Evaluación del Relleno Sanitario y Estudio de ... · Evaluación del Relleno Sanitario y Estudio de ... partir del volumen informado de residuos dispuestos, la densidad estimada

Eva luac ión de l Re l leno San i tar io y E s tud io de Prefac t ib i l idad para la Recuperac ión y la

Ut i l i zac ión de l B iogás en e l Re l leno San i tar io E l Navarro

Ca l i , Co lombia

Elaborado para:

A g e n c i a d e P r o t e c c i ó n A m b i e n t a l d e l o s E s t a d o s U n i d o s Landfill Methane Outreach Program

1200 Pennsylvania Ave., NW Washington, DC 20460

202.343.9291

Elaborado por:

11260 Roger Bacon Drive

Reston, Virginia 20190 703.471.6150

Noviembre de 2008 Archivo Nº 02205721.00

Evaluación del Relleno Sanitario y Estudio de Prefactibilidad para la Recuperación y la Utilización del Biogás en el Relleno Sanitario El Navarro

Eva luac ión de l Re l leno San i tar io y E s tud io de Prefac t ib i l idad para la Recuperac ión y la

Ut i l i zac ión de l B iogás en e l Re l leno San i tar io E l Navarro

Ca l i , Co lombia

Elaborado por Alex Stege y Jim Michelsen Director del Proyecto: Jim Michelsen

SCS ENGINEERS 11260 Roger Bacon Drive

Reston, Virginia 20190

Jefe del Proyecto: Victoria Ludwig Landfill Methane Outreach Program

AGENCIA DE PROTECCIÓN AMBIENTAL DE LOS ESTADOS UNIDOS 1200 Pennsylvania Ave., NW

Washington, DC 20460

Noviembre de 2008


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Í n d i c e Sección Página RESUMEN EJECUTIVO...................................................................................................................................... 1 1.0 INTRODUCCIÓN................................................................................................................................ 1-1

1.1 Objetivos y Enfoque................................................................................................................1-1 1.2 Antecedentes Sobre La Utilización del biogás de Relleno Sanitario.............................1-3 1.3 Limitaciones del Proyecto .......................................................................................................1-4

2.0 INFORMACIÓN SOBRE LOS ANTECEDENTES DEL PROYECTO................................................ 2-1 2.1 Antecedentes del Relleno Sanitario .....................................................................................2-1 2.2 Índices de Disposición de Residuos.......................................................................................2-4 2.3 Composición de los Residuos .................................................................................................2-5 2.4 Sistema de Extracción de Gas Existente .............................................................................2-5

3.0 EVALUACIÓN DEL RELLENO SANITARIO ...................................................................................... 3-1 3.1 Operaciones de disposición de residuos.............................................................................3-1 3.2 Sistemas de Recubrimiento Inferior y Cobertura ...............................................................3-2 3.3 Sistemas de Manejo de Lixiviado y de Aguas Pluviales..................................................3-2 3.4 Mejoras Recomendadas Para el Relleno Sanitario...........................................................3-4

4.0 PROYECCIONES DE LA RECUPERACIÓN DE BIOGÁS................................................................ 4-7 4.1 Introducción ...............................................................................................................................4-7 4.2 Modelo Internacional Para Biogás de LMOP-SCS............................................................4-7 4.3 Resultados del Modelo de Biogás..................................................................................... 4-14

5.0 SISTEMA DE EXTRACCIÓN DE BIOGÁS Y ALTERNATIVAS DE USO ........................................ 5-1 5.1 Introducción ...............................................................................................................................5-1 5.2 Sistema de Extracción Y Control – Descripción Conceptual ............................................5-2 5.3 Opciones de Proyecto de Utilizacion de Biogás – Descripción Conceptual.................5-5

6.0 COSTOS DEL PROYECTO ................................................................................................................ 6-1 6.1 Costos del Sistema de Extracción de Gas de Relleno y del Sistema de

Combustión................................................................................................................................6-1 6.2 Costos del Proyecto de Generación Eléctrica ....................................................................6-2 6.3 Costos de la Clausura del Relleno Sanitario ......................................................................6-4

7.0 EL MERCADO DE LA ELECTRICIDAD EN COLOMBIA................................................................... 7-1 7.1 El Mercado de la Electricidad en Colombia.......................................................................7-1

8.0 EVALUACIÓN ECONÓMICA ........................................................................................................... 8-1 8.1 Resumen de Supuestos ............................................................................................................8-1 8.2 Gastos del Proyecto................................................................................................................8-3 8.3 Ingresos del Proyecto..............................................................................................................8-4 8.4 Resumen de las Evaluaciones Económicas ...........................................................................8-5

9.0 BENEFICIOS AMBIENTALES .............................................................................................................. 9-1 9.1 Reducciones de las Emisiones de los Gases de Efecto Invernadero...............................9-1


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9.2 Beneficios Ambientales Provenientes de la Combustión deL Biogás..............................9-2 10.0 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES..................................................................................10-1

Lista de Figuras

Nº Página 2-1 Relleno Sanitario Original Clausurado........................................................................................2-2 2-2 Nuevo Área (sin la Cobertura Final) ............................................................................................2-2 2-3 Nueva Celda de Disposición..........................................................................................................2-3 2-4 Pozos de Venteo, Relleno Sanitario Original .............................................................................2-7 2-5 Pozos de Venteo, Nueva Área......................................................................................................2-7 3-1 Estanques de Tratamiento de Lixiviado.......................................................................................3-4 3-2 Sistema de Bombeo de Lixiviado y Pileta ..................................................................................3-4 3-3 Canales de Recolección de Aguas Pluviales a lo Largo de la Calle de Acceso..................3-4 2-8 Acceso al Sitio y Balanza...............................................................................................................2-4 2-9 Pozo de Venteo................................................................................................................................2-7 2-10 Prueba de la Calidad del Biogás ................................................................................................2-7 5-1 Diseño Conceptual del Sistema de Extracción y Control (GCCS)...........................................5-4


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L i s t a d e T a b l a s

RE-1 Resumen de la Evaluación Económica de un Proyecto de Energía.......................................RE-4 RE-2 Resumen de la Evaluación Económica de un Proyecto de Combustión ...............................RE-5 2-1 Índices de Disposición de Residuos en el Relleno Sanitario El Navarro, Cali-Colombia ...2-5 2-2 Datos sobre la Composición de los Residuos ..............................................................................2-6 2-3 Prueba de la Calidad del Biogás – Relleno Sanitario Original.............................................2-7 3-1 Resumen de los Costos de la Clausura.........................................................................................3-6 4-1 Comparación de la Composición de los Residuos (%)..............................................................4-5 4-2 Cálculo del Valor Lo.........................................................................................................................4-6 4-3 Resumen de los Resultados del Modelo de Biogás en el Escenario de Recuperación Media .............................................................................................................. 4-10 6-1 Costos Presupuestarios para el Sistema Inicial de Extracción y Control del Biogás ..........6-2 6-2 Costos Presupuestarios para una Planta de Energía con Motor de Combustión

Interna ................................................................................................................................................6-4 7-1 Tarifas Mayoristas de Energía en el MEM..................................................................................7-3 8-1 Resumen de la Evaluación Económica de la Opción 1 Según el Escenario 1y

Alternativa A.....................................................................................................................................8-5 8-2 Resumen de la Evaluación Económica de la Opción 1 Según el Escenario 1 y

Alternativa B .....................................................................................................................................8-6 8-3 Resumen de la Evaluación Económica de la Opción 1 Según el Escenario 2 y






Alternativa B .....................................................................................................................................8-9 9-1 Resumen de las Reducciones Proyectadas de Emisiones de GEI ...........................................9-2 A p é n d i c e s

A Proyecciones de Recuperación de Biogás B Estimación de los Costos de Construcción C Evaluación Económica


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R ESUMEN E JECUT IVO

El presente Informe sobre la Evaluación del Relleno Sanitario y Estudio de Prefactibilidad hace referencia a la implementación potencial de un proyecto de control, utilización y extracción de biogás en el Relleno Sanitario El Navarro, ubicado en Cali, Colombia. También evaluó las mejoras necesarias para hacer que el relleno sea más atractivo para la comunidad que desarrolla rellenos sanitarios para la utilización productiva del biogás. El Programa LMOP de la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos (United States Environmental Protection Agency, USEPA) encomendó la realización de este informe para la Ciudad de Cali.

Para esta evaluación, se estimó que el proyecto de utilización consiste en la instalación de un sistema de extracción de biogás cuyo objetivo es extraer el gas para alimentar una planta de energía eléctrica por medio de generadores con motores de combustión interna. El proyecto también incluiría la combustión de todo biogás no utilizado. Igualmente, se evaluó un escenario alternativo de proyecto de no utilización, en el que se quemaría todo el biogás extraído. Los ingresos para el proyecto se generarían a partir de la venta de créditos por la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) y, en el caso del proyecto de la planta de energía eléctrica, por la venta de energía, por medio de la exportación de la energía a la red o la venta de biogás a usuarios finales. Las reducciones de las emisiones se crean por la combustión del metano, que constituye alrededor del 50 por ciento del biogás. El metano tiene un potencial de calentamiento global aproximadamente 21 veces mayor al del dióxido de carbono (CO2).

A continuación, se detalla un resumen de la información del proyecto en cuestión:

• El Relleno Sanitario El Navarro (El Navarro) se ha utilizado, históricamente, como el sitio de disposición de la Ciudad de Cali, Colombia, cuya población es de alrededor de 2,7 millones de habitantes. El sitio comenzó a recibir residuos en 1970 y cerró en el mes de junio de 2008, después de recibir aproximadamente 19,6 millones de toneladas de residuos sólidos municipales (RSM).

• El sitio abarca un total aproximado de 35 hectáreas (ha), de las cuales se han utilizado 33 para operaciones de disposición de residuos. El nivel de la profundidad de los residuos alcanza un máximo de alrededor de 52 metros.

• El Navarro es propiedad de la Ciudad de Cali y lo opera la Empresa de Servicio Público de Aseo de Cali, E.S.P. (EMSIRVA), entidad pública responsable de la clausura, el mantenimiento y el desarrollo del relleno.

• El Navarro cuenta con algunos conductos de venteo de gas pasivos, pero no posee un sistema activo de extracción y control de biogás.

• Se encuentran disponibles registros históricos sobre la disposición de residuos para el período de 2001 hasta 2007. El nivel de disposición de residuos histórico se estimó a partir del volumen informado de residuos dispuestos, la densidad estimada de los residuos dispuestos y los años de operación.

• Proyecciones de recuperación de gas:


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- La recuperación de gas proyectada para el año 2010, luego de haber completado el sistema de extracción y control de gas, se estima que será de aproximadamente 3.745 metros cúbicos por hora (m3/hora), equivalente a 2.205 pies cúbicos por minutos (cfm) según un escenario de rango medio. Se espera que la tasa de recuperación de biogás descienda rápidamente con el tiempo ya que ahora el relleno está cerrado, y alcanzará 2.482 m3/hr (1.462 cfm) en 2012, 1.409 m3/hr en 2015 y 650 m3/hr en 2020.

• Opciones del proyecto:

- Planta de energía eléctrica: Suponiendo que se efectúa la puesta en funcionamiento de una planta de energía en enero de 2010, se estima que habrá suficiente gas disponible para alimentar una planta de 2.120kW (compuesta de dos motores de combustión interna que funcionan con biogás) hasta 2017. Desde 2017 hasta 2021, el descenso del flujo de gas alimentará una planta de energía de 1.060kW.

- Uso directo: La utilización de biogás por parte de un establecimiento industrial cercano no fue considerada una opción factible del proyecto debido a la falta de un establecimiento industrial adecuado en las inmediaciones del relleno sanitario que pudiera servir como usuario final del biogás extraído.

- Proyecto de quema solamente: Suponiendo que el inicio de un proyecto de quema solamente se produce en 2010, se estima que habrá disponible suficiente gas para quemar alrededor de 67 mmBtu por hora en 2010, 25 mmBtu por hora en 2015 y 12 mmBtu por hora en 2020.

• Proyección de la reducción de emisiones de metano:

- Un proyecto para capturar y quemar biogás generado en el relleno produciría una reducción directa de emisiones de CO2 equivalentes (CO2e) que alcanzaría un total de alrededor de 1,24 millones de toneladas para el período 2010 – 2023, a través de la reducción de las emisiones de metano del relleno sanitario.

- Un proyecto de generación de energía eléctrica a partir del aprovechamiento del biogás (proyecto de energía), produciría una cantidad estimada adicional de 91.000 toneladas de reducción indirecta de emisiones de CO2e para el período comprendido entre 2010 y 2021 mediante el reemplazo de electricidad producida por otras fuentes.

Se analizaron los aspectos económicos de cada una de las opciones del proyecto en el marco de escenarios distintos, incluyendo un porcentaje de los costos por la clausura del sitio (0 o 20 por ciento), nivel de financiamiento utilizado para la inversión (75 por ciento o 0 por ciento), tipo de proyecto, duración del proyecto, y fijación de precios por la reducción de emisiones (USD8 o USD10/tonelada de CO2e para el período hasta el año 2012 o hasta el 2019). Se estima que toda la electricidad generada por el proyecto de energía se venderá a la red a una tarifa de mercado mayorista de USD0,043 por kWh, sin ningún incentivo directo proveniente de tarifas preferenciales para energías renovables. Los precios de venta por reducción de emisiones de USD8 y USD10 por tonelada de CO2 equivalente por reducción de metano del proyecto se utilizaron en el análisis económico tanto del proyecto de generación eléctrica como en el


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proyecto de quema solamente. Esos precios de venta por reducción de emisiones se basan en la tendencia reciente de los mercados de reducción de emisiones.

Los resultados del análisis indican que la factibilidad económica de un proyecto de quema presenta ser lo suficientemente favorable como para que sea probable que atraiga a desarrolladores y/o inversores a cualquiera de los dos precios de reducción de emisiones (USD8 o USD10 por tonelada), siempre que los costos por la clausura del sitio no estén subsidiados por el proyecto de quema de biogás. Si los ingresos por reducción de emisiones continúan hasta 2019 al precio por reducción de emisiones más alto de USD10 por tonelada, un proyecto de quema podría asumir hasta el 20 por ciento del costo estimado por la clausura del sitio y seguir siendo factible desde el punto de vista económico. Un proyecto de generación de energía eléctrica no parece ser económicamente factible con la tarifa del mercado mayorista y en el nivel actual de incentivos para energías renovables, excepto en el caso del escenario evaluado más favorable (sin la inclusión de los costos por la clausura, financiamiento del proyecto e ingresos por reducción de emisiones hasta 2019 a un precio de USD10 por tonelada). Sin embargo, un proyecto de energía podría tornarse factible si continúa la tendencia reciente que apunta a tarifas de electricidad más altas, que quizás refleja costos de suministro de gas natural más altos en el país o si el incentivo directo de tarifas preferenciales paras energías renovables se adopta en el país.

A continuación, se presenta un resumen de indicadores económicos en las Tablas RE-1 y RE-2.


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TABLA RE-1: RESUMEN DE LA EVALUACIÓN ECONÓMICA DE UN PROYECTO DE PLANTA DE ENERGÍA ELECTRICA (Período del Proyecto = 2009 – 2021)

Período de Ingresos

Recibidos por Reducción de

Emisiones

Precio por Reducción de

Emisiones (USD/tonelada)

Inversión Patrimonial

(%)

Porción de los Costos por

Clausura del Sitio

(%)

Valor Presente Neto

al 14% (x1.000 USD)

Tasa Interna de Retorno

(%)

2010 – 2012 8 100 0 ($2.784) -13,3%

2010 – 2012 10 100 0 ($2.172) -7,8%

2010 – 2012 8 25 0 ($2.001) Negativa

2010 – 2012 10 25 0 ($1.357) Negativa

2010 – 2012 8 100 20 ($3.902) -18,4%

2010 – 2012 10 100 20 ($3.290) -13,9%

2010 – 2012 8 25 20 ($2.992) Negativa

2010 – 2012 10 25 20 ($2.348) Negativa

2010 – 2019 8 100 0 ($1.298) 5,9%

2010 – 2019 10 100 0 ($292) 12,2%

2010 – 2019 8 25 0 ($640) Negativa

2010 – 2019 10 25 0 $366 36,1%

2010 – 2019 8 100 20 ($2.416) 1,1%

2010 – 2019 10 100 20 ($1.410) 6,7%

2010 – 2019 8 25 20 ($1.631) Negativa

2010 – 2019 10 25 20 ($625) Negativa


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TABLA RE-2: RESUMEN DE LA EVALUACIÓN ECONÓMICA DE UN PROYECTO DE QUEMA (Período del Proyecto = Período de ingresos recibidos por reducción de emisiones)

Período de Ingresos

Recibidos por Reducción de

Emisiones

Precio por Reducción de

Emisiones (USD/tonelada)


(%)

Porción de los Costos

por Clausura del

sitio (%)

Valor Presente

Neto al 14% (x1.000 USD)


(%)

2010 – 2012 8 100 0 ($64) 12,0%

2010 – 2012 10 100 0 $535 30,3%

2010 – 2012 8 25 0 $40 20,7%

2010 – 2012 10 25 0 $639 99,9%

2010 – 2012 8 100 20 ($1.182) (11,4%)

2010 – 2012 10 100 20 ($583) 1,9%

2010 – 2012 8 25 20 ($1.022) Negativa

2010 – 2012 10 25 20 ($424) Negativa

2010 – 2019 8 100 0 $642 27,0%

2010 – 2019 10 100 0 $1.557 43,6%

2010 – 2019 8 25 0 $878 126,2%

2010 – 2019 10 25 0 $1.793 189,9%

2010 – 2019 8 100 20 ($476) 7,5%

2010 – 2019 10 100 20 $439 19,6%

2010 – 2019 8 25 20 ($113) Negativa

2010 – 2019 10 25 20 $802 90,1


1 - 1

1 .0 INTRODUCC IÓN

El Programa Landfill Methane Outreach Program (LMOP) de la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos (Environmental Protection Agency, EPA) se complace en presentar el presente Informe sobre la Evaluación del Relleno Sanitario y Estudio Preliminar de Factibilidad para la implementación de un proyecto de extracción, control y utilización de biogás en el Relleno Sanitario El Navarro (El Navarro) en la ciudad de Cali, Colombia. El Navarro es un vertedero controlado a cielo abierto, que cuenta con algunos elementos de un relleno sanitario. Originalmente, el presente estudio tuvo la intención de incluir un elemento nuevo, en el cual se debían identificar las mejoras operativas del relleno con el objeto de hacerlo más atractivo para la comunidad que desarrolla rellenos sanitarios para la utilización productiva del biogás. Sin embargo, después de la visita efectuada al sitio en el mes de agosto de 2007, se hizo evidente que el relleno no contaba con capacidad adicional para disposición y que era necesario cerrarlo de inmediato. Por consiguiente, la revisión operativa se centró en las recomendaciones para cumplir con las actividades de clausura.

Este estudio de prefactibilidad fue preparado por la empresa SCS Engineers (SCS) y el Programa LMOP (Equipo de Proyecto) en el marco de la Asociación de Metano a los Mercados de la US EPA, una iniciativa internacional destinada a ayudar a los países asociados en la reducción de las emisiones de metano y la utilización del metano como recurso energético en todo el mundo. Se identificó al El Navarro como candidato para un proyecto de captura y utilización de biogás debido a una serie de razones, entre las que se incluyen:

• El tamaño del relleno (volumen), la profundidad del material de relleno y la antigüedad.

• La utilización de biogás como combustible para un proyecto de energía en el relleno posiblemente produciría una reducción neta de las emisiones de carbono provenientes directamente de la combustión del metano y, también indirectamente, del reemplazo por otros combustibles de carbono.

1 . 1 O B J E T I V O S Y E N F O Q U E

Los objetivos de esta evaluación son los siguientes:

• Identificar acciones con el fin de mejorar las operaciones en el relleno sanitario y comenzar con las actividades de clausura destinadas a:

– Mejorar la producción y la extracción de biogás.

– Hacer que el relleno sanitario sea un entorno más seguro y saludable.

– Mejorar la gestión de las aguas pluviales y el líquido lixiviado.

– Hacer que el relleno sea más atractivo para la comunidad que desarrolla rellenos sanitarios para la utilización productiva del gas.


1 - 2

• Evaluar la viabilidad técnica y económica del desarrollo de un proyecto de control y utilización de biogás en el relleno sanitario.

• Cuantificar la reducción potencial de las emisiones de los gases de efecto invernadero (GEI) a partir de la implementación de un proyecto.

• Proporcionar a la Ciudad de Cali una herramienta para ayudar a los potenciales desarrolladores del proyecto en la toma de decisiones informadas sobre investigaciones adicionales o sobre cómo avanzar con un proyecto en el relleno.

El enfoque tomado para el presente estudio es el siguiente:

• Examinar las condiciones del sitio y los antecedentes disponibles, incluso la cantidad de residuos y su composición, el tipo y la configuración del relleno, así como los datos meteorológicos.

• Realizar visitas al sitio con el fin de observar las características del relleno y las operaciones que se llevan a cabo y reunirse con el propietario y el operador del relleno sanitario. Representantes de LMOP y de la empresa SCS visitaron el relleno sanitario en el mes de agosto de 2007, se reunieron con representantes de la Ciudad y con el administrador del sitio, EMSIRVA, y obtuvieron datos adicionales sobre el proyecto.

• Identificar acciones para mejorar las operaciones en el relleno y comenzar con las actividades vinculadas a la clausura.

• Estimar el potencial de recuperación de biogás del relleno mediante el uso de un modelo informático elaborado a partir de la información disponible y la experiencia en ingeniería en rellenos sanitarios similares.

• Cuantificar el potencial para la generación de electricidad en el sitio utilizando el biogás como combustible o para la venta del biogás a los establecimientos industriales que se encuentran fuera del sitio.

• Estimar los elementos necesarios para el sistema de extracción y utilización de gas (cantidad y profundidad de los pozos, tamaño y longitud de las tuberías, capacidades de las antorchas, etc.) con el fin de evaluar los costos de capital y de operación necesarios para la implementación de la extracción del gas y la combustión en el relleno sanitario.

• Estimar los costos de capital y de operación que representa la implementación de un proyecto de recuperación de energía.

• Evaluar el proyecto desde el punto de vista económico mediante la cuantificación de los costos de capital y de operación, así como las fuentes de ingresos, y calcular el valor presente actual y la tasa interna de retorno.


1 - 3

1 . 2 A N T E C E D E N T E S S O B R E L A U T I L I Z A C I Ó N D E L B I O G Á S D E R E L L E N O S A N I T A R I O

Los rellenos sanitarios producen biogás a medida que los materiales orgánicos se descomponen bajo condiciones anaeróbicas (sin oxígeno). El biogás se compone de partes aproximadamente equivalentes de metano y dióxido de carbono, con rastros de concentraciones de compuestos orgánicos volátiles (COV), contaminantes atmosféricos peligrosos (Hazardous Air Pollutants, HAP) y otros componentes. Los dos componentes principales del biogás, el metano y el dióxido de carbono, se consideran gases de efecto invernadero (GEI) que contribuyen al calentamiento global, aunque el Panel Intergubernamental sobre Cambio Climático (PICC) no considera que el dióxido de carbono que se encuentra específicamente presente en el biogás crudo sea un GEI (se lo considera “biogénico” y, por lo tanto, una parte natural del ciclo del carbono).

Sin embargo, se considera que el metano presente en el biogás crudo es un GEI. De hecho, el metano es un GEI mucho más potente que el dióxido de carbono (CO2), con un potencial de calentamiento global de aproximadamente 21 veces mayor al del CO2. Por lo tanto, la captura y la combustión del metano (su transformación en dióxido de carbono y agua) por medio de una antorcha, de un motor generador o de algún otro mecanismo generan una reducción neta sustancial de emisiones de GEI. Entre otros beneficios adicionales más allá de la reducción de las emisiones de GEI, se incluyen el potencial para el mejoramiento de la calidad del aire local a través de la destrucción de los HAP y COV durante la combustión del biogás.

El biogás puede salir del relleno sanitario a través de dos vías naturales: la migración hacia un sector del subsuelo contiguo y el venteo a través del sistema de cobertura del relleno. En ambos casos, sin captura ni control el biogás (y el metano), eventualmente logrará salir a la atmósfera. El volumen y el índice de las emisiones de metano de un relleno es una función de la cantidad total de material orgánico enterrado en el sitio, de su antigüedad y contenido de humedad, de las técnicas de compactación, de la temperatura, así como del tipo de residuo y del tamaño de las partículas. Mientras que los índices de las emisiones de metano disminuirán una vez que se cierre el relleno (a medida que la fracción orgánica se agota), habitualmente un relleno sanitario continuará emitiendo metano por muchos años (20 o más) después de su clausura.

Un método común utilizado para el control de las emisiones de biogás es la instalación de un sistema de extracción y control de biogás. Los sistemas de control de biogás normalmente están equipados con un dispositivo para la combustión (o para otro tratamiento) diseñado con el fin de destruir el metano, los COV, y los HAP antes de su emisión a la atmósfera.

El biogás de buena calidad (alto contenido de metano con niveles bajos de oxígeno y nitrógeno) puede utilizarse como combustible para sustituir el uso de combustibles convencionales o de otros tipos de combustible. Típicamente, el valor calorífico varía de 400 a 600 Btus (British thermal units, unidad térmica británica) por cada scf (Standard cubic foot, pie cúbico estándar), que es aproximadamente la mitad del valor calorífico del gas natural. En general, los usos existentes y potenciales del biogás corresponden a alguna de las siguientes categorías: generación de energía eléctrica, uso directo para calefacción/combustible para caldera (Btu-medio), aumento a gas de Btu alto y otros usos como por ejemplo combustible para vehículos. El presente estudio se centra en la evaluación de un proyecto potencial de generación de energía eléctrica y un proyecto de uso directo.


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1 . 3 L I M I T A C I O N E S D E L P R O Y E C T O

Durante la presente evaluación, el Equipo del Proyecto se basó en la información brindada y en varios supuestos con el objeto de completar la evaluación económica y el modelo de recuperación de biogás. Los juicios y análisis se realizaron a partir de la información mencionada y de la experiencia del Equipo del Proyecto en los sistemas de recuperación y utilización de biogás. Entre las limitaciones específicas, se incluyen:

• Las estimaciones de producción de biogás se basan en un análisis teórico y en las observaciones directas del relleno sanitario y sus operaciones.

• Dado que, en la actualidad, el relleno no posee un sistema de recuperación de biogás, el análisis económico se basó en los costos típicos de capital y de operación de sistemas similares más que en información específica del proyecto.

• Las proyecciones de recuperación de biogás se elaboraron conforme al cuidado y a la competencia que usualmente ejercen reconocidos profesionales especializados en este tema, bajo circunstancias similares, en esta o en localidades similares. No se ofrece ninguna otra garantía, expresa o implícita, en relación a las opiniones profesionales presentadas en este documento. Ciertos cambios vinculados al uso del predio del relleno sanitario y sus condiciones (por ejemplo, variaciones de las precipitaciones, niveles de agua, operaciones del relleno, sistemas de cobertura final u otros factores) pueden afectar la recuperación futura de biogás. El programa LMOP no garantiza la cantidad ni la calidad de biogás disponible.

• En el presente estudio de prefactibilidad se elaboraron supuestos vinculados a la disponibilidad y la accesibilidad futuras de las zonas del relleno sanitario para la instalación de un sistema de extracción de gas, a partir de información que se encontraba disponible al momento de elaborar el presente estudio. Esos supuestos se formularon debido a la ausencia de información específica sobre las fechas en que muchas porciones del relleno estarán accesibles para el desarrollo de campos de pozos y sobre la antigüedad de los residuos en cada zona. Debido a que dichos supuestos se utilizaron con el fin de elaborar un cronograma tentativo para la construcción de un sistema de captura de gas y la colocación de cobertura de la masa de residuos que genere biogás, esos supuestos pueden provocar impactos de consideración sobre la recuperación futura de biogás proyectada y las estimaciones resultantes del proyecto de prefactibilidad.

• Este Estudio de Prefactibilidad se ha llevado a cabo para el uso exclusivo por parte de la Ciudad de Cali. Ninguna otra particular, conocida o desconocida para el programa LMOP ni para la empresa SCS Engineers, será beneficiaria del presente informe o de la información que éste contiene. Los terceros utilizarán el presente informe a su propio riesgo. El Equipo de Trabajo del programa LMOP y la empresa SCS Engineers no asumen responsabilidad alguna por la precisión de la información obtenida o suministrada por terceros.

Evaluación del Relleno Sanitarioy Estudio de Prefactibilidad para la Recuperación y la Utilización del Biogás en el Relleno Sanitario El Navarro

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2 .0 INFORMACIÓN SOBRE LOS ANTECEDENTES DEL PROYECTO

2 . 1 A N T E C E D E N T E S D E L R E L L E N O S A N I T A R I O

El Navarro está ubicado en el Valle del Cauca, a alrededor de 1.000 metros sobre el nivel del mar, próximo al límite sudoeste de la Ciudad de Cali, Colombia, que tiene una población de alrededor de 2,1 millones de habitantes. El Navarro ha servido como el sitio de disposición principal de la Ciudad de Cali y el área circundante. El sitio es de propiedad de la Ciudad de Cali y es operado por la Empresa de Servicio Público de Aseo de Cali, E.S.P. (EMSIRVA).1 Desde 1998 hasta 2002, EMSIRVA contrato a Serviambiental SA ESP para que desarrollara y operara El Navarro. En julio de 2002, el contrato de Serviambiental SA ESP para desarrollar y operar el relleno venció y se le puso término, y EMSIRVA se hizo cargo de las operaciones. El relleno dejó de recibir residuos y cerró las operaciones el 25 de junio de 2008. El clima de la región es tropical y moderadamente húmedo. La temperatura anual promedio es de 24ºC (75º Farenheit) y el promedio anual de precipitaciones es de 1.013 milímetros (40 pulgadas).2 C a r a c t e r í s t i c a s F í s i c a s d e l R e l l e n o

La propiedad del relleno sanitario existente incluye un total de alrededor de 35 hectáreas (ha), de las cuales aproximadamente 33 ha están destinadas a disposición, las cuales incluyen un área de 16 ha más antigua cerrada (Relleno Sanitario Original), un área más nueva de 16 ha donde los residuos se disponían hasta hace poco tiempo (Área Nueva) y un área de expansión de 0,9 ha que recibió residuos en 2008 (Área de Expansión). El área que rodea el relleno se compone de terrenos grandes y llanos dedicados al cultivo de la caña de azúcar. Construcciones residenciales y comerciales se han desarrollado cerca del relleno en los últimos años. En esta sección, se ofrece una descripción general del relleno sanitario. En la Sección 3, se proporcionan detalles adicionales sobre las condiciones y las características físicas del relleno en el año 2007 cuando aún recibía residuos. El Relleno Sanitario Original operó entre 1970 y 2001. Estaba dividido en tres celdas: la colina principal, un área de disposición de residuos hospitalarios o médicos y una celda triangular sobre el límite sudeste del sitio. Ninguna de las celdas del relleno original cuenta con revestimiento. La colina principal se relleno hasta una altura aproximada de 1.007 metros por encima del nivel del mar (aproximadamente 52 metros de profundidad total). En el año 2000, se instaló la cubierta final sobre la colina principal y el área de disposición de residuos hospitalarios. La cobertura final parece estar bastante estable en la actualidad, aunque anteriormente se han producido fallas en los taludes. El área favorece el crecimiento de pasto, de árboles pequeños y otra clase de vegetación que ayuda a minimizar la erosión (ver Figura 2-1).

1 EMSIRVA es agencia pública que se creó el 29 de octubre de 1966. El objetivo primario de EMSIRVA es la recolección y la disposición de residuos sólidos. EMSIRVA también ofrece el servicio de limpieza de calles en al Ciudad de Cali. 2 Fuente: www.worldclimate.com


2 - 2

F i g u r a 2 - 1 . R e l l e n o S a n i t a r i o O r i g i n a l C l a u s u r a d o

F i g u r a 2 - 2 . N u e v a Á r e a ( s i n l a C o b e r t u r a F i n a l )

El Área Nueva de 16 ha se construyó con una recubrimiento inferior de geomembrana de HDPE impermeable y se desarrolló como una serie de celdas (1, 2, 3, 4, 6, 6C y F) que han recibido residuos desde el año 2001. La profundidad de residuos promedio es de alrededor de 30 metros. El Área Nueva aún no ha recibido la cobertura final y gran parte del área no se ha nivelado en forma adecuada como para permitir la colocación de la cobertura final. No recibió cobertura de tierra diaria o intermedia debido a la falta de tierra en el relleno que pudiera utilizarse como material de cobertura (ver Figura 2-2). Algunas porciones del Área Nueva recibieron una cobertura diaria antes del año 2003 pero la mayoría de las áreas con cubierta diaria han sido cubiertas con capas de residuos y será necesario re-nivelarlas y cubrirlas como parte del proceso de clausura del sitio. Una nueva celda pequeña, denominada Área de Expansión, se desarrolló en 2007 a fin de ofrecer una capacidad de disposición adicional al relleno. La nueva celda cubre alrededor de 9.000 metros cuadrados. La capacidad máxima de esa celda es de 70.000 metros cúbicos aproximadamente. Suponiendo una densidad de disposición de 0,6 toneladas métricas por metro cúbico, la celda tenía una capacidad aproximada de 42.000 toneladas métricas de residuos, lo cual es menor a un mes de capacidad a la tasa de vertido de 2008. Es posible que EMSIRVA haya desarrollado dos celdas de disposición adicionales adyacentes al Área de Expansión existente con el objeto de ofrecer capacidad de relleno hacia fines del mes de junio de 2008. El relleno sanitario no cuenta con un cerco de seguridad perimetral. Una gran cantidad de recolectores informales de residuos se encontraban operando en la sección activa del relleno sanitario. La entrada del establecimiento servía como control de seguridad del sitio pero no se observaron procedimientos de seguridad durante las visitas efectuadas. Si bien EMSIRVA tiene un contrato de seguridad con la organización de recolectores informales, sus esfuerzos parecen estar orientados al control de los recolectores informales que trabajan en el relleno más que al acceso del relleno sanitario. El sitio está rodeado por campos de caña de azúcar y una carretera de acceso rodea todo el sitio. No parece haber ninguna clase de cerco alrededor del relleno sanitario. A continuación, en la Figura 2-3, se muestra el área de disposición activa al momento de realizar las visitas en el año 2007.


2 - 3

F i g u r a 2 - 3 . N u e v a C e l d a d e D i s p o s i c i ó n

El relleno utilizó la siguiente maquinaria pesada para diseminar y compactar los residuos, y construir canales: Topadora D6, topadora D5, compactador tipo oruga de 40 toneladas y excavadora hidráulica.

Una vez que los vehículos recolectores entregaban los residuos al frente de trabajo, los recolectores informales recolectaban el material reciclable y el personal del relleno sanitario diseminaba y compactaba los residuos con maquinaria pesada. La actividad de los recolectores informales de residuos dificultaba la tarea de los operadores de los equipos, lo cual limitaba la cantidad de residuos compactados que podía alcanzarse y evitaba la formación de celdas y terrazas homogéneas. Otras características incluyen una bascula para los camiones en la entrada del relleno (ver Figura 2-4) y una instalación de reciclaje abandonada que tiene una plataforma cubierta y equipos para seleccionar y clasificar material reciclable. En la actualidad, la Universidad del Valle monitorea las aguas subterráneas por medio de pozos y piezómetros.

F i g u r a 2 - 4 . E n t r a d a y B á s c u l a d e l R e l l e n o


2 - 4

2 . 2 Í N D I C E S D E D I S P O S I C I Ó N D E R E S I D U O S

Las operaciones de relleno de residuos comenzaron en El Navarro en 1970 y finalizaron el 25 de junio de 2008. EMSIRVA suministró los registros históricos de los índices de disposición de residuos del Navarro para el período comprendido entre 2002 y julio de 2007. No se encuentran disponibles datos relativos a la disposición anual de los años anteriores. EMSIRVA estima que se dispusieron 15.540.450 toneladas desde 1970 hasta 2001. Los índices de disposición anual durante ese período histórico se estimaron a partir de las toneladas totales dispuestas reportadas a fines de 2001 y una tasa de crecimiento de 1,5 por ciento por año. La disposición de 2007 se estimó tomando como base la disposición reportada entre los meses de enero y julio. La disposición de 2008 se estimó igual a la mitad del total de 2007. Se estima que el total de residuos dispuestos al momento de la clausura a fines de junio de 2008 es de aproximadamente 19,56 millones de toneladas. La Tabla 2-1 resume las estimaciones relacionadas con la disposición de residuos.

TABLA 2-1: INDICES DE DISPOSICION DE RESIDUOS EN EL RELLENO SANITARIO EL NAVARRO, CALI, COLOMBIA

Año Disposición de

residuos (toneladas/año)

Año Disposición de

residuos (toneladas/año)

1970 381.940 1990 514.410 1971 387.670 1991 522.130 1972 393.490 1992 529.960 1973 399.390 1993 537.910 1974 405.380 1994 545.980 1975 411.460 1995 554.170 1976 417.630 1996 562.480 1977 423.890 1997 570.920 1978 430.250 1998 579.480 1979 436.700 1999 588.170 1980 443.250 2000 596.990 1981 449.900 2001 605.940 1982 456.650 2002 609.110 1983 463.500 2003 669.810 1984 470.450 2004 575.360 1985 477.510 2005 574.730 1986 484.670 2006 605.270 1987 491.940 2007 655.460 1988 499.320 2008 327.720 1989 506.810 2009 0


2 - 5

2 . 3 C O M P O S I C I Ó N D E L O S R E S I D U O S

La composición de los residuos debe considerarse detenidamente cuando se evalúa un proyecto de recuperación de biogás. Particularmente, se debe considerar el contenido orgánico, el contenido de humedad y la “degradabilidad” de las diversas fracciones de los residuos. Por ejemplo, los rellenos que contienen grandes cantidades de residuos de alimentos, que son altamente degradables, tenderán a producir biogás con mayor rapidez, pero durante un período de tiempo más breve. El efecto que produce la composición de los residuos sobre la producción de biogás se analiza con mayor profundidad en la Sección 4.

Los datos sobre la composición de los residuos dispuestos en El Navarro fueron suministrados por EMSIRVA. La Tabla 2-2 describe un resumen de los datos sobre la composición estimada de los residuos del relleno.

TABLA 2-2: DATOS SOBRE LA COMPOSICIÓN DE LOS RESIDUOS

Componente Fracción de la corriente

de residuos (%)

Residuos de alimentos 75,0 Residuos de jardinería 7,0 Residuos de maderas 1,5 Papel y cartón 6,4 Plástico 1,8 Caucho, Cuero 1,0 Material textil 0,5 Otros materiales orgánicos 0,0 Metales 1,0 Vidrio y cerámica 1,0 Otros materiales inorgánicos 4,8

TOTAL 100,0

2 . 4 S I S T E M A D E E X T R A C C I Ó N D E G A S E X I S T E N T E

No existe un sistema activo de extracción de biogás en El Navarro. Existen varios pozos de venteo pasivos tanto en el Relleno Sanitario Original como en algunas secciones inactivas del Área Nueva. Los pozos de venteo se componen de columnas de gavión (1m x 1m) con un tubo perforado de HDPE de 6 pulgadas de diámetro. La sección que se encuentra por encima del nivel del suelo de los pozos de venteo tienen una tapa con una campana de metal y una antorcha para quemar el biogás. Gran parte de los tubos de venteo de gas ubicados en la celda cerrada se perforaron y construyeron durante el proceso de clausura del relleno sanitario en el año 2001. En algunas áreas específicas, hay una gran cantidad de tubos de venteo, mientras que en otras áreas


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hay muy pocos. La distribución de los tubos de venteo quizá son el resultado de la necesidad de estabilizar algunas áreas donde había bolsones de biogás y grandes volúmenes de líquido lixiviado. Los pozos de venteo del Área Nueva se han construido en forma progresiva, a medida que se expandía el relleno. Se desconoce la cantidad total y la distribución de los pozos de venteo que se encuentran en el relleno sanitario.

M e d i c i o n e s d e l a C a l i d a d d e l G a s e n l o s P o z o s d e V e n t e o E x i s t e n t e s

En el transcurso de la visita realizada en el mes de febrero de 2007, se tomaron mediciones de la calidad del gas en tres pozos de venteo del Relleno Sanitario Original cerrado (ver Figura 2-5). La Tabla 2-3 presenta un resumen de los datos obtenidos durante el muestreo de biogás. No se tomaron mediciones en el Área Nueva ya que los pozos no reunían las condiciones necesarias para efectuar el muestreo (ver Figura 2-6). Si bien no se pudo medir el biogás en el Área nueva, los olores presentes indicaban la presencia de biogás en toda el área.

F i g u r a 2 - 5 . P o z o s d e V e n t e o , R e l l e n o S a n i t a r i o O r i g i n a l

F i g u r a 2 - 6 . P o z o s d e V e n t e o , N u e v a Á r e a

.

TABLA 2-3: PRUEBA DE LA CALIDAD DEL BIOGÁS – RELLENO SANITARIO ORIGINAL

Pozo CH4 (%)

CO2 (%)

O2 (%)

Equilibrio (%)

Temperatura (ºF)

Antigüedad de los residuos

(años) 5.3 21,6 16,2 11,7 50,6 95 1970-2001 1.2 9,2 6,5 16,2 68,0 95 1970-2001 4.2 13,0 8,8 14,9 63,4 102 1970-2001

Los datos presentados en la Tabla 2-3 muestran que el biogás tiene un bajo contenido de metano y un alto porcentaje de oxígeno y gas de balance. Esos valores no son habituales y parecen estar causados por la infiltración de aire en la muestra como consecuencia de las condiciones de los


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pozos de venteo. Los pozos se han cubierto con barriles de acero comúnmente tiene rajaduras por donde puede producirse la infiltración de aire.


3 - 1

3 .0 EVALUAC IÓN DEL RE L LENO SAN ITAR IO

Se efectuó una evaluación de las operaciones en el relleno sanitario y de su clausura basada en una visita al sitio y en entrevistas con el personal del relleno realizadas por un ingeniero especialista en rellenos sanitarios en el mes de agosto de 2007, cuando aún se llevaban a cabo operaciones vinculadas con la disposición. El objetivo de la evaluación del relleno fue evaluar las condiciones y las operaciones del relleno e identificar las acciones necesarias para mejorar las operaciones y comenzar con las actividades de clausura con el objetivo de:

• Mejorar la producción y extracción de biogás.

• Hacer que el relleno sanitario sea un entorno más seguro y saludable.

• Mejorar la gestión de las aguas pluviales y el líquido lixiviado.

• Hacer que el relleno sea más atractivo para la comunidad que desarrolla rellenos sanitarios para la utilización productiva del gas.

3 . 1 O P E R A C I O N E S D E D I S P O S I C I Ó N D E R E S I D U O S

Los camiones cargados de residuos para disposición en El Navarro ingresaban al relleno desde el extremo sudoeste del sitio a través de un puesto de pesaje compuesto por una báscula de camiones y una oficina. La báscula estaba conectada a un lector electrónico. Si bien el establecimiento estaba equipado con una computadora a fin de hacer el seguimiento de las entregas al relleno, el lector de la báscula no estaba conectado directamente a la computadora y era necesario realizar el ingreso de los pesos en forma manual. De ahí, los camiones de entrega de residuos proceden a la zona de descarga activa en las áreas Nueva y de Expansión. Contratistas privados estaban a cargo de las operaciones de relleno, quienes proporcionaban al sitio topadoras y demás equipos de operaciones bajo la dirección de un supervisor del sitio y de un ingeniero del sitio, empleados de EMSIRVA. En la actualidad, la descarga, la diseminación y la compactación de residuos se llevo a cabo con dos a tres topadoras modelos Caterpillar D-5 o D-6. Se necesitaron las topadoras para operar en medio de un grupo grande de recolectores informales en la sección que estaba en funcionamiento. Se estima que entre 500 y 900 personas participaban de las actividades relacionadas con la recolección informal de residuos dentro del relleno sanitario. Los recolectores informales recogían distintos materiales (esencialmente plástico) de la corriente de residuos para su reventa. Debido a la interferencia de esos recolectores, los operadores de las topadoras solamente podían diseminar los residuos fuera del área de descarga. La presencia de recolectores informales de residuos no permitía que los operadores de las topadoras compactaran los residuos mediante múltiples pasadas, una práctica habitual en los rellenos. Antes de 2003, cuando Serviambiental SA ESP operaba el sitio, las operaciones vinculadas con la disposición se completaban conforme a las prácticas aceptadas para los rellenos sanitarios y el contorno de la clausura final determinado para el sitio. En ese tiempo, las rampas finales del sitio


3 - 2

parecen haberse planificado para pendientes 1:3. Aparentemente, desde 2003, el relleno se ha sobrecargado y al momento de la visita al sitio, excedía las pendientes 1:3 planificadas y contaba con áreas importantes rellenadas con pendientes que excedían 1:1.5. Las paredes casi verticales de residuos del Área Nueva no pueden cubrirse con tierras como es necesario para efectuar la clausura sin que se realice una re-nivelación significativa. Todo ello ha conducido a una acumulación importante de líquido lixiviado, riesgo de incendio y fallas en las pendientes (deslizamientos).

3 . 2 S I S T E M A S D E R E C U B R I M I E N T O I N F E R I O R Y C O B E R T U R A

R e v e s t i m i e n t o

El Relleno Sanitario Original no tiene recubrimiento inferior. De acuerdo con los planos de su construcción, el Área Nueva cuenta con un recubrimiento inferior en el fondo que se compone de una capa gruesa de 50 cm de tierra re-compactada, un revestimiento de geomembrana y una capa gruesa de grava para drenaje de 30 cm. Ese revestimiento se instaló por etapas, a medida que se desarrolló el Área Nueva.

C o b e r t u r a I n t e r m e d i a

En la actualidad, el área Nueva no ha recibido una cobertura de tierra diaria o intermedia debido a las pendientes pronunciadas y a la falta de tierra dentro del sitio en el relleno que pudiera utilizarse como material de cobertura. No parece haber ninguna otra fuente de material de cobertura en las proximidades. Toda la tierra disponible en el área se utilizó antes del año 2003, podría ser posible que algunas secciones del Área Nueva hayan recibido una cobertura diaria. Desde 2003, todas las áreas que recibieron cobertura de tierra se han rellenado con residuos.

C u b i e r t a F i n a l

En el año 2000, se instaló una cobertura final en el Relleno Sanitario Original. El sistema de cobertura final propuesto para el Área Nueva se compone de las siguientes capas (del extremo superior al inferior):

• 30 cm de capa vegetal. • 30 cm de capa de grava para drenaje. • 40 cm de capa de arcilla compacta.

Sin embargo, como se ha observado antes, las pendientes pronunciadas del Área Nueva evitan la aplicación de una cobertura final, si no se efectúan actividades significativas relativas a la re-nivelación de la superficie, con anticipación.

3 . 3 S I S T E M A S D E M A N E J O D E L I X I V I A D O Y D E A G U A S P L U V I A L E S

En El Navarro, el sistema de recolección de lixiviado instalado en el Área Nueva se compone de una capa de 30 cm de grava para drenaje y tuberías colectoras de HDPE de 20 cm de diámetro,


3 - 3

ubicadas en zanjas a lo largo de ambos lados de cada celda del relleno. Las tuberías colectoras de líquido lixiviado están conectadas a tres tanques de captura de lixiviado ubicados a lo largo de límite sudeste del Área de Expansión. El líquido lixiviado extraído en los tanques de captura se bombea fuera del relleno a un estanque de evaporación.

El sistema de control del lixiviado actual se compone del sistema de revestimiento para drenaje, los tanques de captura de lixiviado y el sistema de bombeo. Aparentemente, el sistema de control de lixiviado funciona pero hay áreas donde parece que se acumula el lixiviado en charcos sobre la superficie de residuos y se escurre pendiente abajo y sobre las calles perimetrales. En varios lugares, el lixiviado sin tratamiento sale del sitio y se escurre hacia los cursos de agua circundantes. Se han instalado drenajes de roca y grava complementarios, los cuales parecen ayudar a tratar los problemas de drenaje del líquido lixiviado.

Los tres tanques de captura de lixiviados originales estaban equipados con bombas eléctricas y sistemas de flotación con el fin de permitir la operación automática. Como resultado de fallas en los equipos y la disponibilidad de electricidad esporádica, se ha reemplazado las bombas por bombas de combustible que se operan manualmente 24 horas por día, los siete días de la semana. Si bien el sistema parece estar funcionando en dos de las estaciones de los tanques de captura de lixiviado, hay pruebas de que los volúmenes de lixiviado han excedido la capacidad de la tercera estación de pozos sépticos y se han derramado en los cursos de agua circundantes.

El sistema de disposición de lixiviado incluye cuatro estanques formales de evaporación de lixiviado que se construyeron adecuadamente (ver Figura 3-1), una cantidad de piletas o estanques irregulares y una bomba de lixiviado ubicada en el sector noreste de la zona de disposición actual (ver Figura 3-2). El sistema de bombeo transporta el lixiviado hasta los estanques formales. Recientemente, se ha agregado el cuarto estanque y tenía alrededor de un tercio de su capacidad colmada hacia fines del mes de agosto de 2007. Además de los estanques de evaporación, se han probado varios sistemas de tratamiento de lixiviado en el relleno. A la fecha, ninguno de los sistemas de tratamiento de lixiviado han funcionado en forma adecuada. Al momento de la visita, ninguno de los sistemas de tratamiento se encontraba en funcionamiento.

F i g u r a 3 - 1 . E s t a n q u e s d e E v a p o r a c i ó n d e L i x i v i a d o

F i g u r a 3 - 2 . S i s t e m a d e B o m b e o d e L i x i v i a d o y P i l e t a


3 - 4

El sistema de gestión de aguas pluviales para este relleno sanitario se basó en pendientes y bancos nivelados construidos dentro de las capas de residuos y diques colectores de aguas pluviales alrededor del perímetro del sitio. Sin embargo, debido a que no se ha producido una nivelación uniforme de las capas de residuos en el Área Nueva y no se ha aplicado ninguna cobertura en los últimos años, ese sistema no estaba funcionando en al forma esperada. Un sistema de canales colectores poco profundos a lo largo de las calles de acceso transitorias adyacentes a los residuos cumplió, de manera ineficiente, con el control de las aguas pluviales en el sitio. Los canales tenían una cobertura de tierra irregular y, característicamente, se encontraban obstruidos con residuos (ver Figura 3-3). Las capas de residuos absorben gran parte de las aguas pluviales y salen del sitio a través del sistema de recolección de lixiviado que se encuentra en el fondo del relleno o se escurre por los lados abiertos del relleno sanitario.

F i g u r a 3 - 3 . C a n a l e s d e R e c o l e c c i ó n d e A g u a s P l u v i a l e s a l o L a r g o

d e l a C a l l e d e A c c e s o

3 . 4 M E J O R A S R E C O M E N D A D A S P A R A E L R E L L E N O S A N I T A R I O

C l a u s u r a , R e - n i v e l a c i ó n e I n s t a l a c i ó n d e l a C o b e r t u r a F i n a l e n e l Á r e a N u e v a

Mientras El Navarro aún recibía residuos no tenía la capacidad apropiada necesaria para permitir que el sitio fuera operado de manera aceptable. Esa falta de capacidad dio como resultado un exceso de llenado y pendientes pronunciadas, lo cual evitó la nivelación de la superficie adecuada y la aplicación de una cobertura de tierra y condujo a la generación excesiva de líquido lixiviado, fallas en las pendientes y contaminación de las aguas pluviales. El exceso de llenado y las pendientes pronunciadas deben tratarse por medio de la extracción del exceso de residuos y el desarrollo y la implementación de un plan de nivelación final que cumpla con la normativa actual en Colombia.

Otro problema importante es la falta de material de cobertura. Una vez que se completan las tareas de re-nivelación, será necesario cubrir las pendientes niveladas con una cobertura final a fin de desviar el agua de lluvia de manera eficaz. El sistema de cobertura final propuesto para el


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Área Nueva se compone de una capa vegetal de 30 cm, una capa de grava para drenaje de 30 cm y una capa de arcilla impermeable compactada de 40 cm. Debido a que no existe una fuente de material adecuada dentro del sitio para extraer material de cobertura impermeable, debe desarrollarse una nueva fuente fuera del sitio. Una vez que se instala la cobertura final, la generación de lixiviado debería reducirse en forma significativa ya que las aguas pluviales no se agregarían al lixiviado normal generado por los residuos (ver a continuación).

Debe desarrollarse un plan que permita comenzar las actividades relacionadas con la clausura formal tan pronto como sea posible. La estimación de los costos totales de la clausura, incluyendo la instalación de una cobertura de arcilla, la re-nivelación de la superficie y la extracción de los residuos de las áreas que exceden los niveles de clausura, será de USD6,4 millones, lo cual incluye alrededor de USD2,2 millones destinados al transporte y la disposición de 300.000 m3 de excedente de residuos en una nueva área de disposición. Los costos de capital de la clausura se estiman en la Tabla 3-1 a continuación. El resumen del costo de capital de la clausura se basa en un estudio topográfico realizado por EMSIRVA en el mes de marzo de 2006.

TABLA 3-1: RESUMEN DE LOS COSTOS DE LA CLAUSURA

Detalle Cantidad Costo unitario USD

Costo total USD

Cobertura final Arcilla (400 mm) 64.000 m3 $13,81/m3 $889.333 Grava (300 mm) 48.300 m3 $17,14/m3 $828.000 Cobertura de tierra 48.300 m3 $7,14/m3 $345.000 Siembra 1 $47.619 $47.619 Re-nivelación - topadora 3.000 horas $35,29/hr $105.857 Re-nivelación - excavadora 2.000 horas $38,10/hr $76.190Subtotal – Costos de la Cobertura Final $2.292.000Transporte de residuos dentro del sitio 300.000 m3 $2,38/m3 $714.286Disposición de residuos dentro del sitio 300.000 m3 $5,00/m3 $1.500.000Drenajes adicionales de lixiviado 2.200 m $45,24/m $99.524Sistema de bombeo 1 $119.048 $119.048Aereadores 1 $119.048 $119.048Subtotal $4.843.905Supervisión y administración 10% $484.391Ingeniería 5% $242.195Contingencias 17% $801.434TOTAL $6.371.925

S i s t e m a s d e G e s t i ó n d e L í q u i d o L i x i v i a d o y d e A g u a s P l u v i a l e s En el estado actual, el relleno sanitario genera líquido lixiviado a unas tasas muy altas. Casi toda el Área Nueva no está cubierta lo cual permite que el agua de lluvia se infiltre y sature las capas de residuos. Además, se permite que el derrame de las aguas pluviales ingrese al sistema de


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recolección y disposición de lixiviado. El lixiviado fluye por las pendientes de los costados del relleno sanitario hacia el sistema de aguas pluviales. Debido a que las aguas pluviales salen del sitio sin tratamiento, los cursos de agua descendentes sufren el impacto. No es práctico tratar todas las aguas pluviales, de modo que es importante que se mejoren los sistemas de nivelación, cobertura y recolección de lixiviado a fin de mantener el lixiviado fuera del sistema de aguas pluviales. Esa situación no mejorará hasta que la re-nivelación del sitio no permita que se aplique la cobertura diaria o final. Una vez que la cobertura final está colocada, la cantidad de lixiviado generado por el sitio comenzará a disminuir. En el ínterin, es posible que sean necesarias medidas adicionales, incluso el agregado de otro estanque y aereador u otros sistemas de tratamiento, para el manejo de las cantidades existentes de lixiviado. La capa de drenaje de lixiviado que se encuentra sobre el revestimiento parece ofrecer un método adecuado para extraer el lixiviado y mantener la presión hidráulica fuera del revestimiento. Las capas de residuos mal niveladas ofrecen un camino fácil para que el agua de lluvia ingrese a los residuos y salga por las pendientes laterales desde donde se difícil de capturarlo. Puede ser de ayuda la provisión de zanjas de extracción adicionales más altas en las capas de residuos; sin embargo, el método más eficaz para manejar el líquido lixiviado es mantener el sitio bien nivelado y cubierto. El sistema de bombeo de lixiviado actual se basa en la operación manual de bombas que funcionan con gasolina y exige un aumento de la capacidad de la estación de bombeo principal. Se recomienda que el sistema de bombeo eléctrico sea reparado y utilizado como método de transporte principal. Las bombas que funcionan con gasolina deben mantenerse como reserva del sistema eléctrico, lo cual exigirá que todo el sistema eléctrico del sitio sea reparado y mantenido en estado de funcionamiento. En el diseño original, dos de las estaciones de bombeo fueron niveladas a fin de que se vaciaran en la tercera estación de bombeo. Ese diseño genera un bombeo innecesario y depende demasiado de la tercera estación de bombeo. El sistema de nivelación actual debe modificarse para que las dos estaciones de bombeo más pequeñas descarguen directamente en los estanques de evaporación en lugar de hacer que descarguen en la estación de bombeo principal. Esa modificación aliviará parte de los problemas de capacidad de la estación de bombeo principal y eliminará el bombeo doble innecesario.


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4 .0 PROYECC IONES DE LA RECUPERAC IÓN DE B IOGÁS

4 . 1 I N T R O D U C C I Ó N

El biogás de relleno sanitario se genera a partir de la descomposición anaeróbica de los residuos sólidos presentes en un relleno sanitario. Típicamente, su composición alcanza entre el 40 y el 60 por ciento de metano; el resto es, principalmente, dióxido de carbono. El ritmo al que el biogás se genera en gran medida es una función que depende del tipo de residuos enterrados, del contenido de humedad y de la antigüedad de esos residuos. Tal como está ampliamente aceptado en la industria, en general el índice de generación de biogás puede describirse por medio de una ecuación de descomposición de primer orden.

A fin de calcular el índice de recuperación potencial de biogás, el Equipo del Proyecto utilizó el modelo internacional para biogás elaborado por LMOP y SCS, que emplea una ecuación de descomposición de primer orden idéntica al algoritmo del modelo para las emisiones de gas de relleno sanitario (Landfill Gas Emissions Model, LandGEM) de la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos (US EPA). A continuación, el modelo internacional para biogás se describe en detalle.

4 . 2 M O D E L O I N T E R N A C I O N A L P A R A B I O G Á S D E L M O P - S C S

El Equipo del Proyecto ha desarrollado un modelo de descomposición de primer orden a fin de calcular el potencial de recuperación de biogás de los rellenos sanitarios. El modelo, básicamente una versión modificada del LandGEM de la EPA, se desarrolló a partir de datos reales obtenidos sobre la extracción y la recuperación de biogás de más de 160 sitios de Estados Unidos.

Al momento de calibrar el modelo, el Equipo del Proyecto identificó tendencias en los datos de la extracción de biogás que se utilizaron para el desarrollo del modelo. Específicamente, se hizo evidente que los distintos valores de la potencial recuperación final de metano [Lo] y la constante del índice de descomposición [k] se corresponden según la cantidad de precipitaciones que recibe un relleno sanitario.

El Modelo Internacional para Biogás de LMOP-SCS también utiliza un enfoque alternativo al modelo convencional de biogás, que es calcular la recuperación directamente. Este enfoque requiere una evaluación o estimación de la cobertura del sistema de extracción de biogás, que generalmente se define como aquella fracción del relleno que se encuentra en estado de extracción activa. Existen muchos factores que pueden afectar la cobertura del sistema, entre los que se incluyen: el espaciado y la profundidad de los pozos, la profundidad de las perforaciones de los pozos, la presencia de una cobertura de membrana flexible (Flexible Membrane Liner, FML) o un sistema de cobertura de baja permeabilidad, el tipo de relleno sanitario y su profundidad, el estado del sistema de extracción de biogás, y otras cuestiones relacionadas con el diseño y la operación.

El Equipo del Proyecto usó el modelo con el fin de calcular los índices de recuperación de biogás proyectados para el relleno sanitario hasta el año 2030, a partir de los siguientes criterios y supuestos:


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• Tasas de Disposición de Residuos – Las tasas de relleno históricas utilizadas en el modelo se encuentran en la Tabla 2-1. El relleno sanitario recibió residuos desde 1970 hasta junio de 2008 y tiene un total de 19.557.800 toneladas de residuos dispuestas.

• Contenido de Metano del Biogás – Debido a que el contenido de metano del biogás varía con el tiempo, es una práctica estándar de la industria normalizar el contenido de metano a 50 por ciento con el objetivo de hacer la modelación de biogás.

• Índice de Descomposición de Metano [k] – La constante del índice de descomposición es una función del contenido de humedad de los residuos, la disponibilidad de nutrientes, el pH y la temperatura. Para la evaluación de El Navarro, se utilizaron tres valores k diferentes basados en la degradabilidad de los componentes de los residuos (ver análisis de los modelos de entrada más adelante).

• Potencial de Generación de Metano [Lo] – El potencial de generación de metano es la cantidad total de metano que una unidad de masa de residuos producirá dado suficiente tiempo. Lo es una función del contenido orgánico de los residuos. Para El Navarro, el Equipo del Proyecto comenzó con un valor Lo predeterminado de 85 metros cúbicos por tonelada (2.723 pie3/tonelada) para la recuperación a partir de los valores recomendados por la AP-42 de 100 metros cúbicos por tonelada (3.204 pies3/tonelada) para el valor Lo cuando se elabora el modelo de generación de biogás y 85 por ciento para el máximo de eficiencia de extracción que puede obtenerse. Ese valor después se ajustó de acuerdo con los ratio de contenido orgánico de los residuos de los Estados Unidos y los residuos del Relleno Sanitario El Navarro (ver análisis de los modelos de entrada más adelante).

• Factor de Corrección de Metano [FCM] – Los modelos internacionales de biogás ahora reconocen que las condiciones anaeróbicas propicias para la generación de metano no existen en toda la masa de residuos en los vertederos que no se administran como rellenos sanitarios, especialmente en sitios sin revestimiento con capas de residuos poco profundas, no compactadas y con una cobertura de tierra limitada o sin ella. Como se describe en la Sección 3, el Área Antigua no posee revestimiento pero se clausuró e se instaló la cobertura final en el año 2000. El Área Nueva cuenta con revestimiento pero posee una cobertura de tierra limitada, especialmente en los años recientes, y la compactación de los residuos se vio dificultada por la presencia de los recolectores informales de residuos. Es probable que la descomposición aeróbica en el Área Nueva se limitara a la sección próxima a la superficie, ya que los altos niveles de lixiviado descriptos en la Sección 3 podrían contribuir a condiciones anaeróbicas en los lugares donde los residuos estaban saturados. El Panel Intergubernamental sobre Cambio Climático (PICC) recomienda que los sitios no gestionados con una profundidad mayor de 5 metros apliquen un factor de corrección de metano (FCM) de 0,8 para dar cuenta de la cantidad estimada de descomposición aeróbica.3 Se aplicó un FCM de 0,9 al valor Lo a fin de dar cuenta de la descomposición aeróbica de residuos en ambas áreas del relleno, que como mínimo se estimó que promedia el 10 por ciento históricamente.

3 El FCM es 0,4 para los sitios no gestionados de menos de 5 metros de profundidad.


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• Cobertura del Sistema de Biogás – Varía. El modelo calcula tanto el biogás potencial “recuperable” de un relleno sanitario suponiendo que el sistema de extracción de biogás sea 100 por ciento integral, como el índice proyectado de recuperación de biogás mediante el cálculo de la cobertura del sistema de biogás. La cobertura del sistema es una medida de la fracción de la masa de residuos que se encuentra en estado de extracción activa.

El factor de cobertura del sistema de biogás se basa en criterios de la ingeniería y toma en cuenta una infinidad de factores, entre los que se incluyen: si el relleno está cerrado o activo, el tipo de construcción de los pozos y de construcción del sistema de biogás, el nivel de habilidad y esfuerzo aplicado al monitoreo de sistema, operaciones y mantenimiento, la probabilidad de que componentes del sistema como tuberías y pozos puedan dañarse debido a las operaciones y/o asentamiento del relleno, la velocidad con que es probable reparar las tuberías y los pozos dañados (y otros equipos, como bombas de succión, etc.), los niveles de líquido lixiviado en los pozos y otros factores. Este valor se encuentra dentro del rango que se extiende de 0 por ciento (para un sistema sin extracción de gas) a 100 por ciento (para un sistema de extracción integral sobre un relleno sanitario cerrado con una construcción y operación excelentes).

Modificaciones a la cobertura del sistema de biogás pueden realizarse con el fin de dar cuenta de expansiones esperadas del sistema de extracción o si se anticipan otros cambios al sistema de biogás o al relleno sanitario (por ejemplo, el cierre del relleno o cobertura parcial, el aumento de flujos debido a la presencia de material de relleno adicional). En general, los rellenos sanitarios en operación o activos tienden a tener una cobertura del sistema menor que los rellenos sanitarios cerrados debido a las interferencias provocadas por las operaciones de relleno activas o por los recolectores informales de residuos (recicladores). Otra cuestión potencial que puede limitar la cobertura del sistema es el problema de seguridad de los equipos (pozos, tuberías, etc.), especialmente en los rellenos que permiten el acceso al público. Más adelante, se describen las reducciones de la cobertura del sistema destinadas a explicar diseño del sistema y el nivel esperado de pericia y esfuerzo empleados en la operación y el mantenimiento del sistema para maximizar la recuperación.

De acuerdo con las consideraciones antes mencionadas, el Equipo del Proyecto ha utilizado tres escenarios de cobertura del sistema con el fin de desarrollar una progresión de los cálculos relativos a la recuperación prevista de biogás mediante el sistema de extracción sugerido. Los tres escenarios estiman que ocurrirá lo siguiente:

– Se implementarán las recomendaciones ofrecidas en la Sección 3, incluso: (1) se completarán actividades formales relativas a la clausura del sitio, incluyendo la extracción del exceso de residuos, la re-nivelación y la instalación de una cobertura final en el Área Nueva (lo cual provocará que disminuya la generación de líquido lixiviado hasta niveles manejables); (2) reparación del sistema eléctrico de los tanques de captura de lixiviado y (3) instalación de tuberías adicionales que permitan que todas las estaciones de bombeo descarguen directamente en las lagunas de lixiviado.


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– Se instalará un sistema de extracción de biogás integral en todo el relleno sanitario y estará en funcionamiento el 1 de enero de 2010.

– El lixiviado remanente será manejado con pozos de extracción de bombeo a fin de limitar los impactos sobre los índices de extracción de biogás.

Los tres escenarios ofrecen proyecciones de recuperación baja, media y alta, y son los siguientes:

1. El escenario de recuperación baja supone que se emplea un nivel moderado de competencia y esfuerzo en la operación y el mantenimiento del sistema de extracción (por ejemplo, si se incluye el monitoreo y el ajuste del campo de pozos alrededor de una vez por mes). Se estima una cobertura del sistema del 75 por ciento. El Equipo del Proyecto considera que los cálculos de recuperación bajos son conservadores y que deben emplearse solamente si es necesario aplicar un amplio margen de seguridad.

2. El escenario de recuperación media supone que se emplea un nivel moderadamente alto de competencia y esfuerzo en la operación y el mantenimiento del sistema de extracción (por ejemplo, si se incluye el monitoreo y el ajuste del campo de pozos de 2 a 3 veces por mes). Se estima una cobertura del sistema del 75 por ciento. El Equipo del Proyecto considera que el escenario de recuperación media es su mejor cálculo de recuperación probable y recomienda su uso en la evaluación económica.

3. El escenario de recuperación alta supone que se emplea el nivel de competencia y esfuerzo más alto en la operación y el mantenimiento del sistema de extracción (por ejemplo, incluye el monitoreo y el ajuste del campo de pozos semanalmente o incluso más frecuente). Se estima una cobertura del sistema será del 85 por ciento. El Equipo del Proyecto considera que los cálculos de recuperación alta son ambiciosos y factibles solamente si se estima que el mantenimiento de un sistema de recuperación de biogás óptimo es una prioridad absoluta.

Obsérvese que, además de la variabilidad potencial de la cobertura del sistema y del nivel de operaciones y mantenimiento, el modelo matemático del biogás es intrínsecamente incierto. El Equipo del Proyecto consideró (e intentó fundamentar) esa incertidumbre del modelo mediante la selección de valores para los escenarios de recuperación alta y baja al momento de calcular el potencial de recuperación de biogás.

E n t r a d a s d e l M o d e l o

Con el objeto de calcular los parámetros del modelo del índice de descomposición (k) y la capacidad de recuperación de metano (Lo) para el relleno sanitario, el Equipo del Proyecto tomó en cuenta la composición estimada de los residuos enterrados en el Relleno Sanitario El Navarro. El Equipo del Proyecto comparó los datos sobre la composición de los residuos del relleno con los datos sobre caracterización de residuos de la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos (US EPA) para evaluar como ajustar los parámetros pre-determinados del modelo de los


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EEUU a valores apropiados para el Relleno Sanitario El Navarro. En la Tabla 4-1, se presentan esos datos.

TABLA 4-1: COMPARACIÓN DE LA COMPOSICIÓN DE LOS RESIDUOS (%)

Componentes

Relleno Sanitario

El Navarro1 Típico en EE.UU.2

Categoría de degradabilidad

Índice de descomposición

(k)

Alimentos 75,0 13,4 Rápida 0,24 Residuos verdes3 3,5 3,2 Rápida 0,24 Otros residuos orgánicos 0,05 0,9 Rápida 0,24 Residuos verdes3 3,5 3,2 Media 0,048 Papel 6,4 23,8 Media 0,048 Material textil 0,5 4,4 Media 0,048 Madera 1,5 8,5 Lenta 0,012 Caucho y cuero 1,0 2,8 Lenta 0,012 Plásticos, metales, vidrio 3,8 24,3 Inerte 0,0 Otros residuos inorgánicos 4,8 15,5 Inerte 0,0

Notas de la Tabla 4-1:

1. Los datos sobre la composición de los residuos de la Ciudad de Cali fueron suministrados por EMSIRVA y aplicados a El Navarro.

2. Los datos de EE.UU reflejan los datos de disposición de RSM de 2001 (fuente: US EPA, October, 2003. Municipal Solid Waste in the United States: 2001 Facts and Figures - Table 3), con el agregado de residuos provenientes de la construcción y la demolición (fuente: California Integrated Waste Management Board. 1999 California Statewide Waste Disposal Characterization Study)

3. Los residuos verdes incluyen residuos de jardín y otros materiales vegetales no alimentarios, excepto troncos y tocones, y se estima que el 50 por ciento de los residuos verdes dispuestos son altamente degradables y que el 50 por ciento es moderadamente degradable.

Una diferencia particularmente importante entre los dos grupos de datos es que el flujo de residuos de El Navarro contiene una proporción significativamente mayor de residuos de alimentos, altamente degradables, que los residuos típicos de los Estados Unidos. Debido a que los residuos de alimentos se degradan con tanta facilidad, producen biogás mucho más rápidamente aunque durante un período de tiempo más breve. Por ese motivo, un gráfico sobre la generación de biogás proveniente de residuos con una proporción alta de residuos de alimentos, residuos de poda y otros residuos similares de degradación rápida mostrará una curva más pronunciada del índice de generación de biogás (que alcanzará picos de flujo más rápidamente) pero, en el largo plazo, una producción sustentable menor que el índice de generación proveniente de residuos que contengan componentes de degradación más lentos. En el modelo, ese efecto se refleja en el parámetro k.


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Además, la corriente de residuos de El Navarro contiene una fracción mayor de residuos orgánicos (por peso seco) que los residuos de los Estados Unidos y un nivel de humedad más alto, esencialmente debido a los residuos de alimentos. Cuanto mayor sea el contenido de residuos orgánicos, mayor será la tendencia a aumentar el potencial de generación de metano por tonelada de residuos. Sin embargo, por el contrario, el aumento del contenido de humedad (que es inerte) provocará una tendencia a la disminución del potencial de generación de metano por tonelada de residuos. En el modelo, esos efectos se reflejan en el parámetro Lo.

A continuación, se discute el enfoque específico para desarrollar cada uno de los parámetros.

Potencial de Generación de Metano

El valor Lo utilizado se deriva de la modificación de un valor Lo estimado para los rellenos sanitarios de los Estados Unidos a partir del contenido orgánico de los residuos. Se desarrolló un valor Lo utilizando el ratio del porcentaje de residuos orgánicos secos del total de residuos dispuestos en el relleno El Navarro con el promedio de los residuos de los Estados Unidos, y el FCM estimado (0.8). La Tabla 4-2 resume el cálculo del valor Lo.

El valor para la capacidad potencial de generación de metano (Lo) de El Navarro se estimó en 63 metros cúbicos por tonelada (2.020 pies3/tonelada).

TABLA 4-2: CÁLCULO DEL VALOR Lo

Rellenos Sanitarios de los EE.UU

Relleno Sanitario El Navarro

Ratio: El Navarro / EE.UU

Orgánicos % 43,5% 35.8% 0.82

FCM 1,0 0.9 0.90

Valor Lo 85 m3/Mg 63 m3/Mg 0.74

Constante del Índice de Descomposición de Metano

El valor k refleja la fracción de residuos que se descompone en un año determinado y produce metano. Un enfoque alternativo para el cálculo de un solo valor k para todo el relleno sanitario es asignar valores k a las distintas porciones de la corriente de residuos, a partir de sus índices de descomposición relativos. Los estudios de laboratorio han sugerido que los residuos orgánicos de descomposición rápida, como los residuos de alimentos, habitualmente se descomponen a un ritmo 5 veces mayor que los materiales con un índice de descomposición medio, como el papel mojado y 20 veces más rápido que los componentes de descomposición lenta de la corriente de residuos, como los materiales textiles 4. Debido a que el contenido de humedad del relleno afecta los índices de descomposición, los valores de los índices de descomposición de las fracciones de residuos de descomposición rápida, media y lenta también variarán según los niveles de

4 Ehrig, Hans-Jürgen, “Prediction of Gas Production from Laboratory-Scale Tests.” Landfilling Waste: LFG Publicado por T.H. Christenson, R. Cossu and R. Stegmann, E & FN Spon, London: 1996.


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humedad. Sin embargo, se espera que los índices relativos de descomposición se mantengan constantes, a pesar de la variación de la humedad en el relleno sanitario.

El beneficio principal de la evaluación de los índices de descomposición para los diferentes componentes de los residuos es que ofrece una herramienta para comparar los valores k promedio de los Estados Unidos a valores k en rellenos sanitarios específicos fuera de los EEUU, que pueden tener una composición de residuos significativamente distinta. El procedimiento presupone que los componentes de los residuos de descomposición rápida, media y baja tendrán valores k que mantienen una proporción constante, mientras que varían juntos de acuerdo a la precipitación anual promedio. La relación observada entre el valor promedio de k y la precipitación en rellenos sanitarios en EEUU puede utilizarse para calcular los valores k para los componentes de residuos de descomposición rápida, media y lenta que mantienen una proporción constante mientras que varían juntos de acuerdo a la precipitación anual promedio. La relación observada entre el valor promedio k y la precipitación en los rellenos sanitarios de EEUU puede utilizarse para calcular los tres valores k.

El Equipo del Proyecto emplea un grupo de valores k predeterminados cuando prepara las proyecciones de recuperación de biogás para los rellenos sanitarios de los Estados Unidos para el programa LMOP de la US EPA. Los valores k varían de acuerdo con la precipitación anual promedio de la siguiente manera: 0,02/año para los sitios que reciben menos de 20 pulgadas (500 mm) de precipitaciones por año; 0,04/año para los sitios que reciben entre 20 y 39 pulgadas (entre 500 y 990 mm) de precipitaciones por año; y 0,065 para los sitios que reciben 40 pulgadas (1000 mm) de precipitaciones por año o más. El procedimiento relacionado con el desarrollo de valores k para el Relleno Sanitario El Navarro a partir del valor k correspondiente a un relleno sanitario promedio de los Estados Unidos que recibe 560 mm (22 pulgadas) de precipitaciones por año es el siguiente:

1. Prepare un modelo de biogás de un solo valor k con los datos de disposición de El Navarro y el valor k que le correspondería a un sitio promedio de los Estados Unidos que reciba 40 pulgadas (101,60 cm) de precipitaciones por año (0,065/año).

2. Con los porcentajes de los componentes de los residuos de descomposición rápida, media y lenta de los datos de disposición promedio de la corriente de residuos de los Estados Unidos y de El Navarro, prepare un modelo de biogás multifase (sumando los resultados de los cálculos de descomposición de residuos rápida, media y lenta). Manteniendo constantes las ratios de rápida a media, media a lenta, ajuste el valor k de residuos de descomposición rápida de modo que la proyección de recuperación de biogás resultante iguale tanto como sea posible los resultados del proceso del modelo de un solo valor k mediante la aplicación del valor k predeterminado para los Estados Unidos. Los valores k resultantes se deben utilizar en el proceso de un modelo de 3 valores k para el Relleno Sanitario El Navarro a partir de los porcentajes relacionados con la composición de los residuos de El Navarro.

Los valores para las tres constantes de los índices de generación de metano (k) inicialmente utilizados para el modelo de recuperación de biogás en el Relleno Sanitario El Navarro, son los siguientes:


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• Residuos de descomposición rápida: 0,024 por año;

• Residuos de descomposición media: 0,048 por año; y

• Residuos de descomposición lenta: 0,012 por año.

4 . 3 R E S U L T A D O S D E L M O D E L O D E B I O G Á S

El Equipo del Proyecto calculó tanto el potencial de recuperación de biogás en el relleno (principalmente la cantidad de biogás que el Equipo del Proyecto calcula que se encontrará disponible para extraer) y el índice de recuperación de biogás esperado (que considera el factor de la cobertura del sistema descripto anteriormente). Las proyecciones relativas a la recuperación se describen a continuación.

P o t e n c i a l p a r a l a R e c u p e r a c i ó n d e B i o g á s

A partir de las presunciones descriptas antes, el Equipo del Proyecto calcula que el potencial de recuperación de biogás de todo el relleno sanitario en 2008 es de 7.009 m3/hora (4.178 cfm). Debido a que el relleno ahora está cerrado, se proyecta que el potencial de recuperación declinará en el futuro hasta 6.178 m3/hora (3.637 cfm) en 2009, 4.994 m3/hora (2.939 cfm) en 2010 y 1.878 m3/hora (1.105 cfm) en 2015.

R e c u p e r a c i ó n d e B i o g á s E s p e r a d a ( E s c e n a r i o d e R e c u p e r a c i ó n M e d i a )

El Equipo del Proyecto supone que la recuperación de biogás en el relleno comenzará en el mes de enero de 2010. En un escenario de recuperación media, se proyecta que la recuperación real de biogás será de 3.745 m3/hora (2.205 cfm) en 2010, de 3.041 m3/hora (1.790 cfm) en 2011 y de 2.484 m3/hora (1.462 cfm) en 2012. Se proyecta que la recuperación de biogás continuará disminuyendo en el futuro y que alcanzará una recuperación de 1.409 m3/hora (829 cfm) en 2015, de 650 m3/hora (383 cfm) en 2020 y de 263 m3/hora (155 cfm) en 2030.

Suponiendo que el 100 por ciento de la cantidad de biogás recuperado se encuentre disponible para su uso en la generación de energía eléctrica (es decir, sin considerar la capacidad motriz ni las cargas parásitas disponibles) una central eléctrica de 2,0 MW podría sostenerse de 2010 2015; y una central eléctrica de 1,0 MW podría sostenerse de 2010 a 2020. La Tabla 4-3 presenta un resumen de los índices proyectados de recuperación de biogás potenciales, los índices de recuperación reales en el escenario de recuperación media y los tamaños de las centrales eléctricas correspondientes al período 2010-2023.

Las Tablas A-1 y A-2 del Apéndice A ofrecen resultados detallados del modelo de biogás, que incluyen lo siguiente:

• Índices de disposición anual estimados y valores de los residuos dispuestos.

• El potencial de recuperación de biogás proyectado hasta 2030 (en m3/hora, cfm y mmBtu/hora).


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• Los valores k utilizados para las fracciones de residuos de descomposición rápida, media y lenta.

• El valor Lo calculado para todos los residuos y el valor Lo utilizado en las opciones del modelo para las porciones de residuos orgánicos solamente (igual al valor Lo calculado, dividido por la fracción de residuos orgánicos).

• Cálculos de la cobertura del sistema de extracción anual en los escenarios de recuperación baja, media y alta.

• Recuperación de biogás prevista en cada uno de los escenarios después de considerar el sistema de cobertura (en m3/hora, cfm y mmBtu/hora)

• El tamaño máximo de central eléctrica (en kW) que puede mantenerse con los índices de recuperación de biogás previstos en cada uno de los escenarios.

• La cantidad estimada de recuperación de biogás que se produce según las condiciones de base (antes del proyecto) como consecuencia del venteo pasivo y la quema intermitente del biogás, que se estima que es el 5 por ciento del biogás generado (alrededor del 6 por ciento del potencial de recuperación).

• Cálculo de las emisiones certificadas de emisiones (CER) en toneladas CO2 equivalente alcanzado por el proyecto propuesto a partir de los índices de recuperación de biogás previstos en cada uno de los escenarios menos los flujo de la línea de base (incluso la reducción de emisiones derivadas de la combustión de biogás solamente, sin incluir las emisiones evitadas producto de la generación de electricidad o del reemplazo de combustible).

El potencial de recuperación de biogás y los índices de recuperación de biogás previstos en los escenarios de recuperación baja, media y alta también se muestran en los gráficos de la Figura A-1 del Apéndice A.


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TABLA 4-3: RESUMEN DE LOS RESULTADOS DEL MODELO DE BIOGÁS EN EL ESCENARIO DE RECUPERACIÓN MEDIA – RELLENO SANITARIO EL NAVARRO

Año

Índice de recuperación potencial de

biogás (m3/hora)

Cobertura estimada del sistema de extracción

(%)

Índice proyectado de recuperación real de biogás

(m3/hora)

Índice proyectado de recuperación real de biogás

(cfm)

Capacidad máxima

proyectada del proyecto (MW)

2010 4.994 75% 3.745 2.205 6,22011 4.055 75% 3.041 1.790 5,0 2012 3.311 75% 2.484 1.462 4,1 2013 2.721 75% 2.041 1.201 3,4 2014 2.252 75% 1.689 994 2,8 2015 1.878 75% 1.409 829 2,3 2016 1.579 75% 1.185 697 2,0 2017 1.340 75% 1.005 592 1,7 2018 1.148 75% 861 507 1,4 2019 993 75% 745 438 1,2 2020 867 75% 650 383 1,1 2021 765 75% 573 338 0,9 2022 681 75% 510 300 0,8 2023 611 75% 458 270 0,8


5 - 1

5 .0 S ISTEMA DE EXTRACC IÓN DE B IOGÁS Y ALTERNAT IVAS DE USO

5 . 1 I N T R O D U C C I Ó N

La presente sección hace referencia a los componentes esperados de un sistema de extracción de biogás a escala real y analiza las alternativas de uso del biogás. A partir de la evaluación del potencial para la recuperación de biogás en el Relleno Sanitario El Navarro efectuado en la Sección 4, la cantidad de biogás recuperable parece ser suficiente para desarrollar un proyecto de energía de poca envergadura a fin de utilizar el biogás como fuente de combustible. Se identificaron tres opciones para el uso del biogás:

1. La generación de electricidad 2. El uso directo por parte de un establecimiento industrial fuera del sitio; y 3. Quema solamente – destrucción del metano para la reducción de las emisiones de los

gases de efecto invernadero (GEI).

La electricidad generada en el sitio a partir del biogás podría utilizarse para cubrir las necesidades de electricidad de las instalaciones del relleno sanitario y el exceso podría venderse a red eléctrica local al precio del mercado. Un proyecto de generación de energía podría proporcionar un ahorro significativo en los costos a partir de las compras de electricidad para cubrir las necesidades de energía eléctrica del sitio que pueden evitarse y de los ingresos por la venta a la red eléctrica local de la electricidad no utilizada. En el transcurso de la visita al sitio, se identificó una línea de distribución de electricidad de tres fases en la entrada del sitio. Lamentablemente, para este estudio no se contó con información respecto del voltaje de las líneas de distribución o de la ubicación de la subestación más cercana. Además, se observó que líneas de transmisión estaban ubicadas a alrededor de 500 metros al sudeste del perímetro del relleno sanitario. Sin embargo, las líneas de transmisión habitualmente tienen un voltaje demasiado alto para interconectar económicamente proyectos de energía renovable pequeños de esta escala.

La venta de biogás destinado al uso directo en un establecimiento industrial cercano que tenga necesidad de gas natural puede generar ingresos significativos que requiere de un costo de inversión inicial menor si se lo compara con un proyecto de energía eléctrica a partir de biogás.

Por último, un proyecto de quema solamente puede proveer de una excelente fuente de ingresos mediante la venta de certificados por reducción de GEI a través del mercado de carbono global destinados a pagar el desarrollo y la implementación del sistema de extracción de biogás.

Con el objeto de asegurar la combustión de todo el biogás extraído y de maximizar la cantidad de reducciones de emisiones de los GEI logradas, todo biogás no quemado en el establecimiento de energía (a partir de biogás) se quemará en una antorcha de combustión interna. Reducciones adicionales de las emisiones de GEI pueden obtenerse de un proyecto de energía si las fuentes de combustible que normalmente se emplean para la generación de electricidad se reemplazan por el uso del metano en el establecimiento de energía (a partir de biogás) y las fuentes convencionales son combustibles fósiles.


5 - 2

5 . 2 S I S T E M A D E E X T R A C C I Ó N Y C O N T R O L – D E S C R I P C I Ó N C O N C E P T U A L

En la actualidad, el relleno sanitario no posee un sistema de extracción de biogás. Por ese motivo, se prevé la instalación de un sistema activo de extracción y control de biogás que incluya nuevos pozos y un sistema combustión interna para el análisis de costos para todas las opciones de proyecto del presente informe.

Con el fin de maximizar los índices de recuperación de biogás, debe completarse la clausura formal del sitio, seguida de la instalación de un sistema de extracción integral en todo el relleno sanitario. Al momento de calcular los índices potenciales de recuperación de biogás (y de reducción de emisiones), el Equipo del Proyecto estimó que la construcción del sistema de extracción y control de gas se llevaría a cabo en 2009. El inicio del sistema de extracción y de combustión, así como el establecimiento de energía (a partir de biogás) se estima que se producirá en el mes de enero de 2010.

C o m p o n e n t e s d e l S i s t e m a d e E x t r a c c i ó n y C o n t r o l

El Equipo del Proyecto tiene las siguientes recomendaciones generales para el sistema inicial de extracción de biogás que se instalará en el año 2009:

• Instalación de 90 pozos de extracción verticales (profundidad promedio de alrededor de 20 m). Una vez que se encuentren disponibles, los datos relacionados con las operaciones podrán utilizarse para evaluar el espaciado de los pozos mediante la evaluación de los índices de flujo de los pozos individuales y el radio de influencia (ROI, range of influence) del vacío que ejercen los pozos.

Por cuestiones presupuestarias, el Equipo del Proyecto estima que cada pozo de extracción debería equiparse con un cabezal que incluya una válvula de control de flujo y puertos de monitoreo de gas.

• La instalación inicial de aproximadamente 6.100 metros de tuberías de polietileno de alta densidad (HDPE) para conectar los pozos de extracción con la estación de combustión y la planta de control de biogás. Esa tubería incluye una tubería colectora de gas principal diseñada para admitir mayores índices de flujo de gas y una tubería de gas lateral más pequeña diseñada para conectar la tubería colectora principal con los pozos de extracción.

Por cuestiones presupuestarias, el Equipo del Proyecto estima que la tubería colectora principal tendrá entre 300 y 350 mm de diámetro y que la tubería lateral tendrá 110 mm de diámetro.

• La instalación de un sistema de manejo de condensados. El condensado, que se forma en la red de las tuberías de biogás a medida que el gas caliente se enfría, puede provocar problemas operativos de consideración si no se lo maneja en forma adecuada. El sistema de extracción de biogás debe estar diseñado de manera tal que admita la formación de condensado. El Equipo del Proyecto estima que se realzará mediante la instalación de una


5 - 3

serie de sifones del condensado con auto-desagüe ubicados dentro del área de recepción de residuos.

Por cuestiones presupuestarias, el Equipo del Proyecto estima que serán necesarios ocho sifones del condensado con auto-desagüe y un pozo de inspección del condensado con una bomba.

• Instalación de una estación de succión y combustión. El Equipo del Proyecto ha estimado que el sistema de combustión será una antorcha de combustión interna de modo que las emisiones del gas de escape puedan examinarse y cuantificarse, si corresponde, para el registro de la reducción de emisiones (no es posible realizar la prueba de los gases de escape sobre antorchas abiertas tipo candela).

Por cuestiones presupuestarias, el Equipo del Proyecto ha estimado que la construcción del sistema incluiría la instalación de aproximadamente 4.250 metros cúbicos por hora (2.500 pies cúbicos por minuto, cfm) de capacidad de combustión de gas y equipo de succión. Esa capacidad es suficiente para manejar el máximo de los índices de recuperación de biogás proyectados (lo cual sucederá en el año 2010).

La Figura 5-1 muestra el diagrama conceptual del sistema propuesto para el Relleno Sanitario El Navarro.

M a n t e n i m i e n t o d e l S i s t e m a d e E x t r a c c i ó n

Con el objeto de mantener un nivel de eficiencia alto en el sistema de extracción de biogás y, por lo tanto, maximizar los índices de recuperación de biogás y la reducción de las emisiones, será necesario implementar un programa estándar para la operación y el mantenimiento (O&M) del equipo del sistema de extracción de gas.

Después del inicio del sistema, deben revisarse los datos sobre las operaciones relacionados con las recomendaciones de diseño del sistema y efectuar los ajustes y las reparaciones que correspondan. Los ajustes al mapa del campo de pozos indicados en los datos sobre las operaciones pueden incluir lo siguiente:

• Los pozos que son improductivos o que están dañados deberán repararse o reemplazarse.

• Las áreas del relleno sanitario donde los datos del monitoreo indican un excedente de biogás puede producir índices de recuperación más altos si se instalan pozos adicionales.

• El monitoreo permanente de los niveles de lixiviado en los pozos indicarán si son necesarias bombas de lixiviado adicionales o no.


5 - 4

INSERTAR LA FIGURA 5-1 aquí


5 - 5

5 . 3 O P C I O N E S D E P R O Y E C T O D E U T I L I Z A C I O N D E B I O G Á S – D E S C R I P C I Ó N C O N C E P T U A L

O p c i ó n 1 – G e n e r a c i ó n d e E l e c t r i c i d a d

Componentes del Establecimiento

A partir del biogás disponible en el sitio y de sus condiciones específicas, el Equipo del Proyecto efectuó un análisis de costos de un establecimiento de energía a partir de biogás dentro del sitio (Opción 1). El Equipo del Proyecto utilizó dos motogeneradores con una capacidad bruta de 1.060 kW cada uno. Se adaptaron los motores para que la cantidad de biogás proyectada fuera suficiente para alimentar dos motores durante un período de siete años (2010 – 2016) y un motor durante otros cinco años (2017 – 2021).

Por cuestiones presupuestales, el Equipo del Proyecto ha estimado que la construcción del sistema inicial ocurriría en el 2009. El establecimiento deberá comenzar a operar en enero de 2010 y necesitará aproximadamente 1.280 m3/hora (755 cfm) de biogás para operar a capacidad plena.

Las turbinas de combustión de gas también han sido utilizadas en forma exitosa en la generación de energía eléctrica a partir de biogás. Sin embargo, las turbinas de combustión se adaptan mejor a los sitios de rellenos sanitarios más grandes en donde se encuentran disponibles volúmenes de biogás mayores, donde los límites regulatorios de las emisiones para los gases producto de la combustión (principalmente NOx) son más rigurosos o donde existen aplicaciones de calor y energía combinadas con grandes cargas de vapor o calor.

Típicamente, las microturbinas son más adecuadas para aplicaciones de rellenos sanitarios más pequeños donde se genera electricidad suficiente para cubrir la carga eléctrica (medición neta) o carga de calor del propio sitio, y donde hay tarifas minoristas de electricidad altas que el proyecto puede compensar. Las microturbinas habitualmente tienen costos de capital comparativamente altos y eficiencias menores (índices de calor más altos).

A partir de esos factores, el Equipo del Proyecto determinó que, a los efectos de este estudio, motogeneradores serían la opción tecnológica más adecuada para un proyecto de generación de electricidad a partir de biogás.

O&M del Establecimiento de Generación Eléctrica

El Equipo del Proyecto estimó que el establecimiento de generación de energía a partir de biogás contará con un operador de planta calificado 40 horas por semana, con el apoyo del técnico responsable de la O&M del sistema de extracción de biogás. Esos técnicos serán los responsables de la operación diaria y del mantenimiento de rutina. Todos los intervalos de mantenimiento significativos menores y mayores serán completados por entidades externas (terceros) calificadas.


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O p c i ó n 2 – U s o D i r e c t o

El biogás de relleno sanitario puede transportarse por tuberías hasta una industria cercana para ser utilizado en una caldera o para implementar la aplicación térmica directa en vez de la utilización de gas natural o propano. En el transcurso de la visita al sitio realizada en el mes de febrero de 2007 y agosto de 2007, no se observó que existiera ningún establecimiento industrial que pudiera servir potencialmente como usuario final adecuado de biogás en varios kilómetros a la redonda del relleno sanitario. Gran parte del área circundante del relleno está dedicada al cultivo de la caña de azúcar y el uso residencial tiene un lugar secundario. Esa ausencia de establecimientos industriales fue confirmada por la Ciudad de Cali y por el personal de EMSIRVA. Por ende, se descartó la realización de un análisis detallado de la Opción 2, un establecimiento para el envío de biogás a un usuario final cercano (tubería y módulo de tratamiento del gas) para este estudio de prefactibilidad.

O p c i ó n 3 – C o m b u s t i ó n S o l a m e n t e

La tercera opción del proyecto es la combustión de todo el biogás recuperado. Si bien la combustion no es una opción de utilización del biogás, el biogás extraído podría generar beneficios ambientales e ingresos potenciales de consideración derivados de la reducción de las emisiones de metano. Debido a que, generalmente, las reducciones de emisiones son la única fuente de ingresos de un proyecto de quema solamente, los precios recibidos por la reducción de emisiones determinará en gran medida la viabilidad económica del proyecto. Un proyecto de quema solamente genera menos ingresos que otras opciones de proyecto pero puede ser más viable desde el punto de vista económico que se desarrolle en el relleno debido a que los costos de inversión de capital son mucho más bajos. Además, un proyecto de quema solamente también puede considerarse un paso preliminar a un proyecto de utilización.


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6 .0 COSTOS DEL PROYECTO

Con el objeto de evaluar los aspectos económicos del proyecto para las Opciones 1 y 3 (la Opción 2 se eliminó en la sección anterior), el Equipo de Proyecto estimó los costos de capital para el desarrollo de un sistema de extracción de biogás y el proyecto de electricidad a partir de biogás en el relleno sanitario. El Equipo del Proyecto también estimó los costos anuales esperados para la operación y el mantenimiento del sistema de extracción de biogás. El análisis de los costos del proyecto también consideró la inclusión de una parte de los costos de remediación y clausura del Área Nueva. En la actualidad, la remediación y la clausura del Área Nueva se está licitando a contratistas privados y se espera que se complete antes de la implementación del proyecto.

6 . 1 C O S T O S D E L S I S T E M A D E E X T R A C C I Ó N D E G A S D E R E L L E N O Y D E L S I S T E M A D E C O M B U S T I Ó N

C o s t o s d e C o n s t r u c c i ó n

El Equipo del Proyecto estima que el costo presupuestario (en dólares estadounidenses del año 2008 antes de la inflación) para la construcción del sistema inicial de extracción de biogás y del sistema de combustión será de USD2.375.000. Esos son los costos asociados al sistema de extracción de gas propuesto y descripto anteriormente, que incluyen: pozos de extracción de gas, tuberías colectoras principales y laterales, manejo del condensado e instalación de una estación de succión y de combustión interna.

La Tabla 6-1 presenta un resumen del detalle de costos. En el Apéndice B, se presenta un esquema más detallado de esos costos y de las cantidades asociadas.


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TABLA 6-1. COSTOS PRESUPUESTARIOS PARA EL SISTEMA INICIAL DE EXTRACCIÓN Y CONTROL DE BIOGÁS

Detalle Costo Total

Estimado (USD)

Movilización y gestión del proyecto $113.000

Pozos de extracción verticales y cabezales (90 pozos, 20 m de profundidad promedio) $720.000

Equipos de bombeo de lixiviado (estimados como necesarios para el 50% de los pozos) $225.000

Tubería colectora principal de extracción de gas (estimada en alrededor de 3.600 m de 350 mm de diámetro) con 9 cruces de calle y 4 válvulas de cabezal $415.000

Tubería lateral (estimada en alrededor de 2.500 m de 110 mm de diámetro) $100.000

Manejo del condensado $96.000

Equipos de succión y de combustión (combustión interna) (1) $425.000

Costos de ingeniería, contingencia e iniciales (preoperacionales) (2) $261.000

COSTO TOTAL ESTIMADO $2.375.000 Notas: 1. El equipo de succión y de quema incluye: la bomba de succión y antorcha, construcción y obra del sitio,

equipo de medición de biogás y de registro, costos iniciales de la antorcha y examen de las emisiones. 2. Los costos pre-operacionales incluyen los costos iniciales necesarios para participar en el mercado de

carbono como lo son: preparación de un plan de monitoreo y DDP, costos de inscripción, de legalización y honorarios por asesoramiento legal.

C o s t o s A n u a l e s d e O p e r a c i ó n y M a n t e n i m i e n t o d e l S i s t e m a

El Equipo del Proyecto estima que el costo presupuestario para la O&M anual del sistema de extracción de gas será de aproximadamente el 7 por ciento de los costos de construcción inicial (sin incluir los costos de ingeniería y contingencia) o alrededor de USD148.000 antes de los ajustes por inflación. Esos costos incluyen los costos asociados a la O&M del sistema de extracción existente como trabajo, repuestos y equipos de pruebas, mantenimiento de rutina y reparaciones del sistema, y reemplazo limitado de los pozos y las tuberías existentes.

Otros costos anuales incluyen aquellos vinculados con los procesos para obtener reducciones de emisiones, incluso los costos de inscripción, así como el monitoreo y la verificación de la reducción de emisiones. Esos costos se estiman en USD30.000 antes de los ajustes por inflación.

6 . 2 C O S T O S D E L P R O Y E C T O D E G E N E R A C I Ó N E L É C T R I C A

El Equipo del Proyecto estimó el capital y los costos anualizados para la implementación de una planta de generación de energía con motor de combustión interna que funciona con biogás. A continuación, se presentan esos costos.


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C o s t o s I n i c i a l e s d e l a P l a n t a d e E n e r g í a

El Equipo del Proyecto estima que el costo de capital para la implementación de una planta de generación de energía de 2.120 kW (brutos) con motor de combustión interna que funciona con biogás será de aproximadamente USD4.248.000. Este es un costo adicional del sistema de extracción de biogás y de combustión. La interconexión estima que el proyecto de energía a partir de biogás puede conectarse a una línea de distribución existente de 13,2 kV en los alrededores del relleno sanitario. Se estimó que el establecimiento elevará el voltaje a 13,2 kV e instalará una línea de distribución de ½ km para conectarla a la línea de distribución por medio de una llave radial. El análisis no incluyó ningún costo relacionado con los impuestos locales a la importación o el impuesto al valor agregado. La Tabla 6-2 presenta un resumen detallado de los costos iniciales. En el Apéndice B, se presenta un esquema más detallado de esos costos iniciales y de las cantidades relacionadas. C o s t o s A n u a l e s d e l a O p e r a c i ó n y M a n t e n i m i e n t o d e l a P l a n t a d e E n e r g í a

El Equipo del Proyecto estima que el costo presupuestario anual para la operación y el mantenimiento de la planta de generación de energía será de alrededor de 2,25 centavos de dólar estadounidense (USD) por kilovatio/hora de generación de electricidad o de alrededor de USD384.000 por año cuando los dos motores de 1,06 MW se encuentren en funcionamiento o USD192.000 por año cuando solamente se encuentre un solo motor en funcionamiento. Esos costos incluyen los costos asociados a la operación y el mantenimiento de la planta de energía como trabajo, repuestos y equipos de pruebas, mantenimiento de rutina y reparaciones del sistema, así como reemplazo de equipos menores.

Otros costos anuales como la operación y el mantenimiento del campo de pozos, el monitoreo del proyecto y la verificación de la reducción de las emisiones se incluyen en los costos de operación y mantenimiento anuales del sistema de extracción y de quema (ver anterior).


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TABLA 6-2: COSTOS PRESUPUESTARIOS PARA UNA PLANTA DE ENERGÍA CON MOTOR DE COMBUSTIÓN INTERNA

Detalle Costo Total

Estimado (USD)

Movilización y gestión del proyecto $195.000 Construcción de la planta/ obra (incl. tuberías) $125.000 Equipo de medición y registro de biogás $35.000 Dos equipos Genset de 1,06 kW que funcionan con biogás * $2.544.000 Subestación de la planta (interruptor principal, transformador elevador) $275.000 Interconexión eléctrica (1/2 km @ 13,2 kV) $250.000 Prueba de fuente $25.000 Ingeniería/Contingencias (~10% de otros costos) $340.000

COSTO TOTAL ESTIMADO $3.789.000 * Nota de la Tabla 6-2: Los costos de la planta incluyen generadores de motores en contenedores sin ninguna otra construcción para este equipo.

6 . 3 C O S T O S D E L A C L A U S U R A D E L R E L L E N O S A N I T A R I O

Como se analizó en la Sección 3, el Equipo del Proyecto estima que el costo presupuestario (en dólares estadounidenses del año 2008 antes de la inflación) para la clausura formal del sitio será de USD6.371.925 (ver Tabla 3-1). Si bien se espera que la clausura del sitio se lleve a cabo independientemente de todo proyecto de biogás, el proyecto de biogás podría beneficiarse con las mejoras efectuadas al sitio como resultado de la clausura formal. Dados estos beneficios potenciales y la posibilidad de que los costos por la clausura del sitio puedan compensarse parcialmente con los ingresos derivados de un proyecto de biogás, el Equipo del proyecto consideró los siguientes dos escenarios:

• Alternativa A: No se incluyeron los costos por la clausura del relleno sanitario en los costos del proyecto de biogás o en el análisis económico.

• Alternativa B: Se incluyó el 20 por ciento de los costos por la clausura (USD1.274.385) en los costos del proyecto de biogás y en el análisis económico.


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7 .0 E L MERCADO DE LA E LECTR IC IDAD EN COLOMB IA

7 . 1 E L M E R C A D O D E L A E L E C T R I C I D A D E N C O L O M B I A

El mercado de la electricidad de Colombia fue liberalizado en 1994, mediante la aprobación de la Ley de Servicios Públicos y la Ley de Electricidad (Leyes 142 y 143). Esas leyes liberaron gran parte del sector, incluso permitiendo la participación y la inversión del sector privado, asegurando un acceso abierto al sistema de transmisión y estableciendo tres subsectores dentro del sector de la electricidad: transmisión, generación, y distribución y comercialización. También creó la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) a fin de regular el mercado de la electricidad. Específicamente, las funciones de la CREG incluyen:

• Administrar el suministro y la demanda dentro del país a través de la utilización de tecnología para la generación de energía de costo mínimo

• Crear un mecanismo a partir del cual los participantes en el mercado (por ejemplo, grandes consumidores, distribuidores) puedan comercializar la electricidad. Este mercado se conoce como el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

• Determinar y hacer el seguimiento del precio de electricidad del mercado mayorista, capacidad, transporte y otros costos fijos del sistema.

• Garantizar que el suministro de electricidad sea eficiente, confiable y de bajo costo.

• Garantizar el libre acceso a la red.

• El Centro Nacional de Despacho (CND) opera, despacha, supervisa y planifica el sistema interconectado nacional (SIN). Los aspectos económicos del MEM son responsabilidad del Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC), que es el responsable del registro de contratos, la liquidación y la facturación mensual de todas las transacciones del MEM. La dependencia del gobierno responsable de las políticas y la planificación del sector es el Ministerio de Minas y Energía, y dentro del ministerio, muchas de esas responsabilidades las desarrolla la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME). La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios controla el sector y se ocupa de la aplicación de la legislación vigente.

El sistema posee una capacidad instalada de alrededor de 13.400 MW, que se compone de alrededor de 33 por ciento de energía térmica (principalmente gas natural), 63 por ciento de energía hidroeléctrica y 3 por ciento de energía renovable o de otras fuentes de generación5

(predominantemente generadores de energía hidráulica de menor envergadura pero también energía eólica y aplicaciones de cogeneración).

La desregulación y la privatización posterior del sector eléctrico a mediados de la década de 1990 precipitó una nueva afluencia de inversiones, ya que muchas compañías nuevas de generación desarrollaron e instalaron establecimientos de generación térmica nuevos y modernos (en su mayoría de gas natural). Eso redujo la dependencia de Colombia de la generación

5 UPME, Ministerio de Minas y Energía


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hidroeléctrica que representaba más del 80 por ciento de la capacidad a principios de la década de 19906. P a r t i c i p a n t e s e n e l m e r c a d o

Existen alrededor de 12 participantes grandes que están parcial o completamente integrados en los 3 subsectores (distribución/comercialización, transmisión y generación). Los tres participantes mayores integrados en los tres subsectores son Unión Fernosa (con Electrocosta y Electrocaribe), ENDESA y Empresas Públicas de Medellín ESP (EPM). Unión Fernosa y ENDESA son compañías españolas del sector privado y EPM es una empresa pública. Distribución y Comercialización

Existen 22 organismos involucrados en la distribución y la comercialización (mercadeo de la energía) de la electricidad, con alrededor de otros 30 que participan exclusivamente en la comercialización. Generación

Existen 66 generadores registrados en Colombia, con dos entidades públicas y una privada que dominan más del 52 por ciento de la capacidad instalada del país. Las tres entidades principales dedicadas a la generación son EPM, ISAGEN (públicas) y EMGESA (privada, parte de ENDESA). Transmisión

El SIN pertenece a seis organismos públicos que se ocupan de prestar el servicio. Los seis organismos públicos son Interconexión Eléctrica SA ESP (ISA), Empresa de Energía de Bogotá SA ESP (EEB), Distasa SA ESP, EPM, Electrificadora de Santander SA ESP y Empresa Eléctrica de Pacifico SA ESP. Los primeras tres entidades mencionadas trabajan exclusivamente en el subsector de transmisión, y los tres restantes se encuentran parcialmente integrados en otros subsectores del sector de la electricidad. El participante más grande en este sector es la empresa ISA de propiedad del estado. C o s t o s m a y o r i s t a s d e l a e n e r g í a

Durante los últimos 18 meses, la tarifa mayorista promedio ha sido de alrededor de USD41,2/MWh7. La Tabla 7-1 muestra los costos mayoristas de la energía en USD en el MEM para los meses entre enero del 2007 y junio del 2008, inclusive. Los aranceles para usuario final están regulados y varían de acuerdo con el voltaje y la cantidad de energía adquirida. Existen aranceles regulados para usuarios comerciales o industriales más grandes (> 1kW < 57.5 kW) que van desde alrededor de USD0,063/kWh hasta USD0,08/kWh en

6 Ibíd. 7 UPME - SIMEC, junio de 2008; http://www.upme.gov.co/GeneradorConsultas/Consulta_Indicador.aspx?Ind=4


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el primer trimestre de 20078. Sin embargo, los usuarios industriales muy grandes con un servicio mayor que 57,5 kilovatios (kV) pueden participar en el MEM (Mercado Eléctrico Mayorista) mediante la firma de contratos con distribuidoras o comercializadoras de energía. Esos usuarios grandes pueden negociar contratos por tarifas menores que los regulados.

TABLA 7-1: TARIFAS MAYORISTAS DE ENERGÍA EN EL MEM

Mes 2007

USD/MWh 2008

USD/MWh Enero 39,8 47,7 Febrero 47,6 50,6 Marzo 45,7 48,6 Abril 42,3 51,6 Mayo 35,7 54,8 Junio 3,9 43,9 Julio 40,9 - Agosto 42,6 - Septiembre 34,0 - Octubre 38,7 - Noviembre 31,8 - Diciembre 41,7 -

Promedio 37,1 43,9 *Nota: Fuente – UPME - Sistema de Información Minero Energético (SIMEC) Colombiano, junio de 2008; http://www.upme.gov.co/GeneradorConsultas/Consulta_Indicador.aspx?Ind=4

L e g i s l a c i ó n e i n c e n t i v o s s o b r e e n e r g í a s r e n o v a b l e s

En el año 2001, con la Ley 697, el gobierno de Colombia creó un marco para la promoción del uso de fuentes de energía renovable. De acuerdo con esta ley, el Ministerio de Minería y Energía es el responsable de la creación de un programa para el uso racional de la energía y el uso de formas de energía renovable (Programa de Uso Racional y Eficiente de Energía y demás formas de Energía No Convencionales – PROURE). La Ley también apunta a que el Ministerio de Minería y Energía desarrolle pautas y estrategias políticas junto con instrumentos para la promoción de fuentes de energía no convencional y que el gobierno de Colombia, por medio de programas creados en el marco de esta ley, promueva y otorgue incentivos a las compañías que fabrican o importan componentes destinados al uso para la explotación de fuentes de energía renovable.

Una medida de asistencia concreta para las compañías que desarrollan proyectos de energía renovable fue proporcionada por la Ley 788 de 2002. La ley exime del impuesto sobre la renta

8 Ministerio de Minas y Energia, SIMCO, http://www.simco.gov.co/?tabId=136


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por 15 años a la venta de electricidad generada por energía eólica, biomasa o residuos agrícolas, siempre que se cumpla con los siguientes criterios: participación en la comercialización de los certificados por reducción de CO2 conforme a lo estipulado en el Protocolo de Kioto y reinversión de al menos el 50 por ciento de los ingresos derivados de la venta de permisos en proyectos sociales ubicados dentro del área en la cual la empresa de servicios públicos presta servicio.

Hacia fines de 2003, el Decreto 3683 fue sancionado con el objeto de establecer un marco normativo para la Ley 697 y otras leyes análogas. El Decreto regula el uso eficiente y racional de la energía y la promoción del uso de formas de energía renovable, en el marco del desarrollo sostenible y conforme a las políticas ambientales y de recursos naturales. En la Resolución 180609 de 2006, el Ministerio de Minas y Energía establece subprogramas de PROURE. Algunos de los programas importantes incluyen la promoción y el desarrollo de proyectos de fuentes de energía no convencionales, e incentivos para las tecnologías, productos y proyectos que utilicen energías no convencionales en forma parcial o total.

Otra medida de asistencia útil para el desarrollo de proyectos de energía renovable se aprobó en el 2001 en el decreto 2532, mediante el cual se reglamenta el numeral 4º del artículo 424-5 del Estatuto Tributario. Ese Artículo permite que equipo nacional e importado destinado a un proyecto de energía renovable se exento de cualquier impuesto sobre la venta y al valor agregado, siempre que el proyecto promueva la producción de energía más limpia.

Debido a los precios mayoristas de la energía relativamente bajos, los incentivos para energía renovable limitados o restringidos y la falta de un incentivo directo a la tarifa de las energías renovables, se han desarrollado e implementado muy pocos proyectos con energías renovables y hasta la fecha ningún proyecto dentro del área de generación de energía eléctrica que funcione con biogás.

Durante una reunión con la CREG y la UPME, se informó al Equipo del Proyecto que un proyecto de generación de electricidad mediante el uso de biogás calificaría para los incentivos mencionados anteriormente. Sin embargo en la actualidad no existe un proyecto de este tipo en Colombia que sirva como punto de referencia.

El primer paso a concretar para el desarrollo de este tipo de proyectos seria la inscripción del proyecto en la UPME. De acuerdo con la Resolución 070-98 el proceso de revisión de la inscripción de proyecto tomará hasta 30 días a partir de la entrega del formulario de inscripción. Tanto la CREG como la UPME consideran que un proyecto de generación de eléctrica a partir de biogás será bien recibido.


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8 .0 EVALUAC IÓN ECONÓMICA

Se evaluaron los aspectos económicos para implementar la Opción 1, un proyecto de generación de electricidad a partir de biogás, y la Opción 3, un proyecto de recuperación de biogás y destrucción de metano (combustión solamente), mediante la utilización del capital proyectado y los costos anualizados esbozados en la Sección 6, y los ingresos anticipados que se describen a continuación.

Con el objeto de evaluar la Opción 1, el Equipo del Proyecto partió del supuesto de que las corrientes de ingresos incluyen los ingresos asociados con la venta y/o las compensaciones de electricidad, así como también los ingresos relacionados con la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero (es decir, la compra de reducciones de emisiones generadas por el proyecto).

La Opción 3 produciría importantes beneficios ambientales por la captura y la quema de biogás, así como también ingresos potenciales derivados de la reducción de emisiones de metano. Debido a que, generalmente, las reducciones de emisiones son la única fuente de ingresos de un proyecto de quema solamente, los precios recibidos por la reducción de emisiones determinará en gran medida la viabilidad económica del proyecto. Usualmente, un proyecto de quema solamente genera menos ingresos que un proyecto de electricidad a partir de biogás pero puede ser más viable desde el punto de vista económico debido a que los costos de inversión de capital son mucho más bajos.

A continuación, se incluye un resumen de los supuestos y de la evaluación económica. El Apéndice C incluye un análisis más detallado de los aspectos económicos.

8 . 1 R E S U M E N D E S U P U E S T O S

Para la evaluación de los aspectos económicos del proyecto se utilizaron los siguientes supuestos generales:

• Se tomaron en consideración dos estructuras de capital, una sin financiación de las inversiones de capital (es decir, con el 100% de aplicación inicial de inversión de capital) y otra con una financiación del 75 por ciento de las inversiones iniciales de capital (25% de inversión de capital propio).9

• Se tomaron en cuenta dos precios de reducción de emisiones, con precios de venta de USD8 y USD10 por tonelada de reducciones de emisiones de CO2-equivalente (CO2e).10

9 Se eligieron esos porcentajes para reflejar el rango típico en el nivel de financiación. Los niveles de

financiación reales van a variar y darán como resultado distintos cálculos aproximados de viabilidad financiera, pero los porcentajes elegidos para el presente estudio deben abarcar el rango probable de efectos producidos por niveles variables de financiación del proyecto.

10 Se seleccionó la tarifa de USD8 – USD10 por tonelada de CO2e como precios conservadores a largo plazo por créditos de reducción de GEI en el transcurso de la duración del proyecto. El informe sobre “El Estado y las Tendencias del Mercado del Carbono: 2007” del Banco Mundial de mayo de 2007 establecía que el precio promedio de los créditos por reducción (Reducciones Certificadas de Emisiones) era de USD10,90 por tonelada de CO2e en 2006. Volúmenes limitados de créditos por


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Se evaluaron dos escenarios para el período en el cual se reciben esos precios – el Escenario 1 que supone ingresos desde 2010 hasta el 2012 inclusive, y el Escenario 2 que supone ingresos desde 2010 hasta 2019 inclusive.

• La evaluación económica de la Opción 1, el proyecto generación de electricidad a partir de biogás, abarcó un período de 13 años (2009-2021), con un año de construcción y 12 años de operación. La evaluación económica de la Opción 3, el proyecto de quema solamente, tomó en consideración períodos de tiempo más cortos en base al razonamiento de que era improbable que el proyecto continuara cuando ya no hubiera ninguna fuente de ingresos provenientes de las reducciones de emisiones. Por lo tanto, los períodos de tiempo considerados para el proyecto de quema solamente fueron 2009-2012 (4 años) según el Escenario 1, y 2008-2019 (11 años) según el Escenario 2.

• Para el análisis del VPN (valor presente neto) se utiliza un costo de capital del 14 por ciento.

• Para la financiación del préstamo, se utiliza una tasa de interés (costo del préstamo) del 10 por ciento.

• Se supone que la inversión para la planta de energía eléctrica y el sistema de quema y extracción de biogás tendrá lugar en el año 2009. En la ‘Alternativa B’ del análisis económico que incluye el 20 por ciento de los costos por la clausura del sitio, se supone que la inversión en costos por clausura se producirá en el año 2009. Se supone un período de duración del préstamo de 10 años para la Opción 1 (proyecto de energía eléctrica), tres años para la Opción 3 (proyecto de quema solamente) según el Escenario 1 y 10 años para la Opción 3 según el Escenario 2.

• A los efectos de realizar el presente análisis, se tomó en consideración el pago de aproximadamente el 20 por ciento de los ingresos provenientes de la reducción de emisiones al propietario de los derechos del biogás por el uso de biogás (representado por una tarifa de USD0,67/MMBtu según el escenario de precios de USD8 por tonelada de reducción de emisiones y USD0,84/MMBtu según el escenario de precios de USD10 por tonelada de reducción de emisiones). Esto se basa en la experiencia internacional de que, generalmente, el pago al propietario del relleno por el biogás conforme a los proyectos de crédito de carbono puede oscilar entre el 5 y el 30 por ciento de los ingresos provenientes por reducción de emisiones. Sin embargo, existen muchas variaciones en esta estructura de fijación de precios. Si el propietario del relleno desarrollara el proyecto por su cuenta (lo cual no es habitual), podría suponerse que este valor es igual a cero.

• Para el propósito del presente análisis, se supone que el desarrollador del proyecto será una entidad privada con los recursos necesarios para suministrar todo el capital para

reducción de GEI similares se han vendido recientemente por más de USD22 por tonelada CO2e para la cosecha actual y la cosecha próxima en mercados secundarios. Sin embargo, el Equipo del Proyecto estimó que esa fijación de precios quizás no sea sostenible a lo largo de la vida del proyecto y, por ende, eligen adoptar un enfoque conservador para su análisis.


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realizarlas inversiones del proyecto o cualquier modificación necesaria a los equipos del usuario final según el escenario del proyecto de uso directo.

• Los gastos futuros de Operación y el Mantenimiento (O&M) del sistema de extracción de biogás y de expansión del sistema se incrementan a una tasa anual del 3 por ciento.

• En el presente análisis no se incluyeron ni el impacto de los impuestos locales (incluso los impuestos de importación, IVA e impuestos sobre la renta) para la importación de bienes de capital, ni ninguna otra obligación impositiva de las operaciones. El Equipo del Proyecto interpreta que, conforme al Decreto 2532 del año 2001, es posible que las obligaciones impositivas para la Opción 1 se hayan atenuado considerablemente.

• Según la Opción 1 (escenario de la planta de energía), se aplican los siguientes supuestos:

- La planta de generación de energía inicial constará de dos motores de combustión interna de 1.060 kW que funcionen con biogás que estarán en funcionamiento por un período de 6 años, desde 2010 hasta 2016. Después de 2016, se retirará un motor y la planta operará con el motor restante desde 2017 hasta 2021.

- Se estimó que una reducción del 7 por ciento en la salida de electricidad de la planta se debe a la carga parásita, y un factor de capacidad de la planta del 92 por ciento se debe al tiempo de inactividad rutinario y no rutinario de la planta. El biogás extraído durante el tiempo de inactividad de la planta se enviará a la antorcha para su combustión.

- Se estima que toda la electricidad generada por el proyecto se venderá al MEM (red interconectada) a un tarifa de mercado mayorista de USD0,043 por kWh.

- Además de los ingresos correspondientes a la electricidad, el establecimiento venderá créditos de GEI para la destrucción de biogás (metano) y, además, desplazará las tecnologías más sucias de generación de electricidad de la red. El establecimiento venderá créditos de GEI para un período de 3 años (2010-2012 años) según el Escenario 1, y de 10 años (2010-2019) según el Escenario 2.

• El sistema de extracción de gas y la antorcha estarán en funcionamiento desde enero de 2010 hasta que finalice el período del proyecto. El conducto de venteo se utilizará tanto en la Opción 3 (de combustión solamente) como en la Opción 1 para quemar el exceso de biogás no utilizado por el equipo Genset. Según la Opción 3, no se incurre en ningún costo ni de inversión ni operativo para la planta de energía a partir de biogás y no se perciben ingresos por la venta de electricidad.

8 . 2 G A S T O S D E L P R O Y E C T O

En la Opción 1, el proyecto de energía a partir de biogás, se tomaron en consideración los siguientes gastos de proyecto:


8 - 4

• La inversión de capital inicial para el sistema de extracción de biogás, (USD2.375.000) y la planta de energía de USD4.248.000 se realiza en 2009 (ver Sección 6). Según la Alternativa B del análisis económico, la inversión de capital inicial del 20 por ciento de los costos por clausura también se produce en 2009.

• Compra de biogás al propietario de los derechos sobre el gas a una tarifa de USD0,67/MMBtu según el escenario de precios de USD8 por tonelada de reducción de emisiones y USD0,84/MMBtu según el escenario de precios de USD10 por tonelada de reducción de emisiones.

• El costo anual para la operación y el mantenimiento del sistema de extracción de biogás (7% de la inversión de capital del sistema de extracción de biogás) y la planta de energía eléctrica (USD 0,0225/kWh). Para más detalles, consultar la Sección 6.

En la Opción 3, el escenario de quema solamente, se tomó en consideración los siguientes gastos de proyecto:

• La inversión de capital inicial para el sistema de extracción de biogás, (USD2.375.000) se realiza en 2009 (ver Sección 6). Según la Alternativa B del análisis económico, la inversión de capital inicial del 20 por ciento de los costos por clausura también se produce en 2009.

• Compra de biogás al propietario de los derechos sobre el gas a una tarifa de USD0,67/MMBtu según el escenario de precios de USD8 por tonelada de reducción de emisiones y USD0,84/MMBtu según el escenario de precios de USD10 por tonelada de reducción de emisiones.

• Costo anual por la operación y el mantenimiento del sistema de extracción de biogás (7% de la inversión de capital del sistema de extracción de biogás) (ver Sección 6).

8 . 3 I N G R E S O S D E L P R O Y E C T O

Para la evaluación económica, se tomaron en consideración los siguientes ingresos del proyecto para la Opción 1 (planta de energía eléctrica):

• La planta de energía eléctrica produce un total de 15.890 MWh/año desde 2010 hasta 2016 inclusive, que se vende a la red de energía eléctrica a una tarifa de USD0,043/kWh (2008 USD).

• La reducción de emisiones de GEI se venden a una tarifa de USD8 o USD10 por tonelada de CO2e. Se considera la venta de reducción de emisiones para los años 2010 hasta 2012 según el Escenario 1 o para los años 2010 hasta 2019 según el Escenario 2.

• Se estima que se quema en la antorcha el exceso de biogás extraído de la capacidad de la planta de energía, junto con el biogás extraído durante el período de inactividad de la planta.


8 - 5

Para la evaluación económica, se tomaron en consideración los siguientes ingresos del proyecto según la Opción 3 (quema solamente):

• La reducción de emisiones de GEI se venden a una tarifa de USD8 o USD10 por tonelada de CO2e. Se considera la venta de reducción de emisiones para los años 2010 hasta 2012 según el Escenario 1 y para los años 2010 hasta 2019 según el Escenario 2.

• Se estima que todo el biogás extraído se quema en la antorcha.

En el Apéndice C, se incluye un resumen más detallado de las corrientes de ingresos anticipados del proyecto.

8 . 4 R E S U M E N D E L A S E V A L U A C I O N E S E C O N Ó M I C A S

O p c i ó n 1 – G e n e r a c i ó n d e E l e c t r i c i d a d a P a r t i r d e B i o g á s

Las Tablas 8-1 a 8-4 presentan un resumen de los resultados de la evaluación económica del proyecto de la planta de energía, que incluye el cálculo de los efectos de los distintos escenarios de financiación y de precios de venta de la reducción de emisiones mediante el uso del valor presente neto (VPN) aproximado y la tasa interna de retorno (TIR) del proyecto. Esos cálculos incluyen los ingresos provenientes tanto de la reducción de emisiones de GEI como de los ingresos por utilización del proyecto de biogás. Los resultados que se presentan son valores brutos, antes de deducir impuestos.

TABLA 8-1: RESUMEN DE LA EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LA OPCIÓN 1 – PROYECTO DE GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD A PARTIR DE BIOGÁS – SEGÚN ESCENARIO 1

(CRÉDITOS POR REDUCCIÓN DE EMISIONES DE GEI 2010-2012) Y ALTERNATIVA A (SIN COSTOS POR CLAUSURA)

Período del Proyecto

Precio de Reducción de

Emisiones (USD/ton)


(%)

Valor Presente

Neto al 14% (x1.000 USD)


(%)

2009 – 2021 8 100 ($2.784) -13,3%

2009 – 2021 10 100 ($2.172) -7,8%

2009 – 2021 8 25 ($2.001) Negativa

2009 – 2021 10 25 ($1.357) Negativa


8 - 6


(CRÉDITOS POR REDUCCIÓN DE EMISIONES DE GEI 2010-2012) Y ALTERNATIVA B (20% DE COSTOS POR CLAUSURA)



Emisiones (USD/ton)


(%)

Valor Presente Neto

al 14% (x1.000 USD)


(%)

2009 – 2021 8 100 ($3.902) -18,4%

2009 – 2021 10 100 ($3.290) -13,9%

2009 – 2021 8 25 ($2.992) Negativa

2009 – 2021 10 25 ($2.348) Negativa

Como se muestra en las Tablas 8-1 y 8-2, los aspectos económicos del proyecto de generación de electricidad a partir de biogás parecen ser poco atractivos en cualquiera de los casos de financiación y de precio por reducción de emisiones si se supone que los ingresos provenientes de la reducción de emisiones se producirán sólo hasta el año 2012 inclusive (Escenario 1), aun cuando no se incluyan los costos por clausura del sitio.


(CRÉDITOS POR REDUCCIÓN DE EMISIONES DE GEI 2010-2019) Y ALTERNATIVA A (SIN COSTOS POR CLAUSURA)



Emisiones (USD/ton)


(%)

Valor Presente Neto

al 14% (x1.000 USD)


(%)

2009 – 2021 8 100 ($1.298) 5,9%

2009 – 2021 10 100 ($292) 12,2%

2009 – 2021 8 25 ($640) Negativa

2009 – 2021 10 25 $366 36,1%


8 - 7


(CRÉDITOS POR REDUCCIÓN DE EMISIONES DE GEI 2010-2019) Y ALTERNATIVA B (20% DE COSTOS POR CLAUSURA)



Emisiones (USD/ton)


(%)

Valor Presente Neto

al 14% (x1.000 USD)


(%)

2009 – 2021 8 100 ($2,416) 1,1%

2009 – 2021 10 100 ($1,410) 6,7%

2009 – 2021 8 25 ($1,631) Negativa

2009 – 2021 10 25 ($625) Negativa

Como se muestra en las Tablas 8-3 y 8-4, los aspectos económicos del proyecto de generación de electricidad a partir de biogás parecen ser poco atractivos según siete de los ocho casos de financiación y de precio por reducción de emisiones que suponen que los ingresos provenientes de la reducción de emisiones continuarán hasta el año 2019 (Escenario 2). Como se muestra en la Tabla 8-3, el VPN es positivo y la TIR es mayor que el costo de la tasa de capital (14%) solamente con el 75 por ciento de la financiación del proyecto, un precio por reducción de emisiones de GEI de USD10 por tonelada de CO2e y sin incluir costos por clausura.

O p c i ó n 3 – C o m b u s t i ó n S o l a m e n t e

La Tablas 8-5 y 8-8 presentan un resumen de los resultados de la evaluación económica para la Opción 3, los proyectos de combustión solamente según el Escenario 1 (ingresos por reducción de emisiones hasta el año 2012 inclusive) y el Escenario 2 (ingresos por reducción de emisiones hasta el año 2019 inclusive). Las tablas contienen una comparación general de los efectos de los distintos escenarios de financiación y de precios de venta por reducción de emisiones, mediante el uso del VPN y la TIR aproximados del proyecto. Esos valores incluyen los ingresos provenientes de la reducción de emisiones de GEI. Los resultados que se presentan son valores brutos, antes de deducir impuestos.


8 - 8

TABLA 8-5: RESUMEN DE LA EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LA OPCIÓN 3 – PROYECTO DE COMBUSTIÓN SOLAMENTE – SEGÚN ESCENARIO 1 (CRÉDITOS POR REDUCCIÓN DE

EMISIONES DE GEI 2010-2012) Y ALTERNATIVA A (SIN COSTOS POR CLAUSURA)



Emisiones (USD/ton)


(%)

Valor Presente Neto

al 14% (x1.000 USD)


(%)

2009 – 2012 8 100 ($64) 12,0%

2009 – 2012 10 100 $535 30,3%

2009 – 2012 8 25 $40 20,7%

2009 – 2012 10 25 $639 99,9%

TABLA 8-6: RESUMEN DE LA EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LA OPCIÓN 3 – PROYECTO DE COMBUSTIÓN SOLAMENTE – SEGÚN ESCENARIO 1 (CRÉDITOS POR REDUCCIÓN DE EMISIONES DE GEI 2010-2012) Y ALTERNATIVA B (20% DE COSTOS POR CLAUSURA)



Emisiones (USD/ton)


(%)

Valor Presente Neto

al 14% (x1.000 USD)


(%)

2009 – 2012 8 100 ($1.182) (11,4%)

2009 – 2012 10 100 ($583) 1,9%

2009 – 2012 8 25 ($1.022) Negativa

2009 – 2012 10 25 ($424) Negativa

Como se muestra en las Tablas 8-5 y 8-6, los aspectos económicos del proyecto de combustión solamente que supone ingresos por la reducción de emisiones se producen hasta 2012 solamente (Escenario 1) y parecen atractivos según tres de los ocho casos de financiación y de precio por reducción de emisiones que cumplen con los siguientes criterios: a) no se incluyen costos de clausura (Alternativa B) y el precio por reducción de emisiones es de USD10 por tonelada o b) no se incluyen costos de clausura (Alternativa B) y el proyecto se financia si el precio por reducción de emisiones es de USD8 por tonelada.


8 - 9

TABLA 8-7: RESUMEN DE LA EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LA OPCIÓN 3 – PROYECTO DE COMBUSTIÓN SOLAMENTE – SEGÚN ESCENARIO 2 (CRÉDITOS POR REDUCCIÓN DE

EMISIONES DE GEI 2010-2019) Y ALTERNATIVA A (SIN COSTOS POR CLAUSURA)



Emisiones (USD/ton)


(%)

Valor Presente Neto

al 14% (x1.000 USD)


(%)

2009 – 2019 8 100 $642 27,0%

2009 – 2019 10 100 $1.557 43,6%

2009 – 2019 8 25 $878 126,2%

2009 – 2019 10 25 $1.793 189,9%

TABLA 8-8: RESUMEN DE LA EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LA OPCIÓN 3 – PROYECTO DE COMBUSTIÓN SOLAMENTE – SEGÚN ESCENARIO 2 (CRÉDITOS POR REDUCCIÓN DE EMISIONES DE GEI 2010-2019) Y ALTERNATIVA B (20% DE COSTOS POR CLAUSURA)



Emisiones (USD/ton)


(%)

Valor Presente Neto

al 14% (x1.000 USD)


(%)

2009 – 2019 8 100 ($476) 7,5%

2009 – 2019 10 100 $439 19,6%

2009 – 2019 8 25 ($113) Negativa

2009 – 2019 10 25 $802 90,1%

Como se muestra en las Tablas 8-7 y 8-8 los aspectos económicos del proyecto de combustión solamente que supone ingresos por la reducción de emisiones se producen hasta 2019 solamente (Escenario 2) y parecen atractivos según los cuatro casos de financiación y de precio por reducción de emisiones si los costos de cierre no se incluyen (Alternativa A) pero requieren de un precio por reducción de emisiones de USD10 por tonelada para que sean atractivos (con o sin financiación del proyecto) si se incluye el 20 por ciento de los costos de cierre (Alternativa B).

R e s u m e n d e l o s R e s u l t a d o s d e l a E v a l u a c i ó n E c o n ó m i c a

Como se muestra de la Tabla 8-1 hasta la Tabla 8-8, la Opción 3 (proyecto de combustión solamente) parece ser el proyecto más factible desde el punto de vista económico. Los aspectos económicos de un proyecto de combustión solamente parecen atractivos según todas las opciones


8 - 1 0

de fijación de precios por reducción de emisiones (USD8 o USD10), la duración del proyecto (hasta 2012 o 2019) y los escenarios de financiación del proyecto si no se incluyen los costos de clausura. Un proyecto de combustión solamente puede soportar hasta el 20 por ciento de los costos estimados por la clausura del sitio y aun así ser atractivo desde el punto de vista económico si el precio mayor de USD10 por tonelada hasta 2019 se obtiene de los ingresos por reducción de emisiones. A este precio por reducción de emisiones y duración del proyecto, la Opción 3 con financiación del proyecto da como resultado un aumento del 83 por ciento en VPN y una TIR 4,6 veces mayor que sin financiación (tomando la Alternativa B).

Los aspectos económicos del proyecto de generación de electricidad a partir de biogás parecen poco atractivos para cualquiera de todos los escenarios evaluados de financiación del préstamo y de fijación de precio por reducción de emisiones, excepto uno el Escenario 2 - Alternativa 2, que supone:

– Ningún costo por al clausura del relleno (Alternativa A),

– Financiación del 75% del proyecto e

– Ingresos por reducción de emisiones hasta 2019 a un precio de USD10 por tonelada.

Los resultados económicos desfavorables del proyecto de generación eléctrica a partir de biogás se deben a los siguientes factores:

• Debido a que el suministro de biogás sólo es capaz de soportar la configuración de un motor reciprocante relativamente pequeño de hasta 2,12 MW durante siete años, disminuyendo a 1,06 MW después de 2016, existen pocas economías de escala, lo cual lleva a costos elevados de inversión inicial para la planta de energía y la interconexión en base al costo unitario (USD por kilovatio instalado).

• La tarifa baja del mercado mayorista de electricidad no es lo suficientemente alta como para sostener este proyecto de pequeña escala sin ingresos sustanciales derivados de los créditos por reducción de emisiones (USD10 por tonelada hasta 2019). Las corrientes de ingresos provenientes de la venta de electricidad, junto con la venta por la reducción de emisiones, no son lo suficientemente grandes para crear una economía de proyecto favorable si se incluyen los costos de cierre del sitio, incluso al precio más alto por reducción de emisiones de USD10 por tonelada.

Si bien la tarifa del mercado mayorista de USD0,043/kWh estimada para el presente estudio no es lo suficientemente alta para hacer que el proyecto de electricidad a partir de biogás sea factible en el marco de la mayoría de los escenarios evaluados, se espera que las tarifas actuales del mercado mayorista de electricidad aumenten ya que a medida que aumentan los precios de la energía en todo el mundo e impacten sobre el mercado mayorista de electricidad de Colombia.

Incluso si las tarifas del mercado de electricidad mayorista permanecen altas, la Opción 3 (de quema solamente) es más atractiva desde el punto de vista económico que la Opción 1 (planta de energía), debido a que los costos de inversión inicial son mucho más bajos.


9 - 1

9 .0 BENEF IC IOS AMB IENTALES

9 . 1 R E D U C C I O N E S D E L A S E M I S I O N E S D E L O S G A S E S D E E F E C T O I N V E R N A D E R O

El metano que proviene de la disposición de residuos sólidos sobre la tierra es una de las mayores fuentes de emisión de gases de efecto invernadero (GEI). Su captura y oxidación para transformarlo en dióxido de carbono produce un beneficio ambiental. Ese beneficio puede medirse y comercializarse en el marco de una serie de distintos esquemas de comercialización vinculados a la reducción de emisiones en todo el mundo.

Con el fin de reunir los requisitos para la comercialización por la reducción de emisiones, normalmente un proyecto debe poder probar de que no existe ningún requisito legal, ni exigencia de parte de las licencias para la disposición de residuos ni de ninguna otra normativa, para controlar la emisión del gas de efecto invernadero en particular relacionado con el proyecto. Aparentemente, éste es el caso del Relleno Sanitario El Navarro.

Mientras que la combustión es el método normal para la oxidación térmica de biogás, cualquier proceso que evite la emisión de metano a la atmósfera también reuniría los requisitos para las reducciones de emisiones negociables. Se considera que el dióxido de carbono creado mediante la oxidación térmica del metano es “biogénico” y que es el producto del ciclo normal del carbono. Por ende, no es necesario considerarlo en el marco de las metodologías actuales.

Si la producción de energía eléctrica también se incluye en el proyecto y la electricidad es exportada a la red de distribución local o es utilizada para desplazar a otros usos de la electricidad, pueden adquirirse reducciones adicionales de las emisiones como consecuencia del desplazamiento de generación de electricidad que utiliza combustibles fósiles.

Para el período de evaluación, el Equipo del Proyecto estimó el potencial de las reducciones de las emisiones de los GEI asociadas a un proyecto de combustión solamente en el relleno sanitario (en toneladas métricas de metano/año y toneladas métricas de CO2 equivalente/año con un factor de equivalencia de metano/CO2 de 21). La Tabla 9-1 presenta un resumen de las proyecciones por la reducción de las emisiones de los GEI durante el período de un proyecto de 15 años (2009 - 2023).

Las proyecciones que se muestran en la Tabla 9-1 estiman que todo el biogás recuperado a través del proyecto propuesto se quema y no se considera el tiempo de inactividad de la antorcha ni las eficiencias de la destrucción del metano.


9 - 2

TABLA 9-1: RESUMEN DE LAS REDUCCIONES PROYECTADAS DE EMISIONES DE GEI

Año

Total de reducción de emisiones de GEI

(directas) (Toneladas Co2e/Año)

2009 0 2010 227.574 2011 184.800 2012 150.905 2013 124.006 2014 102.621 2015 85.584 2016 71.977 2017 61.078 2018 52.317 2019 45.247 2020 39.515 2021 34.843 2022 31.013 2023 27.852

Totales para el Período

1.239.332

9 . 2 B E N E F I C I O S A M B I E N T A L ES P R O V E N I E N T E S D E L A C O M B U S T I Ó N D E L B I O G Á S

Los beneficios ambientales que se producen por la combustión del biogás pueden describirse de distintas maneras y se enumeran a continuación. Para un proyecto de quema con un flujo promedio de aproximadamente 1.457 m3/hora (858 scfm) durante un período de 14 años, los beneficios ambientales anuales promedio incluyen una reducción de 4.500 toneladas métricas de metano provenientes de la quema de biogás, que equivale a 94.508 toneladas de emisiones de CO2 (beneficio directo). Esos beneficios anuales equivalen a:

• La eliminación de emisiones equivalentes a 18.275 automóviles.

• La plantación de 26.042 hectáreas de bosque.

• La compensación por el uso de 467 furgones de carbón.

• El evitar el uso de 221.633 barriles de petróleo.

• La calefacción de 2.793 viviendas por año.


1 0 - 1

10 .0 CONCLUS IONES Y RECOMENDACIONES

El Navarro es un relleno sanitario grande que abrió en 1970 y fue clausurado en el mes de junio de 2008 después de recibir 19,6 millones de toneladas de residuos. Si bien en la actualidad el relleno está generando cantidades sustanciales de biogás (se estima que excede los 7.000 m3/hora), se proyecta que la generación de biogás declinará rápidamente ahora que el sitio está clausurado. Se determinó que los ingresos potenciales por la reducción de emisiones que derivarían de un proyecto de quema serían suficientes para compensar los costos estimados del capital, operación y mantenimiento, así como una parte (20%) de los costos por la clausura del sitio si el precio de la reducción de emisiones fuera de USD10 por tonelada y si los ingresos derivados de la reducción de emisiones continuaran hasta 2019. Si no se incluye ninguna parte de los costos por la clausura del relleno, se determinó que un proyecto de quema es económicamente factible según siete de los ocho escenarios de precio por reducción de emisiones, duración del proyecto y financiación analizados.

Un proyecto de generación de energía eléctrica a partir de biogás en el relleno no parece ser económicamente factible a menos que no se incluya ningún costo relacionado con la clausura del relleno, se produzca la financiación del proyecto (75% deuda) y los ingresos derivados de la reducción de emisiones a un precio de venta de USD10 por tonelada continúen hasta 2019. Sin embargo, debería considerarse la posibilidad de realizar una investigación más profunda del mercado local de electricidad a fin de comprender mejor las tendencias sobre la fijación de precios de la energía en el largo plazo, las leyes y la normativa del sector energético, así como las consecuencias impositivas.

Los resultados del presente estudio indican que merece llevarse a cabo una evaluación más profunda del proyecto de quema de biogás y del proyecto de electricidad a partir de biogás, lo cual excede las posibilidades de este estudio de prefactibilidad. Los pasos siguientes recomendados del proceso para avanzar hacia el desarrollo del proyecto incluyen:

• Implementar los planes relacionados con la clausura del relleno, incluso la instalación de la cobertura final del relleno, que:

o mejorará la estabilidad estructural del relleno,

o reducirá las fuentes y la producción de lixiviado y mejorará el manejo de las aguas pluviales (preservándolas de que se contaminen),

o mejorará la producción de biogás y permitirá la instalación consiguiente de un sistema de extracción de biogás.

• Continuar la búsqueda partes interesadas en el desarrollo de un proyecto de biogás.

• Preparar el diseño de un sistema de extracción de biogás detallado y los presupuestos de los costos.

• Llevar a cabo una evaluación detallada de los ingresos potenciales derivados de las reducciones de emisiones.


1 0 - 2

• Llevar a acabo una evaluación detallada de un proyecto de generación de electricidad a partir de biogás que incluya las tendencias actuales sobre la fijación de precios mayoristas del mercado de la electricidad, la normativa del sector de la electricidad en tanto refiera a generadores pequeños de energía renovable, los requerimientos para la interconexión y las consecuencias impositivas.

• Los desarrolladores de proyecto potenciales deben analizar las condiciones de participación, incluso las opciones de ingresos y de riesgo compartido, con EMSIRVA y la Ciudad de Cali.

Obsérvese que el análisis económico ofrece un flujo de caja neto, antes de deducir impuestos al desarrollador/propietario del proyecto (considerado un tercero). Para esta evaluación, el ingreso para la empresa EMSIRVA y la Ciudad de Cali está representado en la venta de biogás a USD0,67 o USD0,84 por mmBtu (para precios por reducción de emisiones de USD8 o USD10, respectivamente). Los ajustes a esa tarifa producen un impacto de consideración sobre el flujo de caja para el desarrollador. En esta fase de prefactibilidad, parámetros negociables de esta naturaleza no pueden ajustarse más.

Los resultados de la presente evaluación del relleno sanitario y estudio de prefactibilidad se basan en factores contingentes limitados, que se incluyen en las estimaciones de costos para capital y O&M. Un mayor refinamiento de algunos de los supuestos utilizados en la evaluación económica posiblemente cambien los resultados de este análisis de prefactibilidad.

E p í l o g o El 24 de junio de 2008, EMSIRVA comenzó a disponer residuos de la municipalidad de Cali en el relleno sanitario Colomba Guabal, ubicado en la municipalidad de Yutoco. Al día siguiente, el relleno sanitario El Navarro fue cerrado definitivamente. Interaseo del Valle SA, ESP opera el nuevo relleno, que está ubicado a alrededor de 23 Km. de la ciudad. En julio de 2008, EMSIRVA comenzó un proceso de solicitud de ofertas (SDO) para el tratamiento del lixiviado en el relleno El Navarro. La SDO requería que los oferentes realizaran estudios, diseños y construyeran el establecimiento para el tratamiento de lixiviado (incluso los equipos). Los oferentes también serian responsables de la puesta en marcha, la operación y el mantenimiento, y la administración del sistema propuesto. En septiembre de 2008, se declaró que el proceso de SDO no funcionó muy bien. En agosto de 2008, EMSIRVA comenzó otro proceso de SDO para las obras asociadas a la clausura del relleno sanitario. La SDO tuvo un presupuesto de clausura de alrededor de USD2.261.000 (COP4.737.426.609). El 16 de septiembre de 2008, EMSIRVA adjudicó la obra al Consorcio Sellado Navarro (un solo oferente) por un monto dentro del 5% de monto presupuestado. El Equipo del Proyecto espera que las operaciones de clausura comiencen tan pronto como sea posible. Tales operaciones deberían mejorar en forma significativa las condiciones del sitio, por medio de:


1 0 - 3

• reducir las fuentes y la cantidad de lixiviado producido en el sitio • mejorar la gestión de las aguas pluviales y la calidad del derrame que sale del sitio • aumentar la producción de biogás y • posibilitar la instalación de un sistema activo de extracción de biogás y permitir la

extracción del biogás • mejorar la estabilidad estructural del relleno.

El Equipo del Proyecto considera que si EMSIRVA implementa rápidamente el plan de clausura de relleno (y, por ende, reducir la producción de lixiviado) y mejora la extracción de lixiviado existente y la infraestructura para el tratamiento, esos establecimientos adicionales para el tratamiento de lixiviado quizás no sean necesarios. La tecnología de estanques de evaporación existente es una tecnología para el tratamiento de lixiviado altamente eficaz, y de costo bajo si se la opera y mantiene como corresponde.

A P É N D I C E A

P r o y e c c i o n e s d e R e c u p e r a c i ó n d e B i o g á s

(m3/hr) (cfm) (mmBtu/hr) (m3/hr) (cfm) (mmBtu/hr)(tonnes

CH4/año)(tonnes

CO2eq/año)1970 381,940 381,940 0 0 0.0 0% 0 ` 0.0 0.0 0 0 01971 387,670 769,610 1,217 716 21.7 0% 0 0 0.0 0.0 72 0 01972 393,490 1,163,100 1,896 1,116 33.9 0% 0 0 0.0 0.0 112 0 01973 399,390 1,562,490 2,449 1,441 43.8 0% 0 0 0.0 0.0 144 0 01974 405,380 1,967,870 2,903 1,709 51.9 0% 0 0 0.0 0.0 171 0 01975 411,460 2,379,330 3,279 1,930 58.6 0% 0 0 0.0 0.0 193 0 01976 417,630 2,796,960 3,594 2,115 64.2 0% 0 0 0.0 0.0 211 0 01977 423,890 3,220,850 3,861 2,273 69.0 0% 0 0 0.0 0.0 227 0 01978 430,250 3,651,100 4,091 2,408 73.1 0% 0 0 0.0 0.0 241 0 01979 436,700 4,087,800 4,290 2,525 76.7 0% 0 0 0.0 0.0 252 0 01980 443,250 4,531,050 4,467 2,629 79.8 0% 0 0 0.0 0.0 263 0 01981 449,900 4,980,950 4,626 2,723 82.7 0% 0 0 0.0 0.0 272 0 01982 456,650 5,437,600 4,771 2,808 85.3 0% 0 0 0.0 0.0 281 0 01983 463,500 5,901,100 4,905 2,887 87.6 0% 0 0 0.0 0.0 289 0 01984 470,450 6,371,550 5,031 2,961 89.9 0% 0 0 0.0 0.0 296 0 01985 477,510 6,849,060 5,150 3,031 92.0 0% 0 0 0.0 0.0 303 0 01986 484,670 7,333,730 5,264 3,098 94.1 0% 0 0 0.0 0.0 310 0 01987 491,940 7,825,670 5,375 3,164 96.0 0% 0 0 0.0 0.0 316 0 01988 499,320 8,324,990 5,483 3,227 98.0 0% 0 0 0.0 0.0 323 0 01989 506,810 8,831,800 5,589 3,290 99.9 0% 0 0 0.0 0.0 329 0 01990 514,410 9,346,210 5,694 3,351 101.8 0% 0 0 0.0 0.0 335 0 01991 522,130 9,868,340 5,798 3,413 103.6 0% 0 0 0.0 0.0 341 0 01992 529,960 10,398,300 5,902 3,474 105.5 0% 0 0 0.0 0.0 347 0 01993 537,910 10,936,210 6,006 3,535 107.3 0% 0 0 0.0 0.0 353 0 01994 545,980 11,482,190 6,110 3,596 109.2 0% 0 0 0.0 0.0 359 0 01995 554,170 12,036,360 6,214 3,658 111.0 0% 0 0 0.0 0.0 366 0 01996 562,480 12,598,840 6,319 3,719 112.9 0% 0 0 0.0 0.0 372 0 01997 570,920 13,169,760 6,425 3,782 114.8 0% 0 0 0.0 0.0 378 0 01998 579,480 13,749,240 6,531 3,844 116.7 0% 0 0 0.0 0.0 384 0 01999 588,170 14,337,410 6,639 3,908 118.6 0% 0 0 0.0 0.0 391 0 02000 596,990 14,934,400 6,748 3,972 120.6 0% 0 0 0.0 0.0 397 0 02001 605,940 15,540,340 6,857 4,036 122.5 0% 0 0 0.0 0.0 403 0 02002 609,110 16,149,450 6,962 4,098 124.4 0% 0 0 0.0 0.0 410 0 02003 669,810 16,819,260 7,113 4,186 127.1 0% 0 0 0.0 0.0 418 0 02004 575,360 17,394,620 7,225 4,252 129.1 0% 0 0 0.0 0.0 425 0 02005 574,730 17,969,350 7,184 4,229 128.4 0% 0 0 0.0 0.0 423 0 02006 605,270 18,574,620 7,184 4,228 128.4 0% 0 0 0.0 0.0 423 0 02007 655,460 19,230,080 7,278 4,284 130.1 0% 0 0 0.0 0.0 428 0 02008 327,720 19,557,800 7,099 4,178 126.9 0% 0 0 0.0 0.0 418 0 02009 0 19,557,800 6,178 3,637 110.4 0% 0 0 0.0 0.0 363 0 02010 0 19,557,800 4,994 2,939 89.2 75% 3,745 2,205 66.9 6.2 294 10,837 227,5742011 0 19,557,800 4,055 2,387 72.5 75% 3,041 1,790 54.3 5.0 239 8,800 184,8002012 0 19,557,800 3,311 1,949 59.2 75% 2,484 1,462 44.4 4.1 195 7,186 150,9052013 0 19,557,800 2,721 1,602 48.6 75% 2,041 1,201 36.5 3.4 160 5,905 124,0062014 0 19,557,800 2,252 1,325 40.2 75% 1,689 994 30.2 2.8 132 4,887 102,6212015 0 19,557,800 1,878 1,105 33.6 75% 1,409 829 25.2 2.3 110 4,075 85,5842016 0 19,557,800 1,579 930 28.2 75% 1,185 697 21.2 2.0 93 3,427 71,9772017 0 19,557,800 1,340 789 24.0 75% 1,005 592 18.0 1.7 79 2,908 61,0782018 0 19,557,800 1,148 676 20.5 75% 861 507 15.4 1.4 68 2,491 52,3172019 0 19,557,800 993 584 17.7 75% 745 438 13.3 1.2 58 2,155 45,2472020 0 19,557,800 867 510 15.5 75% 650 383 11.6 1.1 51 1,882 39,5152021 0 19,557,800 765 450 13.7 75% 573 338 10.2 0.9 45 1,659 34,8432022 0 19,557,800 681 401 12.2 75% 510 300 9.1 0.8 40 1,477 31,0132023 0 19,557,800 611 360 10.9 75% 458 270 8.2 0.8 36 1,326 27,8522024 0 19,557,800 554 326 9.9 75% 415 244 7.4 0.7 33 1,201 25,2242025 0 19,557,800 505 297 9.0 75% 379 223 6.8 0.6 30 1,096 23,0212026 0 19,557,800 464 273 8.3 75% 348 205 6.2 0.6 27 1,008 21,1592027 0 19,557,800 429 253 7.7 75% 322 190 5.8 0.5 25 932 19,5722028 0 19,557,800 399 235 7.1 75% 300 176 5.4 0.5 23 867 18,2052029 0 19,557,800 373 220 6.7 75% 280 165 5.0 0.5 22 810 17,0172030 0 19,557,800 351 206 6.3 75% 263 155 4.7 0.4 21 761 15,976

NOTAS:50%

Rapida Media Lenta Lo Total0.240 0.048 0.012

2,210 2,210 2,210 2,02069 69 69 63 563,279 tonnes CO2e

Linea Base del Flujo de

Biogás** (m³/hr)

Reducción de Emisión Estimadas**

PROYECCIÓN DE GENERACION DE BIOGÁS Y ESCENARIO DE RECUPERACIÓN MEDIARELLENO SANITARIO EL NAVARRO, CALI, COLOMBIA

Recuperación de Biogás EstimadaCapacidad Máxima de Planta de

Electricidad* (MW)

Potencial máximo de generación de CH4

TABLA A-1

ESCENARIO DE RECUPERACION MEDIA

Año Disposición (Mg/año)

Disposición Acumulada

(Mg)

Generación de Biogás Eficiencia del Sistema de Captura

(%)

PARÁMETROS DE ALIMENTACIÓN DEL MODELO:

(Lo)(ft³/ton):Equivalente Métrico Lo (m³/Mg):

* Capacidad Máxima de Planta de Energía asume índice de calor total de 10,800 Btus per kW-hr (hhv)

** Flujo de Biogás Linea Base asume que el 5% de biogás generado es quemado (potencial de de recuperación ~6%). Las reducciones de emisiones no incluyen la generación de energía y asumen una fecha de arranque del sistema: 1/1/2010.

Total estimado de reducciones de emisiones para el periodo 2010-2012 =

Contenido de Metano Estimado en el Biogás:

Valor del Índice de Degradación (k):

(m3/hr) (cfm) (mmBtu/hr)(tonnes

CH4/año)(tonnes

CO2eq/año) (m3/hr) (cfm) (mmBtu/hr)(tonnes

CH4/año)(tonnes

CO2eq/año)1970 0% 0 0 0.0 0.0 0 0 0 0% 0 0 0.0 0.0 0 0 01971 0% 0 0 0.0 0.0 72 0 0 0% 0 0 0.0 0.0 72 0 01972 0% 0 0 0.0 0.0 112 0 0 0% 0 0 0.0 0.0 112 0 01973 0% 0 0 0.0 0.0 144 0 0 0% 0 0 0.0 0.0 144 0 01974 0% 0 0 0.0 0.0 171 0 0 0% 0 0 0.0 0.0 171 0 01975 0% 0 0 0.0 0.0 193 0 0 0% 0 0 0.0 0.0 193 0 01976 0% 0 0 0.0 0.0 211 0 0 0% 0 0 0.0 0.0 211 0 01977 0% 0 0 0.0 0.0 227 0 0 0% 0 0 0.0 0.0 227 0 01978 0% 0 0 0.0 0.0 241 0 0 0% 0 0 0.0 0.0 241 0 01979 0% 0 0 0.0 0.0 252 0 0 0% 0 0 0.0 0.0 252 0 01980 0% 0 0 0.0 0.0 263 0 0 0% 0 0 0.0 0.0 263 0 01981 0% 0 0 0.0 0.0 272 0 0 0% 0 0 0.0 0.0 272 0 01982 0% 0 0 0.0 0.0 281 0 0 0% 0 0 0.0 0.0 281 0 01983 0% 0 0 0.0 0.0 289 0 0 0% 0 0 0.0 0.0 289 0 01984 0% 0 0 0.0 0.0 296 0 0 0% 0 0 0.0 0.0 296 0 01985 0% 0 0 0.0 0.0 303 0 0 0% 0 0 0.0 0.0 303 0 01986 0% 0 0 0.0 0.0 310 0 0 0% 0 0 0.0 0.0 310 0 01987 0% 0 0 0.0 0.0 316 0 0 0% 0 0 0.0 0.0 316 0 01988 0% 0 0 0.0 0.0 323 0 0 0% 0 0 0.0 0.0 323 0 01989 0% 0 0 0.0 0.0 329 0 0 0% 0 0 0.0 0.0 329 0 01990 0% 0 0 0.0 0.0 335 0 0 0% 0 0 0.0 0.0 335 0 01991 0% 0 0 0.0 0.0 341 0 0 0% 0 0 0.0 0.0 341 0 01992 0% 0 0 0.0 0.0 347 0 0 0% 0 0 0.0 0.0 347 0 01993 0% 0 0 0.0 0.0 353 0 0 0% 0 0 0.0 0.0 353 0 01994 0% 0 0 0.0 0.0 359 0 0 0% 0 0 0.0 0.0 359 0 01995 0% 0 0 0.0 0.0 366 0 0 0% 0 0 0.0 0.0 366 0 01996 0% 0 0 0.0 0.0 372 0 0 0% 0 0 0.0 0.0 372 0 01997 0% 0 0 0.0 0.0 378 0 0 0% 0 0 0 0.0 378 0 01998 0% 0 0 0.0 0.0 384 0 0 0% 0 0 0 0.0 384 0 01999 0% 0 0 0.0 0.0 391 0 0 0% 0 0 0 0.0 391 0 02000 0% 0 0 0.0 0.0 397 0 0 0% 0 0 0 0.0 397 0 02001 0% 0 0 0.0 0.0 403 0 0 0% 0 0 0 0.0 403 0 02002 0% 0 0 0.0 0.0 410 0 0 0% 0 0 0 0.0 410 0 02003 0% 0 0 0.0 0.0 418 0 0 0% 0 0 0 0.0 418 0 02004 0% 0 0 0.0 0.0 425 0 0 0% 0 0 0 0.0 425 0 02005 0% 0 0 0.0 0.0 423 0 0 0% 0 0 0 0.0 423 0 02006 0% 0 0 0.0 0.0 423 0 0 0% 0 0 0 0.0 423 0 02007 0% 0 0 0.0 0.0 428 0 0 0% 0 0 0 0.0 428 0 02008 0% 0 0 0.0 0.0 418 0 0 0% 0 0 0 0.0 418 0 02009 0% 0 0 0.0 0.0 363 0 0 0% 0 0 0 0.0 363 0 02010 85% 4,245 2,498 75.9 7.0 294 12,405 260,500 60% 2,996 1,764 54 5.0 294 8,485 178,1862011 85% 3,447 2,029 61.6 5.7 239 10,073 211,537 60% 2,433 1,432 43 4.0 239 6,890 144,6942012 85% 2,815 1,657 50.3 4.7 195 8,226 172,738 60% 1,987 1,169 36 3.3 195 5,626 118,1552013 85% 2,313 1,361 41.3 3.8 160 6,759 141,947 60% 1,633 961 29 2.7 160 4,624 97,0942014 85% 1,914 1,127 34.2 3.2 132 5,594 117,469 60% 1,351 795 24 2.2 132 3,826 80,3502015 85% 1,596 940 28.5 2.6 110 4,665 97,967 60% 1,127 663 20 1.9 110 3,191 67,0112016 85% 1,343 790 24.0 2.2 93 3,923 82,391 60% 948 558 17 1.6 93 2,684 56,3572017 85% 1,139 671 20.4 1.9 79 3,329 69,915 60% 804 473 14 1.3 79 2,277 47,8232018 85% 976 574 17.4 1.6 68 2,852 59,886 60% 689 405 12 1.1 68 1,951 40,9632019 85% 844 497 15.1 1.4 58 2,466 51,793 60% 596 351 11 1.0 58 1,687 35,4272020 85% 737 434 13.2 1.2 51 2,154 45,232 60% 520 306 9 0.9 51 1,473 30,9392021 85% 650 383 11.6 1.1 45 1,899 39,884 60% 459 270 8 0.8 45 1,299 27,2812022 85% 578 340 10.3 1.0 40 1,690 35,500 60% 408 240 7 0.7 40 1,156 24,2832023 85% 520 306 9.3 0.9 36 1,518 31,881 60% 367 216 7 0.6 36 1,038 21,8072024 85% 470 277 8.4 0.8 33 1,375 28,873 60% 332 195 6 0.5 33 940 19,7502025 85% 429 253 7.7 0.7 30 1,255 26,352 60% 303 178 5 0.5 30 858 18,0252026 85% 395 232 7.1 0.7 27 1,153 24,221 60% 279 164 5 0.5 27 789 16,5672027 85% 365 215 6.5 0.6 25 1,067 22,403 60% 258 152 5 0.4 25 730 15,3242028 85% 340 200 6.1 0.6 23 992 20,839 60% 240 141 4 0.4 23 679 14,2542029 85% 317 187 5.7 0.5 22 928 19,479 60% 224 132 4 0.4 22 634 13,3242030 85% 298 175 5.3 0.5 21 871 18,287 60% 210 124 4 0.3 21 596 12,509

NOTAS: NOTAS:

644,775 441,035

ESCENARIO RECUPERACIÓN ALTA ESCENARIO RECUPERACIÓN BAJALinea Base del Flujo de

Biogás** (m³/hr)

Linea Base del Flujo de

Biogás** (m³/hr)

TABLA A-2PROYECCIÓN DE LA GENERACION Y RECUPERACIÓN DE BIOGÁS BAJO ESCENARIOS DE RECUPERACIÓN ALTA Y BAJA

RELLENO SANITARIO EL NAVARRO, CALI, COLOMBIA


Electricidad* (MW)

Reducción de Emisión Estimadas**Año

Eficiencia del Sistema de Captura

(%)


Electricidad* (MW)

Reducción de Emisión Estimadas**

Eficiencia del Sistema de Captura

(%)

* Capacidad Máxima de Planta de Energía asume índice de calor total de 10,800 Btus per kW-hr (hhv).** Flujo de Biogás Linea Base asume que el 5% de biogás generado es quemado (potencial de recuperación ~6%). Las reducciones de emisiones no incluyen la generación de energía y asumen una fecha de arranque del sistema: 1/1/2010.Total estimado de reducciones de emisiones para el periodo 2010-2012 = toneladas CO2e

* Capacidad Máxima de Planta de Energía asume índice de calor total de 10,800 Btus per kW-hr (hhv).** Flujo de Biogás Linea Base asume que el 5% de biogás generado es quemado (potencial de recuperación ~6%). Las reducciones de emisiones no incluyen la generación de energía y asumen una fecha de arranque del sistema: 1/1/2010.Total estimado de reducciones de emisiones para el periodo 2010-2012 = toneladas CO2e

Diagrama A-1. Proyecciones de Generación y Recuperación de BiogásRelleno Sanitario El Navarro, Colombia

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030

Fluj

o de

Bio

gás a

50%

Met

ano

(m3 /h

r)

0

100,000

200,000

300,000

400,000

500,000

Red

ucci

ón d

e E

mis

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s - C

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s (tC

O2e

q)

Generación de Biogás Recuperación Media Recuperación Alta Recuperación Baja

A P É N D I C E B

E s t i m a c i ó n d e L o s C o s t o s d e C o n s t r u c c i ó n

Costo Costopor Unidad Inicial Total

Concepto Cantidad Unidad (U.S. $) (U.S. $)

Movilización y gestión del proyecto 1 uno 133,000$ $133,000Pozos de extracción (profundidad promedio 20m) 90 uno $8,000 $720,000Equipo dual de extracción para 50% de los pozos 45 uno $5,000 $225,000Cruces de calles 9 uno $3,000 $27,000Tubería principal (asuma 350 mm [14 plg]) - sobre superficie 3,600 m $100 $360,000Tubería lateral a los pozos (asuma 110 mm [4 plg]) 2,500 m $40 $100,000Trampas de condensado, auto-desagüe 8 uno $9,000 $72,000Cárcamo de condensado con bombeo 1 uno $24,000 $24,000Valvula del cabezal principal (asuma 350 mm [14 plg]) - sobre superficie 4 uno $7,000 $28,000Estación cerrada de quemado de biogas (capacidad para biogás 2,500 cfm/4,250 m³/hr) 1 uno $250,000 $250,000Construcción de la estación de quemado y preparación del sitio (incluyendo la instalación y el sistema eléctrico) 1 uno $100,000 $100,000Arranque del quemador 1 uno $15,000 $15,000Prueba inicial de eficiencia de quemador 1 uno $25,000 $25,000Equipo de medida y monitoreo de biogás 1 uno $35,000 $35,000Ingeniería, contingencia y costos iniciales de transacción relacionados al MDL 1 uno $261,000 $261,000

Costo Total de Construcción = $2,375,000

Costo O&M = $148,000

Notes:

2 La estación de quemado incluye la antorcha, bombas de succión, parallamas, controles, tubería, válvulas, y cercado.

TABLA B-1. ESTIMACION DE LOS COSTOS DE CAPITAL DEL PROYECTO RELLENO SANITARIO EL NAVARRO, CALI, COLOMBIA

Opción: Solo Combustión

1. Los costos del pozo de extracción incluyen pozos, cabezales, sellos de las perforaciones, valvulas mariposa y disposición de los desechos de la perforación.

Costo Costopor Unidad Inicial Total

Concepto Cantidad Unidad (U.S. $) (U.S. $)

Movilización y gestión del proyecto 1 uno $209,000 $209,000Construcción y preparación del lugar 1 uno $150,000 $150,000Bomba de succión y tratamiento de biogás (no requiere adicional) 1 uno $200,000 $200,000Equipo de medida y monitoreo de biogás 1 uno $40,000 $40,0002 Plantas de energia que funcionan con biogas 1060 kW (capacidad instalada $1200/kW) 2120 kW $1,200 $2,544,000Subestación de la planta (interruptor principal, transformador elevador) 1 uno $275,000 $275,000Interconexión eléctrica 1 uno $250,000 $250,000Derechos de paso (Se asume que no se requiere compra de derechos de paso) 0 uno $0 $0Prueba de fuente 1 uno $30,000 $30,000Ingeniería y contingencia 15% percentaje $550,000 $550,000

Costo Total de Construcción (2008 U.S. $) = $4,248,000

TABLE B-2. ESTIMACION DE COSTOS DE CAPITAL DEL PROYECTORELLENO SANITARIO EL NAVARRO, CALI, COLOMBIA

NOTA: Estos costos son a los costos de sistema de extracción y de la estación de combustiónOpción: Utilización de metano para la generación de electricidad

A P É N D I C E C

E v a l u a c i ó n E c o n ó m i c a

TABLA C-1. ANALISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO PROPUESTO DE QUEMA SOLAMENTERELLENO SANITARIO EL NAVARRO - CALI COLOMBIA SIN FINANCIAMIENTO, $8/TONELADA CREDITO GEI HASTA 2012

0 1 2 3 4 5 6 72009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Capacidad Bruta de la Planta (MW) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00Capacidad Neta de la Planta (MW) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00Factor de Capacidad de la Planta 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%Índice de Venta de Energía a Otros ($/kWh) $0.043 $0.044 $0.046 $0.047 $0.048 $0.050 $0.051 $0.053Venta de Energía a Otros (MWh/yr) 0 0 0 0 0 0 0 0Ganancias de Venta de Energía a Otros $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0

Índice de Recuperación de Biogás (m3/hr) 0 3,745 3,041 2,484 2,041 1,689 1,409 1,185Reducción de Linea Base (m3/hr) 0 0 0 0 0 0 0 0Reducción de Emisión de Metano (toneladas/año) 0 10,837 8,800 7,186 5,905 4,887 4,075 3,427Carbon Dioxide Equivalency (for CH4) 21 21 21 21 21 21 21 21CERs de Reduccions de Metano (toneladas CO2eq/año) 0 227,574 184,800 150,905 0 0 0 0Precio de CER ($/tonne CO2eq) $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $0.00 $0.00 $0.00Ingresos de CER por Reducciones de Metano ($/año) $0 $1,820,593 $1,478,399 $1,207,240 $0 $0 $0 $0CERs por el Desplazamiento de Energía (toneladas CO2eq/año) 0 0 0 0 0 0 0 0Ganancias de CER por Desplazamiento de Energía ($/año) $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0

------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- -------------GRAN TOTAL DE INGRESOS $0 $1,820,593 $1,478,399 $1,207,240 $0 $0 $0 $0

Biogás Recuperado (MMBtu/año) 0 586,297 476,098 388,775 319,476 264,382 220,490 185,434Contribución de Patrimonio a Costos Capitales $2,375,000 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Precio de Compra del Biogás ($/MMBtu) $0.67 $0.69 $0.71 $0.73 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00Costo Anual para Compra de Biogás ($) $0 $404,603 $338,412 $284,633 $0 $0 $0 $0Indice de O&M de Planta de Energía ($/kWhr) $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000Costo Anual de O&M de Planta de Energía $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Costo Anual de O&M del Sistema de Extracción y Control $0 $152,440 $157,013 $161,724 $166,575 $171,573 $176,720 $182,021Matricula, Monitoreo y Verificacion Anual $0 $31,827 $32,782 $33,765 $0 $0 $0 $0Servicio de Anual de Deuda $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0

------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- -------------TOTAL DE GASTOS ANUALES $2,375,000 $588,870 $528,207 $480,122 $166,575 $171,573 $176,720 $182,021

FLUJO NETO DE CAJA ANTES DE IMPUESTOS ($2,375,000) $1,231,722 $950,192 $727,118 ($166,575) ($171,573) ($176,720) ($182,021)VPN ($63,698)TASA INTERNA DE RETORNO 12.0%

2009CAPACIDAD BRUTA DE LA PLANTA (MW) 0.00 PRECIO DE CER ($/tonne CO2eq) $8.00CAPACIDAD NETA DE LA PLANTA (MW) (carga parasitica 7%) 0.00 INDICE DE VENTA DE ENERGIA A OTROS EN EL 2008 ($/kWhr) $0.043FACTOR DE CAPACIDAD DE LA PLANTA 0% INCREMENTO DEL PRECIO DE ENERGIA 3.0%PRODUCCION ANUAL DE ENERGIA (MWh/año) 0 PRECIO EVITADO DE COMPRA ($/kWh) $0.070CONSUMO DE ENERGIA DENTRO DEL SITIO (MWH/año)* 0 INDICE DE COMPRA DE BIOGAS ($/MMBtu) $0.67VENTA DE ENERGIA A OTROS (MWh/año) 0 INDICE DE INCREMENTO DEL COMBUSTIBLE 3.0%TOTAL COSTO INICIAL DE CAPITAL DEL ESTABLECIMIENTO $2,375,000 COSTO DE O&M DE PLANTA DE ENERGÍA ($/kW-hr) $0.000POR CIENTO EN PATRIMONIO 100% INDICE DE INCREMENTO DE O&M DE LA PLANTA DE ENERGÍA 3.0%CONTRIBUCION EN PATRIMONIO $2,375,000 COSTO DE MATRICULA, MONITOREO, VERIFICACIÓN EN EL 2008 $30,000INDICE DE INTERES DE DEUDA 10.0% COSTO O&M DEL SIST DE EXTRACCIÓN Y CONTROL ($2008) $148,000INDICE DE VPN 14.0% INCREMENTO DE O&M DEL SISTEMA DE EXTRACCIÓN Y MEJORAS 3.0%PERIODO DE FINANCIAMIENTO (años) 3.0

TABLA C-2. ANALISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO PROPUESTO DE QUEMA SOLAMENTERELLENO SANITARIO EL NAVARRO - CALI COLOMBIA CON FINANCIACION DEL 75%, $8/TONELADA CREDITOS GEI HASTA 2012

0 1 2 3 4 5 6 72009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016


0Índice de Recuperación de Biogás (m3/hr) 0 3,745 3,041 2,484 2,041 1,689 1,409 1,185Reducción de Linea Base (m3/hr) 0 0 0 0 0 0 0 0Reducción de Emisión de Metano (toneladas/año) 0 10,837 8,800 7,186 5,905 4,887 4,075 3,427CERs de Reduccions de Metano (toneladas CO2eq/año) 0 227,574 184,800 150,905 0 0 0 0Precio de CER ($/tonne CO2eq) $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $0.00 $0.00 $0.00Ingresos de CER por Reducciones de Metano ($/año) $0 $1,820,593 $1,478,399 $1,207,240 $0 $0 $0 $0CERs por el Desplazamiento de Energía (toneladas CO2 0 0 0 0 0 0 0 0Ganancias de CER por Desplazamiento de Energía ($/añ $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0


Biogás Recuperado (MMBtu/año) 0 586,297 476,098 388,775 319,476 264,382 220,490 185,434Contribución de Patrimonio a Costos Capitales $593,750 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Precio de Compra del Biogás ($/MMBtu) $0.67 $0.69 $0.71 $0.73 $0.75 $0.00 $0.00 $0.00Costo Anual para Compra de Biogás ($) $0 $404,603 $338,412 $284,633 $240,914 $0 $0 $0Indice de O&M de Planta de Energía ($/kWhr) $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000Costo Anual de O&M de Planta de Energía $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Costo Anual de O&M del Sistema de Extracción y Cont $0 $152,440 $157,013 $161,724 $166,575 $171,573 $176,720 $182,021Matricula, Monitoreo y Verificacion Anual $0 $31,827 $32,782 $33,765 $0 $0 $0 $0Servicio de Anual de Deuda $0 $716,267 $716,267 $716,267 $0 $0 $0 $0

------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- -------------TOTAL DE GASTOS ANUALES $593,750 $1,305,137 $1,244,474 $1,196,389 $407,489 $171,573 $176,720 $182,021

FLUJO NETO DE CAJA ANTES DE IMPUESTOS ($593,750) $515,455 $233,925 $10,851 ($407,489) ($171,573) ($176,720) ($182,021)VPN $40,110TASA INTERNA DE RETORNO 20.7%

2009CAPACIDAD BRUTA DE LA PLANTA (MW) 0.00 PRECIO DE CER ($/tonne CO2eq) $8.00CAPACIDAD NETA DE LA PLANTA (MW) (carga parasitica 7%) 0.00 INDICE DE VENTA DE ENERGIA A OTROS EN EL 2008 ($/kWhr) $0.043FACTOR DE CAPACIDAD DE LA PLANTA 90% INCREMENTO DEL PRECIO DE ENERGIA 3.0%PRODUCCION ANUAL DE ENERGIA (MWh/año) 0 PRECIO EVITADO DE COMPRA ($/kWh) $0.070CONSUMO DE ENERGIA DENTRO DEL SITIO (MWH/año)* 0 INDICE DE COMPRA DE BIOGAS ($/MMBtu) $0.67VENTA DE ENERGIA A OTROS (MWh/año) 0 INDICE DE INCREMENTO DEL COMBUSTIBLE 3.0%TOTAL COSTO INICIAL DE CAPITAL DEL ESTABLECIMIENTO $2,375,000 COSTO DE O&M DE PLANTA DE ENERGÍA ($/kW-hr) $0.000POR CIENTO EN PATRIMONIO 25% INDICE DE INCREMENTO DE O&M DE LA PLANTA DE ENERGÍA 3.0%CONTRIBUCION EN PATRIMONIO $593,750 COSTO DE MATRICULA, MONITOREO, VERIFICACIÓN EN EL 2008 $30,000INDICE DE INTERES DE DEUDA 10.0% COSTO O&M DEL SIST DE EXTRACCIÓN Y CONTROL ($2008) $148,000INDICE DE VPN 14.0% INCREMENTO DE O&M DEL SISTEMA DE EXTRACCIÓN Y MEJORAS 3.0%PERIODO DE FINANCIAMIENTO (años) 3.0

TABLA C-3. ANALISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO PROPUESTO DE QUEMA SOLAMENTERELLENO SANITARIO EL NAVARRO - CALI COLOMBIA SIN FINANCIAMIENTO, $8/TONELADA CREDITOS GEI HASTA 2019

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 102009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

Capacidad Bruta de la Planta (MW) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00Capacidad Neta de la Planta (MW) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00Factor de Capacidad de la Planta 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%Índice de Venta de Energía a Otros ($/kWh) $0.043 $0.044 $0.046 $0.047 $0.048 $0.050 $0.051 $0.053 $0.054 $0.056 $0.058Venta de Energía a Otros (MWh/yr) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Ganancias de Venta de Energía a Otros $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0

Índice de Recuperación de Biogás (m3/hr) 0 3,745 3,041 2,484 2,041 1,689 1,409 1,185 1,005 861 745Reducción de Linea Base (m3/hr) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Reducción de Emisión de Metano (toneladas/año) 0 10,837 8,800 7,186 5,905 4,887 4,075 3,427 2,908 2,491 2,155CERs de Reduccions de Metano (toneladas CO2eq/año) 0 227,574 184,800 150,905 124,006 102,621 85,584 71,977 61,078 52,317 45,247Precio de CER ($/tonne CO2eq) $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00Ingresos de CER por Reducciones de Metano ($/año) $0 $1,820,593 $1,478,399 $1,207,240 $992,049 $820,971 $684,675 $575,819 $488,622 $418,534 $361,973CERs por el Desplazamiento de Energía (toneladas CO2eq/año) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Ganancias de CER por Desplazamiento de Energía ($/año) $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0

------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- -------------GRAN TOTAL DE INGRESOS $0 $1,820,593 $1,478,399 $1,207,240 $992,049 $820,971 $684,675 $575,819 $488,622 $418,534 $361,973

Biogás Recuperado (MMBtu/año) 0 586,297 476,098 388,775 319,476 264,382 220,490 185,434 157,354 134,783 116,569Contribución de Patrimonio a Costos Capitales $2,375,000 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Precio de Compra del Biogás ($/MMBtu) $0.67 $0.69 $0.71 $0.73 $0.75 $0.78 $0.80 $0.82 $0.85 $0.87 $0.90Costo Anual para Compra de Biogás ($) $0 $404,603 $338,412 $284,633 $240,914 $205,349 $176,395 $152,801 $133,552 $117,827 $104,961Indice de O&M de Planta de Energía ($/kWhr) $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000Costo Anual de O&M de Planta de Energía $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Costo Anual de O&M del Sistema de Extracción y Control $0 $152,440 $157,013 $166,575 $171,573 $176,720 $182,021 $187,482 $193,106 $198,900 $204,867Matricula, Monitoreo y Verificacion Anual $0 $31,827 $32,782 $33,765 $34,778 $35,822 $36,896 $38,003 $39,143 $40,317 $41,527Servicio de Anual de Deuda $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0

------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- -------------TOTAL DE GASTOS ANUALES $2,375,000 $588,870 $528,207 $484,973 $447,264 $417,891 $395,313 $378,286 $365,802 $357,044 $351,355

FLUJO NETO DE CAJA ANTES DE IMPUESTOS ($2,375,000) $1,231,722 $950,192 $722,266 $544,784 $403,080 $289,362 $197,533 $122,820 $61,490 $10,619VPN $641,765TASA INTERNA DE RETORNO 27.0%

2009CAPACIDAD BRUTA DE LA PLANTA (MW) 0.00 PRECIO DE CER ($/tonne CO2eq) $8.00CAPACIDAD NETA DE LA PLANTA (MW) (carga parasitica 7%) 0.00 INDICE DE VENTA DE ENERGIA A OTROS EN EL 2008 ($/kWhr) $0.043FACTOR DE CAPACIDAD DE LA PLANTA 0% INCREMENTO DEL PRECIO DE ENERGIA 3.0%PRODUCCION ANUAL DE ENERGIA (MWh/año) 0 PRECIO EVITADO DE COMPRA ($/kWh) $0.070CONSUMO DE ENERGIA DENTRO DEL SITIO (MWH/año)* 0 INDICE DE COMPRA DE BIOGAS ($/MMBtu) $0.67VENTA DE ENERGIA A OTROS (MWh/año) 0 INDICE DE INCREMENTO DEL COMBUSTIBLE 3.0%TOTAL COSTO INICIAL DE CAPITAL DEL ESTABLECIMIENTO $2,375,000 COSTO DE O&M DE PLANTA DE ENERGÍA ($/kW-hr) $0.000POR CIENTO EN PATRIMONIO 100% INDICE DE INCREMENTO DE O&M DE LA PLANTA DE ENERGÍA 3.0%CONTRIBUCION EN PATRIMONIO $2,375,000 COSTO DE MATRICULA, MONITOREO, VERIFICACIÓN EN EL 2008 $30,000INDICE DE INTERES DE DEUDA 10.0% COSTO O&M DEL SIST DE EXTRACCIÓN Y CONTROL ($2008) $148,000INDICE DE VPN 14.0% INCREMENTO DE O&M DEL SISTEMA DE EXTRACCIÓN Y MEJORAS 3.0%PERIODO DE FINANCIAMIENTO (años) 10

El Navarro Financial Model CER 8 no closure Spanish.xls 11/3/2008


0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 102009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019


Índice de Recuperación de Biogás (m3/hr) 0 3,745 3,041 2,484 2,041 1,689 1,409 1,185 1,005 861 745Reducción de Línea Base (m3/hr) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Reducción de Emisión de Metano (toneladas/año) 0 10,837 8,800 7,186 5,905 4,887 4,075 3,427 2,908 2,491 2,155CERs de Reduccions de Metano (toneladas CO2eq/año) 0 227,574 184,800 150,905 124,006 102,621 85,584 71,977 61,078 52,317 45,247Precio de CER ($/tonne CO2eq) $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00Ingresos de CER por Reducciones de Metano ($/año) $0 $1,820,593 $1,478,399 $1,207,240 $992,049 $820,971 $684,675 $575,819 $488,622 $418,534 $361,973CERs por el Desplazamiento de Energía (tons CO2eq/año) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Ganancias de CER por Desplazamiento de Energía ($/año) $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0


Biogás Recuperado (MMBtu/año) 0 586,297 476,098 388,775 319,476 264,382 220,490 185,434 157,354 134,783 116,569Contribución de Patrimonio a Costos Capitales $593,750 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Precio de Compra del Biogás ($/MMBtu) $0.67 $0.69 $0.71 $0.73 $0.75 $0.78 $0.80 $0.82 $0.85 $0.87 $0.90Costo Anual para Compra de Biogás ($) $0 $404,603 $338,412 $284,633 $240,914 $205,349 $176,395 $152,801 $133,552 $117,827 $104,961Indice de O&M de Planta de Energía ($/kWhr) $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000Costo Anual de O&M de Planta de Energía $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Costo Anual de O&M del Sistema de Extracción y Control $0 $152,440 $157,013 $166,575 $171,573 $176,720 $182,021 $187,482 $193,106 $198,900 $204,867Matrícula, Monitoreo y Verificación Anual $0 $31,827 $32,782 $33,765 $34,778 $35,822 $36,896 $38,003 $39,143 $40,317 $41,527Servicio de Anual de Deuda $0 $289,890 $289,890 $289,890 $289,890 $289,890 $289,890 $289,890 $289,890 $289,890 $289,890

------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- -------------TOTAL DE GASTOS ANUALES $593,750 $878,761 $818,097 $774,863 $737,155 $707,781 $685,203 $668,176 $655,692 $646,935 $641,245

FLUJO NETO DE CAJA ANTES DE IMPUESTOS ($593,750) $941,832 $660,302 $432,376 $254,894 $113,190 ($528) ($92,358) ($167,070) ($228,400) ($279,272)VPN $877,860TASA INTERNA DE RETORNO 126.2%

2009CAPACIDAD BRUTA DE LA PLANTA (MW) 0.00 PRECIO DE CER ($/tonne CO2eq) $8.00CAPACIDAD NETA DE LA PLANTA (MW) (carga parasítica 7%) 0.00 INDICE DE VENTA DE ENERGIA A OTROS EN EL 2008 ($/kWhr) $0.043FACTOR DE CAPACIDAD DE LA PLANTA 0% INCREMENTO DEL PRECIO DE ENERGIA 3.0%PRODUCCION ANUAL DE ENERGIA (MWh/año) 0 PRECIO EVITADO DE COMPRA ($/kWh) $0.070CONSUMO DE ENERGIA DENTRO DEL SITIO (MWh/año)* 0 INDICE DE COMPRA DE BIOGAS ($/MMBtu) $0.67VENTA DE ENERGIA A OTROS (MWh/año) 0 INDICE DE INCREMENTO DEL COMBUSTIBLE 3.0%TOTAL COSTO INICIAL DE CAPITAL DEL ESTABLECIMIENTO $2,375,000 COSTO DE O&M DE PLANTA DE ENERGÍA ($/kW-hr) $0.000POR CIENTO EN PATRIMONIO 25% INDICE DE INCREMENTO DE O&M DE LA PLANTA DE ENERGÍA 3.0%CONTRIBUCION EN PATRIMONIO $593,750 COSTO DE MATRICULA, MONITOREO, VERIFICACIÓN EN EL 2008 $30,000INDICE DE INTERES DE DEUDA 10.0% COSTO O&M DEL SIST DE EXTRACCIÓN Y CONTROL ($2008) $148,000INDICE DE VPN 14.0% INCREMENTO DE O&M DEL SISTEMA DE EXTRACCIÓN Y MEJORAS 3.0%PERIODO DE FINANCIAMIENTO (años) 10

TABLA C-5. ANALISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO PROPUESTO DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELECTRICA A PARTIR DE BIOGÁSRELLENO SANITARIO EL NAVARRO - CALI COLOMBIA SIN FINANCIAMIENTO Y $8/TONELADA CREDITOS GEI HASTA 2012, 12 AÑOS DE OPERACION DEL SISTEMA DE EXTRACCION Y CONTROL

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 122009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

Capacidad Bruta de la Planta (MW) 0.00 2.12 2.12 2.12 2.12 2.12 2.12 2.12 1.06 1.06 1.06 1.06 1.06Capacidad Neta de la Planta (MW) 0.00 1.97 1.97 1.97 1.97 1.97 1.97 1.97 0.99 0.99 0.99 0.99 0.99Factor de Capacidad de la Planta 92% 92% 92% 92% 92% 92% 92% 92% 92% 92% 92% 92% 92%Índice de Venta de Energía a Otros ($/kWh) $0.043 $0.044 $0.046 $0.047 $0.048 $0.050 $0.051 $0.053 $0.054 $0.056 $0.058 $0.060 $0.061Venta de Energía a Otros (MWh/yr) 0 15,890 15,890 15,890 15,890 15,890 15,890 15,890 7,945 7,945 7,945 7,945 7,945Ganancias de Venta de Energía a Otros $0 $703,747 $724,859 $746,605 $769,003 $792,073 $815,835 $840,310 $432,760 $445,743 $459,115 $472,888 $487,075

Índice de Recuperación de Biogás (m3/hr) 0 3,745 3,041 2,484 2,041 1,689 1,409 1,185 1,005 861 745 650 573Reducción de Linea Base (m3/hr) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Reducción de Emisión de Metano (toneladas/año) 0 10,837 8,800 7,186 5,905 4,887 4,075 3,427 2,908 2,491 2,155 1,882 1,659Carbon Dioxide Equivalency (for CH4) 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21CERs de Reduccions de Metano (toneladas CO2eq/año) 0 227,574 184,800 150,905 0 0 0 0 0 0 0 0 0Precio de CER ($/tonne CO2eq) $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00Ingresos de CER por Reducciones de Metano ($/año) $0 $1,820,593 $1,478,399 $1,207,240 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0CERs por el Desplazamiento de Energía (toneladas CO2 0 11,032 11,032 11,032 0 0 0 0 0 0 0 0 0Ganancias de CER por Desplazamiento de Energía ($/añ $0 $88,260 $88,260 $88,260 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0

------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- -------------GRAN TOTAL DE INGRESOS $0 $2,612,599 $2,291,518 $2,042,104 $769,003 $792,073 $815,835 $840,310 $432,760 $445,743 $459,115 $472,888 $487,075

Biogás Recuperado (MMBtu/año) 0 586,297 476,098 388,775 319,476 264,382 220,490 185,434 157,354 134,783 116,569 101,801 89,766Contribución de Patrimonio a Costos Capitales $6,623,000 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Precio de Compra del Biogás ($/MMBtu) $0.67 $0.69 $0.71 $0.73 $0.75 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00Costo Anual para Compra de Biogás ($) $0 $404,603 $338,412 $284,633 $240,914 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Indice de O&M de Planta de Energía ($/kWhr) $0.023 $0.0232 $0.0239 $0.0246 $0.0253 $0.0261 $0.0269 $0.0277 $0.0285 $0.0294 $0.0302 $0.0311 $0.0321Costo Anual de O&M de Planta de Energía $0 $395,957 $407,835 $420,070 $432,672 $445,653 $459,022 $472,793 $243,488 $250,793 $258,317 $266,066 $274,048Costo Anual de O&M del Sistema de Extracción y Contr $0 $152,440 $157,013 $161,724 $166,575 $171,573 $176,720 $182,021 $187,482 $193,106 $198,900 $204,867 $211,013Matricula, Monitoreo y Verificacion Anual $0 $31,827 $32,782 $33,765 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Servicio de Anual de Deuda $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0

------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- -------------TOTAL DE GASTOS ANUALES $6,623,000 $984,827 $936,042 $900,192 $840,161 $617,225 $635,742 $654,814 $430,970 $443,899 $457,216 $470,933 $485,061

FLUJO NETO DE CAJA ($6,623,000) $1,627,772 $1,355,476 $1,141,913 ($71,158) $174,848 $180,093 $185,496 $1,790 $1,843 $1,899 $1,956 $2,014VPN ($2,784,150)TASA INTERNA DE RETORNO -13.3%

2009CAPACIDAD BRUTA DE LA PLANTA (MW) 2.12 PRECIO DE CER ($/tonne CO2eq) $8.00CAPACIDAD NETA DE LA PLANTA (MW) (carga parasitica 7%) 1.97 INDICE DE VENTA DE ENERGIA A OTROS EN EL 2008 ($/kWhr) $0.043FACTOR DE CAPACIDAD DE LA PLANTA 92% INCREMENTO DEL PRECIO DE ENERGIA 3.0%PRODUCCION ANUAL DE ENERGIA (MWh/año) 15,890 PRECIO EVITADO DE COMPRA ($/kWh) $0.070CONSUMO DE ENERGIA DENTRO DEL SITIO (MWH/año)* 0 INDICE DE COMPRA DE BIOGAS ($/MMBtu) $0.67VENTA DE ENERGIA A OTROS (MWh/año) 15,890 INDICE DE INCREMENTO DEL COMBUSTIBLE 3.0%TOTAL COSTO INICIAL DE CAPITAL DEL ESTABLECIMIENTO $6,623,000 COSTO DE O&M DE PLANTA DE ENERGÍA ($/kW-hr) $0.0225POR CIENTO EN PATRIMONIO 100% INDICE DE INCREMENTO DE O&M DE LA PLANTA DE ENERGÍA 3.0%CONTRIBUCION EN PATRIMONIO $6,623,000 COSTO DE MATRICULA, MONITOREO, VERIFICACIÓN EN EL 2008 $30,000INDICE DE INTERES DE DEUDA 10.0% COSTO O&M DEL SIST DE EXTRACCIÓN Y CONTROL ($2008) $148,000INDICE DE VPN 14.0% INCREMENTO DE O&M DEL SISTEMA DE EXTRACCIÓN Y MEJORAS 3.0%PERIODO DE FINANCIAMIENTO (años) 10.0

TABLA C-6. ANALISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO PROPUESTO DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELECTRICA A PARTIR DE BIOGÁSRELLENO SANITARIO EL NAVARRO - CALI COLOMBIA CON FINANCIACION DEL 75% Y $8/TONELADA CREDITOS GEI HASTA 2012, 12 AÑOS DE OPERACION DEL SISTEMA DE EXTRACCION Y CONTROL

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 122009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021


Índice de Recuperación de Biogás (m3/hr) 0 3,745 3,041 2,484 2,041 1,689 1,409 1,185 1,005 861 745 650 573Reducción de Linea Base (m3/hr) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Reducción de Emisión de Metano (toneladas/año) 0 10,837 8,800 7,186 5,905 4,887 4,075 3,427 2,908 2,491 2,155 1,882 1,659CERs de Reduccions de Metano (toneladas CO2eq/año) 0 227,574 184,800 150,905 0 0 0 0 0 0 0 0 0Precio de CER ($/tonne CO2eq) $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00Ingresos de CER por Reducciones de Metano ($/año) $0 $1,820,593 $1,478,399 $1,207,240 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0CERs por el Desplazamiento de Energía (toneladas CO2 0 11,032 11,032 11,032 0 0 0 0 0 0 0 0 0Ganancias de CER por Desplazamiento de Energía ($/añ $0 $88,260 $88,260 $88,260 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0


Biogás Recuperado (MMBtu/año) 0 586,297 476,098 388,775 319,476 264,382 220,490 185,434 157,354 134,783 116,569 101,801 89,766Contribución de Patrimonio a Costos Capitales $1,655,750 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Precio de Compra del Biogás ($/MMBtu) $0.67 $0.69 $0.71 $0.73 $0.75 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00Costo Anual para Compra de Biogás ($) $0 $404,603 $338,412 $284,633 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Indice de O&M de Planta de Energía ($/kWhr) $0.023 $0.023 $0.024 $0.025 $0.025 $0.026 $0.027 $0.028 $0.029 $0.029 $0.030 $0.031 $0.032Costo Anual de O&M de Planta de Energía $0 $395,957 $407,835 $420,070 $432,672 $445,653 $459,022 $472,793 $243,488 $250,793 $258,317 $266,066 $274,048Costo Anual de O&M del Sistema de Extracción y Contr $0 $152,440 $157,013 $161,724 $166,575 $171,573 $176,720 $182,021 $187,482 $193,106 $198,900 $204,867 $211,013Matricula, Monitoreo y Verificacion Anual $0 $31,827 $32,782 $33,765 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Servicio de Anual de Deuda $0 $808,397 $808,397 $808,397 $808,397 $808,397 $808,397 $808,397 $808,397 $808,397 $808,397 $0 $0

------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- -------------TOTAL DE GASTOS ANUALES $1,655,750 $1,793,224 $1,744,439 $1,708,589 $1,407,645 $1,425,622 $1,444,139 $1,463,211 $1,239,367 $1,252,296 $1,265,613 $470,933 $485,061

FLUJO NETO DE CAJA ($1,655,750) $819,375 $547,079 $333,516 ($638,642) ($633,549) ($628,304) ($622,901) ($806,607) ($806,554) ($806,498) $1,956 $2,014VPN ($2,000,643)TASA INTERNA DE RETORNO #DIV/0!


TABLA C-7. ANALISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO PROPUESTO DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELECTRICA A PARTIR DE BIOGÁSRELLENO SANITARIO EL NAVARRO - CALI COLOMBIA SIN FINANCIAMIENTO Y $8/TONELADA CREDITOS GEI HASTA 2019, 12 AÑOS DE OPERACIÓN DEL SISTEMA DE EXTRACCIÓN Y CONTROL

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 122009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021


Índice de Recuperación de Biogás (m3/hr) 0 3,745 3,041 2,484 2,041 1,689 1,409 1,185 1,005 861 745 650 573Reducción de Linea Base (m3/hr) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Reducción de Emisión de Metano (toneladas/año) 0 10,837 8,800 7,186 5,905 4,887 4,075 3,427 2,908 2,491 2,155 1,882 1,659CERs de Reduccions de Metano (toneladas CO2eq/año) 0 227,574 184,800 150,905 124,006 102,621 85,584 71,977 61,078 52,317 45,247 0 0Precio de CER ($/tonne CO2eq) $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00Ingresos de CER por Reducciones de Metano ($/año) $0 $1,820,593 $1,478,399 $1,207,240 $992,049 $820,971 $684,675 $575,819 $488,622 $418,534 $361,973 $0 $0CERs por el Desplazamiento de Energía (toneladas CO2 0 11,032 11,032 11,032 11,032 11,032 11,032 11,032 5,516 5,516 2,758 0 0Ganancias de CER por Desplazamiento de Energía ($/añ $0 $88,260 $88,260 $88,260 $88,260 $88,260 $88,260 $88,260 $44,130 $44,130 $22,065 $0 $0

------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- -------------GRAN TOTAL DE INGRESOS $0 $2,612,599 $2,291,518 $2,042,104 $1,849,312 $1,701,304 $1,588,770 $1,504,389 $965,512 $908,407 $843,153 $472,888 $487,075

Biogás Recuperado (MMBtu/año) 0 586,297 476,098 388,775 319,476 264,382 220,490 185,434 157,354 134,783 116,569 101,801 89,766Contribución de Patrimonio a Costos Capitales $6,623,000 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Precio de Compra del Biogás ($/MMBtu) $0.67 $0.69 $0.71 $0.73 $0.75 $0.78 $0.80 $0.82 $0.85 $0.87 $0.90 $0.00 $0.00Costo Anual para Compra de Biogás ($) $0 $404,603 $338,412 $284,633 $240,914 $205,349 $176,395 $152,801 $133,552 $117,827 $104,961 $0 $0Indice de O&M de Planta de Energía ($/kWhr) $0.023 $0.0232 $0.0239 $0.0246 $0.0253 $0.0261 $0.0269 $0.0277 $0.0285 $0.0294 $0.0302 $0.0311 $0.0321Costo Anual de O&M de Planta de Energía $0 $395,957 $407,835 $420,070 $432,672 $445,653 $459,022 $472,793 $243,488 $250,793 $258,317 $266,066 $274,048Costo Anual de O&M del Sistema de Extracción y Contr $0 $152,440 $157,013 $161,724 $166,575 $171,573 $176,720 $182,021 $187,482 $193,106 $198,900 $204,867 $211,013Matricula, Monitoreo y Verificacion Anual $0 $31,827 $32,782 $33,765 $34,778 $35,822 $36,896 $38,003 $39,143 $40,317 $41,527 $0 $0Servicio de Anual de Deuda $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0


FLUJO NETO DE CAJA ($6,623,000) $1,627,772 $1,355,476 $1,141,913 $974,372 $842,908 $739,737 $658,771 $361,846 $306,363 $239,449 $1,956 $2,014VPN ($1,298,139)TASA INTERNA DE RETORNO 5.9%


TABLA C-8. ANALISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO PROPUESTO DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELECTRICA A PARTIR DE BIOGÁSRELLENO SANITARIO EL NAVARRO - CALI COLOMBIA CON FINANCIACION DEL 75% Y $8/TONELADA CREDITOS GEI HASTA 2019, 12 AÑOS DE OPERACIÓN DEL SISTEMA DE EXTRACCIÓN Y CONTROL

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 122009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021


Índice de Recuperación de Biogás (m3/hr) 0 3,745 3,041 2,484 2,041 1,689 1,409 1,185 1,005 861 745 650 573Reducción de Linea Base (m3/hr) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Reducción de Emisión de Metano (toneladas/año) 0 10,837 8,800 7,186 5,905 4,887 4,075 3,427 2,908 2,491 2,155 1,882 1,659CERs de Reduccions de Metano (toneladas CO2eq/año) 0 227,574 184,800 150,905 124,006 102,621 85,584 71,977 61,078 52,317 45,247 0 0Precio de CER ($/tonne CO2eq) $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00Ingresos de CER por Reducciones de Metano ($/año) $0 $1,820,593 $1,478,399 $1,207,240 $992,049 $820,971 $684,675 $575,819 $488,622 $418,534 $361,973 $0 $0CERs por el Desplazamiento de Energía (toneladas CO2 0 11,032 11,032 11,032 11,032 11,032 11,032 11,032 5,516 5,516 2,758 0 0Ganancias de CER por Desplazamiento de Energía ($/añ $0 $88,260 $88,260 $88,260 $88,260 $88,260 $88,260 $88,260 $44,130 $44,130 $22,065 $0 $0


Biogás Recuperado (MMBtu/año) 0 586,297 476,098 388,775 319,476 264,382 220,490 185,434 157,354 134,783 116,569 101,801 89,766Contribución de Patrimonio a Costos Capitales $1,655,750 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Precio de Compra del Biogás ($/MMBtu) $0.67 $0.69 $0.71 $0.73 $0.75 $0.78 $0.80 $0.82 $0.85 $0.87 $0.90 $0.00 $0.00Costo Anual para Compra de Biogás ($) $0 $404,603 $338,412 $284,633 $240,914 $205,349 $176,395 $152,801 $133,552 $117,827 $104,961 $0 $0Indice de O&M de Planta de Energía ($/kWhr) $0.023 $0.023 $0.024 $0.025 $0.025 $0.026 $0.027 $0.028 $0.029 $0.029 $0.030 $0.031 $0.032Costo Anual de O&M de Planta de Energía $0 $395,957 $407,835 $420,070 $432,672 $445,653 $459,022 $472,793 $243,488 $250,793 $258,317 $266,066 $274,048Costo Anual de O&M del Sistema de Extracción y Contr $0 $152,440 $157,013 $161,724 $166,575 $171,573 $176,720 $182,021 $187,482 $193,106 $198,900 $204,867 $211,013Matricula, Monitoreo y Verificacion Anual $0 $31,827 $32,782 $33,765 $34,778 $35,822 $36,896 $38,003 $39,143 $40,317 $41,527 $0 $0Servicio de Anual de Deuda $0 $808,397 $808,397 $808,397 $808,397 $808,397 $808,397 $808,397 $808,397 $808,397 $808,397 $0 $0


FLUJO NETO DE CAJA ($1,655,750) $819,375 $547,079 $333,516 $165,975 $34,510 ($68,660) ($149,626) ($446,551) ($502,034) ($568,948) $1,956 $2,014VPN ($639,756)TASA INTERNA DE RETORNO #DIV/0!


TABLA C-9. ANALISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO PROPUESTO DE QUEMA SOLAMENTERELLENO SANITARIO EL NAVARRO - CALI COLOMBIA SIN FINANCIAMIENTO, $10/TONELADA CREDITO GEI HASTA 2012

0 1 2 3 4 5 6 72009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016


Índice de Recuperación de Biogás (m3/hr) 0 3,745 3,041 2,484 2,041 1,689 1,409 1,185Reducción de Línea Base (m3/hr) 0 0 0 0 0 0 0 0Reducción de Emisión de Metano (toneladas/año) 0 10,837 8,800 7,186 5,905 4,887 4,075 3,427Carbon Dioxide Equivalency (for CH4) 21 21 21 21 21 21 21 21CERs de Reduccions de Metano (toneladas CO2eq/año) 0 227,574 184,800 150,905 0 0 0 0Precio de CER ($/tonne CO2eq) $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $0.00 $0.00 $0.00Ingresos de CER por Reducciones de Metano ($/año) $0 $2,275,741 $1,847,999 $1,509,049 $0 $0 $0 $0CERs por el Desplazamiento de Energía (tons CO2eq/año) 0 0 0 0 0 0 0 0Ganancias de CER por Desplazamiento de Energía ($/año) $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0


Biogás Recuperado (MMBtu/año) 0 586,297 476,098 388,775 319,476 264,382 220,490 185,434Contribución de Patrimonio a Costos Capitales $2,375,000 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Precio de Compra del Biogás ($/MMBtu) $0.84 $0.87 $0.89 $0.92 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00Costo Anual para Compra de Biogás ($) $0 $507,264 $424,278 $356,853 $0 $0 $0 $0Indice de O&M de Planta de Energía ($/kWhr) $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000Costo Anual de O&M de Planta de Energía $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Costo Anual de O&M del Sistema de Extracción y Control $0 $152,440 $157,013 $161,724 $166,575 $171,573 $176,720 $182,021Matrícula, Monitoreo y Verificación Anual $0 $31,827 $32,782 $33,765 $0 $0 $0 $0Servicio de Anual de Deuda $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0


FLUJO NETO DE CAJA ($2,375,000) $1,584,210 $1,233,926 $956,708 ($166,575) ($171,573) ($176,720) ($182,021)VPN $534,977TASA INTERNA DE RETORNO 30.3%

2009CAPACIDAD BRUTA DE LA PLANTA (MW) 0.00 PRECIO DE CER ($/tonne CO2eq) $10.00CAPACIDAD NETA DE LA PLANTA (MW) (carga parasitica 7%) 0.00 INDICE DE VENTA DE ENERGIA A OTROS EN EL 2008 ($/kWh) $0.043FACTOR DE CAPACIDAD DE LA PLANTA 0% INCREMENTO DEL PRECIO DE ENERGIA 3.0%PRODUCCION ANUAL DE ENERGIA (MWh/año) 0 PRECIO EVITADO DE COMPRA ($/kWh) $0.070CONSUMO DE ENERGIA DENTRO DEL SITIO (MWh/año)* 0 INDICE DE COMPRA DE BIOGAS ($/MMBtu) $0.84VENTA DE ENERGIA A OTROS (MWh/año) 0 INDICE DE INCREMENTO DEL COMBUSTIBLE 3.0%TOTAL COSTO INICIAL DE CAPITAL DEL ESTABLECIMIENTO $2,375,000 COSTO DE O&M DE PLANTA DE ENERGÍA ($/kW-hr) $0.000POR CIENTO EN PATRIMONIO 100% INDICE DE INCREMENTO DE O&M DE LA PLANTA DE ENERGÍA 3.0%CONTRIBUCION EN PATRIMONIO $2,375,000 COSTO DE MATRICULA, MONITOREO, VERIFICACIÓN EN EL 2008 $30,000INDICE DE INTERES DE DEUDA 10.0% COSTO O&M DEL SIST DE EXTRACCIÓN Y CONTROL ($2008) $148,000INDICE DE VPN 14.0% INCREMENTO DE O&M DEL SISTEMA DE EXTRACCIÓN Y MEJORAS 3.0%PERIODO DE FINANCIAMIENTO (años) 3.0


0 1 2 3 4 5 6 72009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016


Índice de Recuperación de Biogás (m3/hr) 0 3,745 3,041 2,484 2,041 1,689 1,409 1,185Reducción de Línea Base (m3/hr) 0 0 0 0 0 0 0 0Reducción de Emisión de Metano (toneladas/año) 0 10,837 8,800 7,186 5,905 4,887 4,075 3,427CERs de Reduccions de Metano (toneladas CO2eq/año) 0 227,574 184,800 150,905 0 0 0 0Precio de CER ($/tonne CO2eq) $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $0.00 $0.00 $0.00Ingresos de CER por Reducciones de Metano ($/año) $0 $2,275,741 $1,847,999 $1,509,049 $0 $0 $0 $0CERs por el Desplazamiento de Energía (tons CO2eq/año) 0 0 0 0 0 0 0 0Ganancias de CER por Desplazamiento de Energía ($/año) $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0


Biogás Recuperado (MMBtu/año) 0 586,297 476,098 388,775 319,476 264,382 220,490 185,434Contribución de Patrimonio a Costos Capitales $593,750 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Precio de Compra del Biogás ($/MMBtu) $0.84 $0.87 $0.89 $0.92 $0.95 $0.00 $0.00 $0.00Costo Anual para Compra de Biogás ($) $0 $507,264 $424,278 $356,853 $302,041 $0 $0 $0Indice de O&M de Planta de Energía ($/kWhr) $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000Costo Anual de O&M de Planta de Energía $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Costo Anual de O&M del Sistema de Extracción y Control $0 $152,440 $157,013 $161,724 $166,575 $171,573 $176,720 $182,021Matrícula, Monitoreo y Verificación Anual $0 $31,827 $32,782 $33,765 $0 $0 $0 $0Servicio de Anual de Deuda $0 $716,267 $716,267 $716,267 $0 $0 $0 $0


FLUJO NETO DE CAJA ($593,750) $867,943 $517,659 $240,441 ($468,616) ($171,573) ($176,720) ($182,021)VPN $638,786TASA INTERNA DE RETORNO 99.9%

2009CAPACIDAD BRUTA DE LA PLANTA (MW) 0.00 PRECIO DE CER ($/tonne CO2eq) $10.00CAPACIDAD NETA DE LA PLANTA (MW) (carga parasitica 7%) 0.00 INDICE DE VENTA DE ENERGIA A OTROS EN EL 2008 ($/kWh) $0.043FACTOR DE CAPACIDAD DE LA PLANTA 90% INCREMENTO DEL PRECIO DE ENERGIA 3.0%PRODUCCION ANUAL DE ENERGIA (MWh/año) 0 PRECIO EVITADO DE COMPRA ($/kWh) $0.070CONSUMO DE ENERGIA DENTRO DEL SITIO (MWh/año)* 0 INDICE DE COMPRA DE BIOGAS ($/MMBtu) $0.84VENTA DE ENERGIA A OTROS (MWh/año) 0 INDICE DE INCREMENTO DEL COMBUSTIBLE 3.0%TOTAL COSTO INICIAL DE CAPITAL DEL ESTABLECIMIENTO $2,375,000 COSTO DE O&M DE PLANTA DE ENERGÍA ($/kW-hr) $0.000POR CIENTO EN PATRIMONIO 25% INDICE DE INCREMENTO DE O&M DE LA PLANTA DE ENERGÍA 3.0%CONTRIBUCION EN PATRIMONIO $593,750 COSTO DE MATRICULA, MONITOREO, VERIFICACIÓN EN EL 2008 $30,000INDICE DE INTERES DE DEUDA 10.0% COSTO O&M DEL SIST DE EXTRACCIÓN Y CONTROL ($2008) $148,000INDICE DE VPN 14.0% INCREMENTO DE O&M DEL SISTEMA DE EXTRACCIÓN Y MEJORAS 3.0%PERIODO DE FINANCIAMIENTO (años) 3.0

TABLA C-11. ANALISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO PROPUESTO DE QUEMA SOLAMENTERELLENO SANITARIO EL NAVARRO - CALI COLOMBIA SIN FINANCIAMIENTO, $10/TONELADA CREDITOS GEI HASTA 2019

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 102009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019


Índice de Recuperación de Biogás (m3/hr) 0 3,745 3,041 2,484 2,041 1,689 1,409 1,185 1,005 861 745Reducción de Línea Base (m3/hr) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Reducción de Emisión de Metano (toneladas/año) 0 10,837 8,800 7,186 5,905 4,887 4,075 3,427 2,908 2,491 2,155CERs de Reduccions de Metano (toneladas CO2eq/año) 0 227,574 184,800 150,905 124,006 102,621 85,584 71,977 61,078 52,317 45,247Precio de CER ($/tonne CO2eq) $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00Ingresos de CER por Reducciones de Metano ($/año) $0 $2,275,741 $1,847,999 $1,509,049 $1,240,061 $1,026,213 $855,844 $719,773 $610,777 $523,168 $452,467CERs por el Desplazamiento de Energía (tons CO2eq/añ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Ganancias de CER por Desplazamiento de Energía ($/añ $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0

------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- -------------GRAN TOTAL DE INGRESOS $0 $2,275,741 $1,847,999 $1,509,049 $1,240,061 $1,026,213 $855,844 $719,773 $610,777 $523,168 $452,467

Biogás Recuperado (MMBtu/año) 0 586,297 476,098 388,775 319,476 264,382 220,490 185,434 157,354 134,783 116,569Contribución de Patrimonio a Costos Capitales $2,375,000 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Precio de Compra del Biogás ($/MMBtu) $0.84 $0.87 $0.89 $0.92 $0.95 $0.97 $1.00 $1.03 $1.06 $1.10 $1.13Costo Anual para Compra de Biogás ($) $0 $507,264 $424,278 $356,853 $302,041 $257,453 $221,152 $191,571 $167,438 $147,724 $131,593Indice de O&M de Planta de Energía ($/kWhr) $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000Costo Anual de O&M de Planta de Energía $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Costo Anual de O&M del Sistema de Extracción y Contr $0 $152,440 $157,013 $166,575 $171,573 $176,720 $182,021 $187,482 $193,106 $198,900 $204,867Matrícula, Monitoreo y Verificación Anual $0 $31,827 $32,782 $33,765 $34,778 $35,822 $36,896 $38,003 $39,143 $40,317 $41,527Servicio de Anual de Deuda $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0


FLUJO NETO DE CAJA ($2,375,000) $1,584,210 $1,233,926 $951,856 $731,669 $556,219 $415,774 $302,717 $211,089 $136,227 $74,480VPN $1,557,077TASA INTERNA DE RETORNO 43.6%

2009CAPACIDAD INICIAL BRUTA DE LA PLANTA (MW) 0.00 PRECIO DE CER ($/tonne CO2eq) $10.00CAPACIDAD INICIAL NETA DE LA PLANTA (MW) (carga parasítica 7%) 0.00 INDICE DE VENTA DE ENERGIA A OTROS EN EL 2008 ($/kWh) $0.043FACTOR DE CAPACIDAD DE LA PLANTA 0% INCREMENTO DEL PRECIO DE ENERGIA 3.0%PRODUCCION ANUAL DE ENERGIA (MWh/año) 0 PRECIO EVITADO DE COMPRA ($/kWh) $0.070CONSUMO DE ENERGIA DENTRO DEL SITIO (MWh/año)* 0 INDICE DE COMPRA DE BIOGAS ($/MMBtu) $0.84VENTA DE ENERGIA A OTROS (MWh/año) 0 INDICE DE INCREMENTO DEL COMBUSTIBLE 3.0%TOTAL COSTO INICIAL DE CAPITAL DEL ESTABLECIMIENTO $2,375,000 COSTO DE O&M DE PLANTA DE ENERGÍA ($/kW-hr) $0.000POR CIENTO EN PATRIMONIO 100% INDICE DE INCREMENTO DE O&M DE LA PLANTA DE ENERGÍA 3.0%CONTRIBUCION EN PATRIMONIO $2,375,000 COSTO DE MATRICULA, MONITOREO, VERIFICACIÓN EN EL 2008 $30,000INDICE DE INTERES DE DEUDA 10.0% COSTO O&M DEL SIST DE EXTRACCIÓN Y CONTROL ($2008) $148,000INDICE DE VPN 14.0% INCREMENTO DE O&M DEL SISTEMA DE EXTRACCIÓN Y MEJORAS 3.0%PERIODO DE FINANCIAMIENTO (años) 10


0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 102009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019


Índice de Recuperación de Biogás (m3/hr) 0 3,745 3,041 2,484 2,041 1,689 1,409 1,185 1,005 861 745Reducción de Línea Base (m3/hr) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Reducción de Emisión de Metano (toneladas/año) 0 10,837 8,800 7,186 5,905 4,887 4,075 3,427 2,908 2,491 2,155CERs de Reduccions de Metano (toneladas CO2eq/año) 0 227,574 184,800 150,905 124,006 102,621 85,584 71,977 61,078 52,317 45,247Precio de CER ($/tonne CO2eq) $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00Ingresos de CER por Reducciones de Metano ($/año) $0 $2,275,741 $1,847,999 $1,509,049 $1,240,061 $1,026,213 $855,844 $719,773 $610,777 $523,168 $452,467CERs por el Desplazamiento de Energía (tons CO2eq/añ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Ganancias de CER por Desplazamiento de Energía ($/añ $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0


Biogás Recuperado (MMBtu/año) 0 586,297 476,098 388,775 319,476 264,382 220,490 185,434 157,354 134,783 116,569Contribución de Patrimonio a Costos Capitales $593,750 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Precio de Compra del Biogás ($/MMBtu) $0.84 $0.87 $0.89 $0.92 $0.95 $0.97 $1.00 $1.03 $1.06 $1.10 $1.13Costo Anual para Compra de Biogás ($) $0 $507,264 $424,278 $356,853 $302,041 $257,453 $221,152 $191,571 $167,438 $147,724 $131,593Indice de O&M de Planta de Energía ($/kWhr) $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000Costo Anual de O&M de Planta de Energía $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Costo Anual de O&M del Sistema de Extracción y Cont $0 $152,440 $157,013 $166,575 $171,573 $176,720 $182,021 $187,482 $193,106 $198,900 $204,867Matrícula, Monitoreo y Verificación Anual $0 $31,827 $32,782 $33,765 $34,778 $35,822 $36,896 $38,003 $39,143 $40,317 $41,527Servicio de Anual de Deuda $0 $289,890 $289,890 $289,890 $289,890 $289,890 $289,890 $289,890 $289,890 $289,890 $289,890

------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- -------------TOTAL DE GASTOS ANUALES $593,750 $981,421 $903,963 $847,084 $798,282 $759,884 $729,960 $706,947 $689,578 $676,831 $667,877

FLUJO NETO DE CAJA ($593,750) $1,294,320 $944,036 $661,966 $441,779 $266,329 $125,883 $12,827 ($78,801) ($153,663) ($215,410)VPN $1,793,173TASA INTERNA DE RETORNO 189.9%

2009CAPACIDAD BRUTA DE LA PLANTA (MW) 0.00 PRECIO DE CER ($/tonne CO2eq) $10.00CAPACIDAD NETA DE LA PLANTA (MW) (carga parasitica 7%) 0.00 INDICE DE VENTA DE ENERGIA A OTROS EN EL 2008 ($/kWh) $0.043FACTOR DE CAPACIDAD DE LA PLANTA 0% INCREMENTO DEL PRECIO DE ENERGIA 3.0%PRODUCCION ANUAL DE ENERGIA (MWh/año) 0 PRECIO EVITADO DE COMPRA ($/kWh) $0.070CONSUMO DE ENERGIA DENTRO DEL SITIO (MWh/año)* 0 INDICE DE COMPRA DE BIOGAS ($/MMBtu) $0.84VENTA DE ENERGIA A OTROS (MWh/año) 0 INDICE DE INCREMENTO DEL COMBUSTIBLE 3.0%TOTAL COSTO INICIAL DE CAPITAL DEL ESTABLECIMIENTO $2,375,000 COSTO DE O&M DE PLANTA DE ENERGÍA ($/kW-hr) $0.000POR CIENTO EN PATRIMONIO 25% INDICE DE INCREMENTO DE O&M DE LA PLANTA DE ENERGÍA 3.0%CONTRIBUCION EN PATRIMONIO $593,750 COSTO DE MATRICULA, MONITOREO, VERIFICACIÓN EN EL 2008 $30,000INDICE DE INTERES DE DEUDA 10.0% COSTO O&M DEL SIST DE EXTRACCIÓN Y CONTROL ($2008) $148,000INDICE DE VPN 14.0% INCREMENTO DE O&M DEL SISTEMA DE EXTRACCIÓN Y MEJORAS 3.0%PERIODO DE FINANCIAMIENTO (años) 10

TABLA C-13. NALISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO PROPUESTO DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELECTRICA A PARTIR DE BIOGÁSRELLENO SANITARIO EL NAVARRO - CALI COLOMBIA SIN FINANCIAMIENTO Y $10/TONELADA CREDITOS GEI HASTA 2012, 12 AÑOS DE OPERACION DEL SISTEMA DE EXTRACCION Y CONTROL

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 122009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021


Índice de Recuperación de Biogás (m3/hr) 0 3,745 3,041 2,484 2,041 1,689 1,409 1,185 1,005 861 745 650 573Reducción de Línea Base (m3/hr) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Reducción de Emisión de Metano (toneladas/año) 0 10,837 8,800 7,186 5,905 4,887 4,075 3,427 2,908 2,491 2,155 1,882 1,659Carbon Dioxide Equivalency (for CH4) 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21CERs de Reduccions de Metano (toneladas CO2eq/año) 0 227,574 184,800 150,905 0 0 0 0 0 0 0 0 0Precio de CER ($/tonne CO2eq) $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00Ingresos de CER por Reducciones de Metano ($/año) $0 $2,275,741 $1,847,999 $1,509,049 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0CERs por el Desplazamiento de Energía (tons CO2eq/año) 0 11,032 11,032 11,032 0 0 0 0 0 0 0 0 0Ganancias de CER por Desplazamiento de Energía ($/año) $0 $110,325 $110,325 $110,325 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0


Biogás Recuperado (MMBtu/año) 0 586,297 476,098 388,775 319,476 264,382 220,490 185,434 157,354 134,783 116,569 101,801 89,766Contribución de Patrimonio a Costos Capitales $6,623,000 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Precio de Compra del Biogás ($/MMBtu) $0.84 $0.87 $0.89 $0.92 $0.95 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00Costo Anual para Compra de Biogás ($) $0 $507,264 $424,278 $356,853 $302,041 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Indice de O&M de Planta de Energía ($/kWhr) $0.023 $0.0232 $0.0239 $0.0246 $0.0253 $0.0261 $0.0269 $0.0277 $0.0285 $0.0294 $0.0302 $0.0311 $0.0321Costo Anual de O&M de Planta de Energía $0 $395,957 $407,835 $420,070 $432,672 $445,653 $459,022 $472,793 $243,488 $250,793 $258,317 $266,066 $274,048Costo Anual de O&M del Sistema de Extracción y Control $0 $152,440 $157,013 $161,724 $166,575 $171,573 $176,720 $182,021 $187,482 $193,106 $198,900 $204,867 $211,013Matrícula, Monitoreo y Verificación Anual $0 $31,827 $32,782 $33,765 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Servicio de Anual de Deuda $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0

------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- -------------TOTAL DE GASTOS ANUALES $6,623,000 $1,087,488 $1,021,908 $972,412 $901,289 $617,225 $635,742 $654,814 $430,970 $443,899 $457,216 $470,933 $485,061


2008CAPACIDAD BRUTA DE LA PLANTA (MW) 2.12 PRECIO DE CER ($/tonne CO2eq) $10.00CAPACIDAD NETA DE LA PLANTA (MW) (carga parasitica 7%) 1.97 INDICE DE VENTA DE ENERGIA A OTROS EN EL 2008 ($/kWh) $0.043FACTOR DE CAPACIDAD DE LA PLANTA 92% INCREMENTO DEL PRECIO DE ENERGIA 3.0%PRODUCCION ANUAL DE ENERGIA (MWh/año) 15,890 PRECIO EVITADO DE COMPRA ($/kWh) $0.070CONSUMO DE ENERGIA DENTRO DEL SITIO (MWh/año)* 0 INDICE DE COMPRA DE BIOGAS ($/MMBtu) $0.84VENTA DE ENERGIA A OTROS (MWh/año) 15,890 INDICE DE INCREMENTO DEL COMBUSTIBLE 3.0%TOTAL COSTO INICIAL DE CAPITAL DEL ESTABLECIMIENTO $6,623,000 COSTO DE O&M DE PLANTA DE ENERGÍA ($/kW-hr) $0.0225POR CIENTO EN PATRIMONIO 100% INDICE DE INCREMENTO DE O&M DE LA PLANTA DE ENERGÍA 3.0%CONTRIBUCION EN PATRIMONIO $6,623,000 COSTO DE MATRICULA, MONITOREO, VERIFICACIÓN EN EL 2008 $30,000INDICE DE INTERES DE DEUDA 10.0% COSTO O&M DEL SIST DE EXTRACCIÓN Y CONTROL ($2008) $148,000INDICE DE VPN 14.0% INCREMENTO DE O&M DEL SISTEMA DE EXTRACCIÓN Y MEJORAS 3.0%PERIODO DE FINANCIAMIENTO (años) 10.0

TABLA C-14. ANALISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO PROPUESTO DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELECTRICA A PARTIR DE BIOGÁSRELLENO SANITARIO EL NAVARRO - CALI COLOMBIA CON FINANCIACION DEL 75% Y $10/TONELADA CREDITOS GEI HASTA 2012, 12 AÑOS DE OPERACION DEL SISTEMA DE EXTRACCION Y CONTROL

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 122009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021


Índice de Recuperación de Biogás (m3/hr) 0 3,745 3,041 2,484 2,041 1,689 1,409 1,185 1,005 861 745 650 573Reducción de Línea Base (m3/hr) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Reducción de Emisión de Metano (toneladas/año) 0 10,837 8,800 7,186 5,905 4,887 4,075 3,427 2,908 2,491 2,155 1,882 1,659CERs de Reduccions de Metano (toneladas CO2eq/año) 0 227,574 184,800 150,905 0 0 0 0 0 0 0 0 0Precio de CER ($/tonne CO2eq) $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00Ingresos de CER por Reducciones de Metano ($/año) $0 $2,275,741 $1,847,999 $1,509,049 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0CERs por el Desplazamiento de Energía (tons CO2eq/año) 0 11,032 11,032 11,032 0 0 0 0 0 0 0 0 0Ganancias de CER por Desplazamiento de Energía ($/año) $0 $110,325 $110,325 $110,325 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0


Biogás Recuperado (MMBtu/año) 0 586,297 476,098 388,775 319,476 264,382 220,490 185,434 157,354 134,783 116,569 101,801 89,766Contribución de Patrimonio a Costos Capitales $1,655,750 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Precio de Compra del Biogás ($/MMBtu) $0.84 $0.87 $0.89 $0.92 $0.95 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00Costo Anual para Compra de Biogás ($) $0 $507,264 $424,278 $356,853 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Indice de O&M de Planta de Energía ($/kWhr) $0.023 $0.023 $0.024 $0.025 $0.025 $0.026 $0.027 $0.028 $0.029 $0.029 $0.030 $0.031 $0.032Costo Anual de O&M de Planta de Energía $0 $395,957 $407,835 $420,070 $432,672 $445,653 $459,022 $472,793 $243,488 $250,793 $258,317 $266,066 $274,048Costo Anual de O&M del Sistema de Extracción y Control $0 $152,440 $157,013 $161,724 $166,575 $171,573 $176,720 $182,021 $187,482 $193,106 $198,900 $204,867 $211,013Matrícula, Monitoreo y Verificación Anual $0 $31,827 $32,782 $33,765 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Servicio de Anual de Deuda $0 $808,397 $808,397 $808,397 $808,397 $808,397 $808,397 $808,397 $808,397 $808,397 $808,397 $0 $0


FLUJO NETO DE CAJA ($1,655,750) $1,193,928 $852,878 $585,170 ($638,642) ($633,549) ($628,304) ($622,901) ($806,607) ($806,554) ($806,498) $1,956 $2,014VPN ($1,357,032)TASA INTERNA DE RETORNO #DIV/0!


TABLA C-15. ANALISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO PROPUESTO DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELECTRICA A PARTIR DE BIOGÁSRELLENO SANITARIO EL NAVARRO - CALI COLOMBIA SIN FINANCIAMIENTO Y $10/TONELADA CREDITOS GEI HASTA 2019, 12 AÑOS DE OPERACIÓN DEL SISTEMA DE EXTRACCIÓN Y CONTROL

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 122009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021


Índice de Recuperación de Biogás (m3/hr) 0 3,745 3,041 2,484 2,041 1,689 1,409 1,185 1,005 861 745 650 573Reducción de Línea Base (m3/hr) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Reducción de Emisión de Metano (toneladas/año) 0 10,837 8,800 7,186 5,905 4,887 4,075 3,427 2,908 2,491 2,155 1,882 1,659CERs de Reduccions de Metano (toneladas CO2eq/año) 0 227,574 184,800 150,905 124,006 102,621 85,584 71,977 61,078 52,317 45,247 0 0Precio de CER ($/tonne CO2eq) $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00Ingresos de CER por Reducciones de Metano ($/año) $0 $2,275,741 $1,847,999 $1,509,049 $1,240,061 $1,026,213 $855,844 $719,773 $610,777 $523,168 $452,467 $0 $0CERs por el Desplazamiento de Energía (tons CO2eq/año) 0 11,032 11,032 11,032 11,032 11,032 11,032 11,032 5,516 5,516 2,758 0 0Ganancias de CER por Desplazamiento de Energía ($/año) $0 $110,325 $110,325 $110,325 $110,325 $110,325 $110,325 $110,325 $55,162 $55,162 $27,581 $0 $0

------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- -------------GRAN TOTAL DE INGRESOS $0 $3,089,813 $2,683,183 $2,365,979 $2,119,389 $1,928,611 $1,782,004 $1,670,409 $1,098,700 $1,024,073 $939,163 $472,888 $487,075

Biogás Recuperado (MMBtu/año) 0 586,297 476,098 388,775 319,476 264,382 220,490 185,434 157,354 134,783 116,569 101,801 89,766Contribución de Patrimonio a Costos Capitales $6,623,000 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Precio de Compra del Biogás ($/MMBtu) $0.84 $0.87 $0.89 $0.92 $0.95 $0.97 $1.00 $1.03 $1.06 $1.10 $1.13 $0.00 $0.00Costo Anual para Compra de Biogás ($) $0 $507,264 $424,278 $356,853 $302,041 $257,453 $221,152 $191,571 $167,438 $147,724 $131,593 $0 $0Indice de O&M de Planta de Energía ($/kWhr) $0.023 $0.0232 $0.0239 $0.0246 $0.0253 $0.0261 $0.0269 $0.0277 $0.0285 $0.0294 $0.0302 $0.0311 $0.0321Costo Anual de O&M de Planta de Energía $0 $395,957 $407,835 $420,070 $432,672 $445,653 $459,022 $472,793 $243,488 $250,793 $258,317 $266,066 $274,048Costo Anual de O&M del Sistema de Extracción y Control $0 $152,440 $157,013 $161,724 $166,575 $171,573 $176,720 $182,021 $187,482 $193,106 $198,900 $204,867 $211,013Matrícula, Monitoreo y Verificación Anual $0 $31,827 $32,782 $33,765 $34,778 $35,822 $36,896 $38,003 $39,143 $40,317 $41,527 $0 $0Servicio de Anual de Deuda $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0


FLUJO NETO DE CAJA ($6,623,000) $2,002,325 $1,661,275 $1,393,567 $1,183,322 $1,018,112 $888,213 $786,020 $461,148 $392,132 $308,826 $1,956 $2,014VPN ($292,152)TASA INTERNA DE RETORNO 12.2%


TABLA C-16. ANALISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO PROPUESTO DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELECTRICA A PARTIR DE BIOGÁSRELLENO SANITARIO EL NAVARRO - CALI COLOMBIA CON FINANCIACION DEL 75% Y $10/TONELADA CREDITOS GEI HASTA 2019, 12 AÑOS DE OPERACIÓN DEL SISTEMA DE EXTRACCIÓN Y CONTROL

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 122009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021




Biogás Recuperado (MMBtu/año) 0 586,297 476,098 388,775 319,476 264,382 220,490 185,434 157,354 134,783 116,569 101,801 89,766Contribución de Patrimonio a Costos Capitales $1,655,750 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Precio de Compra del Biogás ($/MMBtu) $0.84 $0.87 $0.89 $0.92 $0.95 $0.97 $1.00 $1.03 $1.06 $1.10 $1.13 $0.00 $0.00Costo Anual para Compra de Biogás ($) $0 $507,264 $424,278 $356,853 $302,041 $257,453 $221,152 $191,571 $167,438 $147,724 $131,593 $0 $0Indice de O&M de Planta de Energía ($/kWhr) $0.023 $0.023 $0.024 $0.025 $0.025 $0.026 $0.027 $0.028 $0.029 $0.029 $0.030 $0.031 $0.032Costo Anual de O&M de Planta de Energía $0 $395,957 $407,835 $420,070 $432,672 $445,653 $459,022 $472,793 $243,488 $250,793 $258,317 $266,066 $274,048Costo Anual de O&M del Sistema de Extracción y Control $0 $152,440 $157,013 $161,724 $166,575 $171,573 $176,720 $182,021 $187,482 $193,106 $198,900 $204,867 $211,013Matrícula, Monitoreo y Verificación Anual $0 $31,827 $32,782 $33,765 $34,778 $35,822 $36,896 $38,003 $39,143 $40,317 $41,527 $0 $0Servicio de Anual de Deuda $0 $808,397 $808,397 $808,397 $808,397 $808,397 $808,397 $808,397 $808,397 $808,397 $808,397 $0 $0


FLUJO NETO DE CAJA ($1,655,750) $1,193,928 $852,878 $585,170 $374,925 $209,715 $79,816 ($22,377) ($347,249) ($416,265) ($499,571) $1,956 $2,014VPN $366,231TASA INTERNA DE RETORNO 36.1%


TABLA C-17. ANALISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO PROPUESTO DE QUEMA SOLAMENTERELLENO SANITARIO EL NAVARRO - CALI COLOMBIA SIN FINANCIAMIENTO, $8/TONELADA CREDITO GEI HASTA 2012, SE INCLUYE 20 % DE LOS COSTOS DE CLAUSURA DEL SITIO

0 1 2 3 4 5 6 72009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016






FLUJO NETO DE CAJA ($3,649,385) $1,231,722 $950,192 $727,118 ($166,575) ($171,573) ($176,720) ($182,021)VPN ($1,181,580)TASA INTERNA DE RETORNO -11.4%

2009CAPACIDAD BRUTA DE LA PLANTA (MW) 0.00 PRECIO DE CER ($/tonne CO2eq) $8.00CAPACIDAD NETA DE LA PLANTA (MW) (carga parasitica 7%) 0.00 INDICE DE VENTA DE ENERGIA A OTROS EN EL 2008 ($/kWhr) $0.043FACTOR DE CAPACIDAD DE LA PLANTA 0% INCREMENTO DEL PRECIO DE ENERGIA 3.0%PRODUCCION ANUAL DE ENERGIA (MWh/año) 0 PRECIO EVITADO DE COMPRA ($/kWh) $0.070CONSUMO DE ENERGIA DENTRO DEL SITIO (MWh/año)* 0 INDICE DE COMPRA DE BIOGAS ($/MMBtu) $0.67VENTA DE ENERGIA A OTROS (MWh/año) 0 INDICE DE INCREMENTO DEL COMBUSTIBLE 3.0%TOTAL COSTO INICIAL DE CAPITAL DEL ESTABLECIMIENTO $3,649,385 COSTO DE O&M DE PLANTA DE ENERGÍA ($/kW-hr) $0.000POR CIENTO EN PATRIMONIO 100% INDICE DE INCREMENTO DE O&M DE LA PLANTA DE ENERGÍA 3.0%CONTRIBUCION EN PATRIMONIO $3,649,385 COSTO DE MATRICULA, MONITOREO, VERIFICACIÓN EN EL 2008 $30,000INDICE DE INTERES DE DEUDA 10.0% COSTO O&M DEL SIST DE EXTRACCIÓN Y CONTROL ($2008) $148,000INDICE DE VPN 14.0% INCREMENTO DE O&M DEL SISTEMA DE EXTRACCIÓN Y MEJORAS 3.0%PERIODO DE FINANCIAMIENTO (años) 3.0

TABLA C-18. ANALISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO PROPUESTO DE QUEMA SOLAMENTERELLENO SANITARIO EL NAVARRO - CALI COLOMBIA CON FINANCIACION DEL 75%, $8/TONELADA CREDITOS GEI HASTA 2012, SE INCLUYE 20 % DE LOS COSTOS DE CLAUSURA DEL SITIO

0 1 2 3 4 5 6 72009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016




Biogás Recuperado (MMBtu/año) 0 586,297 476,098 388,775 319,476 264,382 220,490 185,434Contribución de Patrimonio a Costos Capitales $912,346 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Precio de Compra del Biogás ($/MMBtu) $0.67 $0.69 $0.71 $0.73 $0.75 $0.00 $0.00 $0.00Costo Anual para Compra de Biogás ($) $0 $404,603 $338,412 $284,633 $240,914 $0 $0 $0Indice de O&M de Planta de Energía ($/kWhr) $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000Costo Anual de O&M de Planta de Energía $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Costo Anual de O&M del Sistema de Extracción y Control $0 $152,440 $157,013 $161,724 $166,575 $171,573 $176,720 $182,021Matrícula, Monitoreo y Verificación Anual $0 $31,827 $32,782 $33,765 $0 $0 $0 $0Servicio de Anual de Deuda $0 $1,100,604 $1,100,604 $1,100,604 $0 $0 $0 $0


FLUJO NETO DE CAJA ($912,346) $131,119 ($150,412) ($373,486) ($407,489) ($171,573) ($176,720) ($182,021)VPN ($1,022,069)TASA INTERNA DE RETORNO #NUM!

2009CAPACIDAD BRUTA DE LA PLANTA (MW) 0.00 PRECIO DE CER ($/tonne CO2eq) $8.00CAPACIDAD NETA DE LA PLANTA (MW) (carga parasitica 7%) 0.00 INDICE DE VENTA DE ENERGIA A OTROS EN EL 2008 ($/kWhr) $0.043FACTOR DE CAPACIDAD DE LA PLANTA 90% INCREMENTO DEL PRECIO DE ENERGIA 3.0%PRODUCCION ANUAL DE ENERGIA (MWh/año) 0 PRECIO EVITADO DE COMPRA ($/kWh) $0.070CONSUMO DE ENERGIA DENTRO DEL SITIO (MWh/año)* 0 INDICE DE COMPRA DE BIOGAS ($/MMBtu) $0.67VENTA DE ENERGIA A OTROS (MWh/año) 0 INDICE DE INCREMENTO DEL COMBUSTIBLE 3.0%TOTAL COSTO INICIAL DE CAPITAL DEL ESTABLECIMIENTO $3,649,385 COSTO DE O&M DE PLANTA DE ENERGÍA ($/kW-hr) $0.000POR CIENTO EN PATRIMONIO 25% INDICE DE INCREMENTO DE O&M DE LA PLANTA DE ENERGÍA 3.0%CONTRIBUCION EN PATRIMONIO $912,346 COSTO DE MATRICULA, MONITOREO, VERIFICACIÓN EN EL 2008 $30,000INDICE DE INTERES DE DEUDA 10.0% COSTO O&M DEL SIST DE EXTRACCIÓN Y CONTROL ($2008) $148,000INDICE DE VPN 14.0% INCREMENTO DE O&M DEL SISTEMA DE EXTRACCIÓN Y MEJORAS 3.0%PERIODO DE FINANCIAMIENTO (años) 3.0

TABLA C-19. ANALISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO PROPUESTO DE QUEMA SOLAMENTERELLENO SANITARIO EL NAVARRO - CALI COLOMBIA SIN FINANCIAMIENTO, $8/TONELADA CREDITOS GEI HASTA 2019, SE INCLUYE 20% DE LOS COSTOS DE CLAUSURA DEL SITIO

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 102009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019




Biogás Recuperado (MMBtu/año) 0 586,297 476,098 388,775 319,476 264,382 220,490 185,434 157,354 134,783 116,569Contribución de Patrimonio a Costos Capitales $3,649,385 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Precio de Compra del Biogás ($/MMBtu) $0.67 $0.69 $0.71 $0.73 $0.75 $0.78 $0.80 $0.82 $0.85 $0.87 $0.90Costo Anual para Compra de Biogás ($) $0 $404,603 $338,412 $284,633 $240,914 $205,349 $176,395 $152,801 $133,552 $117,827 $104,961Indice de O&M de Planta de Energía ($/kWhr) $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000Costo Anual de O&M de Planta de Energía $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Costo Anual de O&M del Sistema de Extracción y Control $0 $152,440 $157,013 $166,575 $171,573 $176,720 $182,021 $187,482 $193,106 $198,900 $204,867Matrícula, Monitoreo y Verificación Anual $0 $31,827 $32,782 $33,765 $34,778 $35,822 $36,896 $38,003 $39,143 $40,317 $41,527Servicio de Anual de Deuda $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0


FLUJO NETO DE CAJA ($3,649,385) $1,231,722 $950,192 $722,266 $544,784 $403,080 $289,362 $197,533 $122,820 $61,490 $10,619VPN ($476,117)TASA INTERNA DE RETORNO 7.5%

2009CAPACIDAD INICIAL BRUTA DE LA PLANTA (MW) 0.00 PRECIO DE CER ($/tonne CO2eq) $8.00CAPACIDAD INICIAL NETA DE LA PLANTA (MW) (carga parasitica 7%) 0.00 INDICE DE VENTA DE ENERGIA A OTROS EN EL 2008 ($/kWhr) $0.043FACTOR DE CAPACIDAD DE LA PLANTA 0% INCREMENTO DEL PRECIO DE ENERGIA 3.0%PRODUCCION ANUAL DE ENERGIA (MWh/año) 0 PRECIO EVITADO DE COMPRA ($/kWh) $0.070CONSUMO DE ENERGIA DENTRO DEL SITIO (MWh/año)* 0 INDICE DE COMPRA DE BIOGAS ($/MMBtu) $0.67VENTA DE ENERGIA A OTROS (MWh/año) 0 INDICE DE INCREMENTO DEL COMBUSTIBLE 3.0%TOTAL COSTO INICIAL DE CAPITAL DEL ESTABLECIMIENTO $3,649,385 COSTO DE O&M DE PLANTA DE ENERGÍA ($/kW-hr) $0.000POR CIENTO EN PATRIMONIO 100% INDICE DE INCREMENTO DE O&M DE LA PLANTA DE ENERGÍA 3.0%CONTRIBUCION EN PATRIMONIO $3,649,385 COSTO DE MATRICULA, MONITOREO, VERIFICACIÓN EN EL 2008 $30,000INDICE DE INTERES DE DEUDA 10.0% COSTO O&M DEL SIST DE EXTRACCIÓN Y CONTROL ($2008) $148,000INDICE DE VPN 14.0% INCREMENTO DE O&M DEL SISTEMA DE EXTRACCIÓN Y MEJORAS 3.0%PERIODO DE FINANCIAMIENTO (años) 10

TABLA C-20. ANALISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO PROPUESTO DE QUEMA SOLAMENTERELLENO SANITARIO EL NAVARRO - CALI COLOMBIA CON FINANCIACION DEL 75%, $8/TONELADA CREDITOS GEI HASTA 2019, SE INCLUYE 20% DE LOS COSTOS DE CLAUSURA DEL SITIO

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 102009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019





------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- -------------TOTAL DE GASTOS ANUALES $912,346 $1,034,311 $973,647 $930,414 $892,705 $863,331 $840,753 $823,726 $811,242 $802,485 $796,795

FLUJO NETO DE CAJA ($912,346) $786,282 $504,752 $276,826 $99,344 ($42,361) ($156,079) ($247,908) ($322,620) ($383,951) ($434,822)VPN ($113,336)TASA INTERNA DE RETORNO #DIV/0!

2009CAPACIDAD BRUTA DE LA PLANTA (MW) 0.00 PRECIO DE CER ($/tonne CO2eq) $8.00CAPACIDAD NETA DE LA PLANTA (MW) (carga parasitica 7%) 0.00 INDICE DE VENTA DE ENERGIA A OTROS EN EL 2008 ($/kWhr) $0.043FACTOR DE CAPACIDAD DE LA PLANTA 0% INCREMENTO DEL PRECIO DE ENERGIA 3.0%PRODUCCION ANUAL DE ENERGIA (MWh/año) 0 PRECIO EVITADO DE COMPRA ($/kWh) $0.070CONSUMO DE ENERGIA DENTRO DEL SITIO (MWh/año)* 0 INDICE DE COMPRA DE BIOGAS ($/MMBtu) $0.67VENTA DE ENERGIA A OTROS (MWh/año) 0 INDICE DE INCREMENTO DEL COMBUSTIBLE 3.0%TOTAL COSTO INICIAL DE CAPITAL DEL ESTABLECIMIENTO $3,649,385 COSTO DE O&M DE PLANTA DE ENERGÍA ($/kW-hr) $0.000POR CIENTO EN PATRIMONIO 25% INDICE DE INCREMENTO DE O&M DE LA PLANTA DE ENERGÍA 3.0%CONTRIBUCION EN PATRIMONIO $912,346 COSTO DE MATRICULA, MONITOREO, VERIFICACIÓN EN EL 2008 $30,000INDICE DE INTERES DE DEUDA 10.0% COSTO O&M DEL SIST DE EXTRACCIÓN Y CONTROL ($2008) $148,000INDICE DE VPN 14.0% INCREMENTO DE O&M DEL SISTEMA DE EXTRACCIÓN Y MEJORAS 3.0%PERIODO DE FINANCIAMIENTO (años) 10

TABLA C-21. ANALISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO PROPUESTO DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELECTRICA A PARTIR DE BIOGÁSRELLENO SANITARIO EL NAVARRO - CALI COLOMBIA SIN FINANCIAMIENTO Y $8/TONELADA CREDITOS GEI HASTA 2012, 12 AÑOS DE OPERACION DEL SISTEMA DE EXTRACCION Y CONTROL, SE INCLUYE 20% DE LOS COSTOS DE CLAUSURA DEL SITIO

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 122009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021







2009CAPACIDAD BRUTA DE LA PLANTA (MW) 2.12 PRECIO DE CER ($/tonne CO2eq) $8.00CAPACIDAD NETA DE LA PLANTA (MW) (carga parasitica 7%) 1.97 INDICE DE VENTA DE ENERGIA A OTROS EN EL 2008 ($/kWhr) $0.043FACTOR DE CAPACIDAD DE LA PLANTA 92% INCREMENTO DEL PRECIO DE ENERGIA 3.0%PRODUCCION ANUAL DE ENERGIA (MWh/año) 15,890 PRECIO EVITADO DE COMPRA ($/kWh) $0.070CONSUMO DE ENERGIA DENTRO DEL SITIO (MWh/año)* 0 INDICE DE COMPRA DE BIOGAS ($/MMBtu) $0.67VENTA DE ENERGIA A OTROS (MWh/año) 15,890 INDICE DE INCREMENTO DEL COMBUSTIBLE 3.0%TOTAL COSTO INICIAL DE CAPITAL DEL ESTABLECIMIENTO $7,897,385 COSTO DE O&M DE PLANTA DE ENERGÍA ($/kW-hr) $0.0225POR CIENTO EN PATRIMONIO 100% INDICE DE INCREMENTO DE O&M DE LA PLANTA DE ENERGÍA 3.0%CONTRIBUCION EN PATRIMONIO $7,897,385 COSTO DE MATRICULA, MONITOREO, VERIFICACIÓN EN EL 2008 $30,000INDICE DE INTERES DE DEUDA 10.0% COSTO O&M DEL SIST DE EXTRACCIÓN Y CONTROL ($2008) $148,000INDICE DE VPN 14.0% INCREMENTO DE O&M DEL SISTEMA DE EXTRACCIÓN Y MEJORAS 3.0%PERIODO DE FINANCIAMIENTO (años) 10.0

TABLA C-22. ANALISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO PROPUESTO DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELECTRICA A PARTIR DE BIOGÁSRELLENO SANITARIO EL NAVARRO - CALI COLOMBIA CON FINANCIACION DEL 75% Y $8/TONELADA CREDITOS GEI HASTA 2012, 12 AÑOS DE OPERACION DEL SISTEMA DE EXTRACCION, SE INCLUYE 20% DE LOS COSTOS DE CLAUSURA DEL SITIO

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 122009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021






FLUJO NETO DE CAJA ($1,974,346) $663,825 $391,528 $177,965 ($794,192) ($789,099) ($783,854) ($778,451) ($962,158) ($962,104) ($962,049) $1,956 $2,014VPN ($2,991,840)TASA INTERNA DE RETORNO #DIV/0!


TABLA C-23. ANALISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO PROPUESTO DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELECTRICA A PARTIR DE BIOGÁSRELLENO SANITARIO EL NAVARRO - CALI COLOMBIA SIN FINANCIAMIENTO Y $8/TONELADA CREDITOS GEI HASTA 2019, 12 AÑOS DE OPERACIÓN DEL SISTEMA DE EXTRACCIÓN, SE INCLUYE 20% DE LOS COSTOS DE CLAUSURA DEL SITIO

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 122009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021


Índice de Recuperación de Biogás (m3/hr) 0 3,745 3,041 2,484 2,041 1,689 1,409 1,185 1,005 861 745 650 573Reducción de Línea Base (m3/hr) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Reducción de Emisión de Metano (toneladas/año) 0 10,837 8,800 7,186 5,905 4,887 4,075 3,427 2,908 2,491 2,155 1,882 1,659CERs de Reduccions de Metano (toneladas CO2eq/año) 0 227,574 184,800 150,905 124,006 102,621 85,584 71,977 61,078 52,317 45,247 0 0Precio de CER ($/tonne CO2eq) $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00Ingresos de CER por Reducciones de Metano ($/año) $0 $1,820,593 $1,478,399 $1,207,240 $992,049 $820,971 $684,675 $575,819 $488,622 $418,534 $361,973 $0 $0CERs por el Desplazamiento de Energía (tons CO2eq/año) 0 11,032 11,032 11,032 11,032 11,032 11,032 11,032 5,516 5,516 2,758 0 0Ganancias de CER por Desplazamiento de Energía ($/año) $0 $88,260 $88,260 $88,260 $88,260 $88,260 $88,260 $88,260 $44,130 $44,130 $22,065 $0 $0




FLUJO NETO DE CAJA ($7,897,385) $1,627,772 $1,355,476 $1,141,913 $974,372 $842,908 $739,737 $658,771 $361,846 $306,363 $239,449 $1,956 $2,014VPN ($2,416,021)TASA INTERNA DE RETORNO 1.1%


TABLA C-24. ANALISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO PROPUESTO DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELECTRICA A PARTIR DE BIOGÁSRELLENO SANITARIO EL NAVARRO - CALI COLOMBIA CON FINANCIACION DEL 75% Y $8/TONELADA CREDITOS GEI HASTA 2019, 12 AÑOS DE OPERACIÓN DEL SISTEMA DE EXTRACCIÓN, SE INCLUYE 20% DE LOS COSTOS DE CLAUSURA DEL SITIO

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 122009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021


Índice de Recuperación de Biogás (m3/hr) 0 3,745 3,041 2,484 2,041 1,689 1,409 1,185 1,005 861 745 650 573Reducción de Línea Base (m3/hr) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Reducción de Emisión de Metano (toneladas/año) 0 10,837 8,800 7,186 5,905 4,887 4,075 3,427 2,908 2,491 2,155 1,882 1,659CERs de Reduccions de Metano (toneladas CO2eq/año) 0 227,574 184,800 150,905 124,006 102,621 85,584 71,977 61,078 52,317 45,247 0 0Precio de CER ($/tonne CO2eq) $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00 $8.00Ingresos de CER por Reducciones de Metano ($/año) $0 $1,820,593 $1,478,399 $1,207,240 $992,049 $820,971 $684,675 $575,819 $488,622 $418,534 $361,973 $0 $0CERs por el Desplazamiento de Energía (tons CO2eq/año) 0 11,032 11,032 11,032 11,032 11,032 11,032 11,032 5,516 5,516 2,758 0 0Ganancias de CER por Desplazamiento de Energía ($/año) $0 $88,260 $88,260 $88,260 $88,260 $88,260 $88,260 $88,260 $44,130 $44,130 $22,065 $0 $0




FLUJO NETO DE CAJA ($1,974,346) $663,825 $391,528 $177,965 $10,425 ($121,040) ($224,211) ($305,176) ($602,101) ($657,585) ($724,499) $1,956 $2,014VPN ($1,630,952)TASA INTERNA DE RETORNO #DIV/0!



0 1 2 3 4 5 6 72009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016






FLUJO NETO DE CAJA ($3,649,385) $1,584,210 $1,233,926 $956,708 ($166,575) ($171,573) ($176,720) ($182,021)VPN ($582,904)TASA INTERNA DE RETORNO 1.9%

2009CAPACIDAD BRUTA DE LA PLANTA (MW) 0.00 PRECIO DE CER ($/tonne CO2eq) $10.00CAPACIDAD NETA DE LA PLANTA (MW) (carga parasítica 7%) 0.00 INDICE DE VENTA DE ENERGIA A OTROS EN EL 2008 ($/kWhr) $0.043FACTOR DE CAPACIDAD DE LA PLANTA 0% INCREMENTO DEL PRECIO DE ENERGIA 3.0%PRODUCCION ANUAL DE ENERGIA (MWh/año) 0 PRECIO EVITADO DE COMPRA ($/kWh) $0.070CONSUMO DE ENERGIA DENTRO DEL SITIO (MWh/año)* 0 INDICE DE COMPRA DE BIOGAS ($/MMBtu) $0.84VENTA DE ENERGIA A OTROS (MWh/año) 0 INDICE DE INCREMENTO DEL COMBUSTIBLE 3.0%TOTAL COSTO INICIAL DE CAPITAL DEL ESTABLECIMIENTO $3,649,385 COSTO DE O&M DE PLANTA DE ENERGÍA ($/kW-hr) $0.000POR CIENTO EN PATRIMONIO 100% INDICE DE INCREMENTO DE O&M DE LA PLANTA DE ENERGÍA 3.0%CONTRIBUCION EN PATRIMONIO $3,649,385 COSTO DE MATRICULA, MONITOREO, VERIFICACIÓN EN EL 2010 $30,000INDICE DE INTERES DE DEUDA 10.0% COSTO O&M DEL SIST DE EXTRACCIÓN ($2008) $148,000INDICE DE VPN 14.0% INCREMENTO DE O&M DEL SISTEMA DE EXTRACCIÓN Y MEJORAS 3.0%PERIODO DE FINANCIAMIENTO (años) 3.0


0 1 2 3 4 5 6 72009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016




Biogás Recuperado (MMBtu/año) 0 586,297 476,098 388,775 319,476 264,382 220,490 185,434Contribución de Patrimonio a Costos Capitales $912,346 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Precio de Compra del Biogás ($/MMBtu) $0.84 $0.87 $0.89 $0.92 $0.95 $0.00 $0.00 $0.00Costo Anual para Compra de Biogás ($) $0 $507,264 $424,278 $356,853 $302,041 $0 $0 $0Indice de O&M de Planta de Energía ($/kWhr) $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000Costo Anual de O&M de Planta de Energía $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Costo Anual de O&M del Sistema de Extracción y Control $0 $152,440 $157,013 $161,724 $166,575 $171,573 $176,720 $182,021Matrícula, Monitoreo y Verificación Anual $0 $31,827 $32,782 $33,765 $0 $0 $0 $0Servicio de Anual de Deuda $0 $1,100,604 $1,100,604 $1,100,604 $0 $0 $0 $0


FLUJO NETO DE CAJA ($912,346) $483,606 $133,322 ($143,896) ($468,616) ($171,573) ($176,720) ($182,021)VPN ($423,394)TASA INTERNA DE RETORNO #NUM!

2009CAPACIDAD BRUTA DE LA PLANTA (MW) 0.00 PRECIO DE CER ($/tonne CO2eq) $10.00CAPACIDAD NETA DE LA PLANTA (MW) (carga parasítica 7%) 0.00 INDICE DE VENTA DE ENERGIA A OTROS EN EL 2008 ($/kWhr) $0.043FACTOR DE CAPACIDAD DE LA PLANTA 90% INCREMENTO DEL PRECIO DE ENERGIA 3.0%PRODUCCION ANUAL DE ENERGIA (MWh/año) 0 PRECIO EVITADO DE COMPRA ($/kWh) $0.070CONSUMO DE ENERGIA DENTRO DEL SITIO (MWh/año)* 0 INDICE DE COMPRA DE BIOGAS ($/MMBtu) $0.84VENTA DE ENERGIA A OTROS (MWh/año) 0 INDICE DE INCREMENTO DEL COMBUSTIBLE 3.0%TOTAL COSTO INICIAL DE CAPITAL DEL ESTABLECIMIENTO $3,649,385 COSTO DE O&M DE PLANTA DE ENERGÍA ($/kW-hr) $0.000POR CIENTO EN PATRIMONIO 25% INDICE DE INCREMENTO DE O&M DE LA PLANTA DE ENERGÍA 3.0%CONTRIBUCION EN PATRIMONIO $912,346 COSTO DE MATRICULA, MONITOREO, VERIFICACIÓN EN EL 2010 $30,000INDICE DE INTERES DE DEUDA 10.0% COSTO O&M DEL SIST DE EXTRACCIÓN ($2008) $148,000INDICE DE VPN 14.0% INCREMENTO DE O&M DEL SISTEMA DE EXTRACCIÓN Y MEJORAS 3.0%PERIODO DE FINANCIAMIENTO (años) 3.0


0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 102009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019


Índice de Recuperación de Biogás (m3/hr) 0 3,745 3,041 2,484 2,041 1,689 1,409 1,185 1,005 861 745Reducción de Línea Base (m3/hr) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Reducción de Emisión de Metano (toneladas/año) 0 10,837 8,800 7,186 5,905 4,887 4,075 3,427 2,908 2,491 2,155CERs de Reduccions de Metano (toneladas CO2eq/año) 0 227,574 184,800 150,905 124,006 102,621 85,584 71,977 61,078 52,317 45,247Precio de CER ($/tonne CO2eq) $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00Ingresos de CER por Reducciones de Metano ($/año) $0 $2,275,741 $1,847,999 $1,509,049 $1,240,061 $1,026,213 $855,844 $719,773 $610,777 $523,168 $452,467CERs por el Desplazamiento de Energía (tons CO2eq/año) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Ganancias de CER por Desplazamiento de Energía ($/año) $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0


Biogás Recuperado (MMBtu/año) 0 586,297 476,098 388,775 319,476 264,382 220,490 185,434 157,354 134,783 116,569Contribución de Patrimonio a Costos Capitales $3,649,385 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Precio de Compra del Biogás ($/MMBtu) $0.84 $0.87 $0.89 $0.92 $0.95 $0.97 $1.00 $1.03 $1.06 $1.10 $1.13Costo Anual para Compra de Biogás ($) $0 $507,264 $424,278 $356,853 $302,041 $257,453 $221,152 $191,571 $167,438 $147,724 $131,593Indice de O&M de Planta de Energía ($/kWhr) $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000 $0.000Costo Anual de O&M de Planta de Energía $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Costo Anual de O&M del Sistema de Extracción y Control $0 $152,440 $157,013 $166,575 $171,573 $176,720 $182,021 $187,482 $193,106 $198,900 $204,867Matrícula, Monitoreo y Verificación Anual $0 $31,827 $32,782 $33,765 $34,778 $35,822 $36,896 $38,003 $39,143 $40,317 $41,527Servicio de Anual de Deuda $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0


FLUJO NETO DE CAJA ($3,649,385) $1,584,210 $1,233,926 $951,856 $731,669 $556,219 $415,774 $302,717 $211,089 $136,227 $74,480VPN $439,195TASA INTERNA DE RETORNO 19.6%

2009CAPACIDAD BRUTA DE LA PLANTA (MW) 0.00 PRECIO DE CER ($/tonne CO2eq) $10.00CAPACIDAD NETA DE LA PLANTA (MW) (carga parasítica 7%) 0.00 INDICE DE VENTA DE ENERGIA A OTROS EN EL 2008 ($/kWhr) $0.043FACTOR DE CAPACIDAD DE LA PLANTA 0% INCREMENTO DEL PRECIO DE ENERGIA 3.0%PRODUCCION ANUAL DE ENERGIA (MWh/año) 0 PRECIO EVITADO DE COMPRA ($/kWh) $0.070CONSUMO DE ENERGIA DENTRO DEL SITIO (MWh/año)* 0 INDICE DE COMPRA DE BIOGAS ($/MMBtu) $0.84VENTA DE ENERGIA A OTROS (MWh/año) 0 INDICE DE INCREMENTO DEL COMBUSTIBLE 3.0%TOTAL COSTO INICIAL DE CAPITAL DEL ESTABLECIMIENTO $3,649,385 COSTO DE O&M DE PLANTA DE ENERGÍA ($/kW-hr) $0.000POR CIENTO EN PATRIMONIO 100% INDICE DE INCREMENTO DE O&M DE LA PLANTA DE ENERGÍA 3.0%CONTRIBUCION EN PATRIMONIO $3,649,385 COSTO DE MATRICULA, MONITOREO, VERIFICACIÓN EN EL 2010 $30,000INDICE DE INTERES DE DEUDA 10.0% COSTO O&M DEL SIST DE EXTRACCIÓN ($2008) $148,000INDICE DE VPN 14.0% INCREMENTO DE O&M DEL SISTEMA DE EXTRACCIÓN Y MEJORAS 3.0%PERIODO DE FINANCIAMIENTO (años) 10


0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 102009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019


Índice de Recuperación de Biogás (m3/hr) 0 3,745 3,041 2,484 2,041 1,689 1,409 1,185 1,005 861 745Reducción de Línea Base (m3/hr) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Reducción de Emisión de Metano (toneladas/año) 0 10,837 8,800 7,186 5,905 4,887 4,075 3,427 2,908 2,491 2,155CERs de Reduccions de Metano (toneladas CO2eq/año) 0 227,574 184,800 150,905 124,006 102,621 85,584 71,977 61,078 52,317 45,247Precio de CER ($/tonne CO2eq) $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00 $10.00Ingresos de CER por Reducciones de Metano ($/año) $0 $2,275,741 $1,847,999 $1,509,049 $1,240,061 $1,026,213 $855,844 $719,773 $610,777 $523,168 $452,467CERs por el Desplazamiento de Energía (tons CO2eq/año) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Ganancias de CER por Desplazamiento de Energía ($/año) $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0



------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- ------------- -------------TOTAL DE GASTOS ANUALES $912,346 $1,136,972 $1,059,513 $1,002,634 $953,832 $915,435 $885,510 $862,497 $845,128 $832,381 $823,427

FLUJO NETO DE CAJA ($912,346) $1,138,770 $788,486 $506,416 $286,229 $110,779 ($29,667) ($142,723) ($234,351) ($309,213) ($370,960)VPN $801,976TASA INTERNA DE RETORNO 90.1%

2009CAPACIDAD BRUTA DE LA PLANTA (MW) 0.00 PRECIO DE CER ($/tonne CO2eq) $10.00CAPACIDAD NETA DE LA PLANTA (MW) (carga parasítica 7%) 0.00 INDICE DE VENTA DE ENERGIA A OTROS EN EL 2008 ($/kWhr) $0.043FACTOR DE CAPACIDAD DE LA PLANTA 0% INCREMENTO DEL PRECIO DE ENERGIA 3.0%PRODUCCION ANUAL DE ENERGIA (MWh/año) 0 PRECIO EVITADO DE COMPRA ($/kWh) $0.070CONSUMO DE ENERGIA DENTRO DEL SITIO (MWh/año)* 0 INDICE DE COMPRA DE BIOGAS ($/MMBtu) $0.84VENTA DE ENERGIA A OTROS (MWh/año) 0 INDICE DE INCREMENTO DEL COMBUSTIBLE 3.0%TOTAL COSTO INICIAL DE CAPITAL DEL ESTABLECIMIENTO $3,649,385 COSTO DE O&M DE PLANTA DE ENERGÍA ($/kW-hr) $0.000POR CIENTO EN PATRIMONIO 25% INDICE DE INCREMENTO DE O&M DE LA PLANTA DE ENERGÍA 3.0%CONTRIBUCION EN PATRIMONIO $912,346 COSTO DE MATRICULA, MONITOREO, VERIFICACIÓN EN EL 2010 $30,000INDICE DE INTERES DE DEUDA 10.0% COSTO O&M DEL SIST DE EXTRACCIÓN ($2008) $148,000INDICE DE VPN 14.0% INCREMENTO DE O&M DEL SISTEMA DE EXTRACCIÓN Y MEJORAS 3.0%PERIODO DE FINANCIAMIENTO (años) 10

TABLA C-29. ANALISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO PROPUESTO DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELECTRICA A PARTIR DE BIOGÁSRELLENO SANITARIO EL NAVARRO - CALI COLOMBIA SIN FINANCIAMIENTO Y $10/TONELADA CREDITOS GEI HASTA 2012, 12 AÑOS DE OPERACION DEL SISTEMA DE EXTRACCION Y CONTROL, SE INCLUYE 20% DE LOS COSTOS DE CLAUSURA DEL SITIO

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 122009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021







2009CAPACIDAD BRUTA DE LA PLANTA (MW) 2.12 PRECIO DE CER ($/tonne CO2eq) $10.00CAPACIDAD NETA DE LA PLANTA (MW) (carga parasítica 7%) 1.97 INDICE DE VENTA DE ENERGIA A OTROS EN EL 2008 ($/kWhr) $0.043FACTOR DE CAPACIDAD DE LA PLANTA 92% INCREMENTO DEL PRECIO DE ENERGIA 3.0%PRODUCCION ANUAL DE ENERGIA (MWh/año) 15,890 PRECIO EVITADO DE COMPRA ($/kWh) $0.070CONSUMO DE ENERGIA DENTRO DEL SITIO (MWh/año)* 0 INDICE DE COMPRA DE BIOGAS ($/MMBtu) $0.84VENTA DE ENERGIA A OTROS (MWh/año) 15,890 INDICE DE INCREMENTO DEL COMBUSTIBLE 3.0%TOTAL COSTO INICIAL DE CAPITAL DEL ESTABLECIMIENTO $7,897,385 COSTO DE O&M DE PLANTA DE ENERGÍA ($/kW-hr) $0.0225POR CIENTO EN PATRIMONIO 100% INDICE DE INCREMENTO DE O&M DE LA PLANTA DE ENERGÍA 3.0%CONTRIBUCION EN PATRIMONIO $7,897,385 COSTO DE MATRICULA, MONITOREO, VERIFICACIÓN EN EL 2010 $30,000INDICE DE INTERES DE DEUDA 10.0% COSTO O&M DEL SIST DE EXTRACCIÓN ($2008) $148,000INDICE DE VPN 14.0% INCREMENTO DE O&M DEL SISTEMA DE EXTRACCIÓN Y MEJORAS 3.0%PERIODO DE FINANCIAMIENTO (años) 10.0

TABLA C-30. ANALISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO PROPUESTO DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELECTRICA A PARTIR DE BIOGÁSRELLENO SANITARIO EL NAVARRO - CALI COLOMBIA CON FINANCIACION DEL 75% Y $10/TONELADA CREDITOS GEI HASTA 2012, 12 AÑOS DE OPERACION DEL SISTEMA DE EXTRACCION, SE INCLUYE 20% DE LOS COSTOS DE CLAUSURA DEL SITIO

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 122009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021






FLUJO NETO DE CAJA ($1,974,346) $1,038,378 $697,327 $429,620 ($794,192) ($789,099) ($783,854) ($778,451) ($962,158) ($962,104) ($962,049) $1,956 $2,014VPN ($2,348,228)TASA INTERNA DE RETORNO #DIV/0!


TABLA C-31. ANALISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO PROPUESTO DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELECTRICA A PARTIR DE BIOGÁSRELLENO SANITARIO EL NAVARRO - CALI COLOMBIA SIN FINANCIAMIENTO Y $10/TONELADA CREDITOS GEI HASTA 2019, 12 AÑOS DE OPERACIÓN DEL SISTEMA DE EXTRACCIÓN, SE INCLUYE 20% DE LOS COSTOS DE CLAUSURA DEL SITIO

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 122009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021






FLUJO NETO DE CAJA ($7,897,385) $2,002,325 $1,661,275 $1,393,567 $1,183,322 $1,018,112 $888,213 $786,020 $461,148 $392,132 $308,826 $1,956 $2,014VPN ($1,410,034)TASA INTERNA DE RETORNO 6.7%


TABLA C-32. ANALISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO PROPUESTO DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELECTRICA A PARTIR DE BIOGÁSRELLENO SANITARIO EL NAVARRO - CALI COLOMBIA CON FINANCIACION DEL 75% Y $10/TONELADA CREDITOS GEI HASTA 2019, 12 AÑOS DE OPERACIÓN DEL SISTEMA DE EXTRACCIÓN, SE INCLUYE 20% DE LOS COSTOS DE CLAUSURA DEL SITIO

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FLUJO NETO DE CAJA ($1,974,346) $1,038,378 $697,327 $429,620 $219,375 $54,164 ($75,734) ($177,927) ($502,799) ($571,815) ($655,121) $1,956 $2,014VPN ($624,965)TASA INTERNA DE RETORNO #DIV/0!


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