Estudio Para Definir Factibilidad Tecnica Economica Financier A y Ambiental Rio Buey
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ESTUDIO PARA DEFINIR LA FACTIBILIDAD TÉCNICA, ECONÓMICA, FINANCIERA Y AMBIENTAL DEL PROYECTO HIDROELÉCTRICO RÍO BUEY María Eugenia Arango Rave Yeimy Andrea Echeverri Castaño Diego Ramiro Gómez Carvajal Rodrigo Trujillo Vélez UNIVERSIDAD DE MEDELLÍN FACULTAD DE CIENCIAS ECONÓMICAS Y ADMINISTRATIVAS ESPECIALIZACIÓN EN FORMULACIÓN Y EVALUACIÓN DE PROYECTOS PÚBLICOS Y PRIVADOS. COHORTE 12 MEDELLÍN 2008 – 1
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ESTUDIO PARA DEFINIR LA FACTIBILIDAD TÉCNICA, ECONÓMICA,
FINANCIERA Y AMBIENTAL DEL PROYECTO HIDROELÉCTRICO RÍO BUEY
María Eugenia Arango Rave
Yeimy Andrea Echeverri Castaño
Diego Ramiro Gómez Carvajal
Rodrigo Trujillo Vélez
UNIVERSIDAD DE MEDELLÍN
FACULTAD DE CIENCIAS ECONÓMICAS Y ADMINISTRATIVAS
ESPECIALIZACIÓN EN FORMULACIÓN Y EVALUACIÓN DE PROYECTOS
PÚBLICOS Y PRIVADOS. COHORTE 12
MEDELLÍN
2008 – 1
ESTUDIO PARA DEFINIR LA FACTIBILIDAD TÉCNICA, ECONÓMICA,
FINANCIERA Y AMBIENTAL DEL PROYECTO HIDROELÉCTRICO RÍO BUEY
María Eugenia Arango Rave
Yeimy Andrea Echeverri Castaño
Diego Ramiro Gómez Carvajal
Rodrigo Trujillo Vélez
Trabajo de grado como requisito para optar al título de Especialistas en
Formulación y Evaluación de Proyectos Públicos y Privados
Asesor Metodológico
Mg. CARLOS ALBERTO OSPINA ECHAVARRÍA
Sociólogo
Asesor Temático
SILVIO LEÓN VILLEGAS BEDOYA ING. IND.
Magíster en Administración
UNIVERSIDAD DE MEDELLÍN
FACULTAD DE CIENCIAS ECONÓMICAS Y ADMINISTRATIVAS
ESPECIALIZACIÓN EN FORMULACIÓN Y EVALUACIÓN DE PROYECTOS
PÚBLICOS Y PRIVADOS. COHORTE 12
MEDELLÍN
2008 – 1
CONTENIDO
Pág
INTRODUCCIÓN 8
MÉTODO 13
RESUMEN EJECUTIVO 15
ABSTRACT 17
1. DESCRIPCIÓN DEL NUEVO NEGOCIO 19
2. ESTUDIO DE MERCADO 21
2.1 ANÁLISIS DEL SECTOR 21
2.1.1 Mercado Regulado 21
2.1.2 Mercado no Regulado o Grandes Clientes 21
2.2 PRODUCTO O SERVICIO 23
2.3 ANÁLISIS DEL MERCADO 23
2.3.1 Mercado mayorista de energía y mecanismos para su
transacción 23
2.3.2 Mecanismos del mercado mayorista de energía 25
2.3.3 Análisis de la demanda 26
2.3.4 Análisis de la oferta 28
2.4 LA COMPETENCIA 29
2.4.1 Composición de los agentes generadores 29
2
2.4.2 Relaciones oferta demanda en el corto plazo 30
2.5 ESTRATEGIA DE MERCADO 31
2.5.1 El producto 31
2.5.2 Análisis de precios 32
2.5.3 Canales de distribución 33
2.5.4 Promoción y publicidad 33
3. EVALUACIÓN TÉCNICA 34
3.1 ESTADO DE DESARROLLO 34
3.2 LOCALIZACIÓN 34
3.3 INFRAESTRUCTURA REQUERIDA 35
3.4 CARÁCTERÍSTICAS GEOLÓGICAS Y GEOTÉCNICAS DE LA
ZONA 36
4. PLAN ADMINISTRATIVO 38
5. PLAN ECONÓMICO 39
5.1 COMPONENTES DE LA INVERSIÓN 39
5.2 ANÁLISIS DE COSTOS 40
5.3 ANÁLISIS DE LOS INGRESOS 40
5.3.1 Precio de venta de la energía que producirá la central 41
6. PLAN FINANCIERO 42
6.1 FUENTES DE FINANCIACIÓN 42
6.2 PRINCIPALES SUPUESTOS 42
6.3 SISTEMA DE FINANCIAMIENTO 43
3
6.4 FLUJO DE CAJA Y ESTADOS FINANCIEROS 43
6.5 EVALUACIÓN DEL PROYECTO 44
6.6 ANÁLISIS DE RIESGO FINANCIERO Y SENSIBILIDAD A LA
VARIACIÓN DEL VPN 45
6.6.1 Análisis de riesgo financiero 45
6.6.2 Sensibilidad del VPN 47
7. PLAN LEGAL 51
7.1 TIPO DE SOCIEDAD 51
7.2 LEGISLACIÓN VIGENTE 52
7.2.1 Reestructuración del sector eléctrico colombiano 52
7.2.2 Reconfiguración del sector eléctrico y situación actual 54
7.2.3 Separación de los negocios del sector eléctrico 54
8. PLAN AMBIENTAL Y SOCIAL 55
8.1 IMPACTO ECONÓMICO, SOCIAL Y AMBIENTAL 55
8.1.1 Métodos de valoración económica de costos ambientales 55
8.1.2 Efectos e impactos positivos 55
8.1.3 Efectos e impactos negativos 57
8.1.4 Oposición al proyecto 59
8.1.5 Indicadores de monitoreo y seguimiento 60
8.1.6 Indicadores generales 61
8.2 GENERACIÓN DE EMPLEO 63
9. PUESTA EN MARCHA 64
4
10. CRONOGRAMA 65
11. CONCLUSIONES 67
BIBLIOGRAFÍA GENERAL Y OTRAS FUENTES DE CONSULTA 69
ANEXOS 72
5
LISTA DE FIGURAS
Pág
Figura 1. Capacidad efectiva por grupo económico - Agosto de 2006 22
Figura 2. Estructura del Mercado Eléctrico Mayorista Colombiano
(MEM) 25
Figura 3. Demanda nacional en GWh y % 28
Figura 4. Capacidad efectiva, hidráulica y térmica en MW en Colombia 29
Figura 5. Participación en la generación anual en % 30
Figura 6. Curva de oferta y demanda de corto plazo 31
Figura 7. Precios del MEN registrados y proyectados. 32
Figura 8. Variación del VPN 46
Figura 9. Variación de la TIR 47
Figura 10. Análisis de sensibilidad al VPN 48
Figura 11. Cronograma de ejecución del estudio. 66
6
LISTA DE TABLAS
Pág
Tabla 1. Indicadores macroeconómicos 44
Tabla 2. Efectos socioeconómicos positivos del proyecto 56
Tabla 3. Principales impactos negativos del proyecto 58
7
INTRODUCCIÓN
La evaluación de proyectos, se ha convertido en un instrumento de uso
prioritario al momento de decidir sobre la asignación de los recursos
necesarios para una posible inversión.
El Contexto de la investigación tiene por objetivo la aplicación de las técnicas
y métodos adquiridos durante la Especialización en Formulación y
Evaluación de Proyectos Públicos y Privados de la Universidad de Medellín
en los años 2007 y 2008, que busca recopilar y analizar en forma
sistemática, un conjunto de antecedentes económicos y financieros, para
juzgar cualitativa y cuantitativamente las ventajas y desventajas de asignar
recursos a una determinada iniciativa.
El objetivo de este trabajo es proveer información para la determinación de la
viabilidad técnica, económica, financiera y ambiental de la inversión en un
proyecto de generación de energía con base en la hidroelectricidad,
considerado como un servicio básico, expuesto cada día a la reducción de
alternativas viables y rentables, donde además, está comprometido el ciclo
productivo del sector de los próximos veinticinco años en todo el territorio
colombiano y conformar el estudio de factibilidad que se desarrollará en el
presente trabajo, para entregar a la empresa promotora de proyectos de
energía.
Al concluir el trabajo, deseamos que las evaluaciones entregadas a la
empresa comprometida con este proyecto, sean útiles y oportunas, que sirva
como fuente de información primaria para una acertada y futura decisión que
de éste se desprenda; que permita establecer comparativos y retroalimenten
futuros proyectos de esta envergadura que se pudieren desarrollar. Los
8
antecedentes que muestran estudios anteriores del proyecto El Buey, son los
siguientes: Desde antes de 1940 se ha venido estudiando el río Buey con el
objeto de aprovechar el "Salto del Buey" para generación hidroeléctrica.
En mayo de 1940, el ingeniero Julián Cock A., dentro del Estudio de Fuentes
Hidroeléctricas para Abastecer al Municipio de Medellín identificó, además
del proyecto del río Buey, los desarrollos de los ríos Grande, Nare, Aures y
Tasajo. El proyecto del ingeniero Cock, contemplaba en su primera etapa el
aprovechamiento de una caída bruta de 960 metros y un caudal de 3 m3/s
para obtener 20 Mw. Este proyecto se podría ampliar hasta 100 Mw si se
unieran a las aguas del río Buey, las del río Piedras y las de la quebrada
Santa Catalina y, posiblemente, las de la quebrada Yeguas.
Dentro del inventario de proyectos hidroeléctricos entre 10 y 100 Mw,
adelantado por Interconexión Eléctrica S.A. ISA, en 1987, se presenta el
proyecto El Guaico, el cual aprovecharía la presa y el vertedero construidos
en el río Buey para la desviación de éste al río Piedras y su uso posterior en
el acueducto de Medellín. El proyecto contempla la construcción de una
bocatoma en la margen izquierda del embalse existente, un túnel de 2 metros
de diámetro y 1.640 metros de longitud, una tubería de presión de 1,50
metros de diámetro y 2.380 metros de longitud y una casa de máquinas
equipada con 4 turbinas Pelton las que, aprovechando 935 metros de caída y
8,8 m3/s, permite instalar 70 Mw de capacidad y producir 545 Gwh de
energía media anual. Estos parámetros han sido estimados aprovechando
todo el caudal del río Buey en el sitio del proyecto, sin considerar los
caudales desviados para el acueducto de Medellín.
Entre marzo de 1993 y mayo de 1997, el Consorcio conformado por las
firmas de ingeniería de consulta Mejía Villegas S.A. y Asesorías e
Interventorías - AEI Ltda., realizaron para las Empresas Públicas de Medellín
9
los estudios de factibilidad del proyecto hidroeléctrico El Guaico, ubicado
sobre la cuenca hidrográfica del río Buey.
Se identifica entonces una oportunidad de negocio, que hace necesario
evaluar si existe un proyecto hidroeléctrico factible, que pueda ser incluido en
las opciones de inversión para el crecimiento del negocio de Generación de
Energía de las Empresas Públicas de Medellín, hecho clave, para seguir
siendo una empresa competitiva en el mercado de la energía eléctrica de
Colombia
La evaluación del proyecto tiene como objetivo general, realizar un estudio
de factibilidad técnica económica, financiera y ambiental, para la construcción
del proyecto hidroeléctrico del río Buey, en los municipios de la Ceja, La
Unión y Abejorral, en el departamento de Antioquia.
El proyecto hidroeléctrico río Buey es un desarrollo de generación de energía
eléctrica, de 77.2 MW de capacidad instalada y 600 GWh/año de energía
firme, a construirse en el sureste antioqueño, en la cuenca del río Buey
aguas arriba de la confluencia con el río Piedras y en el área de influencia de
las obras de derivación y presa del desvío del río Buey al río Piedras.
Este sería parte del abanico de desarrollos hidroeléctricos que desde hace
más de 50 años se vienen estudiando, construyendo, operando y
comercializando su generación por parte de Las Empresas, con el fin de
abastecer al país de la energía que requiere, lo que justifica su evaluación y
estudio como posible opción de inversión futura.
Además, se evidencian los beneficios para los municipios de influencia,
estimados de forma preliminar debido a las Transferencias por Ley 99 de
1993, suponiendo una generación anual promedia, entre las distintas
10
alternativas de desarrollo hidroeléctrico que se evaluarán, de 700 GWh año y
la tarifa actual de electricidad para transferencias de $52.69547/Kwh, que
arrojan los siguientes ingresos: Abejorral, $110’660.487/ año (0.003% de las
ventas brutas de energía aprox.); La Ceja, $110’660.487/ año (0.003% de las
ventas brutas de energía aprox.); La Unión, $885’283.896/ año (0.024% de
las ventas brutas de energía aprox.) y Cornare, $1106’604.870/ año (3% de
las ventas brutas de energía).
De igual forma, se potenciarían los programas de Responsabilidad Social
Empresarial adelantados por EPM, como parte de su política de participación
en el desarrollo de los municipios de influencia de sus centrales de
generación, mediante la concertación con las administraciones municipales y
otros actores institucionales y comunitarios, a partir de los planes de
desarrollo y/o de los esquemas de ordenamiento territorial.
Finalmente, dentro de la estrategia competitiva de las Empresas Públicas de
Medellín se encuentra la de permanecer y crecer en el negocio de
generación de energía. Como parte de esta estrategia y dentro del proceso
de opciones de inversión, se tiene como iniciativa de crecimiento en
Colombia, la realización de proyectos propios para lo cual se están
desarrollando varios estudios de factibilidad dentro de los que se encuentra
el del proyecto hidroeléctrico río Buey.
En el mundo actual, las estrategias competitivas se construyen a partir de
una adecuada planeación, la cual evalúa las variables externas que pueden
impactar, positiva o negativamente los negocios y las capacidades internas
de los procesos institucionales, estas pueden potenciar o impedir el logro de
los objetivos propuestos, y así, al identificarlas ayudan a encaminar a la
organización a obtener unos resultados óptimos o por lo menos esperados y
de alguna forma controlados.
11
Para proyectar los resultados de acuerdo a las exigencias de los diferentes
grupos que participan en la construcción y permanencia de cualquier
negocio, las metodologías y herramientas administrativas deben estar
soportadas en otras herramientas básicas como, el análisis del mercado, un
soporte técnico y operativo basado en ciclos productivos óptimos,
cuantificación de toda inversión a través de un análisis financiero continuo y
especializado, conocimiento de las normas que rigen el negocio y cada uno
de los aspectos legales que podrían entorpecer la operación del mismo, sólo
para mencionar algunos; todas ellas si, tendientes a disminuir el riesgo
incurrido por los inversionistas y la optimización de los recursos
comprometidos en la operación, para garantizar la estabilidad, continuidad y
productividad de la empresa, como principal.
Es así como paulatinamente la evaluación de proyectos se ha convertido
más que en una herramienta o método administrativo, en el camino ideal que
le permite al inversionista determinar, que opción de inversión puede ser más
conveniente y bajo que condiciones de operación alcanzaría sus objetivos.
12
MÉTODO
El análisis del problema y la evaluación del proyecto propuesto, se rigió por el
método utilizado para valoraciones similares en Empresas Públicas de
Medellín, entidad a la que pertenecen los estudios de río Buey.
Para este análisis, se empleó el método de investigación descriptivo en la
primera parte de la evaluación, ya que se tomó como base toda la
información suministrada por la empresa promotora del proyecto, sobre
desarrollos similares e indicadores exigidos por el inversionista, y además, se
consultaron diversas fuentes económicas y financieras, que permitieron
establecer y proyectar claramente las diferentes variables macroeconómicas
que afectarán el proyecto en estudio. En la segunda parte de la investigación
fue empleado el método inductivo, debido a que se evaluó a un mayor nivel
de detalle las diferentes variables del proyecto.
En el estudio de evaluación de proyectos se distinguen tres niveles de
profundidad. En el primer nivel se identifica la idea, éste se elabora a partir
de la información existente, el juicio común y la opinión que da la experiencia.
En términos monetarios solo presenta cálculos globales de las inversiones,
los costos y los ingresos, sin entrar a investigaciones de terreno.
El siguiente nivel se denomina estudio de prefactibilidad o anteproyecto. Este
estudio profundiza la investigación en fuentes secundarias y primarias en
investigación de mercados, detalla la tecnología que se empleará,
determinando los costos totales y la rentabilidad económica del proyecto, y
es la base en que se apoyan los inversionistas para tomar una decisión.
El tercer nivel es conocido como proyecto definitivo o estudio de factibilidad.
13
Contiene básicamente toda la información del anteproyecto, se presentan los
canales de comercialización para el producto, la evaluación financiera,
ambiental, económica y los requerimientos de inversión. La información dada
en el proyecto definitivo no debe alterar la decisión tomada respecto a la
inversión, siempre que los cálculos elaborados en el anteproyecto sean
confiables y hayan sido bien evaluados.
Ya se mencionó que el primer nivel de profundidad en un estudio de
evaluación es el de identificación de la idea, que culmina, tras un proceso,
con la instalación física de la planta, la producción del bien o servicio y, por
último, la satisfacción de una necesidad humana o social, que fue lo que en
un principio dio origen a la idea y al proyecto.
14
RESUMEN EJECUTIVO
El proyecto hidroeléctrico río Buey es un desarrollo de generación de energía
eléctrica, de 77.2 MW de capacidad instalada y 600 GWh/año de energía
firme, a construirse en el sureste antioqueño, en la cuenca del río Buey,
aguas arriba de la confluencia con el río Piedras y en el área de influencia de
las obras de derivación y presa del desvío del río Buey al río Piedras.
Para desviar las aguas del río piedras hacia el Buey, a través del túnel
existente, es necesario construir una presa de derivación de 12,5 m de altura,
que garantizaría el flujo en contrapendiente para un caudal máximo de 6.0
m3/s. esta presa estará localizada aguas arriba de la estación de bombeo
Piedras – Pantanillo y sería muy similar a la estructura existente en este sitio,
conformada por un pequeño azud de 2,00 m de altura y una compuerta
radial.
El proyecto hidroeléctrico río Buey formaría parte de la cadena de proyectos
hidroeléctricos que las Empresas Publicas de Medellín vienen estudiando,
construyendo, operando y comercializando su generación, desde hace más
de 50 años, para ofertar la energía necesaria que requiere el país. La
construcción de éste, traerá beneficios para el país por la incorporación de
77.2 nuevos MW de energía al Sistema Interconectado Nacional, que
contribuirán a su firmeza.
El proyecto tendría un período de construcción de 4 años, una vida útil de 50
años y un costo de inversión estimado de 135 millones de dólares a
diciembre de 2007. Los estudios del proyecto río Buey se encuentran en la
etapa de prefactibilidad.
15
Los estudios financieros del proyecto muestran un Valor Presente positivo de
5’112.875 millones de dólares a precios constantes de diciembre de 2007 y
una TIR del 9.41% que está por encima del costo de capital empleado del
inversionista. El flujo de caja analizado indica que el proyecto mejora sus
indicadores mediante un apalancamiento financiero con un crédito externo de
aproximadamente el 60% de la inversión.
Los estudios ambientales realizados permiten concluir que el proyecto no
tiene impactos significativos que lo hagan inviable desde este punto de vista.
Las Empresas Públicas de Medellín, dueña de los estudios del proyecto lo
han considerado como una de sus alternativas más importantes para sus
planes de expansión futura de su negocio de generación.
16
ABSTRACT
The hydroelectric project Buey river is a development of generation of
electrical energy, of 77,2 MW of installed capacity and 600 GWh/year of firm
energy, to be constructed in the Antioqueño Southeast the river basin of the
Buey river waters above of the confluence with the Piedras river and in the
area of influence of works of derivation and prey of the deflection from the
Buey river to the Piedras river.
In order to turn aside waters of the river Piedras towards the Buey, through
existing tunnel, it is necessary to construct a prey of derivation of 12.5 ms of
height, that would guarantee the flow in reverse-slope for a maximum volume
of 6,0 m3/s. this prey will be located to waters above of the pumping station
Piedras - Pantanillo and would be very similar to the existing structure in this
site, conformed by a small waterwheel of 2.00 ms of height and one radial
floodgate.
The hydroelectric project Buey river would comprise of the chain of
hydroelectric projects that the EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN come
studying, constructing, operating and commercializing its generation, for more
than 50 years, supplying the necessary energy that it requires the country.
The construction of this one, will bring benefits for the country by the
incorporation of 77,2 new MW of energy to the Interconnected System
National, that will contribute to their firmness.
The project would have a period of construction of 4 years, a life utility of 50
years and a cost of investment considered of 135 million dollars to December
of 2007. The studies of the project Buey river are in the prefeasibility stage.
17
The financial studies of the project show positive a Present Value(VPN) of 5'
112,875 million dollars constant prices of December of 2007 and one TIR of
the 9,41% that is over the used cost of capital of the investor. The analyzed
flow of box indicates that the project approximately improves its indicators by
means of a financial leverage with an external credit of 60% of the
investment.
The made environmental studies allow to conclude that the project does not
have significant impacts that they make it nonviable from this point of view.
EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN, owner of the studies of the project
has considered it like one of their more important alternatives for their plans of
future expansion of their business of generation.
18
1. DESCRIPCIÓN DEL NUEVO NEGOCIO
El desarrollo del presente estudio técnico, económico, ambiental y financiero
brindará al equipo investigador la oportunidad de aplicar los diferentes
conocimientos adquiridos a través de la especialización en Formulación y
Evaluación de proyectos adscrita a la facultad de Ciencias Económicas y
Administrativas de la Universidad de Medellín.
El estudio de factibilidad técnica, financiera, económica y ambiental del
proyecto hidroeléctrico del río Buey será, a nivel institucional, de suma
importancia, ya que el desarrollo de este tipo de proyectos ayudará a
solucionar el problema de suministro de energía que se vislumbra a mediano
plazo en el país.
La necesidad de realizar este estudio es básicamente presentar una
alternativa viable tanto técnica, económica, financiera y ambiental del
proyecto que contribuya de manera significativa, a satisfacer la demanda
futura de energía tanto interna como externa.
La construcción del proyecto traerá beneficios para el país por la
incorporación de nuevos MW de energía al Sistema Interconectado Nacional,
y para los municipios de influencia, por ingresos adicionales en materia de
tributación que recibirían, por la generación de empleo para sus pobladores y
por la contratación de bienes y servicios con organizaciones comunitarias, el
sector comercio y los servicios de la localidad, tanto en el proceso
constructivo como en la operación de la central.
Los integrantes del equipo investigativo en su mayoría empleados de las
Empresas Públicas de Medellín está conformado por: Yeimy Andrea
19
Echeverri Castaño, Economista; María Eugenia Arango Rave, Administradora
de Obras Civiles; Diego Ramiro Gómez Carvajal, Administrador de Obras
Civiles y Rodrigo Trujillo Vélez, Ingeniero Geólogo.
20
2. ESTUDIO DE MERCADO
2.1 ANÁLISIS DEL SECTOR
El mercado de energía en Colombia lo constituyen los diferentes segmentos
del mercado regulado y no regulado, los agentes generadores y
comercializadores, y los mecanismos establecidos como la bolsa de energía
y los contratos bilaterales, que son los que permiten la relación comercial de
compra - venta y le imprimen el dinamismo cíclico al mercado de energía.
2.1.1 Mercado Regulado
Mercado de energía eléctrica en el que participan los clientes o usuarios
industriales, comerciales y residenciales con demandas de potencia
inferiores a 0.5 MW, cifra que puede variar de acuerdo a las nuevas
resoluciones de la CREG. Los clientes o usuarios son abastecidos
únicamente por los Distribuidores quienes compran a los Comercializadores
según requerimientos. Sus tarifas se determinan mediante fórmulas tarifarias
establecidas en resoluciones emitidas por la CREG.
2.1.2 Mercado no Regulado o Grandes Clientes
Mercado de energía eléctrica en el que participan los clientes con una
demanda de potencia igual o superior a 0.1 MW. Son abastecidos por
Comercializadores, Generadores y/o Distribuidores, quienes negocian
libremente los precios y las cantidades.
Los agentes comercializadores son los únicos agentes del mercado
21
mayorista que pueden vender la energía a los usuarios finales y representan
las demandas de éstos. Los clientes de los comercializadores son los
usuarios regulados y no regulados. Las compras de energía las realizan de
los generadores o de otros comercializadores. En el caso de que no tengan
suficiente energía cubierta mediante contratos de largo plazo, la pueden
adquirir en la bolsa y así mismo pueden vender allí sus excedentes.
El 81% de la capacidad instalada del país es propiedad de seis grupos
económicos que generan 13.508 MW1, de los cuales el 33% es térmico y el
67% hidráulico, ver Figura 1. Se cuenta además con 2 conexiones
internacionales.
Figura 1. Capacidad efectiva por grupo económico - Agosto de 2006
Fuente: SIC Capains 1231.Txf 2005. Los datos se calcularon teniendo en
cuenta propiedad y representación comercial.
1 Información suministrada por Interconexión eléctrica S.A.- ISA.
22
2.2 PRODUCTO O SERVICIO
El producto es la energía en forma de electricidad, considerada un bien
básico y necesario para el consumo doméstico, público e industrial, cuya
unidad es el kilovatio hora (kWh) y el gigavatio hora (GWh).
La energía se produce en una central hidroeléctrica donde se utiliza para la
generación de energía eléctrica, el aprovechamiento de la energía potencial
del agua embalsada en una presa situada a más alto nivel que la central.
El agua se lleva por una tubería de descarga a la sala de máquinas de la
central, donde mediante enormes turbinas hidráulicas se produce la
generación de energía eléctrica.
Para las plantas hidroeléctricas la materia prima es el agua, que sí puede ser
almacenada en embalses de regulación, para su utilización en las épocas de
verano.
2.3 ANÁLISIS DEL MERCADO
2.3.1 Mercado mayorista de energía y mecanismos para su
transacción
Las leyes 142 y 143 de 1994, crearon el “Mercado Mayorista de Energía
Eléctrica” que es el conjunto de sistemas de intercambio de información entre
generadores y comercializadores de grandes bloques de energía eléctrica en
el sistema interconectado nacional (SIN), para realizar contratos sobre
23
cantidades y precios definidos y con sujeción al Reglamento de Operación y
demás normas aplicables.
Para implementar la sana competencia en el sector, fue necesario establecer
unos mecanismos de mercado (bolsa de energía y contratos de largo plazo)
en el que agentes participantes cumplieran unas condiciones, hasta lograr su
madurez y regulación por la libre oferta y demanda.
Este mercado comenzó operaciones en julio 20 de 1995 con el inicio del
Intercambio energético. Está compuesto por:
- Generadores: Son los agentes que producen la electricidad.
- Comercializadores: Agentes intermediarios que compran energía en la
bolsa o a los generadores y la venden a los consumidores finales.
Representan la demanda de los usuarios finales.
- Sistema de Transmisión Nacional (STN): Opera las líneas de 220 kV o
mayores, a las que todos los agentes tienen acceso.
- Distribuidores: Se encargan de llevar la electricidad al usuario final y
operan las líneas de bajo voltaje (menos de 220 kV).
- Bolsa de energía: Es un sitio virtual localizado en la red de computadores
del MEM donde tienen lugar las actividades de mercado spot de
electricidad.
- Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC): Es
responsable por el registro de los contratos de largo plazo, liquidaciones,
facturación, cobros y pagos.
24
- Centro Nacional de Despacho (CND): Responsable por la operación del
SIN.
Figura 2. Estructura del Mercado Eléctrico Mayorista Colombiano
(MEM)
2.3.2 Mecanismos del mercado mayorista de energía
Mediante estos mecanismos se transa toda la energía que se consume en el
país. Lo componen los siguientes elementos:
- La Bolsa de energía, sistema mediante el cual se vende y compra energía
en el corto plazo (hora a hora), basado en la libre competencia de oferta y
“demanda”. Pretende dar señales de eficiencia económica en el corto
plazo, lo cual significa que los recursos de generación ofrecidos para
25
cubrir la demanda se despachan de menor a mayor precio, siendo el
último despachado, el que define el costo marginal de las transacciones.
- Los contratos Bilaterales o contratos de largo plazo, son todas las
negociaciones efectuadas entre generadores y comercializadores y cuya
característica fundamental es que el precio se negocia previa y libremente
entre las partes (antes del despacho de Bolsa). En este sentido, la
diferencia (lo que le sobre o le falte al comercializador) de lo contratado
bilateralmente para cubrir su demanda real, se negocia en bolsa.
En conclusión la bolsa de energía (corto plazo) y los contratos bilaterales
(largo plazo) son los mecanismos que dinamizan el mercado mayorista de
energía, permitiendo la relación entre los agentes para satisfacer las
demandas del mercado regulado y no regulado.
Las reglas del mercado mayorista fueron desarrolladas por la Comisión de
Regulación de Energía y Gas (CREG) mediante la emisión de resoluciones
sobre los diferentes temas, y empezó a funcionar desde la expedición de la
resolución CREG-009 del 12 de julio de 1994.
A través de la bolsa se ve manifiesta la competencia entre las empresas
generadoras, pues como ya se indicó, en ésta, se efectúan transacciones de
corto plazo, hora a hora, por cantidades y precios determinados por la oferta
y la demanda, cumpliendo con las reglas comerciales establecidas en el
Reglamento de Operación.
2.3.3 Análisis de la demanda
26
El crecimiento de la demanda nacional de energía ha venido creciendo
paulatinamente en los últimos años, alcanzando como en el año 2006 un
33,419 GWh, valor más alto en lo que se tiene de historia del mercado,
presentando un aumento de 4.12% respecto a agosto de 2005. Al comparar
las tasas de crecimiento en lo corrido del año con la historia desde 1995, se
observa que los valores acumulado del año y últimos 12 meses hacen parte
de los más altos en la historia del mercado, tal como se observa en la Figura
3.
El crecimiento de la demanda de energía es similar al crecimiento del
producto interno bruto del país, lo que se ve reflejado en 1999 cuando la
demanda decreció -5.10% con respecto al año anterior, causado por la
recesión económica sufrida por el país ocasionando un crecimiento negativo
del PIB, el más bajo registrado en la historia reciente del país. En los últimos
años, la tasa de crecimiento anual de la demanda de energía eléctrica
registrada, ha oscilado entre los valores proyectados por la UPME para los
escenarios medio (3.27%) y bajo (2.69%).
27
Figura 3. Demanda nacional en GWh y %
41,77442,300
43,633 43,734
41,50342,246
43,215
44,499
45,768
47,017
48,829
38,000
40,000
42,000
44,000
46,000
48,000
50,000
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005-7%
-2%
3%
8%
DEM ANDA NACIONAL % CRECIM IENTO
Fuente: Informe ISA UEN OAM 05-003.
Con las proyecciones de demanda de potencia máxima y de capacidad
instalada, y considerando los nuevos proyectos en desarrollo y una
disponibilidad promedio del sistema del 89%, la reserva de potencia podría
desaparecer en el mediano plazo, reduciéndose de los actuales 2378 MW a
190MW.
De acuerdo con las proyecciones de la Unidad de Planeación Minero
Energética (UPME) para el escenario medio se espera que en los próximos
10 años la demanda de energía del país crezca a una tasa promedio anual
de 3,25%, superior al 1,27% registrada en los últimos 9 años.
2.3.4 Análisis de la oferta
La capacidad instalada de generación eléctrica en Colombia ha sido
principalmente hidráulica. En el año 2005 se registró una participación de
alrededor del 67%, mientras que la térmica fue de aproximadamente el 33%
28
y la eólica de solo el 0.14%. De acuerdo con el Plan de Expansión de
Referencia de la UPME, de octubre de 2005, se espera que la capacidad
instalada continúe siendo predominantemente hidráulica, a pesar del
aumento del 12% en la participación de las térmicas registrado entre 1992 y
2004. En el período 2006 -2014 se instalarían 1,707 MW, 70% hidráulicos,
27% térmicos a gas y sólo un 3% a carbón.
Figura 4. Capacidad efectiva, hidráulica y térmica en MW en Colombia
Térmica %
Hidráulica % 79 78 78 78 75 73 68 68 66 66 67 67 67 67
0
67
21 22 22 22 25 27 32 32 34 34 33 33 33 3333
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2014
Fuente: Informes anuales ISA 1998 a 2005 y NEÓN para 2005
2.4 LA COMPETENCIA
2.4.1 Composición de los agentes generadores
Al año 2005, el mercado de generación eléctrica en Colombia registró 6
grandes agentes con una participación del 81%. Entre 1996 y 1997 la
participación de los privados subió del 20% al 51%, lo que se relaciona con la
29
apertura del mercado, sin embargo, desde 1997 la participación privada
disminuyó del 51% al 44%.
En la Figura 5 se muestra la participación en capacidad y en generación de
los principales agentes, Empresas Públicas de Medellín E.S.P es, junto con
Endesa, los agentes con mayor participación.
Figura 5. Participación en la generación anual en %
23%24%
10%
7%
30%
6%
Fuente: SIC Capains 1231.Txf 2004. Los datos se calcularon teniendo en
cuenta propiedad y representación comercial
2.4.2 Relaciones oferta demanda en el corto plazo
En la Figura 6 se presenta las curvas de oferta y demanda de corto plazo
publicada por ISA. Se observa que la curva de demanda es inelástica y se
mueve a lo largo del día, mientras que la curva de oferta, tiene un
26% 26%
11%
7%
25%
5%
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
EPM ENDESA AES U. FENOSA NACIÓN OTROS
Generación RealGeneración Ideal
30
comportamiento elástico en su primer tramo bajo condiciones de hidrológica
normal, el tramo final se vuelve inelástico y coincide con la capacidad
instalada. Para condiciones de verano, el precio de la energía sube, ya que
es necesario generar con térmicas que requieren el uso de combustible.
Figura 6. Curva de oferta y demanda de corto plazo
Fuente: Interconexión Eléctrica S.A. ISA
2.5 ESTRATEGIA DE MERCADO
2.5.1 El producto
El producto es la energía en forma de electricidad, medida en kilovatio hora
(kWh) y gigavatio hora (GWh), considerada como bien básico. La energía se
caracteriza porque no se puede almacenar, es decir, se consume a medida
que se genera. Para las plantas hidroeléctricas la materia prima es el agua,
31
que puede ser almacenada en embalses de regulación para su utilización, en
épocas de verano.
2.5.2 Análisis de precios
En la Figura 7 se presentan los precios de la energía eléctrica en bolsa y en
contratos registrados desde 1995 a 2005 y los proyectados a 2014. Los
precios indicados son en pesos constantes de diciembre de 2004.
Figura 7. Precios del MEN registrados y proyectados.
0
25
50
75
100
125
150
175
200
225
250
j-95
a-96
e-97
o-97
j-98
a-99
e-00
o-00
j-01
a-02
e-03
o-03
j-04
a-05
e-06
o-06
j-07
a-08
e-09
o-09
j-08
a-11
e-12
o-12
j-08
a-14
Aten
tado
s
75 $/Kwh.
BolsaContratos
C marginalCEE
Res. CREG 034/01
ciclo simple Costa Atlántica
ciclo combinado Costa Atlántica
131
102
Tendencia lineal
68
73
Fuente: Informes ISA MEM dic 2004 y Enero 2005. CERE de la web ISA a
feb 3 2005.
Se observa que la mayor parte del tiempo los precios de bolsa han estado
por encima del precio de los contratos, sin embargo, en 1997 el precio de
bolsa se disparó debido al fenómeno del Niño y a la capacidad instalada
insuficiente para afrontarlo, lo que obligó a racionamientos.
32
Los precios también se han visto afectados por el derribamiento de torres del
sistema de transmisión y por la regulación.
2.5.3 Canales de distribución
Como ya se mencionó, los generadores solo pueden vender la energía a los
comercializadores o en la Bolsa de Energía y tienen libre acceso a las líneas
de transmisión y distribución del SIN.
2.5.4 Promoción y publicidad
La Ley URE (Uso Racional de Energía) requiere que la electricidad se utilice
de forma racional y eficiente para prevenir racionamientos y reducir el uso de
combustibles en la generación. Por lo anterior, las campañas van
encaminadas a la utilización de equipos y bombillos de bajo consumo. Por
ley, los consumidores de estratos 1, 2 y 3 se encuentran subsidiados por los
estratos 5 y 6.
33
3. EVALUACIÓN TÉCNICA
3.1 ESTADO DE DESARROLLO
El proyecto hidroeléctrico del río Buey se encuentra actualmente en etapa de
prefactibilidad avanzada.
Las siguientes son las características generales principales del proyecto o
ficha técnica:
- Tipo: Proyecto hidroeléctrico filo de agua para la generación de energía
eléctrica.
- Capacidad instalada: 77.2 MW.
- Energía firme: 575 GWh/año
- Energía media: 440 GWh/año.
- Nivel de estudio: Los estudios del proyecto hidroeléctrico río Buey se
encuentran en la etapa de prefactibilidad avanzada.
- Costo: El costo estimado de la inversión del proyecto es de 124.27
millones de dólares de diciembre 31 de 2007.
- Tiempo de construcción: 4 años.
3.2 LOCALIZACIÓN
La cuenca del río Buey donde se tienen identificadas la alternativa de
aprovechamiento hidroeléctrico, está localizada al sureste del departamento
de Antioquia, a unos 60 Km de Medellín. La zona donde se ubican las obras
34
principales del proyecto está localizada en jurisdicción de los municipios de
La Ceja, La Unión y Abejorral. EI río Buey vierte sus aguas al río Arma unos
dos kilómetros aguas arriba de su confluencia con el río Cauca, cerca del
municipio de La Pintada.
3.3 INFRAESTRUCTURA REQUERIDA
El aprovechamiento contempla la creación de un embalse de regulación
sobre el río Piedras, 4 km. aguas arriba del Bombeo del río Piedras,
mediante la construcción de una presa de tierra de 95 m de altura: Las aguas
reguladas en este embalse se descargarían al mismo río Piedras. Para
derivar las aguas del río Piedras al río Buey será necesario construir una
presa de gravedad de 18 m de altura y aprovechar el túnel existente
asociado a la estación de bombeo de propiedad de EPM. Dicha estructura
será acondicionada para operar en contrapendiente (Derivación Piedras –
Buey) y tendrá capacidad para evacuar hasta 12,0 m3/s. El túnel de
conducción tendrá 890,00 m de longitud, sección en herradura con 2,60 m de
diámetro de excavación y 2,00 m de diámetro interior en los tramos
revestidos en concreto.
A continuación del túnel, la conducción es superficial mediante tubería de
presión. Se consideraron cuatro tramos de diferente diámetro. La central de
tipo superficial localizada en la cota 1075, albergará dos turbinas tipo Pelton
de eje vertical y cada una tendrá una potencia de 39 Mw para una caída neta
de 894,2 m y un caudal por unidad de 5m3/s. Se ha previsto tentativamente
que la energía generada por la planta se llevará por una línea de transmisión
de 110kV y 30 km de longitud a la subestación oriente en el municipio de
Rionegro.
35
Para la construcción de las obras se utilizará la carretera actual La Ceja- El
Guaico y se construirán ramales hacia los sitios de captación, portal de túnel
y hacia casa de máquinas. En conjunto dichos ramales exigirán la
construcción de un total de 13 km de carreteras, adicionalmente se
contemplan la rectificación de 3 km de la vía La Ceja – El Guaico.
3.4 CARÁCTERÍSTICAS GEOLÓGICAS Y GEOTÉCNICAS DE LA ZONA
Las condiciones geológicas para las obras de la central hidroeléctrica El
Buey son favorables y se considera que el proyecto es factible desde este
punto de vista.
Las obras se construirán en tres tipos de rocas: granodiorita, migmatitas y
una pequeña parte en esquistos intercalados. Estas rocas están afectadas
por una meteorización intensa y profunda, los suelos residuales alcanzan
espesores cercanos a 20 m (granodiorita en el cañón del río Buey), 33 m
(migmatitas) y 50-60 m (esquistos intercalados).
Las obras de derivación del río Piedras al Buey, la captación sobre el río
Buey, el túnel de conducción, la tubería de presión y la casa de máquinas,
estarán emplazadas en granodiorita de buenas condiciones geotécnicas.
Esta roca presenta una capacidad de soporte de buena a excelente.
En los neises migmatiticos serán localizadas la presa de regulación y sus
obras anexas (túneles de desviación y vertedero). Estas rocas presentan una
calidad inferior con respecto a las antes mencionadas, reflejado en la
presencia de zonas de cizalladura y una mayor fracturación. Sólo se presenta
una falla de carácter local que cruza por la zona de presa, sin efectos de tipo
36
neotectónico, pero sí con efectos geotécnicos sobre las excavaciones en el
sitio de presa (conducto de desvío), y sobre la permeabilidad del estribo
izquierdo.
El embalse de regulación estará sobre suelos residuales derivados
principalmente por esquistos intercalados. Existen varios deslizamientos
activos en el área de influencia localizados principalmente sobre la quebrada
el Presidio, los cuales se presume serán afectados por el embalse, pero
éstos, no constituyen impedimentos para el proyecto.
En conclusión, las obras subterráneas estarán emplazadas en general en
roca de buena calidad y las condiciones geológicas para los corredores de
las obras superficiales son buenas.
El Proyecto, en general, se autoabastece de materiales áridos a partir del
reciclaje de los productos de las excavaciones. Se requieren fuentes
externas solo para las arenas aluviales del filtro de la presa y para los
afirmados de las vías de la parte alta en su etapa de construcción y
adecuación. En cercanías a la presa de regulación (excavación del vertedero
y zona de préstamo) se obtendrán los materiales necesarios para la
construcción de la misma. Esta obra representa la demanda más voluminosa
de todo el Proyecto. El material a utilizar en el núcleo de la presa proviene
del suelo residual de esquistos verdes, lo cual garantiza las condiciones de
impermeabilidad apropiados para los requerimientos de la presa.
37
4. PLAN ADMINISTRATIVO
En el momento de decidir el diseño, construcción y operación de la central
hidroeléctrica río Buey, las Empresas Públicas de Medellín, dueñas de los
estudios de factibilidad integrarán los diferentes procesos de la puesta en
marcha del proyecto a su estructura organizacional distribuyendo las
diferentes actividades así:
Las etapas de contratación, interventoría y administración de los diseños
definitivos y la construcción del proyecto serán asignadas a la Subgerencia
Desarrollo de Proyectos de Generación.
La etapa de operación de la central será asignada a la Subgerencia
Operación Generación y, la comercialización de su energía estará en la
responsabilidad de la Subgerencia Comercial Generación.
Todas las anteriores dependencias están adscritas a la Gerencia Generación
Energía que depende de la Dirección de Energía de las Empresas Públicas
de Medellín.
38
5. PLAN ECONÓMICO
Comienza con la determinación de los costos totales y de la inversión inicial,
cuya base son los estudios de ingeniería, ya que tanto los costos como la
inversión inicial dependen de la tecnología seleccionada.
5.1 COMPONENTES DE LA INVERSIÓN
Los principales componentes de la inversión lo constituyen las obras civiles
del proyecto, con un 42% del total de la inversión, seguido por los equipos
electromecánicos que representan el 34% de la inversión. Los imprevistos
son también un porcentaje representativo del total de la inversión: 8%. El
16% restante de la inversión se distribuye entre el IVA que pagan los equipos
electromecánicos, los servicios, ingeniería y administración, las instalaciones,
el plan de manejo ambiental y las tierras y servidumbres del proyecto.
El mayor componente de la inversión, las obras civiles, agrupan la totalidad
de las mismas, a saber: Presa y obras anexas, obras de conducción y
generación y vías con sus obras de drenaje y puentes. Las instalaciones, es
decir los campamentos, bodegas y edificios, al igual que las tierras y
servidumbres, se consideran por separado porque sobre ellos se paga
impuesto predial.
La desagregación detallada de los componentes de la inversión, con el
porcentaje de la inversión total que representa cada componente, es la
siguiente:
39
- Tierras y servidumbres = 1%
- Plan de Manejo Ambiental = 7.4%
- Obras Civiles (vías, presa, vertedero, túneles, cavernas y demás) = 41%
- Instalaciones (campamentos, bodegas, edificios) = 1%
- Equipos electromecánicos (sin IVA) = 34%
- Servicios, Ingeniería y Administración = 8%
- Imprevistos = 8%
- IVA de equipos = 3%
El valor total de la inversión, con IVA, es de USD 155’861.961.
5.2 ANÁLISIS DE COSTOS
Se considera que los costos de generación hidráulica son más bajos que los
de las térmicas. En el Anexo 1 se presenta el flujo detallado de la inversión
durante los cuatro años del período de inversión del proyecto.
5.3 ANÁLISIS DE LOS INGRESOS
Se supuso que el último día del período de construcción comienza a operar
la última de las unidades de generación y que la otra unidad entra a operar
con tres meses de anticipación.
Se calculan los ingresos semestralmente, ya que el Sistema Eléctrico
colombiano está caracterizado por dos etapas hidrológicas anuales: verano
de diciembre a abril e invierno de mayo a noviembre, tal como se organizan,
40
regulan y despachan actualmente las plantas del Sistema Interconectado
Nacional
5.3.1 Precio de venta de la energía que producirá la central
Los precios promedio mensuales de bolsa a futuro, 2005 a 2014, se
obtuvieron de una corrida de MPODE efectuada por EPM en febrero de 2005
a pesos constantes de diciembre de 2004. Con estos precios y los precios
históricos tomados de la página www.mem.isa.com se proyectaron los
precios semestrales de bolsa para verano e invierno a más de 10 años. Para
el proyecto se determinó evaluarlo con tarifa de energía a largo plazo de
USD/kWh 43.0 y a corto plazo de USD/kWh 40.82.
41
6. PLAN FINANCIERO
6.1 FUENTES DE FINANCIACIÓN
Se considera que las políticas de financiación de las Empresas Públicas de
Medellín para la construcción de sus centrales de generación buscan un
apalancamiento equilibrado que contribuya a su gestión tributaria.
Teniendo en cuenta que durante el período de construcción del proyecto se
requieren fuertes inversiones anuales, se consideró necesaria la búsqueda
de un empréstito internacional para cubrir el 60% de las inversiones
demandadas. El empréstito con la banca internacional tiene como período de
gracia el tiempo que permanece la inversión y se comienza a pagar a partir
del primer año de operación del proyecto a una tasa del 5.62%.
6.2 PRINCIPALES SUPUESTOS
Se trabaja con la metodología tradicional de flujo de caja libre (FCL), en
donde los ingresos son la variable clave, que básicamente dependen de la
cantidad de energía producida y de su precio. Para la evaluación se asume
que el proyecto vende toda su energía firme, la que se estima en promedio
de 615 MW/h año.
Para el escenario base se asume que el Mercado Eléctrico colombiano sigue
una tendencia similar a la que actualmente trae, caracterizado por el
despacho de plantas en función del precio marginal de bolsa que se obtiene
42
de los precios y potencias horarias ofertados para las plantas de generación,
donde se pueden recibir ingresos por ventas de energía eléctrica en bolsa o
en contratos, por cargo por capacidad y por la prestación del servicio de
Control Automático de Ganancia (AGC). Dentro de condiciones normales de
generación, se estima que el proyecto venderá su energía en contratos de
largo plazo.
Se realizó un análisis de riesgo utilizando el @Risk para las variables VPN y
TIR, se ejecutó 1000 corridas en el programa, se obtuvo un reporte, donde
se muestran las graficas con los resultados obtenidos donde se observa una
alta probabilidad de valores positivos para el VPN y una Tasa Interna de
Retorno superior al costo de capital de la Empresa.
6.3 SISTEMA DE FINANCIAMIENTO
El costo del capital propio se tomó de un 9% y el costo del préstamo de un
5.5%. Estos valores, corresponden a datos del orden de los usados en
proyectos similares recientes. La vida útil del proyecto es de 50 años. Se
realizó la evaluación para períodos de 25 y 50 años con el fin de sensibilizar
el resultado de la misma con el período usado.
6.4 FLUJO DE CAJA Y ESTADOS FINANCIEROS
Los resultados de los estados financieros y el flujo de caja con períodos de
caja descontados se muestran en detalle en el anexo 2. Particularmente, los
indicadores macroeconómicos utilizados fueron los que se relacionan en la
43
siguiente tabla:
Tabla 1. Indicadores macroeconómicos
Indicadores macroeconómico
Crecimiento PIB
Inflación Interna (IPC)
IPP
Devaluación fin del período
Tasa de Cambio Diciembre
Tasa de Cambio Promedio
Libor
Spread
Tasa Real
Inflación Externa (EEUU.)
DTF (E.A.)
6.5 EVALUACIÓN DEL PROYECTO
La evaluación financiera del proyecto hidroeléctrico río Buey se realizó para
determinar el VPN de Él, considerando varias sensibilidades del mismo al
porcentaje de endeudamiento, al escenario de generación considerado y al
porcentaje de venta de energía en el largo plazo.
44
Para el caso base analizado se obtuvo un VPN (WACC = 9.00%) de
7,197,086 millones de dólares, valor mayor que cero lo que indica que la
inversión es atractiva.
La TIR del caso base dio 9.47%, que es superior al WACC indicando que la
inversión es atractiva.
La relación beneficio costo obtenida fue de 1.34, valor superior a uno,
indicando que el proyecto es atractivo. Se obtuvo a través del cálculo del
VPN de los ingresos contra la suma de los VPN de los egresos (costos de
ventas, costos de administración, intereses, impuestos, capital de trabajo,
activos fijos).
El costo del MW instalado es de 1.30 millones de dólares, valor del orden que
se maneja en proyectos similares.
En conclusión, para el caso base analizado, el proyecto hidroeléctrico río
Buey, desde el punto de vista financiero, muestra unos indicadores positivos
que lo hacen atractivo para el inversionista y podrá ser considerado como
una posible opción de inversión para la expansión del negocio de generación
de las Empresas Públicas de Medellín.
6.6 ANÁLISIS DE RIESGO FINANCIERO Y SENSIBILIDAD A LA
VARIACIÓN DEL VPN
6.6.1 Análisis de riesgo financiero
Para el análisis de riesgo financiero del proyecto se determinó utilizar las
45
variables precio de venta de la energía, tasa de interés, inflación en
Colombia, inflación en USA, devaluación e inversión. Al utilizar el software
@Risk en el flujo de caja descontado implementado para el proyecto
hidroeléctrico río Buey se corrieron 1000 simulaciones que arrojaron los
siguientes resultados para el VPN y la TIR:
Figura 8. Variación del VPN
VPN FCLNormal ( 7´198.934; 7´987.768)
X <= 20´337.64495.0%
X <= 018.4%
0
1
2
3
4
5
6
-20 -10 0 10 20 30 40
Values in Millions
Values x 10^-8
Para el VPN: La gráfica muestra que el proyecto presenta una distribución
normal con un 18.4% con probabilidad de ser negativa, valor todavía
aceptable, y de un 81.6% con una probabilidad de ser positivo. También se
concluye que el proyecto tendrá un porcentaje cercano al 76.6% de alcanzar
un VPN positivo entre 0 y 20’337.644.
46
Figura 9. Variación de la TIR
TIRNormal ( 9,50% ; 0.56%)
X <= 10,41%95.0%
X <= 8,59%5.0%
0
10
20
30
40
50
60
70
80
7.5% 8.0% 8.5% 9.0% 9.5% 10.0% 10.5% 11.0% 11.5%
Para la TIR, la gráfica muestra que este parámetro tiene una distribución
normal con valor promedio de 9.5% y una desviación estándar de 0.56. Tiene
una probabilidad de un 90% de alcanzar valores entre 8.59% y 10.41%.
6.6.2 Sensibilidad del VPN
Con base en el Flujo de Caja Neto (FCN) implementado para el proyecto
hidroeléctrico río Buey se seleccionaron las siguientes variables, que por
experiencia en este tipo de proyectos son de las más relevantes, para
determinar la sensibilidad del VPN a la variación de las mismas entre un -
20% y un +20% del valor base:
47
- Inversión (MUS$)
- Precio en bolsa de la energía (US$/MWh),
- Generación de energía (GWh año)
- WACC (%)
- Costos de O & M (USD/kW-año)
- Impuesto de renta (%)
En la Figura 10 se presentan lo resultados del análisis de sensibilidad al
VPN. Se observa que la pendiente positiva de la recta del Precio en bolsa de
la energía con respecto al VPN, es la de mayor pendiente positiva y por tanto
el VPN es muy sensible al cambio de esta. Mientras que, con respecto a la
pendiente negativa, la variable que más impacta el VPN es el WACC. El VPN
es medianamente sensible al cambio de la energía firme (pendiente positiva)
y al cambio del impuesto de renta (pendiente negativa). También se puede
observar que es muy poco sensible a la inversión y a los costos de O&M.
Los resultados del VPN para cada una de estas sensibilidades se muestran
en la siguiente tabla:
-20% -15% 10% -5% 0 5% 10% 15% 20%5,143,235 5,663,385 6,183,536 6,703,686 7,197,086 7,743,986 8,264,136 8,784,287 9,304,437
-19,919,183 -13,140,116 -6,361,049 418,018 7,197,086 13,976,153 20,755,220 27,534,287 34,313,355-764,418 1,223,963 3,212,345 5,200,726 7,197,086 9,177,490 11,165,871 13,154,253 15,142,635
43,897,800 33,091,939 23,470,469 14,881,899 7,197,086 305,582 -5,887,379 -11,463,365 -16,492,8068,028,788 7,737,692 7,571,352 7,363,426 7,197,086 6,989,160 6,822,820 6,614,894 6,448,553
13,021,871 11,521,547 10,109,478 8,609,155 7,197,086 5,696,762 4,284,693 2,784,370 1,372,300
WACCCOSTOS O&M
IMPUESTO DE RENTA
VPN MUSD$
INVERSIÓNP. BOLSA
ENERGÍA FIRME
Figura 10. Análisis de sensibilidad al VPN
48
-30,000,000
-20,000,000
-10,000,000
0
10,000,000
20,000,000
30,000,000
40,000,000
50,000,000
-20%
-15% 10
%
-5% 0
5% 10%
15%
20%
% Variación
VPN
en
US
D$
INVERSIÓN
P. BOLSA
ENERGÍA FIRME
WACC
COSTOS O&M
IMPUESTO DERENTA
Teniendo en cuenta que las variables más sensibles identificadas que
afectan el VPN del proyecto (el precio de bolsa y el costo de capital
empleado del inversionista) se consideran externas al proyecto, la mitigación
del riesgo estará dirigida a concentrar los esfuerzos del proyecto para vender
tanto su energía firme como su energía media en contratos de largo plazo
que aseguren unos mejores precios y así no depender de las fluctuaciones
del precio de bolsa.
El anexo 1 “Modelo financiero proyecto Buey”, contiene los resultados del
análisis del flujo de caja descontado y los estados financieros del proyecto
evaluado, descritos y analizados anteriormente. La primera hoja del archivo
contiene los indicadores macroeconómicos considerados para la evaluación
financiera, la segunda hoja presenta la base de datos más importantes que
sirvieron de base para su evaluación, la hoja 3 muestra los parámetros
definidos para el análisis de riesgos, la hoja 4 entrega información sobre el
cronograma de inversiones del proyecto, de acuerdo con la programación de
49
construcción, la hoja 5 contiene el presupuesto donde se discrimina la
generación que producirá la central hidroeléctrica, los ingresos por ventas, y
los diferentes costos en que incurre el proyecto, la hoja 6 es el resultado del
flujo de caja libre, la hoja 7 presenta los resultados entregados por el
proyecto relacionados con su caja (ingresos y egresos), las hojas 8 y 9
muestran los resultados de los activos y pasivos, la hoja 10 señala el estado
de pérdidas y ganancias del proyecto, la hoja 11 el costo de capital empleado
y la hoja 12 muestra el flujo del crédito contratado.
50
7. PLAN LEGAL
7.1 TIPO DE SOCIEDAD
Empresas Públicas de Medellín E.S.P. - EE.PP.M. E.S.P.- es una entidad
descentralizada del orden municipal, creada mediante Acuerdo No. 58 el 6 de
agosto de 1955, del Consejo Administrativo de Medellín, como un
Establecimiento Público Autónomo, y transformada en empresa industrial y
comercial del Estado del orden Municipal, por Acuerdo No. 069 del 10 de
diciembre de 1997 expedido por el Concejo de Medellín.
En razón de su naturaleza, como empresa industrial y comercial del Estado,
EE.PP.M. E.S.P. está dotada de personería jurídica, autonomía
administrativa y financiera, y capital independiente, de acuerdo con el artículo
85 de la Ley 489 de 1998. En relación con sus actos y contratos, y como
empresa de servicios públicos regulada por la Ley 142 de 1994, EE.PP.M.
E.S.P. se rige por las reglas de derecho privado salvo las excepciones
consagradas expresamente en la Constitución Política, la ley y demás
disposiciones reglamentarias.
Los estatutos vigentes para Empresas Públicas de Medellín, se encuentran
contenidos en el Acuerdo 12 de 1998, modificado por el Acuerdo 32 de 2006,
expedido por el Honorable Concejo de Medellín, mediante el cual se adicionó
el artículo 17bis, creándose el Comité de Auditoría de la Junta Directiva.
51
7.2 LEGISLACIÓN VIGENTE
7.2.1 Reestructuración del sector eléctrico colombiano
Las Bases legislativas son los hechos de orden interno relativos al
desempeño del Sector Eléctrico colombiano y las tendencias de orden
mundial obligaron a su reestructuración, tomando como referencia las bases
del modelo establecido por el Reino Unido, pionero en esta temática.
Para efectuar tal reforma se requería la modernización del Estado
colombiano y el cambio de su carácter de empresario a regulador de la
actividad económica, dando mayor libertad a la economía, garantizando el
establecimiento y la preservación de las condiciones de competencia como
elementos básicos en la búsqueda de la mayor eficiencia de los mercados, y
las cuales finalmente deberían trasladarse a los consumidores o usuarios,
pues la privatización por sí misma no garantizaba el éxito de la
reestructuración; asimismo se requería de nuevas leyes y regulaciones que
establecieran un claro marco de acción para las transformaciones del Sector.
Constitución Política de Colombia de 1991. En tal contexto la nueva Carta
Constitucional Colombiana en el capítulo primero del Título XII, estableció las
bases para la reforma sustancial del papel del Estado, definiendo su papel
como direccionador y regulador de la actividad económica del país, evitando
y controlando cualquier abuso que personas o empresas hicieren de su
posición dominante en el mercado nacional, e impidiendo la existencia de los
monopolios, excepto los de arbitrio rentístico.
Por otra parte, en su capítulo quinto referente a la “Finalidad social del
Estado y de los servicios públicos”, definió los derroteros que deberían
52
fundamentar las leyes de transformación de los Servicios Públicos
Domiciliarios; señalando, entre otros, la posibilidad de la prestación de los
servicios públicos por parte de los particulares, definiendo la responsabilidad
del presidente de la república en el establecimiento de las políticas generales
de administración y control de la eficiencia de los servicios públicos
domiciliarios y en la labor que el presidente debería cumplir a través de la
Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios en la inspección,
control y vigilancia de las entidades que los presten y reiterando que en todo
caso “El Estado mantendría la regulación, el control y la vigilancia de dichos
servicios”. Señala además que la Ley determinará las entidades
competentes para la fijación de tarifas y que podrán concederse subsidios
para las personas de menores ingresos (Art. 365 - 370).
Ley de Servicios Públicos Domiciliarios 142 y Ley Eléctrica 143 de 1994.
Efectivamente y en concordancia con lo establecido en la Carta
Constitucional de 1991, se promulgan en el año de 1993 las Leyes 142 y 143
con el propósito de realizar la modernización del Sector Eléctrico en el país.
La propuesta de reestructuración toma como base esquemas de países
pioneros en la materia en especial del Reino Unido. Los propósitos generales
de tales leyes han sido:
- Introducir la competencia en el Sector Eléctrico en Colombia.
- Permitir la inversión privada.
- Eliminar la integración vertical, separando los negocios de transmisión,
distribución, generación.
- Dejar al Estado colombiano el papel de regulador.
- Liberar recursos para otros sectores.
El propósito último de tales leyes es el de beneficiar al usuario final.
53
7.2.2 Reconfiguración del sector eléctrico y situación actual
Reconfigurar el sector significaba introducir cambios radicales tanto en su
estructura legislativa como en aquellos aspectos de su funcionamiento que lo
condujeran a ser eficiente.
7.2.3 Separación de los negocios del sector eléctrico
El Estado con el fin de darle transparencia al sector, al aumentar la eficiencia
en la administración de las empresas y al lograr la participación de agentes
privados en el sector eléctrico, lo separó en los negocios de Generación,
Transmisión de energía, Distribución y Comercialización.
Separando los negocios del sector el gobierno pretendía romper la
integración vertical en la industria eléctrica, principalmente las actividades de
generación y distribución. Para motivar esta separación, se creó la actividad
de comercialización con el fin de evitar transferencias o subsidios entre las
dos anteriores.
Por lo anterior se estableció que las empresas que a la fecha de expedición
de la Ley 143/94 se encontraban integradas verticalmente, desarrollando
algunas de las actividades, lo podrían continuar haciendo, siempre y cuando
llevaran contabilidades separadas de los negocios. Las empresas que se
organizaran a partir de la vigencia de la Ley no podrían en el futuro
desarrollar simultáneamente actividades de generación, transmisión y
distribución, pero sí podrían realizar al mismo tiempo una de ellas con la
actividad de comercialización.
54
8. PLAN AMBIENTAL Y SOCIAL
8.1 IMPACTO ECONÓMICO, SOCIAL Y AMBIENTAL
8.1.1 Métodos de valoración económica de costos ambientales
Para la evaluación ambiental se consideraron los siguientes métodos:
- Método de gastos de mitigación
- Método de costos de reposición
- Método de estimación del cambio de productividad
- Método de análisis de cambio en la tasa de morbilidad
- Método de la valoración contingente
- Método de la transferencia de beneficios
- Método de costo de viaje
- Método de costos evitados.
8.1.2 Efectos e impactos positivos
- La construcción y operación del proyecto hidroeléctrico tendrá efectos
ambientales, financieros, económicos y sociales, tanto a nivel del
propietario, como local, regional e inclusive nacional.
- Los principales efectos de tipo positivo serán los económicos, financieros
y sociales, debido al desarrollo de la región, la generación de electricidad
y el mejoramiento del nivel de vida local y regional con el aumento del
empleo, la construcción de infraestructura y la generación de turismo.
55
- Con relación a los efectos socioeconómicos del proyecto, los más
relevantes e importantes a tener en cuenta, junto con los indicadores que
servirían para medirlos, se relacionan en la tabla siguiente:
Tabla 2. Efectos socioeconómicos positivos del proyecto
Efectos Impactos Indicador
- Reducción del precio de la
energía eléctrica en el mercado
mayorista y en las tarifas
- $/kWh
- Aumento en la producción
nacional
- PIBN/PIBn-1
- Aumento en la capacidad de
producción nacional
- kWh/año
- Aumento de la demanda en
materias primas
- US$N/US$N-1
- Aumento del consumo de
energía
- kWh/año
- Aumento de la
oferta de energía
hidroeléctrica
- Ingresos de divisas por
exportación de energía eléctrica
- US$N/US$N-1
- Ahorro en gas natural - M3/año
- Reducción de emisiones de
plantas a carbón
- Ton/año
- Reducción de la
generación
termoeléctrica
- Ingreso de divisas por ventas de
certificados de reducción de
emisiones
- US$N/US$N-1
56
Efectos Impactos Indicador
- Aumento de la demanda de
ano de obra calificada y no
calificada durante construcción
m
- Número de
empleos/año
- Generación de
empleo durante
construcción
- Aumento de la demanda de
mano de obra calificada y no
calificada durante operación
- Número de
empleos/año
- A nivel regional, el proyecto generará interesantes ingresos por
transferencias a CORNARE y los municipios de La Unión, La Ceja y
Abejorral. Durante la construcción, elevará sustancialmente el nivel de
empleo y los ingresos de buena parte de la población local; mejorará la
infraestructura vial e incrementará los precios de las tierras; incentivará el
ordenamiento ambiental de la cuenca y contribuirá al mejoramiento
paisajístico, con el establecimiento del embalse de regulación que,
posteriormente, atraerá veraneantes y turistas, potenciando nuevas
fuentes de empleo e ingresos para la población local, que se podrían
medir a través del indicador “pesos transferidos/mes”.
8.1.3 Efectos e impactos negativos
Los principales efectos negativos son de tipo socio-ambiental, debido a la
intervención de una zona agrícola constituida por minifundios, cuya población
es de escasos recursos económicos. Los principales impactos, obtenidos del
Diagnóstico Ambiental de Alternativas, se mencionan en la siguiente tabla,
identificando como positivos (+) los que favorecen condiciones medio
ambientales y como negativos (-) los que desfavorecen las condiciones
medio ambientales del entorno relacionado directa e indirectamente con la
57
construcción y operación del proyecto. En la misma tabla se adiciona una
columna en la que se identifica si el impacto es medible, con una M y en caso
contrario, no medible, se asigna una N.
Tabla 3. Principales impactos negativos del proyecto
Impactos Ambientales
1. Alteración de la calidad fisicoquímica del agua por el
embalse
(-) M
2. Alteración en el régimen de caudales aguas abajo del
embalse
(-) M
3. Pérdida del recurso suelo por inundación (-) M
4. Pérdida de cobertura vegetal y afectación de ecosistemas
terrestres
(-) M
5. Afectación de áreas de reserva natural (-) M
6. Alteración de la calidad de aguas por obras, campamentos
y talleres
(-) M
7. Generación de residuos sólidos provenientes de
campamentos, talleres y sitios de obra
(-) M
8. Inestabilidad, erosión y producción de sedimentos (-) N
9. Alteración de la calidad del aire (-) M
10. Afectación de asentamientos temporales y permanentes
(desplazamiento involuntario de población)
(-) M
11. Afectación del patrimonio arqueológico e histórico local (-) N
12. Incremento en los presupuestos municipales y recursos de
CORNARE
(+) M
58
Impactos Ambientales
13. Generación de empleo (+) M
14. Potencialización de conflictos que dificultan la convivencia
proyecto - región
(-) N
15. Desarrollo de turismo hacia la región (+) M
16. Mejora de las vías de acceso a la región (+) M
8.1.4 Oposición al proyecto
Dentro de los impactos negativos no medibles se encontró que los siguientes
pueden ser utilizados para generar oposición al proyecto:
- Potencialización de conflictos que dificultan la convivencia proyecto –
región. Bajo este impacto los opositores podrían argumentar que cambian
mucho sus condiciones naturales y culturales de vida, debido a los
efectos de los impactos negativos que genera la construcción del
proyecto. Argüirían que se perdería calidad de vida y que las
indemnizaciones no alcanzarían a compensar esa pérdida.
Argumentarían también que su estilo de vida cambiaría y que algunos
serán desplazados.
- Afectación del patrimonio arqueológico e histórico local. Los opositores,
aprovechando que en Colombia no se tiene un registro detallado y de
relevancia referente al patrimonio arqueológico de la zona, argumentarían
que indefectiblemente se perdería patrimonio arqueológico, sin importar
los esfuerzos y recursos que se destinen a su recuperación y
salvaguarda.
59
- Inestabilidad, erosión y producción de sedimentos. Los opositores
argumentarían que las obras de construcción del proyecto ocasionarán
inestabilidad en los taludes, erosión y producción de sedimentos que
afectarán la calidad de las aguas. Estos son aspectos generales y
cualitativos, de difícil cuantificación.
- Hay otros impactos, como el de caudal ecológico que no cuenta con
valores o metodologías de referencia, la afectación de las actividades
productivas y la afectación de asentamientos, que no cuentan con censos
apropiados y que son aprovechados por los políticos de turno, podrían
presentar fuerte oposición al proyecto dado que involucran temas sociales
y de recursos naturales, muy sensibles a nivel nacional e internacional.
8.1.5 Indicadores de monitoreo y seguimiento
La Oficina de Gestión Socio-ambiental designará a un profesional del área
social para ejecutar este programa, y realizar el monitoreo y seguimiento de
sus actividades. Para realizar este proceso utilizará los siguientes formatos y
elementos:
- Actas de reuniones con la comunidad, organizaciones, instituciones y
administraciones municipales relacionadas con el programa para la
generación de empleo.
- Base de datos de mano de obra no calificada del área de influencia del
proyecto.
- Formato para el Registro de personal no calificado del área de influencia
directa.
60
- Formato para el Registro de personal no calificado del área de influencia
indirecta.
- Formato para el Registro de organizaciones de economía solidaria del
área de influencia directa para el aprovisionamiento de bienes y servicios.
- Formato para el Registro de las actividades de capacitación realizadas
con el personal vinculado al proyecto.
- Informe de avance mensual de la gestión social.
- Registros de sugerencias, quejas y reclamos recibidos en la Oficina de
Gestión Socio-ambiental relacionadas con el tema de empleo.
- Registro fotográfico de las labores de capacitación.
8.1.6 Indicadores generales
- Número de reuniones informativas y de concertación ejecutadas con la
comunidad, instituciones y administraciones municipales / Reuniones
programadas para el programa de generación temporal de empleo.
- Número de quejas, reclamos o inquietudes presentados en la oficina de
Gestión Socio-ambiental sobre el tema de empleo / Gestión adelantada
para solucionarlas.
- Mecanismos de información para garantizar el flujo de información de
manera clara, oportuna, veraz y permanente sobre el tema de empleo.
61
- Número de reuniones con las instituciones involucradas en el desarrollo
del programa y acuerdos establecidos con las mismas.
- Número de mano de obra no calificada vinculada del área de influencia
directa / Total de personal vinculado de mano de obra no calificada.
- Número de mano de obra calificada del área de influencia directa / Total
de mano de obra calificada vinculada al proyecto del área de influencia
directa.
- Organizaciones de economía solidaria de bienes y servicios contratadas
en el área de influencia directa/Total de bienes y servicios demandados
en la región.
- Número de reuniones de inducción planeadas / Número de reuniones de
inducción ejecutadas.
- Número de capacitaciones planeadas / Número de capacitaciones
ejecutadas.
- Número de entrenamientos planeados / Número de entrenamientos
ejecutados.
- Cumplimiento de las metas de vinculación de personal no calificado y
calificado.
- Cumplimiento del porcentaje de vinculación de las organizaciones de
economía solidaria que ofrecen bienes y servicios del área de influencia
directa.
62
8.2 GENERACIÓN DE EMPLEO
El Plan de manejo ambiental (PMA) tiene definido implementar un proyecto
de capacitación y fomento del empleo para la población local. Considerando
las limitaciones de la población local para vincularse en labores del Proyecto,
se propone la capacitación de grupos de población, en concertación con las
organizaciones comunitarias, para facilitar su incorporación y adaptación
como fuerza de trabajo en la construcción de las obras, así como en las
obras y medidas del PMA., buscando fundamentalmente evitar la migración
de población hacia centros urbanos u otras regiones; plantea medidas y
procedimientos básicos para lograr este objetivo y asigna recursos para su
implementación.
63
9. PUESTA EN MARCHA
De acuerdo con los resultados de los estudios técnicos, económicos,
financieros y ambientales, el proyecto hidroeléctrico río Buey es factible y
será ingresado al catálogo de proyectos de generación de energía con
factibilidad aprobada, para ser parte de las futuras opciones de expansión del
negocio de generación de las Empresas Públicas de Medellín.
Su puesta en marcha será aprobada en su momento por la Junta Directiva de
EPM cuando el mercado eléctrico colombiano de las señales de expansión
que muestren que el proyecto es necesario para cubrir la demanda futura
estimada.
Una vez tomada la decisión de construir el proyecto, se pasará a las etapas
de contratación de los diseños definitivos, la obtención de la licencia
ambiental, la solicitud de declaratoria de utilidad pública de la zona de
influencia, la compra de tierras, la contratación de la construcción de sus
principales obras civiles, la contratación del suministro de los equipos
electromecánicos, y los trabajos necesarios para obtener el cierre financiero
del proyecto.
64
10. CRONOGRAMA
El cronograma de ejecución del estudio, si se lograra la decisión de invertir
en la construcción del proyecto hidroeléctrico río Buey, tomaría 4 años, a
partir de la orden construcción proyectada para febrero 2 de 2009, la
discriminación de su construcción sería de la siguiente manera:
65
Figura 11. Cronograma de ejecución del estudio.
66
11. CONCLUSIONES
- Los resultados de los estudios técnicos de hidrología, geología,
geotecnia, sismología, de fuentes de materiales y de desarrollo
hidroeléctrico confirman la factibilidad técnica del proyecto hidroeléctrico
río Buey.
- El proyecto presenta un marco geológico favorable para sus obras ya que
no se encuentran afectadas por fallamientos o estructuras regionales; las
principales obras como la captación, conducción y casa de máquinas se
localizan en rocas granodioríticas de buena calidad. La presa de
regulación y obras anexas sobre el río Piedras serán emplazadas en
neises migmatíticos de menor calidad de geotécnica, pero este hecho no
representa ningún problema técnico de especial significación.
- El planteamiento del diseño del proyecto se orientó a la búsqueda de
soluciones constructivas que minimizaran la ejecución de vías en las
laderas escarpadas del cañón del río Buey, donde los estudios
geomorfológicos plantearon delicadas susceptibilidades a deslizamientos
y procesos erosivos.
- El proyecto hidroeléctrico río Buey, tal como se plantea en el esquema
propuesto, podrá generar 595 GWh/año de energía firme y 615 GWh/año
de energía media, con la instalación de 77.2 MW en dos unidades de
generación tipo Pelton.
- En su evaluación financiera el proyecto arrojó, un VPN (WACC = 9.00%)
de 7,197,086 millones de dólares, valor mayor que cero; una TIR del
9.47%, que es superior al WACC del inversionista y una relación beneficio
67
costo del 1.34, valor superior a uno. Estos resultados indican que el
proyecto es una inversión atractiva desde el punto de vista financiero.
- Ambientalmente el Proyecto es atractivo para la región, pues aporta
regalías e infraestructura a la vez que no presenta impactos inaceptables,
siendo manejables o de menor escala aquellos otros más significativos.
Por otra parte, se han diseñado planes de manejo ambiental y de
monitoreo y seguimiento que deben garantizar el mínimo impacto del
Proyecto.
68
BIBLIOGRAFÍA GENERAL Y OTRAS FUENTES DE CONSULTA
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Editorial McGraw Hill.
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acueducto. Consultores Técnicos Ltda. Abril 1974.
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de regulación sobre los ríos Piedras y Pantanillo. 1978.
EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN. Dirección de Planeación. Unidad
Planeación Recursos Naturales. Aprovechamiento hidroeléctrico de la
cuenca del río Buey. Descripción y caracterización ambiental de alternativas.
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HERNÁNDEZ SAMPIERI, ROBERTO. Metodología de la Investigación
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INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA S.A. Inventario de proyectos hidroeléctricos
entre 10 y 100 Mw. Cuenca piloto del río Arma. Informe general. Octubre
1987.
INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA S.A. Inventario de proyectos hidroeléctricos
entre 10 y 100 Mw. Cuenca piloto del río Arma. Anexo 1: Presentación de
proyectos y geología. Octubre 1987.
MEJÍA VILLEGAS S.A., ASESORÍAS E INTERVENTORÍAS LTDA.
Aprovechamiento cuenca río Buey, Central Hidroeléctrica El Guaico. Estudio
de factibilidad técnica, económica y ambiental. Segunda etapa. Contrato no.
9/DJV-550/144. Informe final, 12 anexos y resumen. Medellín, septiembre
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MEJÍA VILLEGAS S.A., ASESORÍAS E INTERVENTORÍAS LTDA.
Desarrollo hidroeléctrico del río Buey. Estudios de factibilidad. Primera
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MEJÍA VILLEGAS S.A., ASESORÍAS E INTERVENTORÍAS LTDA. Estudio
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MEJÍA VILLEGAS S.A., ASESORÍAS E INTERVENTORÍAS LTDA. Estudio
de factibilidad proyecto hidroeléctrico El Guaico segunda etapa. Estudio de
alternativas de conexión al sistema interconectado nacional. Revisión 1.
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SHELMELKES, CORINA. Manual para la presentación de anteproyectos e
informes de investigación. Ed. McGraw - Hill. Bogotá, 2004.
71
ANEXOS
Anexo 1: Modelo financiero proyecto Buey
72
