El presente proyecto tiene como objetivo brindar un soporte técnico para la implementación de una planta de gasificación de tusa de Maíz con vapor de agua como agente gasificante para generación de energía eléctrica en el departamento de Córdoba, planteando una alternativa de aprovechamiento para este recurso agroindustrial, generando energía de tipo renovable que puede ser utilizada en el sector industrial, zonas no interconectadas (ZNI) o en el sector residencial, promoviendo el desarrollo sostenible al reducir la carga contaminante que generan las centrales eléctricas convencionales. La alternativa planteada es evaluada mediante la teoría termoeconómica funcional con la ayuda de un modelo de la planta desarrollado en Aspen HYSYS v.8.0. Inicialmente se estudió la disponibilidad futura de la biomasa por medio de la técnica de suavizamiento exponencial simple, para ello se utilizaron los históricos de producción manejados por Fenalce de 2003 a 2013, obteniendo una producción promedio anual de 42642,69 ton/año, además también se determinaron los principales municipios productores los cuales se reparten el 83 % de la producción del grano. Con el fin de conocer propiedades que intervienen en el proceso de gasificación, se caracterizó la biomasa por medio de análisis próximo, análisis último y ensayo de poder calorífico, obteniendo una fracción de material volátil para la biomasa de 65,23 % y una fracción de carbono fijo de 16,54 %, lo cual indica buenas propiedades para ser gasificada. Además, se determinó que la tusa tiene un poder calorífico inferior de 13,53 MJ/kg. Luego se procedió con la simulación del sistema en el software Aspen HYSYS obteniéndose un modelo estacionario formado por cinco subsistemas, obteniéndose inicialmente un gas con poder calorífico de 12,41 MJ/kg, el cual generó un sistema de una potencia de 10,1 MW. Posteriormente se calcularon las exergías de cada línea de flujo para con ello realizar el cálculo de los costos exergoeconómicos, donde se obtuvo un costo de generación de 115,02 COP/kWh. Luego, considerando un precio de comercialización de 389,69 COP/kWh se calculó una tasa interna de retorno de 65,75 % para 20 años, lo que indica que el proyecto es viable económicamente. Se debe tener en cuenta que el análisis de costos se hizo basado a un modelo de ingeniería básica, lo que indica que los costos calculados son tipo III y por lo que se tiene una incertidumbre del 15 %. Finalmente se realizó un análisis de sensibilidad con el fin de conocer la influencia de las variables de entrada sobre las variables de salida y así realizar una optimización del sistema con base a la metodología RSM, dicho proceso se llevó a cabo en Statgraphics Centurion XVI planteándose un modelo de regresión cubico y obteniéndose así las condiciones óptimas de funcionamiento del sistema, donde se obtuvo una potencia generada máxima de 10,55 MW, un costo de generación de 113,93 COP/kWh y una eficiencia exergética de 45,8 % y con estos nuevos valores se obtuvo una TIR de 68,71 %. Además, se determinó el impacto del tamaño de planta sobre el costo de generación y la TIR, determinándose que el tamaño mínimo para el que el sistema sea rentable es 770 kW y se obtiene con un flujo másico de entrada de 360 kg/h.Pregrado