2 Disposición actual de turbina Pelton en la Planta Hidroeléctrica El Amarillo.

Fuente. – Elaboración propia.

La planta de generación cuenta con una edificación de 240 m2, en donde se encuentran 3

turbinas Pelton de marca “General Electric” (como se puede apreciar en la Figura 2) Estas

accionan los tres generadores de 225 kW cada uno [2].

En la Figura 3 se presenta los datos de placa de uno de los generadores General Electric.

Figura 3 Placa del generador “General Electric”.

Fuente: Elaboración Propia.

32

2.2 Ubicación de la planta hidroeléctrica El Amarillo

La central de generación hidroeléctrica El Amarillo se localiza en la cuenca hidrográfica del

río Amarillo, en el cantón Portovelo, provincia de El Oro. Siendo una central con canal de

desviación, su captación se encuentra en las coordenadas UTM, X = 656715, Y = 9592147,

y la casa de máquinas en X = 654632, Y = 9589961.

Figura 4 Ubicación de la PCH El Amarillo.

Fuente: Elaboración propia.

33

Figura 5 Ubicación de la PCH El Amarillo en el cantón Portovelo (Satélite).

Fuente: Google maps.

En las Figura 4, se observa la ubicación de la PCH a nivel nacional, provincial y cantonal;

mientras tanto en la Figura 5 se encuentra la localización de la PCH dentro de la ciudad,

captada desde satélite.

2.3 Descripción técnica

En 1926 la pequeña central de generación hidroeléctrica El Amarillo entra en

funcionamiento, mediante la desviación de las aguas del río Amarillo.

La captación se encuentra ubicada en la cota 712 m.s.n.m. en las coordenadas UTM, X =

656715, Y = 9592147. El agua es conducida por la margen derecha del mismo río por un

canal de 4.7 km de longitud hasta llegar a la cota 710 m.s.n.m. A partir de este punto se

conduce el fluido a la tubería de presión, y el agua desciende hasta la casa de máquinas en la

cota 655 m.s.n.m ubicada en las coordenadas UTM, X = 654632, Y = 9589961.

Desde sus inicios hasta el año 2003, la planta de generación eléctrica estaba conformada con

los tres generadores de 225 kW cada uno. En ese año se reemplazó un grupo de generación

por uno de mayor potencia (775 kW), el cual no trabaja a su máxima capacidad.

2.4 Estado actual de la central hidroeléctrica El Amarillo

La central Hidroeléctrica El Amarillo, está conformada por los siguientes elementos:

- Dos sistemas de generación de 280 kVA cada uno.

34

- Un sistema de generación de 750 kVA.

- Sistema de protección.

- Sistema de medición.

- Tubería de Presión.

- Canal de desviación.

- Sistema de captación.

- Desarenadores.

- Cámara de carga.

- Transformador de Potencia.

- Transformador de Servicios Auxiliares.

- Líneas de Distribución.

- Puente grúa.

- Instalación Civil.

- Canal de desfogue.

En la Figura 6 se observa la ubicación de los diferentes elementos que se encuentran dentro

de la casa de máquinas.

Figura 6 Esquema de la ubicación de los elementos dentro de la casa de máquinas.


La pequeña central hidroeléctrica El Amarillo posee el diagrama unifilar que se presenta en

la Figura 7.

35

Figura 7 Diagrama unifilar de la Pequeña Central Hidroeléctrica El Amarillo.


Para determinar el estado actual de los componentes que forman parte de la pequeña central,

se empleó un análisis multicriterio. El cual consiste en evaluar diferentes parámetros de cada

componente. Los factores analizados incluyen condiciones operativas, físicas, de seguridad

y de mantenimiento. Cada uno de estos factores posee un diferente grado de importancia, por

lo que se le dio diferentes valores de ponderación, como se observa en la plantilla de

evaluación en el Anexo 1.

Mediante el criterio del personal administrativo y operativo de la PCH se acordó la siguiente

evaluación: el factor operativo equivale al 50% de la evaluación, el factor físico al 25%, el

factor seguridad el 15% y el factor mantenimiento corresponde al 10%.

El factor operativo es el que posee el mayor peso, dado a su importancia, ya que de este

depende si el equipo está funcionando o no. El factor físico permite evaluar el estado actual

del equipo, valora cómo se encuentra físicamente: en buen estado, el grado de deterioro o

completamente deteriorado. El factor seguridad hace referencia a que tan seguro es el equipo

para ser manipulado por los operarios, si existe algún tipo de riesgo. Otro factor que se

consideró importante para la evaluación de los equipos es el mantenimiento, ya que mediante

este factor se determina si a un equipo es posible reacondicionarlo para mantenerlo operativo.

36

De acuerdo a la evaluación se asumió lo presentado en la Tabla 7, lo cual indica que los

componentes que obtengan una calificación por debajo del 65% deberán ser reemplazados.

Los componentes que obtengan un puntaje entre 65% y 90% podrían ser conservados siempre

y cuando se realice un mantenimiento para su correcto funcionamiento. Y los componentes

cuyo puntaje sea superior al 90% se podrían conservar en el estado actual.

Tabla 7 Rango de Evaluación.

Calificación Decisión

< 65% Reemplazo

65% a 90% Mantenimiento

> 90% Conservar

A continuación, se detalla la evaluación realizada a cada uno de los componentes.

2.4.1 Sistema de generación

Este sistema se encuentra conformado por los elementos de los tres grupos de generación los

cuales son generador, turbina y regulador de velocidad. El estado actual de cada grupo se

encuentra en los Anexos 2, 3 y 4, respectivamente.

De acuerdo a la evaluación realizada se determinó que dichos grupos de generación se

encuentran entre un estado muy malo a regular para poder cumplir con su función.

2.4.2 Sistemas de protección

El sistema de protecciones está conformado por tres bancos, uno para cada grupo de

generación. Los bancos uno y dos están compuestos por seccionadores e interruptor, ambos

de la marca General Electric de tecnología obsoleta, las respectivas fichas de evaluación se

encuentran en los Anexos 5 y 6.

El banco de protección tres, se encuentra en estado operativo, y está compuesto por

interruptores y seccionadores (tipo cuchilla), su ficha de evaluación se presenta en el Anexo

7.

2.4.3 Sistema de medición

Los bancos de medición uno y dos, fueron construidos en el año de 1922 y son de marca

General Electric; estos elementos son de tipo analógico y no se encuentran operativos (ver

Anexo 8 y 9).

37

Por otro lado, el banco de medición tres, se encuentra en el mismo panel que el banco de

protecciones tres, estos equipos son analógicos, y no se encuentran operativos (ver Anexo

10).

2.4.4 Sistema de captación

La captación del agua se la realiza mediante la construcción de un azud cuya función es

estancar cierta cantidad de agua, con la finalidad de desviarla hacia la toma, y ésta a su vez

se conducirá hacia el canal de desviación, su estado es muy malo; y la ficha de evaluación

del mismo se presenta en el Anexo 11.

La toma de agua se encuentra ubicada en el lateral del azud y está conformada por 4

compuertas de accionamiento manual, mediante las cuales se regula el caudal de ingreso.

La ficha de evaluación del estado de la toma de agua se puede observar en el Anexo 12.

2.4.5 Canal de desviación

El canal de desviación comienza en la captación del agua, conduciendo el caudal hacia un

desarenador y finalmente hasta la cámara de carga, en la mayor parte del recorrido el canal

se encuentra cubierto, dejando únicamente pozos para su revisión.

A pesar de la antigüedad de la estructura, ésta se encuentra completamente operativa y en

buen estado, esto es debido al constante mantenimiento que se le brinda a dicha estructura.

Sería necesario realizar reparaciones menores en pocos tramos del recorrido; la ficha de

evaluación se encuentra disponible en el Anexo 13.

2.4.6 Desarenador

A pocos metros seguidos de la captación de agua se encuentra un desarenador, que no es más

que un pozo de considerables dimensiones con una rejilla ubicada transversalmente. Este

implemento impide que circulen partículas sólidas hacia las maquinarias, dicho depósito

posee un aliviadero que desemboca en el río a pocos metros.

El desarenador se encuentra en estado regular, ya que cumple con su función, pero existe la

posibilidad de mejorar la estructura para que su funcionamiento sea óptimo. La ficha de

evaluación realizada para el desarenador se encuentra en el Anexo 14.

2.4.7 Cámara de carga

Al finalizar el canal de desviación se encuentra la cámara de carga, la cual es un depósito que

tiene como función absorber la presión generada por el golpe de ariete y dirigir el agua a la

tubería de presión.

38

En el Anexo 15 se observa el estado regular de la cámara de carga, la cual cuenta con rejillas

para evitar que objetos sólidos ingresen en la tubería de presión.

2.4.8 Tubería de presión

La tubería de presión es la encargada de conducir el agua desde la cámara de carga hasta las

turbinas. Dicha tubería es de acero y posee un diámetro de 60 pulgadas. La tubería se

distribuye en 4 tuberías, que son las que alimentan a las turbinas. Como se puede apreciar en

el Anexo 16 estas tuberías se encuentran en buen estado, por lo que no sería necesario realizar

reparaciones mayores.

2.4.9 Desfogue y canal de descarga

La evacuación del agua ya turbinada se la realiza por medio del desfogue y del canal de

descarga que tiene un recorrido de aproximadamente 200 metros hasta desembocar en el río

Amarillo.

En la época de funcionamiento de la empresa SADCO, el agua que pasaba por las turbinas y

el rebose de la cámara de carga se reutilizaba para el accionamiento de equipos hidráulicos

empleados en la zona industrial.

Su estado es aceptable, aunque sería necesario la remoción de sedimentos a lo largo del canal

de descarga, se puede apreciar en el Anexo 17.

2.4.10 Transformador de potencia

El transformador de potencia #019359 propiedad de CNEL EP, es el encargado de elevar el

voltaje al cual se genera, a un voltaje adecuado para su distribución.

Dicho transformador se encuentra en mal estado, tiene fugas y ha perdido el depósito de

aceite refrigerante. Estas condiciones se presentan porque no se ha dado mantenimiento, pero

fundamentalmente se debe a que, ha sobrepasado su vida útil, por lo tanto, sería necesario

reemplazarlo.

En el Anexo 18 se observa la ficha de evaluación de estado de dicho transformador.

2.4.11 Transformador de servicios auxiliares

El transformador de servicios auxiliares de la PCH permite dar suministro de energía eléctrica

en baja tensión a la casa de máquinas para los diferentes usos, ya sea iluminación, fuerza o

cargas especiales.

39

El estado actual del transformador es regular, como se determina en la ficha de evaluación

del Anexo 19. Se advierte que el transformador es antiguo como para efectuar algún tipo de

reparación, por lo tanto, es recomendable reemplazarlo.

2.4.12 Línea de media tensión

Cerca de la PCH se encuentra la línea de media tensión, la cual pertenece a la empresa pública

CNEL-EL Oro, en la Figura 8 se observan las características de la misma.

Figura 8 Características de las líneas de distribución.

Fuente: Geoportal, CNEL-EP.

En el Anexo 20 se presenta la ficha de evaluación de la línea de media tensión próxima a la

PCH, por la cual se evacuaría la energía generada.

2.4.13 Puente grúa

La PCH dispone de un puente grúa construido en 1922 de accionamiento manual, con una

capacidad máxima de 3000 kg. El puente grúa está en total funcionamiento como se puede

determinar por la ficha de evaluación presente en el Anexo 21. Sin embargo, debido a su

antigüedad y tecnología obsoleta es recomendable realizar la sustitución del mismo.

40

2.4.14 Instalación civil

La obra civil está conformada principalmente por la casa de máquinas e infraestructura

necesaria para la ubicación de las turbinas y los generadores. La construcción data del año

1924 y se encuentra deteriorada, ya que se han hecho mínimas reparaciones a la misma.

Su estado se describe en al Anexo 22 en donde se presenta la ficha de evaluación del estado

de dicha instalación.

2.5 Resultado de la evaluación de la PCH

En la Tabla 8 se presenta un resumen de la evaluación que se realizó a cada componente de

la Pequeña Central Hidroeléctrica, en la cual se determina si los componentes deben

conservarse o reemplazarse.

Tabla 8 Resumen de la evaluación de los componentes de la PCH.

Componente Calificación Elección

Grupo de Generación 1 48% Reemplazo del Componente



Grupo de Protecciones 1 35% Reemplazo del Componente



Grupo de Medición 1 28% Reemplazo del Componente



Azud 47% Reemplazo del Componente

Captación de Agua 54% Reemplazo del Componente

Canal de Desviación 77% Mantenimiento del componente

Desarenador 66% Mantenimiento del Componente

Cámara de Carga 69% Mantenimiento del Componente

Tubería de Presión 82% Mantenimiento del componente

Desfogue y Canal de Descarga 69% Mantenimiento del Componente

Transformador de Potencia 55% Reemplazo del Componente

Transformador servicios aux. 50% Reemplazo del Componente

Línea de media tensión 93% Conservación del componente

Puente Grúa 63% Reemplazo del Componente

Instalación Civil 57% Reemplazo del Componente

41

CAPÍTULO III

3 DETERMINACIÓN DE CAUDAL DE EQUIPAMIENTO Y SALTO

NETO

3.1 Determinación de la capacidad del canal de desviación

La determinación de la capacidad del canal limita el caudal a desviar hacia la central.

Para establecer la capacidad máxima de conducción del canal, se empleó la Ecuación 1,

conocida también como “Ecuación de Manning”[23].

𝑄 = 𝐴 ∗ (1

𝑛) ∗ 𝑅

23⁄ ∗ 𝑆

12⁄ (1)

En donde:

A = Sección transversal mojada.

n = Coeficiente de rugosidad.

R = Radio hidráulico.

S = Pendiente del fondo del canal.

3.1.1 Sección transversal mojada

Como su nombre lo indica es el área transversal que cubre el nivel de agua, y se puede

determinar de acuerdo a la forma del canal.

En este caso al tener un canal rectangular, este parámetro se determina multiplicando la base

por la altura a la que llega el agua.

Los datos que se utilizaran para determinar la sección transversal mojada se presentan en el

anexo 23. En donde se tiene que la base o el ancho interno es de 1,5 metros y la altura del

agua de 0,65 metros.

Por lo tanto, se tiene que la sección transversal mojada es:

𝐴 = 0,975 𝑚2

42

3.1.2 Coeficiente de rugosidad

Es la resistencia provocada por los lados y el fondo del canal para la circulación del agua, y

depende exclusivamente de las características constructivas del canal.

Cuando mayor es el coeficiente de rugosidad, mayor es la dificultad para el paso del agua, y

su valor varía dependiendo del tipo de construcción del canal, el cual puede ser:

- Canal de tierra sin revestir.

- Canal revestido.

- Conducciones elevadas.

Como se indica en el Anexo 13 el canal de desviación de la PCH está construido con

hormigón revestido, con una mínima rugosidad en las paredes.

Para canales de hormigón con revestimiento liso, según M. Bos (Aforadores de caudal para

canales abiertos) se debe considerar el siguiente coeficiente de rugosidad [23]:

𝑛 = 0,013

1

𝑛= 76,92

3.1.3 Radio hidráulico

Determinado por la relación entre la sección transversal mojada y el perímetro mojado como

se indica en la ecuación 2, entendiéndose por perímetro mojado a la suma de los lados que

se encuentran en contacto por el agua.

𝑅 =𝐴

𝑃 (2)

En donde:

A = Sección transversal mojada.

P = Perímetro mojado (b+2h).

Teniendo que A y P son 0,975 m2 y 2,8 m respectivamente, el radio geométrico es:

𝑅 = 0,3482 𝑚

3.1.4 Pendiente del fondo del canal

Para determinar la pendiente del fondo del canal se emplea la ecuación 3:

43

𝑆 = (𝑛.𝑣

𝑅23

)2

(3)

Siendo:

n = Coeficiente de rugosidad.

v = Velocidad media del agua.

R = Radio hidráulico.

Sustituyendo los valores antes conocidos y el de la velocidad media (v = 0,91 m/s), se tiene

que la pendiente es:

𝑆 = 0,04829

Al tener los datos necesarios para el uso de la ecuación de Manning, se reemplazan en la

misma, obteniendo el valor del caudal máximo que puede conducirse por dicho canal.

𝑄 = 8,15 𝑚3

𝑠⁄

3.2 Determinación del caudal de equipamiento

Para obtener el caudal de equipamiento o de diseño, se realiza el análisis de una serie de 30

años con datos de caudales medios diarios, los cuales son medidos por la estación de aforo

H0588 con el nombre “Amarillo en Portovelo” [24].

Con los datos disponibles se determina el volumen de líquido que circuló de forma anual,

para luego ser ordenados en forma descendente y elegir un año medio representativo.

44

Figura 9 Volumen anual de agua.


Con los datos de caudales medios diarios del año escogido, en este caso es el año de 1970,

como se indica en la Figura 9 se presenta la curva de caudales medios diarios en la Figura

10.

Figura 10 Caudal medio diario del año 1970.


Además, se elabora la curva de caudales característicos del año medio escogido (1970) que

se presenta en la Figura 11, ordenados de forma descendente.

0

5E+10

1E+11

1,5E+11

2E+11

2,5E+11

3E+11

3,5E+11

4E+11

4,5E+11

5E+11

20

13

20

15

19

75

19

83

19

82

19

73

19

72

19

71

19

81

19

84

19

92

19

91

19

89

19

70

19

69

19

77

19

79

19

66

19

87

19

86

19

80

19

67

19

78

19

85

19

68

19

90

Vo

lum

en A

nu

al (

m^

3)

Años

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

11

32

53

74

96

17

38

59

71

09

12

11

33

14

51

57

16

91

81

19

32

05

21

72

29

24

12

53

26

52

77

28

93

01

31

33

25

33

73

49

36

1

Cau

dal

[𝑚

^3

/s]

Día del año

Caudal Medio Diario de 1970

45

Figura 11 Curva de caudales característicos.


Con los datos presentes en el Anexo 24, se establecen los caudales necesarios para determinar

el caudal de diseño, los mismos que se presentan a continuación:

- Caudal medio (Qm).- Es el caudal promedio diario del año hidrológico [11], [25].

𝑄𝑚 = 12,474 𝑚3 𝑠⁄

- Caudal ecológico (Qe).- Es el 10% del caudal medio, el cual es el valor mínimo que

debe circular por el cauce normal del rio [11], [25].

𝑄𝑒 = 1,247 𝑚3 𝑠⁄

- Caudal ochenta (Q80).- Es el caudal que circula por el rio durante un periodo de 80

días anuales [25], [26].

𝑄80 = 20,679 𝑚3 𝑠⁄

Para este caso, el cálculo del caudal de diseño se lo realiza con el uso de la ecuación 4 descrita

a continuación [25]:

𝑄𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 =(𝑄80−𝑄𝑒)+(𝑄𝑚−𝑄𝑒)

2 (4)

Obteniendo que:

𝑄𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 = 15,329 𝑚3 𝑠⁄

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

1

13

25

37

49

61

73

85

97

10

9

12

1

13

3

14

5

15

7

16

9

18

1

19

3

20

5

21

7

22

9

24

1

25

3

26

5

27

7

28

9

30

1

31

3

32

5

33

7

34

9

36

1

Cau

dal

[𝑚

^3

/s]

Día del año

Caudales Característicos de 1970

46

Al obtener un caudal de diseño mayor al caudal máximo que se puede conducir por el canal,

el cual es de 8,15 m3/s, se procede a establecer un valor muy cercano al máximo que es

posible de conducir por el canal de desviación.

Por lo tanto, se considera que el caudal de diseño adecuado es:

𝑄𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 = 7,5 𝑚3 𝑠⁄

El valor considerado es menor a la capacidad máxima del canal en un 8% aproximadamente.

3.3 Determinación del salto neto

Para determinar el salto neto (Hn), se toma en cuenta los datos presentes en la sección 2.3,

en los cuales se indican las diferentes alturas que intervienen para el cálculo del Hn.

Además, se consideran las diferentes pérdidas que se presentan al momento del traslado del

agua por los diferentes sistemas de captación y conducción.

Entre los saltos o alturas que intervienen se presentan el salto bruto (Hb), el salto útil (Hu) y

las perdidas (Hp) las cuales se consideran entre un 5% al 10% del Hu [11], [25], [27].

- Salto bruto. - Representa la altura entre la captación del agua y el nivel de desfogue

al rio del agua turbinada [11], [25], [27].

𝐻𝑏 = 64 𝑚

- Salto útil. - Representa la diferencia de altura entre la cámara de carga y el nivel de

desagüe de la turbina [11], [25], [27].

𝐻𝑢 = 55 𝑚

- Pérdidas. - En este caso se considera que las perdidas alcanzan un 9% del Hu.

𝐻𝑝 = 4,95 𝑚 ≈ 5 𝑚

Obteniendo de esa forma un salto neto de:

𝐻𝑛 = 50 𝑚

47

CAPÍTULO IV

4 ANÁLISIS TÉCNICO

4.1 Máxima generación en estado actual

4.1.1 Caudal medido

Empleando el método del flotador, se pudo determinar una aproximación del caudal que

circula en ese instante por el canal de desviación.

Este método consiste en medir el tiempo que demora un objeto (flotador) en recorrer una

determinada distancia, para de esa forma establecer la velocidad media del agua; con el

producto de dicha velocidad por la sección transversal del canal, se obtiene el caudal. [8]

Para ello se procedió a medir la sección transversal del canal tomando en cuenta la

profundidad que alcanza el agua en el mismo; además de tomar el tiempo que se demoraba

en recorrer un flotador una distancia de 18 m en el canal, determinando la velocidad del agua.

Se repitió el proceso en ocho ocasiones obteniendo un caudal promedio de 0,89 m3/s; las

medidas del tiempo, la estimación de la velocidad y caudal se puede observar en el Anexo

23 (Determinar el Caudal Actual – Método del Flotador).

4.1.2 Potencia generada en la actualidad

Con la utilización de la ecuación 5, se determina la potencia que se podría generar si

estuvieran en condiciones óptimas las instalaciones actuales de la planta.

𝑃 = 9,8 𝐻𝑛 𝑄 𝜂 (5)

En donde:

P = Potencia a generar.

Hn = Altura neta (50m).

Q = Caudal (0,89m3/s).

η = Eficiencia de equipos (0,85).

Reemplazando dichos valores en la ecuación 5, se obtiene que la máxima potencia que se

podría generar en la actualidad, la cual es de:

48

𝑃 = 370,69 𝑘𝑊

Pero de acuerdo a la Tabla 8, donde se indica el estado actual de los componentes, esta

potencia no se podría generar, debido al mal funcionamiento de los mismos.

4.2 Determinación de la potencia

Con los datos obtenidos en el capítulo tres, se procede a determinar la potencia disponible

máxima de la pequeña central hidroeléctrica.

El empleo de la ecuación 5, permite estipular el valor de potencia, en donde se tiene que:

Hn = Altura neta (50m)

Q = Caudal (7,5m3/s)

η = Eficiencia de equipos (0,9)

Dichos valores se sustituyen en la ecuación 5 y se obtiene que la potencia disponible es de:

𝑃 = 3325,12 𝑘𝑊

𝑃 = 3,32 𝑀𝑊

4.3 Producción anual de Energía

Para determinar la producción anual de energía, primero se calculó la potencia diaria de

acuerdo a la disponibilidad del caudal, en la Figura 12 se presenta los valores de la potencia

diaria disponible.

49

Figura 12 Potencia Diaria.


A los valores que se presentan en la Figura 12, se multiplican por el tiempo de duración del

caudal disponible es decir de 24 horas, obteniendo una producción de energía anual de:

𝐸 = 19228174,53 𝑘𝑊ℎ

𝐴ñ𝑜

𝐸 = 19,22 𝐺𝑊ℎ

𝐴ñ𝑜

En la Figura 13, se presentan los valores de energía diaria producida.

Figura 13 Energía diaria a suministrar.


0,00

500,00

1000,00

1500,00

2000,00

2500,00

3000,00

3500,00

1

14

27

40

53

66

79

92

10

5

11

8

13

1

14

4

15

7

17

0

18

3

19

6

20

9

22

2

23

5

24

8

26

1

27

4

28

7

30

0

31

3

32

6

33

9

35

2

36

5

Po

ten

cia

[kW

]

Día del año

Potencia Diaria

0,00

10000,00

20000,00

30000,00

40000,00

50000,00

60000,00

70000,00

80000,00

90000,00

11

32

53

74

96

17

38

59

71

09

12

11

33

14

51

57

16

91

81

19

32

05

21

72

29

24

12

53

26

52

77

28

93

01

31

33

25

33

73

49

36

1

En

ergí

a [k

Wh

]

Día del año

Energía Diaria

50

4.4 Factor de planta

El factor de planta se calcula por medio de la relación de la energía usada o que se puede

generar con respecto a la capacidad instalada de la planta, como se presenta en la ecuación

6.

𝐹𝑝 =𝐸𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎

𝐸𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑙𝑒 (6)

En la Figura 14, se presenta el resultado del cálculo del factor de planta diario de la PCH.

Figura 14 Factor de planta de la PCH.


Además, con el empleo de la ecuación 6, se determina el factor de planta anual de la central,

en donde se tiene que:

𝐸𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎 = 19,22 GWh/año

𝐸𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑙𝑒 = 29,12 GWh/año

Sustituyendo dichos valores en la ecuación 6, se tiene que:

𝐹𝑝 = 0,66

0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

11

32

53

74

96

17

38

59

71

09

12

11

33

14

51

57

16

91

81

19

32

05

21

72

29

24

12

53

26

52

77

28

93

01

31

33

25

33

73

49

36

1

Fp

Día del año

Factor de Planta

51

4.5 Elección de equipos e infraestructura

4.5.1 Equipamiento electromecánico

Con la finalidad de realizar una adecuada elección, considerando la disponibilidad y los

valores comerciales de los equipos electromecánicos, se realizó una cotización en la empresa

alemana Wasserkraft Volk AG (WKV AG). Esta empresa se dedica a la fabricación y

distribución de equipos para pequeñas y medianas hidroeléctricas.

4.5.1.1 Elección de la turbina

Debido a la derivación que sufre la tubería de presión y por fines de mantenimiento se

considera adecuada la implementación de dos turbinas para la generación de energía en

la PCH.

Tomando en cuenta la sección 1.6.5, para la elección de las turbinas para la pequeña

central hidroeléctrica se considera la altura neta, el caudal y la disponibilidad del mismo

a lo largo del año medio.

4.5.1.1.1 Elección de acuerdo a la altura neta

Por medio de la Tabla 4, la selección de la turbina de acuerdo a la altura neta, quedaría

entre la turbina Francis y la Pelton.

Pues la turbina Francis se las emplea para alturas que se encuentren entre 10 m a 350 m;

y la turbina Pelton para alturas entre 35 m y 1300 m.

Por lo tanto, al ser la altura neta de la PCH de 50 m, ambas turbinas cumplen con dicho

valor.

4.5.1.1.2 Elección de acuerdo a la disponibilidad del caudal

Al tener los caudales de diseño, ecológico y medio diario, se procede a determinar la

disponibilidad del caudal, como se indica en la Figura 15.

Como se aprecia en la Tabla 4, el rendimiento de las turbinas Pelton y Francis, se ven

afectados por la disponibilidad del caudal.

Se establece que el caudal de operación, para las turbinas Pelton y Francis es del 20% y

40% del caudal de equipamiento respectivamente.

52

Figura 15 Disponibilidad del Caudal.


De acuerdo a la Figura 15, el 20% del caudal de equipamiento para la operación de la

turbina Pelton, se cumple en un 87% del tiempo disponible, es decir un aproximado de

318 días.

Y el 40% necesario para la operación con rendimiento óptimo de la turbina Francis se

satisface en el 66%, es decir en 241 días.

4.5.1.1.3 Elección de acuerdo al caudal y altura

De acuerdo a la Figura 16, se puede escoger entre las turbinas Turgo, Crossflow y Francis, sin

embargo, debido a la disponibilidad de estas turbinas en el mercado, se optó por la

elección de turbinas tipo Francis, que igualmente se acoplarían a las características de la

PCH.

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

0,3

%

3,3

%

6,3

%

9,3

%

12

,3%

15

,3%

18

,4%

21

,4%

24

,4%

27

,4%

30

,4%

33

,4%

36

,4%

39

,5%

42

,5%

45

,5%

48

,5%

51

,5%

54

,5%

57

,5%

60

,5%

63

,6%

66

,6%

69

,6%

72

,6%

75

,6%

78

,6%

81

,6%

84

,7%

87

,7%

90

,7%

93

,7%

96

,7%

99

,7%

Dis

po

nib

ilid

ad

Porcentaje de días

Disponibilidad del caudal

53

Figura 16 Elección de turbina de acuerdo a las características de caudal y altura neta.

Fuente: Turbinas a lo largo y ancho del mundo, WKV [28].

4.5.1.2 Elección de generador

La función del generador es de transformar la energía mecánica en energía eléctrica. La

PCH estará conformada por unidades de generación de tipo síncrono. Se estableció la

implementación de 2 unidades debido a temas de confiabilidad y mantenimiento.

De acuerdo a la disponibilidad en el mercado se determinó que sería adecuado colocar

dos unidades, con las siguientes características:

- Potencia 1663 kW – 1900kVA

- Factor de potencia 0,87

- Rendimiento 0,97

- Numero de polos 10

- Numero de fases 3

- Frecuencia 60 Hz

- Velocidad de rotación 720 rpm

- Voltaje de generación 2,4 kV

- Clase de aislamiento F/F

54

Ambos generadores operando en conjunto dotarán a la central una capacidad de 3326

kW – 3800 kVA. Capacidad adecuada para abarcar los 3325 kW que en teoría la PCH

sería capaz de producir.

4.5.1.3 Patio de maniobras

El patio de maniobras estará conformado por una subestación de tipo barra simple, en la

cual estarán presentes los transformadores de potencia y el respectivo sistema de

protección, como se presenta en la Figura 18.

4.5.1.3.1 Elección de transformador de potencia

Transformador elevador, el cual, deberá de ser alimentado a 2,4 kV y su salida se

realizará al nivel de 13,8 kV. Por temas de confiabilidad y mantenimiento al igual que

los generadores se optó por colocar dos transformadores de potencia.

Estos deberán tener sistema de refrigeración y ser apropiados para instalación en

exteriores. Como ya se mencionó, dichos equipos fueron cotizados en la empresa WKV

AG, con la finalidad de averiguar los valores comerciales. Las principales características

de los transformadores de potencia se presentan a continuación:

- Potencia Nominal 2000 kVA

- Numero de fases 3

- Numero de devanados 2

- Voltaje primario 2,4 kV

- Voltaje secundario 13,8 kV

- Aislamiento F/F

- Frecuencia 60 Hz

Los dos transformadores operando en conjunto, soportarán una potencia total de 4000

kVA. Capacidad suficiente para resistir la potencia nominal de los generadores de la

PCH (3325 kW – 3800 kVA).

4.5.1.3.2 Línea de evacuación de energía

La evacuación de energía generada, se realizará con la implementación de una

subestación simple, pues únicamente se conectará al sistema de distribución a 13,8 kV.

Las líneas de distribución se encuentran a escasa distancia del cuarto de máquinas y del

lugar donde estará ubicada la subestación.

55

4.5.1.4 Sistemas de protección, control y regulación

La PCH deberá presentar los sistemas adecuados de protección, control y regulación,

para garantizar el correcto funcionamiento de la misma.

Los elementos de protección deben ser mecánicos y eléctricos.

Las protecciones mecánicas las cuales son exclusivas en las turbinas y generadores,

como las siguientes:

- De embalamiento.

- Temperatura.

- Nivel de fluido.

- Desconexión de la bomba de aceite de regulación.

Las protecciones eléctricas deben accionarse por efectos de los fenómenos eléctricos que

se puedan presentar, como:

- Intensidad máxima.

- Retorno de potencia.

- Temperatura.

- Producción de gases.

- Nivel de tensión.

- Nivel de frecuencia.

- Derivación en el estator.

- Derivación de fase a tierra.

- Corto circuito.

- Inversión de fases.

- Sobreintensidad.

- Red de tierra.

Entre los principales elementos de regulación que deben estar presentes son:

- Regulador de velocidad.

- Regulador de voltaje.

- Regulador de potencia.

- Regulador de caudal.

- Regulador de factor de potencia.

- Equipo de sincronización.

Cabe mencionar, que el sistema de control debe ser totalmente automático, permitiendo

que se pueda accionar mediante centros de control local y remoto, esto, mediante equipos

y software adecuados.

56

4.5.1.5 Sistemas Auxiliares

Los sistemas auxiliares que formarán parte de la PCH serán:

- Alumbrado.

- Bombas de drenaje.

- Puente grúa.

- Ventilación.

- Protección contra incendios.

- Equipo de corriente continua.

4.5.1.5.1 Elección de transformador de servicios auxiliares

El transformador de servicios auxiliares será de tipo reductor, debido a que el voltaje en

el devanado primario sería de 13,8 kV.

Debido a las cargas que debe soportar dentro de la casa de máquinas, cómo: circuitos de

iluminación, fuerza, comunicaciones, emergencias y cargas especiales como el puente

grúa, etc. Se debe colocar un transformador trifásico.

Para determinar adecuadamente el transformador, se tomó en cuenta otros proyectos

similares a nivel país, en la Tabla 9 se presenta los proyectos a analizar.

Tabla 9 Transformador de servicios auxiliares (Proyectos similares).

Proyecto Potencia de la

central (MW)

Potencia Transf.

servicios auxiliares

(kVA)

Rio Luis 14,806 300

Rio Chanchan 10,82 200

Rio Cristal 5,73 200

La Merced 1 50

Con los datos de proyectos similares presentados en la Tabla 9 se procedió a realizar la

Figura 17 en donde se presenta una curva de valor del transformador de servicios

auxiliares con respecto a la potencia de la central.

57

Figura 17 Determinación del transformador de servicios auxiliares.


Utilizando la herramienta de regresión polinomial se establece una relación entre los

valores de los proyectos similares, para así determinar el valor del transformador de

servicios auxiliares de la PCH El Amarillo. Llegando a determinar que para centrales de

3,3 MW el valor aproximado del transformador de servicios auxiliares es de 110 kVA.

De acuerdo al estudio realizado y en base a los valores comerciales y disponibilidad de

los mismos se optó por un trasformador de las siguientes características:

- Potencia Nominal 100 kVA

- Numero de fases 3

- Numero de devanados 2

- Voltaje primario 13,8 kV

- Voltaje secundario 220V/127V

- Aislamiento F/F

- Frecuencia 60 Hz

4.5.2 Diagrama Unifilar

En la Figura 18 se muestra el diagrama unifilar de la PCH el Amarillo con los equipos

electromecánicos seleccionados según las características de la central.

0

50

100

150

200

250

300

350

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

Tra

nsf

orm

ado

r d

e se

rvic

ios

auxi

liar

es (

kV

A)

Potencia de la central (MW)

Potencia de PCH vs Transf. serv. aux

Series1 Polinómica (Series1)

58

Figura 18 Diagrama unifilar propuesto.


4.5.3 Obra civil

De acuerdo a la evaluación realizada en el capítulo dos, se establece que existen elementos

que se pueden mantener o que se encuentran en condiciones de seguir operando;

componentes que con un adecuado mantenimiento pueden recuperar las propiedades para

poder cumplir con su función, y otros que definitivamente no pueden ser reutilizados.

Existen dos elementos, los cuales, de acuerdo a su capacidad y estado, se pueden mantener

como son:

- Canal de desviación.

- Tubería de presión.

Además, elementos que, con un mantenimiento adecuado, permitiría su reutilización como

son:

59

- Desarenador.

- Cámara de carga.

- Desfogue.

- Canal de descarga.

El resto de componentes no se pueden reutilizar debido a su mal estado, o por capacidad

ineficiente; por ello se deben volver a construir de acuerdo a los nuevos requerimientos de la

PCH.

4.6 Resultado

El resultado del análisis técnico realizado, determina que es factible la repotenciación de la

PCH “El Amarillo”, pues se incrementa la generación desde 370 kW hasta aproximadamente

3325 kW, a su vez aumentando la energía entregada.

La sustitución de la mayoría de los elementos que conforman actualmente la pequeña central,

pues estos ya han cumplido con su vida útil y además ya no es posible cumplir con las nuevas

prestaciones que se requerirán con la repotenciación.

Con la repotenciación, la PCH presenta un factor de planta anual de 0,66. Cabe mencionar

que, para el cálculo del factor de planta de la PCH, se toma en cuenta que los dos generadores

trabajan en conjunto.

60

CAPÍTULO V

5 EVALUACIÓN FINANCIERA.

5.1 Monto de inversión

El monto de la inversión para cumplir con la repotenciación de la PCH El Amarillo, se

establece de acuerdo al valor porcentual que representa los diferentes equipos y la obra civil

de la misma.

Para obtener dichos porcentajes, se tomaron en cuenta diferentes proyectos y estudios

similares realizados en el Ecuador, como se observa en el Anexo 25 determinando el valor

porcentual promedio que representan los mismos en el valor total del proyecto.

Del análisis realizado en el Anexo 25 se establece que el valor de los equipos representa el

42% del total de la inversión, y la obra civil el 58% restante.

De acuerdo, a la oferta que se presenta en la cotización solicitada a la empresa alemana

Wasserkraft Volk AG – WKV, el precio de los equipos y supervisión de montaje y puesta en

marcha es de EUR 1.630.000,00, en la Tabla 10 se presentan los valores en dólares de los

equipos y obra civil.

Tabla 10 Monto de inversión inicial.

Equipos 42% USD 1.842.796,50

Obra Civil 58% USD 2.544.814,21

Inversión inicial 100% USD 4.387.610,71

5.2 Fuentes de financiamiento.

La principal fuente de financiamiento para este proyecto es la Corporación Financiera

Nacional con sus siglas CFN, la cual ofrece créditos de hasta el 80% del valor total en

proyectos de generación eléctrica, a un plazo máximo de hasta 15 años [29].

Este tipo de crédito con una tasa nominal anual de interés del 7,75%, el cual corresponde

para proyectos que se empleen para el cambio de la matriz productiva, y los pagos

correspondientes se pueden realizar de forma mensual, trimestral, semestral o anual [29].

El 80% de la inversión inicial total que se podría financiar es de USD 3.501.023,00; pagando

un adicional de USD 2.170.634,26 correspondiente a intereses generados durante los 15 años.

61

En el Anexo 26 se presenta la simulación del crédito establecido con el sistema de

amortización alemana.

5.3 Costos de producción de energía

Para determinar el costo de producción de energía en USD/kWh, se utiliza la ecuación 7, la

cual establece el costo nivelado de electricidad [30].

𝐿𝐶𝑂𝐸 =∑ [𝐼𝑛𝑣𝑡+ 𝑂&𝑀𝑡]∗(1+𝑟)−𝑡

𝑡

∑ [𝐸𝑙𝑒𝑐𝑡∗(1+𝑟)−𝑡]𝑡 (7)

Donde:

- 𝐿𝐶𝑂𝐸, es el costo de producción de energía durante su vida útil.

- 𝐼𝑛𝑣𝑡, es la inversión en un año (incluyendo intereses).

- 𝑂&𝑀, es el costo de operación y mantenimiento en un año.

- 𝑟, es la tasa de descuento del 10%.

- 𝑡, es el tiempo de operación de la PCH.

- 𝐸𝑙𝑒𝑐𝑡, es la energía generada en un año.

Para determinar el monto de operación y mantenimiento, se toma el 2% de la inversión inicial

establecida para la PCH [30].

𝑂&𝑀 = 2% ∗ 𝐼𝑁𝑉𝑖 (8)

Donde:

- O&M, es el costo de operación y mantenimiento.

- INVi, es el monto de la inversión inicial.

𝑂&𝑀 = 87.752,21 𝑈𝑆𝐷

Además, es necesario conocer la cantidad de energía que se espera vender en un año de

operación, el cual es:

𝐸1𝑎ñ𝑜 = 19228174,53 𝑘𝑊ℎ

𝐸1𝑎ñ𝑜 = 19,2281 𝐺𝑊ℎ

Para el caso en el cual la inversión inicial es propia en su totalidad, se tiene que el valor de

kWh es de:

𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 = 0,01216 𝑈𝑆𝐷/𝑘𝑊ℎ

𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 = 1,216 ȼ/𝑘𝑊ℎ

62

Y cuando el proyecto se financia por medio de un crédito bancario, el cual cubre el 80% de

la inversión inicial, el costo de kWh es de:

𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 = 0,01593 𝑈𝑆𝐷/𝑘𝑊ℎ

𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 = 1,593 ȼ/𝑘𝑊ℎ

El costo de la energía es mayor cuando la inversión es financiada, debido al aumento del

interés que se deberá cancelar a la entidad financiera.

5.4 Precio de venta de energía

Se consideran dos precios de venta de energía, pues se presentan los casos en el que el monto

de inversión es propio en su totalidad o que el 80% de la inversión es financiada.

Para determinar el precio de venta, se toma en cuenta los valores de los costos de producción,

y una utilidad respecto a los costos.

Por lo tanto, cuando el monto de inversión es propio se recomienda el siguiente precio de

venta de la energía, el cual representa aproximadamente 115% del costo de producción.

𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜 𝑑𝑒 𝑣𝑒𝑛𝑡𝑎 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 = 0,0262 𝑈𝑆𝐷/𝑘𝑊ℎ

𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜 𝑑𝑒 𝑣𝑒𝑛𝑡𝑎 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 = 2,62 ȼ/𝑘𝑊ℎ

Y cuando el 80% de la inversión es financiada se recomienda el siguiente precio de venta de

la energía, el cual representa aproximadamente el 150% del costo de producción.

𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜 𝑑𝑒 𝑣𝑒𝑛𝑡𝑎 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 = 0,0398 𝑈𝑆𝐷/𝑘𝑊ℎ

𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜 𝑑𝑒 𝑣𝑒𝑛𝑡𝑎 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 = 3,98 ȼ/𝑘𝑊ℎ

Cabe mencionar que, los valores de precios de venta según las condiciones establecidas, son

menores al precio medio al cual la empresa distribuidora CNEL- EL ORO compra la

energía[31]:

𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜 𝑝𝑟𝑜𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑎 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑑𝑒 𝐶𝑁𝐸𝐿 − 𝐸𝐿 𝑂𝑅𝑂 = 0,0455 𝑈𝑆𝐷/𝑘𝑊ℎ

𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜 𝑝𝑟𝑜𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑎 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑑𝑒 𝐶𝑁𝐸𝐿 − 𝐸𝐿 𝑂𝑅𝑂 = 4,55 ȼ/𝑘𝑊ℎ

63

5.5 Impuestos

Se considera el impuesto a la renta (IR) y el impuesto al valor agregado (IVA), los cuales se

rigen de acuerdo a la Ley de Régimen Tributario Interno [32].

En el artículo 9 de dicha ley se indica que instituciones de carácter público, son exoneradas

del pago al impuesto a la renta [33], [34].

Además, en la misma ley, pero en el artículo 56 se establece que el impuesto al valor agregado

para los servicios públicos de energía eléctrica, se encuentran gravados con tarifa cero [33],

[34].

5.6 Amortización

Con la finalidad de determinar la base imponible, que será sujeta del impuesto a la renta, se

deducirán dichos gastos que se realicen con el objetivo de obtener, mantener y mejorar los

ingresos de fuente ecuatoriana que no estén exentos [33], [35]. Para lo cual se deduce que, la

depreciación y amortización, conforme a la naturaleza de los bienes, a la duración de su vida

útil, a la corrección monetaria, y la técnica contable, así como las que se concede por

obsolescencia y otros casos; no debe superar el 10% anual para instalaciones, maquinarias,

equipos y muebles [35].

La depreciación y amortización que correspondan a la adquisición de implementos para

producción de energía de fuente renovable o a la reducción del impacto ambiental, se

deducirán con el 100% adicional, previa autorización de la autoridad competente [33].

5.7 Estado de resultados

La proyección del estado de resultados para un periodo de 30 años, para los cuales se

establece la operación de la PCH El Amarillo, tomando en cuenta la afectación de los costos

y precios de venta debido a la inflación; por tal razón se considera el promedio de la inflación

anual de 2,79% [36].

En la Tabla 11 y Tabla 12 se presentan los estados de resultados sin financiamiento y con

financiamiento bancario respectivamente.

Tabla 11 Estado de Resultado sin financiamiento [USD].

0 1 2 3 … 28 29 30

Venta de

Energía

503.112,70

517.149,54

531.578,01 …

1.057.641,93

1.087.150,14

1.117.481,63

IVA

-

-

- …

-

-

-

64

Costo de

Energía

234.005,905

240.534,67

247.245,59 …

491.926,48

505.651,23

519.758,90

Utilidad Bruta

269.106,790

276.614,870

284.332,425 …

565.715,451

581.498,912

597.722,731

Amortización

877.522,143

877.522,143

877.522,143 …

-

-

-

Utilidad antes

de Intereses e

impuestos

-

608.415,352

-

600.907,273

-

593.189,718 …

565.715,451

581.498,912

597.722,731

Intereses

-

-

- …

-

-

-

Utilidad antes

de Impuestos

-

608.415,352

-

600.907,273

-

593.189,718 …

565.715,451

581.498,912

597.722,731

Utilidad de

Trabajadores

-

-

- …

-

-

-

Base

Imponible

-

608.415,352

-

600.907,273

-

593.189,718 …

565.715,451

581.498,912

597.722,731

22%IR

-

-

- …

-

-

-

Utilidad neta -

608.415,352

-

600.907,273

-

593.189,718 …

565.715,451

581.498,912

597.722,731

Amortización

877.522,143

877.522,143

877.522,143 …

-

-

-

Pago de

capital

-

-

- …

-

-

-

Inversión -

4.387.610,71 …

Flujo neto -

4.387.610,71

269.106,79

276.614,87

284.332,42 …

565.715,45

581.498,91

597.722,73

Tabla 12 Estado de resultado con financiamiento [USD].

0 1 2 3 … 28 29 30

Venta de

Energía

765.900,95

787.269,59

809.234,41 …

1.610.074,57

1.654.995,66

1.701.170,03

IVA

-

-

- …

-

-

-

Costo de

Energía

306.360,380

314.907,835

323.693,763 …

644.029,830

661.998,262

680.468,014

Utilidad Bruta

459.540,570

472.361,752

485.540,645 …

966.044,745

992.997,393

1.020.702,020

Amortización

877.522,143

877.522,143

877.522,143 …

-

-

-

Utilidad antes

de Intereses e

impuestos

-

417.981,573

-

405.160,391

-

391.981,498 …

966.044,745

992.997,393

1.020.702,020

Intereses

271.329,280

253.240,660

235.152,040 …

-

-

-

Utilidad antes

de Impuestos

-

689.310,853

-

658.401,051

-

627.133,538 …

966.044,745

992.997,393

1.020.702,020

Utilidad de

Trabajadores

-

-

- …

-

-

-

Base Imponible -

689.310,853

-

658.401,051

-

627.133,538 …

966.044,745

992.997,393

1.020.702,020

25%IR

-

-

- …

-

-

-

Utilidad neta -

689.310,853

-

658.401,051

-

627.133,538 …

966.044,745

992.997,393

1.020.702,020

65

Amortización

877.522,143

877.522,143

877.522,143 …

-

-

-

Pago de capital

233.401,530

233.401,530

233.401,530 …

-

-

-

Inversión -

4.387.610,71 …

Flujo neto -

4.387.610,71

-

45.190,24

-14.280,44

16.987,07 …

966.044,74

992.997,39

1.020.702,02

5.8 Costo medio del capital

El costo medio del capital, también conocido como WACC por sus siglas en inglés, sirve

para valorar cuánto cuesta financiarse con capital propio, con financiamiento bancario o

combinación de ambas, y por lo tanto determinar la rentabilidad mínima esperada por las

partes inversionistas del proyecto [37], [38].

La ecuación 8, se emplea para el cálculo del WACC es la siguiente:

𝑊𝐴𝐶𝐶 = 𝑘𝑒 (𝑃

𝐷+𝑃) + 𝑘𝑑(1 − 𝑇𝐼) (

𝐷

𝐷+𝑃) (8)

Donde:

- 𝑃 Capital propio.

- 𝐷 Monto financiado.

- 𝑃

𝐷+𝑃 Porcentaje de capital propio.

- 𝐷

𝐷+𝑃 Porcentaje del monto financiado.

- 𝑘𝑒 Costo del capital propio

- 𝑘𝑑 Costo de la deuda.

- 𝑇𝐼 Tasa de impuestos.

El costo de capital propio (ke), el cual se determina por medio de la ecuación 9.

𝑘𝑒 = 𝑅𝐹10𝑎 + 𝛽 ∗ 𝑃𝑅𝑀 (9)

- 𝑅𝐹10𝑎 Bono del país a 10 años (0,54)

- 𝛽 Riesgo del tipo de empresa (1,04 para empresas de energía verde y renovable)

- 𝑃𝑅𝑀 Prima de riesgo del mercado (14,99%)

De esta forma se calcula el WACC, para cuando la inversión es totalmente propia, en donde

el costo del capital toma el valor del bono debido a que, al ser una empresa pública, la prima

de riesgo del mercado se elimina, y además no existen intereses por préstamos.

66

Para el caso en el que el monto de la inversión se cubre por medio del 20% de capital propio

y 80% por financiamiento bancario, se determina el valor del costo de capital, tomando en

cuenta el costo de la deuda o interés de 7,75% del crédito bancario.

En la Tabla 13, se muestra los resultados del WACC debido a los diferentes financiamientos

para la inversión.

Tabla 13 Resultado del Costo de Capital.

Costo de Capital

Capital sin

financiamiento

Capital con

financiamiento

0,54% 6,31%

5.9 Valor actual neto

Valor actual neto (VAN), puede ser calculado empleando una función en el programa Excel,

y que determina que tan viable puede ser una inversión de acuerdo a su rentabilidad y

ganancias, los resultados más comunes que se dan del VAN, son que sea positivo o negativo

[39].

Al ser el resultado mayor que cero, significa que la inversión es aceptable; siendo contrario

cuando el resultado es menor a cero [40].

En la Tabla 14, se presentan los resultados del valor actual neto, cuando la inversión se realiza

con capital propio y cuando se realiza con el 80% por financiamiento bancario.

Tabla 14 Resultado valor actual neto.

Valor Actual Neto

Capital sin

financiamiento

Capital con

financiamiento

6.884.894,96 121.861,52

5.10 Tasa interna de retorno

La tasa interna de retorno o TIR, es un indicador similar al VAN, que además puede ser

calculado por medio de una función en el programa Excel, esta tasa se emplea para la

evaluación de proyectos de inversión, y de la misma forma determinar si será rentable [41].

Para que el proyecto sea rentable, es necesario que el TIR sea mayor al WACC, ya que esto

indica que la inversión genera mayor rentabilidad que la necesaria para financiar el proyecto

[40].

67

En la Tabla 15, se presentan los resultados del TIR, con inversión propio, y cuando es

financiada por una institución bancaria.

Tabla 15 Resultado de Tasa Interna de Retorno.

Tasa Interna de Retorno

Capital sin

financiamiento

Capital con

financiamiento

7,169% 6,463%

5.11 Resultado

Los resultados presentados en la Tabla 16, sirven para analizar la viabilidad del proyecto,

tanto en el escenario de cubrir la totalidad de la inversión con capital propio, o en el de

financiar el 80% del monto total por medio de un crédito bancario.

Tabla 16 Resultados de WACC, VAN y TIR.

Resultados

Capital sin

Financiamiento

Capital con

Financiamiento

WACC 0,54% 6,31%

VAN 6884894,96 121861,52

TIR 7,169% 6,463%

De acuerdo a los valores indicados en la Tabla 16, se tiene que tanto en el caso de que la

inversión sea con capital propio, y con el 80% de financiamiento, sean rentables; pues ambos

escenarios presentan VAN positivo, y el TIR es mayor al WACC respectivos.

En el Anexo 27 y Anexo 28, se presentan los estados de resultados respectivos a los

diferentes escenarios planteados para el análisis.

68

CAPÍTULO VI

6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.

6.1 Conclusiones.

Aprovechando los recursos hídricos del río Amarillo se ha llevado el proyecto a nivel de

prefactibilidad, determinando que la repotenciación de la PCH “El Amarillo” resultaría

rentable y técnicamente viable.

Se valoró el estado de operación y funcionalidad de la maquinaria e infraestructura,

aplicando una evaluación multicriterio a cada uno de los elementos y equipos que

conforman la PCH, la cual ayudó a detectar directamente el estado y los problemas de los

equipos. Con la ayuda del personal que opera la central se asignó el peso de cada parámetro

a evaluar, determinando si el equipo deberá ser reemplazado o no. Tomando en cuenta que

el estado actual de la central en términos de maquinaria e infraestructura se encuentra

mayormente inactiva, esto es debido a la antigüedad de la central, al deterioro de los equipos

y a su tecnología obsoleta al día de hoy. Siendo los equipos electromecánicos los que

deberán reemplazarse en su totalidad.

El estudio hidrológico del río Amarillo es de gran importancia debido a que es la base de la

cual se parte para la determinación de las características técnicas con las que contará la

PCH. Los registros de los caudales medios diarios se los obtuvo de la estación de aforo

H0588 con el nombre “Amarillo en Portovelo” perteneciente al INAMHI. Fueron

analizados los datos de 30 años comprendidos entre 1964 - 2015, significando una

estadística importante que describe el comportamiento del río. Se determinó que la curva

de caudales medios del año 1970 sería la adecuada para realizar el estudio, obteniendo así

los valores de interés, como caudal medio, ecológico y de diseño. Considerando las

restricciones del canal de desviación se estableció que el caudal de diseño es de 7,5 𝑚3 𝑠⁄ .

En el estudio técnico se pudo determinar el equipo electromecánico adecuado que se acople

a las características hídricas actuales de la PCH, en la cual se determinó la utilización de

dos turbinas tipo Francis, debido a su disponibilidad en el mercado y a que estas se ajustan

a los datos técnicos y características del lugar.

En los datos históricos la PCH “El Amarillo” proporcionaba energía eléctrica a la industria

minera del cantón Portovelo, generando efectos positivos en la zona, mejorando el nivel de

la calidad de vida de su población. Sin embargo, con el pasar de los años y el deterioro de

la central, esta ha quedado en abandono. Por lo tanto, se considera beneficiosa la

69

repotenciación de la PCH, tomando en cuenta que el proyecto generará empleo mediante la

contratación de mano de obra local.

Las condiciones topográficas del sitio son propicias para llevar acabo la ejecución de las

obras civiles necesarias, debido a la existencia de desniveles en el terreno, se puede

aprovechar esto, desviando el agua hasta un sitio estratégico, con la finalidad de provocar

un salto de agua, en este caso de 50 m de altura.

La evaluación técnica determina que es viable la repotenciación de la PCH “El Amarillo”,

aumentando su capacidad de generación a una potencia de 3,3 MW aproximadamente.

Además, es necesaria la sustitución de la mayoría de los elementos que conforman

actualmente la pequeña central, debido al cumplimiento de su vida útil y a mayores

requerimientos tecnológicos de los sistemas eléctricos en la actualidad. Con la

repotenciación, la PCH presenta un factor de planta anual de 0,66, de acuerdo a la energía

que se pueda generar y la capacidad instalada en la central.

El análisis financiero, presenta resultados favorables de rentabilidad en la inversión de USD

4.387.610,71 para la ejecución del proyecto, el cual puede ser con capital propio o

financiado el 80% con crédito bancario al 7,75% de interés anual.

Los resultados de WACC, VAN y TIR, indican que la inversión es factible, pues en ambos

casos el valor del VAN es positivo, y el TIR es mayor que el WACC; sin embargo, el

escenario con mayor rentabilidad seria aquel en que la inversión se realice con capital

propio, ya que se disminuyen costos por intereses, por lo tanto, el costo para producir

energía es significativamente menor.

6.2 Recomendaciones.

Con los resultados determinados mediante el estudio de prefactibilidad se recomienda al

GAD Municipal de Portovelo realizar la inversión para la repotenciación de la PCH “El

Amarillo” ya que el proyecto es viable según los estudios técnicos y financieros.

Se recomienda que la entidad interesada, en este caso el GAD de Portovelo, coloque su

propia estación de aforo, con el fin de llevar un registro más riguroso del comportamiento

del río, y en conjunto con los datos proporcionados por el INAMHI, se puede obtener los

datos necesarios y con mayor precisión para determinar el caudal de diseño real de la PCH.

Es recomendable fomentar la investigación y el desarrollo de equipos electromecánicos, tal

cómo, turbinas hidráulicas, generadores, u otros equipos utilizados en las PCH, ya que la

mayoría de estos equipos no se los encuentra en el país.

70

Los estudios de altura y caudal son los factores más importantes a considerar ya que de

estos depende el dimensionamiento y el diseño de la PCH, por lo tanto, se recomienda

realizarlos con mucho cuidado y precisión.

Al estar el cantón Portovelo, en una zona rodeada por varias cuencas hidrográficas y con

características geográficas aptas para la construcción de diferentes tipos de centrales, se

recomienda al GAD Municipal, que se realicen estudios para el aprovechamiento de dichos

recursos hídricos para la generación de energía eléctrica.

71

Referencias:

[1] V. Muñoz, Historia del Cantón Protovelo. 2015.

[2] G. Mora and R. Rodríguez, Explotación Minera Cantones Zaruma y Portovelo

Provincia de El Oro, Historia y Actualidad. 2008.

[3] A. Escriva, “Introducción a la Tecnología Energética - Universidad Politécnica de

Valencia,” 2014.

[4] J. E. Bonilla Aguilar and R. V. Ronquillo Ronquillo, “REPOTENCIACIÓN DE LA

PEQUEÑA CENTRAL HIDROELÉCTRICA PARA UNA GENERACIÓN DE

ENERGÍA EN LA PEQUEÑA CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE ULBA EN EL

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[5] C. de E. R. Subsecretaría de energía renovable, Pequeños Aprovechamientos

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[6] S. Rojas, T. Miranda, and I. Montero, “Aprovechamientos hidroeléctricos energía

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[7] D. C. Navarro Mora and J. M. Liévano Hurtado, “Guía Para Estudios De

Prefactibilidad De PCH,” 2004.

[8] J. C. Villagrán Fante, “Metodología para la rehabilitación y repotenciación de

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[9] C. G. Santiana Espín, “Estudio de factibilidad para la repotenciación de la Mini

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[10] OLADE, “Desarrollo de Pequeñas Centrales Hidroeléctricas en Latinoamérica y El

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[11] A. Castro, “Minicentrales hidroeléctricas,” Madrid, España, 2006.

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[13] C. A. Z. Arévalo, “Analisis de Viabilidad de Pequeñas Centrales Hidroeléctricas en

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[14] R. Ortiz, Pequeñas centrales Hidroeléctricas, Ediciones. Bogotá - Colombia, 2013.

[15] G. Enriquez Harper, Fundamentos de Instalaciones Eléctricas de mediana y alta

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[16] I. Anibal Ruben Mantilla Guerra and I. Jaime Fabian Naranjo Anda, “Desarrollo de

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[17] R. H. (Escuela P. N. Galárraga Sánchez, “ESTADO Y GESTIÓN DE LOS

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[19] ARCONEL, “Balance Nacional de Energía Eléctrica,” 2018. .

[20] ARCONEL, “Balance Nacional de Energía Eléctrica,” 2018. [Online]. Available:

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72

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[33] R. Oficial, “Ley de régimen tributario interno, Impuesto a la renta,” no. 183, p. 117,

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[34] O. Registro, “Codigo organico de la produccion, comercio e inversiones, copci,” pp.

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[35] R. Oficial, “Reglamento para aplicación ley de régimen tributario interno.,” no. 44,

pp. 1–18, 2016.

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[37] J. Duque, “Costo Promedio de Capital,” pp. 1–12, 2019.

[38] A. Alcocer, “Qué es el WACC y cómo se calcula Inversión,” pp. 1–3, 2019.

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[41] J. Duque, “Tasa Interna de Retorno,” pp. 1–13, 2019.

[42] J. A. Twyman and C. J. Twyman, “Golpe de Ariete en redes de tuberías,” Tecnol. en

breve, p. 7, 2009.

73

Anexos:

Anexo 1 Evaluación de estado actual.


ESTUDIO DE PREFACTIBILIDAD PARA LA REPOTENCIACIÓN DE LA PEQUEÑA CENTRAL HIDROELÉCTRICA EL AMARILLO SITUADA EN EL CANTÓN PORTOVELO

Ficha de Evaluación de Estado

Instalación / Equipo: Año de Construcción /Fabricación:

1. idem

Factores Ponderación Escala de Calificación

F1 Factor Operativo 0,50 1 Muy Malo

F2 Factor Físico 0,25 2 Malo

F3 Factor Seguridad 0,15 3 Regular

F4 Factor Mantenimiento 0,10 4 Bueno

TOTAL 100% 5 Muy Bueno

2. Calificación

Factor Calificación Pond. X Imp. F Elección

F1 0,50

F2 0,25

F3 0,15

F4 0,10

TOTAL

3. Observaciones:

4. Registro Fotográfico:

74

Anexo 2 Ficha de evaluación de grupo de generación uno.



Ficha de evaluación de estado

Instalación / equipo: Grupo de generación 1 Año de construcción /fabricación: ------

1. Factores de interés

Factores Ponderación Escala de calificación

F1 Factor operativo 0,50 1 Muy malo

F2 Factor físico 0,25 2 Malo

F3 Factor seguridad 0,15 3 Regular

F4 Factor mantenimiento 0,10 4 Bueno

Total 100% 5 Muy bueno

2. Calificación

Factor Calificación Pond. X imp. F Elección

F1 0,50 3 0,30

F2 0,25 2 0,10

Reemplazo del componente F3 0,15 2 0,06

F4 0,10 1 0,02

Total 48%

3. Observaciones:

Generador marca General Electric de 280 kVA a 1200 rpm Turbina Pelton, marca Worthington (mal estado)

Control de velocidad mecánico - no funciona

4. Registro fotográfico:

75

Anexo 3 Ficha de evaluación de grupo de generación dos.




Instalación / equipo: Grupo de generación 2 Año de construcción /fabricación: ------








2. Calificación


F1 0,50 1 0,10

F2 0,25 2 0,10


F4 0,10 1 0,02

Total 28%

3. Observaciones:

Generador marca General Electric de 280 kVA a 1200 rpm Turbina Pelton, marca Worthington (mal estado)

Control de velocidad mecánico - no funciona


76

Anexo 4 Ficha de evaluación de grupo de generación tres.




Instalación / equipo: Grupo de generación 3 Año de construcción /fabricación: 1952-1953








2. Calificación


F1 0,50 3 0,30

F2 0,25 3 0,15


F4 0,10 3 0,06

Total 63%

3. Observaciones:

Potencia de 750 kVA - 900 rpm Actualmente en funcionamiento con caudal reducido - menor potencia generada

Control de velocidad mecánico - operativo


77

Anexo 5 Ficha de evaluación de grupo de protección uno.




Instalación / equipo: Grupo de protecciones 1 Año de construcción /fabricación: 1922








2. Calificación


F1 0,50 2 0,20

F2 0,25 2 0,10


F4 0,10 1 0,02

Total 35%

3. Observaciones:

Marca General Electric (tecnología obsoleta) Compuesto por seccionador e interruptor

Operativo únicamente interruptor


78

Anexo 6 Ficha de evaluación de grupo de protección dos.




Instalación / equipo: Grupo de protecciones 2 Año de construcción /fabricación: 1922








2. Calificación


F1 0,50 2 0,20

F2 0,25 2 0,10


F4 0,10 1 0,02

Total 35%

3. Observaciones:

Marca General Electric (tecnología obsoleta) Compuesto por seccionador e interruptor

Operativo únicamente interruptor


79

Anexo 7 Ficha de evaluación de grupo de protección tres.




Instalación / equipo: Grupo de protecciones 3 Año de construcción /fabricación: -----








2. Calificación


F1 0,50 3 0,30

F2 0,25 3 0,15


F4 0,10 3 0,06

Total 57%

3. Observaciones:

Compuesto por seccionador e interruptor Operativo seccionador e interruptor

Seccionador tipo cuchilla


80

Anexo 8 Ficha de evaluación de grupo de medición uno.




Instalación / equipo: Grupo de medición 1 Año de construcción /fabricación: 1922








2. Calificación


F1 0,50 1 0,10

F2 0,25 2 0,10


F4 0,10 1 0,02

Total 28%

3. Observaciones:

Marca General Electric Equipos analógicos antiguos en mal estado


81

Anexo 9 Ficha de evaluación de grupo de medición dos.




Instalación / equipo: Grupo de medición 2 Año de construcción /fabricación: 1922








2. Calificación


F1 0,50 1 0,10

F2 0,25 1 0,05


F4 0,10 1 0,02

Total 20%

3. Observaciones:

Equipos analógicos antiguos en mal estado. Alto riesgo eléctrico.


82

Anexo 10 Ficha de evaluación de grupo de generación tres.




Instalación / equipo: Grupo de medición 3 Año de construcción /fabricación: -----








2. Calificación


F1 0,50 1 0,10

F2 0,25 2 0,10


F4 0,10 3 0,06

Total 32%

3. Observaciones:

Equipos analógicos


83

Anexo 11 Ficha de evaluación de azud.




Instalación / equipo: Azud Año de construcción /fabricación: 1925








2. Calificación


F1 0,50 2 0,20

F2 0,25 2 0,10


F4 0,10 4 0,08

Total 47%

3. Observaciones:

Construcción en hormigón Presencia de abundantes sedimentos


84

Anexo 12 Ficha de evaluación de toma de agua.




Instalación / equipo: Captación de agua Año de construcción /fabricación: 1925








2. Calificación


F1 0,50 3 0,30

F2 0,25 2 0,10


F4 0,10 4 0,08

Total 54%

3. Observaciones:

Compuertas manuales En épocas de crecidas, el nivel del agua sobrepasa su altura.


85

Anexo 13 Ficha de evaluación de canal de desviación.




Instalación / equipo: Canal de desviación Año de construcción /fabricación: 1924








2. Calificación


F1 0,50 4 0,40

F2 0,25 4 0,20

Mantenimiento del componente

F3 0,15 3 0,09

F4 0,10 4 0,08

Total 77%

3. Observaciones:

Recorrido aproximado de 4,7 km Construcción de hormigón

Dimensiones internas 1m (altura) x 1,5m (ancho)


86

Anexo 14 Ficha de evaluación de desarenador.




Instalación / equipo: Desarenador Año de construcción /fabricación: 1924








2. Calificación


F1 0,50 4 0,40

F2 0,25 3 0,15


F3 0,15 1 0,03

F4 0,10 4 0,08

Total 66%

3. Observaciones:

Libre acceso, sin seguridad adecuada


87

Anexo 15 Ficha de evaluación de cámara de carga.




Instalación / equipo: Cámara de carga Año de construcción /fabricación: 1924








2. Calificación


F1 0,50 4 0,40

F2 0,25 3 0,15


F3 0,15 2 0,06

F4 0,10 4 0,08

Total 69%

3. Observaciones:

Construcción de hormigón Dimensiones 4m (ancho) x 1,5m (largo) x 3m (profundidad)


88

Anexo 16 Ficha de evaluación de tubería de presión.




Instalación / equipo: Tubería de presión Año de construcción /fabricación: 1924








2. Calificación


F1 0,50 4 0,40

F2 0,25 4 0,20


F3 0,15 4 0,12

F4 0,10 5 0,10

Total 82%

3. Observaciones:

Diferencia de altura: 55m Construida en acero - diámetro 60”

Longitud aproximada: 170m Final en 4 tuberías de 16” c/u.


89

Anexo 17 Ficha de evaluación de desfogue y canal de descarga.




Instalación / equipo: Desfogue y canal de descarga Año de construcción /fabricación: 1924








2. Calificación


F1 0,50 4 0,40

F2 0,25 3 0,15


F3 0,15 2 0,06

F4 0,10 4 0,08

Total 69%

3. Observaciones:

Abundancia de sedimentos Longitud aproximada: 200m


90

Anexo 18 Ficha de evaluación de transformador de potencia.




Instalación / equipo: Transformador de potencia Año de construcción /fabricación: -----








2. Calificación


F1 0,50 3 0,30

F2 0,25 3 0,15


F4 0,10 2 0,04

Total 55%

3. Observaciones:

Voltaje 2300/13800 v Perdida de aceite – sin deposito

Propiedad de CNEL-EP, código #019359


91

Anexo 19 Ficha de evaluación de transformador de servicios auxiliares.




Instalación / equipo: Transformador de servicios auxiliares Año de construcción /fabricación: -----








2. Calificación


F1 0,50 3 0,30

F2 0,25 2 0,10


F4 0,10 2 0,04

Total 50%

3. Observaciones:

Potencia de 5 kW Voltaje 2300/110-220 v


92

Anexo 20 Ficha de Evaluación de línea de media tensión.




Instalación / equipo: Líneas de transmisión Año de construcción /fabricación: -----








2. Calificación


F1 0,50 5 0,50

F2 0,25 4 0,20

Conservación del componente F3 0,15 5 0,15

F4 0,10 4 0,08

Total 93%

3. Observaciones:

Conductor tipo acsr 4/0 13.8 kV

Propiedad de CNEL-EP


93

Anexo 21 Ficha de evaluación de puente grúa.




Instalación / equipo: Puente grúa Año de construcción /fabricación: 1922








2. Calificación


F1 0,50 3 0,30

F2 0,25 4 0,20


F4 0,10 2 0,04

Total 63%

3. Observaciones:

Capacidad de 3000 kg Recorrido de 8,5 metros

Tipo mecánico


94

Anexo 22 Ficha de Evaluación de instalación civil.




Instalación / equipo: Instalación civil Año de construcción /fabricación: 1924








2. Calificación


F1 0,50 3 0,30

F2 0,25 3 0,15


F4 0,10 3 0,06

Total 57%

3. Observaciones:

Sin remodelación o reparaciones desde su construcción Techo, piso en mal estado

Dimensiones: 26 m (largo) x 9 m (ancho) x 3,5 m (altura)


95

Anexo 23 Determinar caudal actual – método del flotador.



Determinar caudal actual

Método del flotador

Ancho interno del canal 1,5 Altura interna del canal 1

Altura del agua 0,65 Distancia recorrida 18

Sección transversal 0,975

Tiempo Velocidad

1 19,75 0,911392

2 19,76 0,910931

3 19,69 0,91417

4 19,74 0,911854

5 19,7 0,913706

6 19,82 0,908174

7 19,74 0,911854

8 19,66 0,915565

19,7325 0,912206

Caudal 0,889401 [m3/s]

96

Anexo 24 Caudales medios diarios del año 1970.



Caudales medios diarios del año 1970

Ordenados de mayor a menor

Día 1970 Día 1970

1 10,578 60 47,314

2 11,624 61 47,314

3 13,5 57 46,484

4 11,624 36 44,852

5 9,591 35 44,048

6 8,662 26 41,691

7 8,365 58 41,691

8 8,662 62 41,691

9 9,591 136 41,691

10 9,591 33 40,922

11 9,591 32 40,162

12 14,707 27 38,668

13 22,767 37 38,668

14 23,308 63 38,668

15 28,954 59 37,934

16 21,19 34 37,208

17 20,176 64 35,08

18 16,415 38 34,388

19 26,128 139 34,388

20 30,406 31 33,028

21 26,715 56 33,028

22 23,856 137 33,028

23 25,548 28 32,36

24 27,914 25 31,701

25 31,701 65 31,701

26 41,691 20 30,406

27 38,668 74 30,406

28 32,36 71 29,771

29 27,914 72 29,144

30 28,525 75 29,144

31 33,028 140 29,144

32 40,162 15 28,954

33 40,922 30 28,525

34 37,208 70 28,525

35 44,048 138 27,934

36 44,852 24 27,914

37 38,668 29 27,914

38 34,388 39 27,914

39 27,914 40 27,914

40 27,914 66 27,914

97

41 24,413 73 27,914

42 22,234 141 27,914

43 20,176 21 26,715

44 18,237 19 26,128

45 17,771 67 26,128

46 16,86 76 26,128

47 15,547 23 25,548

48 22,234 49 25,548

49 25,548 69 25,548

50 21,19 135 25,548

51 20,679 41 24,413

52 22,234 77 24,413

53 22,234 22 23,856

54 19,68 68 23,856

55 22,234 121 23,856

56 33,028 14 23,308

57 46,484 78 23,308

58 41,691 142 23,308

59 37,934 13 22,767

60 47,314 123 22,767

61 47,314 126 22,767

62 41,691 127 22,767

63 38,668 42 22,234

64 35,08 48 22,234

65 31,701 52 22,234

66 27,914 53 22,234

67 26,128 55 22,234

68 23,856 79 22,234

69 25,548 111 22,234

70 28,525 134 22,234

71 29,771 143 22,234

72 29,144 144 21,708

73 27,914 16 21,19

74 30,406 50 21,19

75 29,144 122 21,19

76 26,128 124 21,19

77 24,413 128 21,19

78 23,308 129 21,19

79 22,234 51 20,679

80 20,679 80 20,679

81 20,176 112 20,679

82 19,192 17 20,176

83 18,237 43 20,176

84 17,771 81 20,176

85 18,771 108 20,176

86 17,312 109 20,176

87 17,771 125 20,176

88 17,312 133 20,176

89 15,978 145 20,176

90 15,547 54 19,68

98

91 15,547 82 19,192

92 14,707 114 19,192

93 15,978 85 18,771

94 15,547 113 18,711

95 14,707 116 18,711

96 13,895 130 18,711

97 13,5 148 18,711

98 13,111 44 18,237

99 12,729 83 18,237

100 12,354 102 18,237

101 13,895 147 18,237

102 18,237 149 18,237

103 14,707 45 17,771

104 15,547 84 17,771

105 16,415 87 17,771

106 15,547 107 17,771

107 17,771 115 17,771

108 20,176 146 17,771

109 20,176 86 17,312

110 16,128 88 17,312

111 22,234 117 17,312

112 20,679 131 17,312

113 18,711 46 16,86

114 19,192 150 16,86

115 17,771 18 16,415

116 18,711 105 16,415

117 17,312 120 16,415

118 15,978 154 16,415

119 15,978 110 16,128

120 16,415 89 15,978

121 23,856 93 15,978

122 21,19 118 15,978

123 22,767 119 15,978

124 21,19 132 15,978

125 20,176 151 15,978

126 22,767 47 15,547

127 22,767 90 15,547

128 21,19 91 15,547

129 21,19 94 15,547

130 18,711 104 15,547

131 17,312 106 15,547

132 15,978 155 15,124

133 20,176 12 14,707

134 22,234 92 14,707

135 25,548 95 14,707

136 41,691 103 14,707

137 33,028 152 14,707

138 37,934 153 14,707

139 34,388 156 14,707

140 29,144 96 13,895

99

141 27,914 101 13,895

142 23,308 157 13,895

143 22,234 3 13,5

144 21,708 97 13,5

145 20,176 158 13,5

146 17,771 98 13,111

147 18,237 99 12,729

148 18,711 159 12,729

149 18,237 100 12,354

150 16,86 160 12,354

151 15,978 161 12,354

152 14,707 162 12,354

153 14,707 163 11,986

154 16,415 2 11,624

155 15,124 4 11,624

156 14,707 164 11,624

157 13,895 165 11,269

158 13,5 166 10,92

159 12,729 1 10,578

160 12,354 167 10,243

161 12,354 168 10,243

162 12,354 169 9,914

163 11,986 170 9,914

164 11,624 364 9,914

165 11,269 5 9,591

166 10,92 9 9,591

167 10,243 10 9,591

168 10,243 11 9,591

169 9,914 171 9,591

170 9,914 365 9,275

171 9,591 172 8,966

172 8,966 362 8,966

173 8,662 363 8,966

174 8,662 6 8,662

175 8,365 8 8,662

176 8,365 173 8,662

177 8,365 174 8,662

178 7,789 361 8,662

179 7,511 7 8,365

180 7,238 175 8,365

181 7,238 176 8,365

182 6,971 177 8,365

183 6,971 355 8,365

184 6,711 356 8,365

185 6,711 359 8,365

186 6,456 360 8,365

187 6,208 178 7,789

188 6,208 351 7,789

189 5,965 354 7,789

190 5,965 357 7,789

100

191 5,965 358 7,789

192 5,728 179 7,511

193 5,728 180 7,238

194 5,496 181 7,238

195 5,496 183 6,971

196 5,271 352 6,971

197 5,271 353 6,971

198 5,271 182 6,791

199 5,271 184 6,711

200 4,837 185 6,711

201 4,837 339 6,711

202 4,837 341 6,711

203 4,628 186 6,456

204 4,628 187 6,208

205 4,628 188 6,208

206 4,425 338 6,208

207 4,425 340 6,208

208 4,425 342 6,208

209 4,227 343 6,208

210 4,227 189 5,965

211 4,227 190 5,965

212 4,035 191 5,965

213 4,035 344 5,965

214 4,035 348 5,965

215 3,848 349 5,965

216 3,848 350 5,965

217 3,666 192 5,728

218 3,666 193 5,728

219 3,666 345 5,728

220 3,318 346 5,728

221 3,318 347 5,728

222 3,49 194 5,496

223 3,318 195 5,496

224 3,318 196 5,271

225 2,992 197 5,271

226 3,666 198 5,271

227 3,666 199 5,271

228 3,318 337 5,271

229 3,318 200 4,837

230 3,152 201 4,837

231 3,152 202 4,837

232 3,152 203 4,628

233 2,992 204 4,628

234 2,992 205 4,628

235 2,992 336 4,628

236 2,992 206 4,425

237 2,992 207 4,425

238 2,836 208 4,425

239 2,836 209 4,227

240 2,836 210 4,227

101

241 2,836 211 4,227

242 2,685 212 4,035

243 2,685 213 4,035

244 2,685 214 4,035

245 2,685 306 4,035

246 2,685 215 3,848

247 2,685 216 3,848

248 2,685 304 3,848

249 2,539 305 3,848

250 2,539 307 3,848

251 2,539 334 3,848

252 2,398 335 3,848

253 2,398 217 3,666

254 2,398 218 3,666

255 2,398 219 3,666

256 2,398 226 3,666

257 2,398 227 3,666

258 2,398 273 3,666

259 2,261 308 3,666

260 2,261 309 3,666

261 2,261 222 3,49

262 2,261 285 3,49

263 2,261 220 3,318

264 2,261 221 3,318

265 2,398 223 3,318

266 3,318 224 3,318

267 2,836 228 3,318

268 2,836 229 3,318

269 2,836 266 3,318

270 2,836 274 3,318

271 2,685 275 3,318

272 2,685 284 3,318

273 3,666 286 3,318

274 3,318 301 3,318

275 3,318 310 3,318

276 2,992 311 3,318

277 2,992 333 3,318

278 2,836 230 3,152

279 2,836 231 3,152

280 2,836 232 3,152

281 2,836 283 3,152

282 2,992 302 3,152

283 3,152 312 3,152

284 3,318 225 2,992

285 3,49 233 2,992

286 3,318 234 2,992

287 2,992 235 2,992

288 2,836 236 2,992

289 2,685 237 2,992

290 2,685 276 2,992

102

291 2,685 277 2,992

292 2,539 282 2,992

293 2,539 287 2,992

294 2,398 303 2,992

295 2,398 313 2,992

296 2,261 314 2,992

297 2,13 331 2,992

298 2,398 238 2,836

299 2,398 239 2,836

300 2,836 240 2,836

301 3,318 241 2,836

302 3,152 267 2,836

303 2,992 268 2,836

304 3,848 269 2,836

305 3,848 270 2,836

306 4,035 278 2,836

307 3,848 279 2,836

308 3,666 280 2,836

309 3,666 281 2,836

310 3,318 288 2,836

311 3,318 300 2,836

312 3,152 315 2,836

313 2,992 316 2,836

314 2,992 317 2,836

315 2,836 318 2,836

316 2,836 319 2,836

317 2,836 320 2,836

318 2,836 332 2,836

319 2,836 242 2,685

320 2,836 243 2,685

321 2,685 244 2,685

322 2,685 245 2,685

323 2,685 246 2,685

324 2,398 247 2,685

325 2,398 248 2,685

326 2,261 271 2,685

327 2,261 272 2,685

328 2,261 289 2,685

329 2,13 290 2,685

330 2,13 291 2,685

331 2,992 321 2,685

332 2,836 322 2,685

333 3,318 323 2,685

334 3,848 249 2,539

335 3,848 250 2,539

336 4,628 251 2,539

337 5,271 292 2,539

338 6,208 293 2,539

339 6,711 252 2,398

340 6,208 253 2,398

103

341 6,711 254 2,398

342 6,208 255 2,398

343 6,208 256 2,398

344 5,965 257 2,398

345 5,728 258 2,398

346 5,728 265 2,398

347 5,728 294 2,398

348 5,965 295 2,398

349 5,965 298 2,398

350 5,965 299 2,398

351 7,789 324 2,398

352 6,971 325 2,398

353 6,971 259 2,261

354 7,789 260 2,261

355 8,365 261 2,261

356 8,365 262 2,261

357 7,789 263 2,261

358 7,789 264 2,261

359 8,365 296 2,261

360 8,365 326 2,261

361 8,662 327 2,261

362 8,966 328 2,261

363 8,966 297 2,13

364 9,914 329 2,13

365 9,275 330 2,13

104

Anexo 25 Determinación de porcentajes para establecer el monto de inversión.



Determinar porcentajes para establecer monto de inversión

Nombre del

proyecto Potencia(MW) % Equipos % Obra civil

Rio Luis 14,806 49,5 50,5

Caluma Bajo 16 36,3 63,7

Caluma Alto 3,34 37,8 62,2

La Merced 1 46 54

Rio Cristal 5,73 42,56 57,44

Promedio 42% 58%

105

Anexo 26 Simulación de crédito CFN.

106

Anexo 27 Resultados con capital propio.

2. Producción de Energía

1 2 3 4 5 6 7 8

19.228.174,53 19.228.174,53 19.228.174,53 19.228.174,53 19.228.174,53 19.228.174,53 19.228.174,53 19.228.174,53

9 10 11 12 13 14 15 16

19.228.174,53 19.228.174,53 19.228.174,53 19.228.174,53 19.228.174,53 19.228.174,53 19.228.174,53 19.228.174,53

17 18 19 20 21 22 23 24

19.228.174,53 19.228.174,53 19.228.174,53 19.228.174,53 19.228.174,53 19.228.174,53 19.228.174,53 19.228.174,53

25 26 27 28 29 30

19.228.174,53 19.228.174,53 19.228.174,53 19.228.174,53 19.228.174,53 19.228.174,53

1. Inversión Inicial

Edificaciones 2.544.814,21

Maquinaria 1.752.352,50

Asistencia Tec (Supervisión de Mon y Puesta en Marcha) 90.444,00

Total 4.387.610,71 USD

107

4. Costos de Producción de Energía

0,0122 USD/kWh

O&M Inv I/t Int T/t Energía

87.752,21 146.253,69 $ 0,00 19.228.174,53

r t (1+r)^-t LCOE

10% 30 0,057308553 0,0122 USD/kWh

1,2169949 ȼ/kWh

3. Precio de Venta de la Energía

0,0262 USD/kWh

USD/kWh Tipo de Empresa

0,0262 Precio de venta PCH El Amarillo

0,0455 Medio de compra de CNEL EL ORO

0,037 Medio de Venta de Empresas Generadoras

0,0649 Medio de Venta de Empresas Autogeneradoras

0,0389 Medio General

108

5. Precios debido a Inflación

Anual

Inflación Anual 2,79%

1 2 3 4 5 6 7 8

Precio de Venta x

Inflación 0,0262 0,0269 0,0276 0,0284 0,0292 0,0300 0,0309 0,0317

Precio de Costo x

Inflación

0,0122 0,0125 0,0129 0,0132 0,0136 0,0140 0,0144 0,0148

Venta 503.112,70 517.149,54 531.578,01 546.409,04 561.653,85 577.323,99 593.431,33 609.988,07

Costo

234.005,90 240.534,67 247.245,59 254.143,74 261.234,35 268.522,79 276.014,57 283.715,38

9 10 11 12 13 14 15 16

Precio de Venta x

Inflación

0,0326

0,0335

0,0345

0,0354

0,0364

0,0374

0,0385

0,0395

Precio de Costo x

Inflación

0,0152

0,0156

0,0160

0,0165

0,0169

0,0174

0,0179

0,0184

Venta

627.006,73

644.500,22

662.481,78

680.965,02

699.963,94

719.492,94

739.566,79

760.200,70

Costo

291.631,04

299.767,54

308.131,06

316.727,92

325.564,62

334.647,88

343.984,55

353.581,72

109

17 18 19 20 21 22 23 24

Precio de Venta x

Inflación

0,0406

0,0418

0,0429

0,0441

0,0454

0,0466

0,0479

0,0493

Precio de Costo x

Inflación

0,0189

0,0194

0,0200

0,0205

0,0211

0,0217

0,0223

0,0229

Venta

781.410,30

803.211,65

825.621,26

848.656,09

872.333,59

896.671,70

921.688,84

947.403,96

Costo

363.446,65

373.586,81

384.009,89

394.723,76

405.736,56

417.056,60

428.692,48

440.653,00

25 26 27 28 29 30

Precio de Venta x

Inflación 0,0506 0,0521 0,0535 0,0550 0,0565 0,0581

Precio de Costo x

Inflación

0,0236 0,0242 0,0249 0,0256 0,0263 0,0270

Venta 973.836,53 1.001.006,57 1.028.934,65 1.057.641,93 1.087.150,14 1.117.481,63

Costo

452.947,22 465.584,45 478.574,26 491.926,48 505.651,23 519.758,90

6. Estructura de Capital

Costo de Capital rf B (rm-rf) Riesgo soberano

ke 0,54% 0,54% 1,04 14,99% 14,99%

IR 0,00% 0,00%

110

7. Flujo de fondos

0 1 2 3 4 5 6 7 8

Venta de Energía 503.112,70 517.149,54 531.578,01 546.409,04 561.653,85 577.323,99 593.431,33 609.988,07

IVA - - - - - - - -

Costo de Energía 234.005,905 240.534,67 247.245,59 254.143,74 261.234,35 268.522,79 276.014,57 283.715,38

Utilidad Bruta 269.106,790 276.614,870 284.332,425 292.265,299 300.419,501 308.801,205 317.416,759 326.272,687

Amortización 877.522,143 877.522,143 877.522,143 877.522,143 877.522,143 877.522,143 877.522,143 877.522,143

Utilidad antes de Intereses e impuestos

-608.415,352 -600.907,273 -593.189,718 -585.256,843 -577.102,642 -568.720,937 -560.105,384 -551.249,456

Intereses - - - - - - - -

Porcentaje de Inversión Inicial Costo Capital wacc

Propia 100% 4.387.610,71 0,54% 0,54%

Deuda 0% 0,00 0% 0%

0,54%

111

Utilidad antes de Impuestos

-608.415,352 -600.907,273 -593.189,718 -585.256,843 -577.102,642 -568.720,937 -560.105,384 -551.249,456

Utilidad de Trabajadores

- - - - - - - -

Base Imponible -608.415,352 -600.907,273 -593.189,718 -585.256,843 -577.102,642 -568.720,937 -560.105,384 -551.249,456

22%IR - - - - - - - -

Utilidad neta -608.415,352 -600.907,273 -593.189,718 -585.256,843 -577.102,642 -568.720,937 -560.105,384 -551.249,456

Amortización 877.522,143 877.522,143 877.522,143 877.522,143 877.522,143 877.522,143 877.522,143 877.522,143

Pago de capital - - - - - - - -

Inversión -4.387.610,71

Flujo neto -4.387.610,71 269.106,79 276.614,87 284.332,42 292.265,30 300.419,50 308.801,21 317.416,76 326.272,69

9 10 11 12 13 14 15 16 17

Venta de Energía 627.006,73 644.500,22 662.481,78 680.965,02 699.963,94 719.492,94 739.566,79 760.200,70 781.410,30

IVA - - - - - - - - -

Costo de Energía 291.631,04 299.767,54 308.131,06 316.727,92 325.564,62 334.647,88 343.984,55 353.581,72 363.446,65

Utilidad Bruta 335.375,695 344.732,676 354.350,718 364.237,103 374.399,318 384.845,059 395.582,236 406.618,981 417.963,650

Amortización 877.522,143 877.522,143 - - - - - - -


-542.146,448 -532.789,466 354.350,718 364.237,103 374.399,318 384.845,059 395.582,236 406.618,981 417.963,650

Intereses - - - - - - - - -

112


-542.146,448 -532.789,466 354.350,718 364.237,103 374.399,318 384.845,059 395.582,236 406.618,981 417.963,650


- - - - - - - - -

Base Imponible -542.146,448 -532.789,466 354.350,718 364.237,103 374.399,318 384.845,059 395.582,236 406.618,981 417.963,650

22%IR - - - - - - - - -

Utilidad neta -542.146,448 -532.789,466 354.350,718 364.237,103 374.399,318 384.845,059 395.582,236 406.618,981 417.963,650

Amortización 877.522,143 877.522,143 - - - - - - -

Pago de capital - - - - - - - - -

Inversión

Flujo neto 335.375,69 344.732,68 354.350,72 364.237,10 374.399,32 384.845,06 395.582,24 406.618,98 417.963,65

18 19 20 21 22 23 24 25 26

Venta de Energía 803.211,65 825.621,26 848.656,09 872.333,59 896.671,70 921.688,84 947.403,96 973.836,53 1.001.006,57

IVA - - - - - - - - -

Costo de Energía 373.586,81 384.009,89 394.723,76 405.736,56 417.056,60 428.692,48 440.653,00 452.947,22 465.584,45

Utilidad Bruta 429.624,836 441.611,369 453.932,326 466.597,038 479.615,096 492.996,357 506.750,955 520.889,307 535.422,119

113

Amortización - - - - - - - - -


429.624,836 441.611,369 453.932,326 466.597,038 479.615,096 492.996,357 506.750,955 520.889,307 535.422,119

Intereses - - - - - - - - -


429.624,836 441.611,369 453.932,326 466.597,038 479.615,096 492.996,357 506.750,955 520.889,307 535.422,119


- - - - - - - - -

Base Imponible 429.624,836 441.611,369 453.932,326 466.597,038 479.615,096 492.996,357 506.750,955 520.889,307 535.422,119

22%IR - - - - - - - - -

Utilidad neta 429.624,836 441.611,369 453.932,326 466.597,038 479.615,096 492.996,357 506.750,955 520.889,307 535.422,119

Amortización - - - - - - - - -

Pago de capital - - - - - - - - -

Inversión

Flujo neto 429.624,84 441.611,37 453.932,33 466.597,04 479.615,10 492.996,36 506.750,96 520.889,31 535.422,12

27 28 29 30

Venta de Energía 1.028.934,65 1.057.641,93 1.087.150,14 1.117.481,63

IVA - - - -

Costo de Energía 478.574,26 491.926,48 505.651,23 519.758,90

114

Utilidad Bruta 550.360,396 565.715,451 581.498,912 597.722,731

Amortización - - - -


550.360,396 565.715,451 581.498,912 597.722,731

Intereses - - - -


550.360,396 565.715,451 581.498,912 597.722,731


- - - -

Base Imponible 550.360,396 565.715,451 581.498,912 597.722,731

22%IR - - - -

Utilidad neta 550.360,396 565.715,451 581.498,912 597.722,731

Amortización - - - -

Pago de capital - - - -

Inversión

Flujo neto

550.360,40

565.715,45

581.498,91

597.722,73

Valor Actual $11.272.505,68

Valor actual neto 6.884.894,96

Tasa interna de retorno 7,169%

115

Anexo 28. Resultados con capital con financiamiento.

1. Inversión inicial

Edificaciones 2.544.814,21

Maquinaria 1.752.352,50

Asistencia técnica (supervisión de montaje y puesta en marcha) 90.444,00

Total 4.387.610,71 USD

2. Producción de Energía

1 2 3 4 5 6 7 8

19.228.174,53 19.228.174,53 19.228.174,53 19.228.174,53 19.228.174,53 19.228.174,53 19.228.174,53 19.228.174,53

9 10 11 12 13 14 15 16

19.228.174,53 19.228.174,53 19.228.174,53 19.228.174,53 19.228.174,53 19.228.174,53 19.228.174,53 19.228.174,53

17 18 19 20 21 22 23 24

19.228.174,53 19.228.174,53 19.228.174,53 19.228.174,53 19.228.174,53 19.228.174,53 19.228.174,53 19.228.174,53

25 26 27 28 29 30

19.228.174,53 19.228.174,53 19.228.174,53 19.228.174,53 19.228.174,53 19.228.174,53

116

4. Costos de Producción de Energía

0,0159 USD/kWh

O&M Inv I/t Int T/t Energía

$87.752,21 $146.253,69 $ 72.354,48 19.228.174,53

r t (1+r)^-t LCOE

10% 30 0,057308553 0,0159 USD/kWh

1,5932890 ȼ/kWh

3. Precio de Venta de la Energía

0,0398 USD/kWh

USD/kWh Tipo de Empresa

0,0343 Precio de venta PCH El Amarillo

0,0455 Medio de compra de CNEL EL ORO

0,037 Medio de Venta de Empresas Generadoras

0,0649 Medio de Venta de Empresas Autogeneradoras

0,0389 Medio general

117

5. Precios debido a Inflación Anual

Inflación Anual 2,79%

1 2 3 4 5 6 7 8

Precio de Venta x

Inflación

0,0398

0,0409

0,0421

0,0433

0,0445

0,0457

0,0470

0,0483

Precio de Costo x

Inflación

0,0159

0,0164

0,0168

0,0173

0,0178

0,0183

0,0188

0,0193

Venta

765.900,95

787.269,59

809.234,41

831.812,05

855.019,60

878.874,65

903.395,25

928.599,98

Costo

306.360,38

314.907,83

323.693,76

332.724,82

342.007,84

351.549,86

361.358,10

371.439,99

9 10 11 12 13 14 15 16

Precio de Venta x

Inflación

0,0496

0,0510

0,0524

0,0539

0,0554

0,0570

0,0586

0,0602

Precio de Costo x

Inflación

0,0199

0,0204

0,0210

0,0216

0,0222

0,0228

0,0234

0,0241

Venta

954.507,92

981.138,69

1.008.512,46

1.036.649,96

1.065.572,49

1.095.301,97

1.125.860,89

1.157.272,41

Costo

381.803,17

392.455,48

403.404,98

414.659,98

426.229,00

438.120,79

450.344,36

462.908,96

17 18 19 20 21 22 23 24

Precio de Venta x

Inflación

0,0619

0,0636

0,0654

0,0672

0,0691

0,0710

0,0730

0,0750

Precio de Costo x

Inflación

0,0247

0,0254

0,0261

0,0269

0,0276

0,0284

0,0292

0,0300

Venta

1.189.560,31

1.222.749,04

1.256.863,74

1.291.930,24

1.327.975,09

1.365.025,60

1.403.109,81

1.442.256,58

Costo

475.824,12

489.099,62

502.745,50

516.772,10

531.190,04

546.010,24

561.243,92

576.902,63

25 26 27 28 29 30

Precio de Venta x

Inflación

0,0771

0,0793

0,0815

0,0837

0,0861

0,0885

118

Precio de Costo x

Inflación

0,0308

0,0317

0,0326

0,0335

0,0344

0,0354

Venta

1.482.495,53

1.523.857,16

1.566.372,77

1.610.074,57

1.654.995,66

1.701.170,03

Costo

592.998,21

609.542,86

626.549,11

644.029,83

661.998,26

680.468,01

6. Estructura de Capital

Costo de Capital rf B (rm-rf) Riesgo soberano

ke 0,54% 0,54% 1,04 14,99% 14,99%

IR 0,00% 0,00%

Porcentaje de Inversión Inicial Costo Capital wacc

Propia 20% 877.522,14 0,54% 0,11%

Deuda 80% 3.510.088,57 7,75% 6,20%

6,31%

7. Tabla de Amortización

Monto 3.510.088,57

Tasa 7,75%

Plazo 15,00

119

8. Flujo de fondos

0 1 2 3 4 5 6 7 8

Venta de Energía

765.900,95

787.269,59

809.234,41

831.812,05

855.019,60

878.874,65

903.395,25

928.599,98

IVA

-

-

-

-

-

-

-

-

Costo de Energía

306.360,380

314.907,835

323.693,763

332.724,819

342.007,842

351.549,861

361.358,102

371.439,993

Utilidad Bruta

459.540,570

472.361,752

485.540,645

499.087,229

513.011,763

527.324,791

542.037,152

557.159,989

Amortización

877.522,143

877.522,143

877.522,143

877.522,143

877.522,143

877.522,143

877.522,143

877.522,143


-

417.981,573

-

405.160,391

-

391.981,498

-

378.434,914

-

364.510,380

-

350.197,352

-

335.484,990

-

320.362,154

1 2 3 4 5 6 7 8

Pago de Capital $233.401,53 $233.401,53 $233.401,53 $233.401,53 $233.401,53 $233.401,53 $233.401,53 $233.401,53

Pago de interés $271.329,28 $253.240,66 $235.152,04 $217.063,43 $198.974,81 $180.886,19 $162.797,57 $144.708,95

9 10 11 12 13 14 15 Total

Pago de Capital $233.401,53 $233.401,53 $233.401,53 $233.401,53 $233.401,53 $233.401,53 $233.401,53 $3.501.022,95

Pago de interés $126.620,33 $108.531,71 $90.443,09 $72.354,48 $54.265,86 $36.177,24 $18.088,62 $2.170.634,26

$5.671.657,21

120

Intereses

271.329,280

253.240,660

235.152,040

217.063,430

198.974,810

180.886,190

162.797,570

144.708,950


-

689.310,853

-

658.401,051

-

627.133,538

-

595.498,344

-

563.485,190

-

531.083,542

-

498.282,560

-

465.071,104


-

-

-

-

-

-

-

-

Base Imponible

-

689.310,853

-

658.401,051

-

627.133,538

-

595.498,344

-

563.485,190

-

531.083,542

-

498.282,560

-

465.071,104

22%IR

-

-

-

-

-

-

-

-

Utilidad neta

-

689.310,853

-

658.401,051

-

627.133,538

-

595.498,344

-

563.485,190

-

531.083,542

-

498.282,560

-

465.071,104

Amortización

877.522,143

877.522,143

877.522,143

877.522,143

877.522,143

877.522,143

877.522,143

877.522,143

Pago de capital

233.401,530

233.401,530

233.401,530

233.401,530

233.401,530

233.401,530

233.401,530

233.401,530

Inversión

-

4.387.610,71

Flujo neto

-

4.387.610,71

-

45.190,24

-

14.280,44

16.987,07

48.622,27

80.635,42

113.037,07

145.838,05

179.049,51

121

9 10 11 12 13 14 15 16 17

Venta de Energía

954.507,92

981.138,69

1.008.512,46

1.036.649,96

1.065.572,49

1.095.301,97

1.125.860,89

1.157.272,41

1.189.560,31

IVA

-

- -

-

-

-

-

-

-

Costo de Energía

381.803,168

392.455,477

403.404,985

414.659,984

426.228,997

438.120,786

450.344,356

462.908,964

475.824,124

Utilidad Bruta

572.704,753

588.683,215

605.107,477

621.989,976

639.343,496

657.181,179

675.516,534

694.363,446

713.736,186

Amortización

877.522,143

877.522,143 -

-

-

-

-

-

-


-

304.817,390

-

288.838,928

605.107,477

621.989,976

639.343,496

657.181,179

675.516,534

694.363,446

713.736,186

Intereses

126.620,330

108.531,710

90.443,090

72.354,480

54.265,860

36.177,240

18.088,620

-

-


-

431.437,720

-

397.370,638

514.664,387

549.635,496

585.077,636

621.003,939

657.427,914

694.363,446

713.736,186


-

- -

-

-

-

-

-

-

Base Imponible

-

431.437,720

-

397.370,638

514.664,387

549.635,496

585.077,636

621.003,939

657.427,914

694.363,446

713.736,186

22%IR

-

- -

-

-

-

-

-

-

122

Utilidad neta

-

431.437,720

-

397.370,638

514.664,387

549.635,496

585.077,636

621.003,939

657.427,914

694.363,446

713.736,186

Amortización

877.522,143

877.522,143 -

-

-

-

-

-

-

Pago de capital

233.401,530

233.401,530

233.401,530

233.401,530

233.401,530

233.401,530

233.401,530

-

-

Inversión

Flujo neto

212.682,89

246.749,98

281.262,86

316.233,97

351.676,11

387.602,41

424.026,38

694.363,45

713.736,19

18 19 20 21 22 23 24 25 26

Venta de Energía

1.222.749,04

1.256.863,74

1.291.930,24

1.327.975,09

1.365.025,60

1.403.109,81

1.442.256,58

1.482.495,53

1.523.857,16

IVA

-

- -

-

-

-

-

-

-

Costo de Energía

489.099,617

502.745,496

516.772,096

531.190,037

546.010,239

561.243,925

576.902,630

592.998,214

609.542,864

123

Utilidad Bruta

733.649,425

754.118,244

775.158,143

796.785,056

819.015,359

841.865,887

865.353,945

889.497,320

914.314,296

Amortización

-

- -

-

-

-

-

-

-


733.649,425

754.118,244

775.158,143

796.785,056

819.015,359

841.865,887

865.353,945

889.497,320

914.314,296

Intereses

-

- -

-

-

-

-

-

-


733.649,425

754.118,244

775.158,143

796.785,056

819.015,359

841.865,887

865.353,945

889.497,320

914.314,296


-

- -

-

-

-

-

-

-

Base Imponible

733.649,425

754.118,244

775.158,143

796.785,056

819.015,359

841.865,887

865.353,945

889.497,320

914.314,296

22%IR

-

- -

-

-

-

-

-

-

Utilidad neta

733.649,425

754.118,244

775.158,143

796.785,056

819.015,359

841.865,887

865.353,945

889.497,320

914.314,296

Amortización

-

- -

-

-

-

-

-

-

Pago de capital

-

- -

-

-

-

-

-

-

Inversión

124

Flujo neto

733.649,43

754.118,24

775.158,14

796.785,06

819.015,36

841.865,89

865.353,95

889.497,32

914.314,30

27 28 29 30

Venta de Energía

1.566.372,77

1.610.074,57

1.654.995,66

1.701.170,03

IVA

-

-

-

-

Costo de Energía

626.549,110

644.029,830

661.998,262

680.468,014

Utilidad Bruta

939.823,665

966.044,745

992.997,393

1.020.702,020

Amortización -

-

-

-


939.823,665

966.044,745

992.997,393

1.020.702,020

Intereses

-

-

-

-


939.823,665

966.044,745

992.997,393

1.020.702,020


-

-

-

-

Base Imponible

939.823,665

966.044,745

992.997,393

1.020.702,020

125

22%IR

-

-

-

-

Utilidad neta

939.823,665

966.044,745

992.997,393

1.020.702,020

Amortización

-

-

-

-

Pago de capital

-

-

-

-

Inversión

Flujo neto

939.823,66

966.044,74

992.997,39

1.020.702,02

Valor Actual $4.509.472,23

Valor actual neto 121.861,52

Tasa interna de retorno 6,463%

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