Post on 05-Apr-2020
Estudio de factibilidad para implementar
proyectos para generación solar
fotovoltaica en pequeñas empresas
colombianas con el fin de acceder a los
beneficios de la Ley 1715 de 2014.
Cristian Camilo Sabogal Venegas
Cód. 20122007058
Edixon León Cardozo
Cód. 20122007053
Universidad Distrital Francisco José De Caldas
Proyecto curricular de ingeniería eléctrica
Bogotá, Colombia
2018
Estudio de factibilidad para implementar
proyectos para generación solar
fotovoltaica en pequeñas empresas
colombianas con el fin de acceder a los
beneficios de la Ley 1715 de 2014.
Cristian Camilo Sabogal Venegas
Cód. 20122007058
Edixon León Cardozo
Cód. 20122007053
Trabajo de grado presentado como requisito para optar al título de ingeniero
Eléctrico
Director
Álvaro Espinel Ortega, PhD
Codirectora
Adriana Marcela Vega Escobar, PhD
Universidad Distrital Francisco José De Caldas
Proyecto curricular de ingeniería eléctrica
Bogotá, Colombia
2018
I
Dedicatoria y agradecimientos
A:
Inicialmente quiero agradecer y dedicar este logro a Dios y a la vida por permitirme
alcanzar otra meta más en mi camino, al profesor Álvaro Espinel Ortega por su
guía, su enseñanza, su comprensión, su paciencia y la dedicación que tuvo con
nuestros y con este trabajo de grado. A mi colega y amigo Edixon, gracias por la
comprensión, por saber escuchar y saber hablar, fue un placer realizar este
trabajo con él. Agradezco a mis padres que me apoyaron en todo momento,
gracias a su amor incondicional hoy doy otro paso más en mi carrera pasando a
otra etapa de mi vida. A mi hermano por sus correcciones y por el gran ejemplo
que es para mí. A Valeria por el apoyo, la motivación y las palabras de aliento que
han sido tan importantes en cada momento difícil, por acompañarme en cada
victoria y en cada derrota. Finalmente quiero agradecer a la Universidad Distrital
Francisco José de Caldas por brindarme las herramientas para formarme como
ingeniero, por llenarme de tantas enseñanzas no solo como profesional sino como
persona. A todos muchas gracias.
Cristian Camilo Sabogal Venegas.
A:
Mis padres y hermanos por nunca desfallecer y brindarme su incondicional amor,
apoyo y consejo en todos los momentos a través de este largo y arduo proceso, la
determinación y perseverancia que tuve para alcanzar esta meta fue gracias a
ustedes. De igual manera a la vida por concederme la oportunidad de formarme
profesionalmente en un área del conocimiento tan hermosa.
La universidad Distrital Francisco José de Caldas y sus docentes que
contribuyeron en mi formación profesional y académica, especialmente a Álvaro
Espinel Ortega por su total disposición para dirigir y apoyar el presente proyecto
de grado. Finalmente, a los compañeros y amigos que me acompañaron en ésta
experiencia, a Cristian, coautor de este trabajo el cual es un excelente compañero
y un inmejorable amigo.
Edixon León Cardozo.
II
Índice
Dedicatoria y agradecimientos ................................................................................. I
Índice ....................................................................................................................... II
Índice de figuras ..................................................................................................... IV
Índice de gráficos ................................................................................................... IV
Índice de tablas ....................................................................................................... V
Índice de ecuaciones .............................................................................................. VI
Abreviaturas .......................................................................................................... VII
Resumen ................................................................................................................. 1
Introducción ............................................................................................................. 2
CAPÍTULO 1 Descripción del problema .................................................................. 4
1.1 Planteamiento del problema .......................................................................... 4
1.2 Formulación del problema .............................................................................. 5
1.3 Objetivos ........................................................................................................ 5
Objetivo General ............................................................................................... 5
Objetivos Específicos........................................................................................ 5
1.4 Justificación ................................................................................................... 6
CAPÍTULO 2 Marco conceptual y estado del arte .............................................. 7
2.1 Definiciones ................................................................................................... 7
2.2 Desarrollo de las FNCER a nivel mundial ...................................................... 8
2.2.1 China ..................................................................................................... 10
2.2.2 Alemania ................................................................................................ 11
2.3 Desarrollo de las FNCER en Colombia ........................................................ 12
2.4 Marco referencial ......................................................................................... 15
CAPÍTULO 3 Las energías renovables y el marco legal colombiano .................... 17
3.1 Ley 1715 de 2014 ........................................................................................ 19
3.1.1 Beneficios de la Ley 1715 de 2014 ........................................................ 20
3.2 Resolución CREG 030 ................................................................................. 22
3.2.1 Condiciones para la integración ............................................................. 22
3.2.2 Alternativas de entrega de los excedentes de AGPE ............................ 23
3.2.3 Reconocimiento de excedentes de AGPE que utiliza FNCER ............... 23
CAPÍTULO 4 Metodología ..................................................................................... 24
III
4.1 Investigación y caracterización del consumo de energía por parte de
pequeñas empresas ........................................................................................... 24
4.2 Diseño de escenarios y estimación de la energía generada los sistemas
propuestos ......................................................................................................... 24
4.3 Análisis económico de las soluciones planteadas........................................ 24
4.4 Elaboración de un documento guía para la formulación y estructuración de
proyectos que puedan acceder a los incentivos que ofrece la ley 1715 de 2014
........................................................................................................................... 25
4.5 Diagrama de metodología ............................................................................ 25
CAPÍTULO 5 Planteamiento del estudio ............................................................... 27
5.1 Desarrollo de la investigación y caracterización del consumo de energía por
parte de pequeñas empresas. ........................................................................... 27
5.1.1 Aplicación del estudio en una empresa de la ciudad de Bogotá ............ 32
5.1.2 Escenarios propuestos .......................................................................... 39
5.2 Diseño soluciones para los escenarios propuestos y análisis económico para
las mismas ......................................................................................................... 40
5.2.1 Escenario No 1 – 3.662 Wp ................................................................... 42
5.2.2 Escenario No 2 - 2.532 Wp .................................................................... 44
5.2.3 Escenario No 3 – 7.600 W ..................................................................... 46
5.2.4 Resumen diseño de soluciones propuestas .......................................... 47
CAPÍTULO 6 Análisis financiero de los escenarios propuestos ............................ 48
6.1 Escenario No 1 – 3662 Wp .......................................................................... 49
6.1.1 Caso de estudio sin entregas de excedentes de energía a la red ......... 51
6.1.2 Caso de estudio con entregas de energía a la red escenario No 1 ....... 56
6.2 Escenario No 2 - 2.532 Wp .......................................................................... 60
6.2.1 Caso de estudio sin entregas de excedentes de energía a la red
escenario No 2 ................................................................................................ 61
6.2.1 Caso de estudio con entregas de excedentes de energía a la red
escenario No 2 ................................................................................................ 65
6.3 Escenario No 3 – 7600 W ............................................................................ 67
6.3.1 Caso de estudio sin entregas de excedentes de energía a la red
escenario No 3 ................................................................................................ 69
6.3.2 Caso de estudio con entregas de excedentes de energía a la red
escenario No 3 ................................................................................................ 72
6.4 Resumen análisis financiero de soluciones propuestas ............................... 75
IV
6.4.1 Resumen casos de estudio sin entregas de excedentes de energía a la
red .................................................................................................................. 75
6.4.2 Resumen casos de estudio con entregas de excedentes de energía a la
red .................................................................................................................. 77
6.4.3 Resumen casos de estudio con y sin entregas de excedentes de energía
a la red ............................................................................................................ 78
CAPÍTULO 7 Documento guía para la formulación y estructuración de proyectos 78
7.1 Beneficios de implementar un proyecto solar. ............................................. 79
7.2 Identificación de requerimientos y planeación.............................................. 80
7.2.1 Elaboración análisis técnico ................................................................... 82
7.2.2 Elaboración análisis económico ............................................................. 83
7.3 Trámite certificados y acceso a beneficios tributarios .................................. 84
7.4 Trámites interconexión con la red eléctrica del operador de red .................. 85
Conclusiones ......................................................................................................... 87
Recomendaciones ................................................................................................. 89
Referencias ........................................................................................................... 90
Índice de figuras
Figura 1. Finalidad de la ley 1715 de 2014. .......................................................... 19
Figura 2. Promoción de la autogeneración y la generación distribuida. ................ 20
Figura 3. Diagrama de la metodología. ................................................................. 26
Figura 4. Analizador de redes PQA 824. ............................................................... 34
Figura 5. Mediciones realizadas en Croydon Colombia S.A.................................. 35
Figura 6. Desarrollo de un proyecto de energía renovable. .................................. 81
Figura 7. Etapas proyecto y aplicación a los incentivos. ....................................... 85
Figura 8. procedimiento conexión a OR de un AGPE. .......................................... 86
Índice de gráficos
Gráfico 1. Inversiones a nivel mundial en energía y combustibles renovables,
2006-2016. .............................................................................................................. 9
Gráfico 2. Adiciones anuales de energía solar FV entre los años 2006-2016 ....... 10
Gráfico 3. Matriz energética a final del año 2014. ................................................. 13
Gráfico 4. Certificados Emitidos hasta el 29 de diciembre del 2017. ..................... 14
Gráfico 5, Resultados encuesta, Pregunta 1. ........................................................ 28
V
Gráfico 6. Consumo de energía eléctrica en las Mipymes. ................................... 28
Gráfico 7. Costo de facturación mensual aproximado de las Mipymes ................. 29
Gráfico 8. Incidencia consumo de energía en la producción de la empresa. ........ 30
Gráfico 9. Participación de las Mipymes en proyectos FNCER ............................. 30
Gráfico 10. Motivos e inconvenientes de las Mipymes sobre la participación en
proyectos de FNCER. ........................................................................................... 31
Gráfico 11.Conocimientos sobre las bondades de la Ley 1715 de 2014 por parte
de las Mipymes. .................................................................................................... 31
Gráfico 12. Empresas interesadas en reducir costos de energía eléctrica. ........... 32
Gráfico 13. Empresas dispuestas en presentar ante la UPME proyectos que
accedan a los beneficios de la Ley 1715 de 2014. ................................................ 32
Gráfico 14. Consumo día típico entre semana, Fase A. ........................................ 36
Gráfico 15. Consumo día típico entre semana, Fase B. ........................................ 36
Gráfico 16. Consumo día típico entre semana, Fase C. ........................................ 37
Gráfico 17. Consumo típico día sábado Fase A. ................................................... 37
Gráfico 18. Consumo típico día sábado Fase B. ................................................... 38
Gráfico 19. Consumo típico día sábado Fase C. ................................................... 38
Gráfico 20. Consumo típico día domingo Fases A, B y C. .................................... 39
Gráfico 21. Flujo de caja escenario No 1. ............................................................. 55
Gráfico 22. Flujo de caja escenario No 1 con inyección a red. .............................. 58
Gráfico 23. Flujo de caja escenario No 2. ............................................................. 63
Gráfico 24. Flujo de caja escenario No 2 con inyección a red. .............................. 67
Gráfico 25. Flujo de caja escenario No 3. ............................................................. 70
Gráfico 26. Flujo de caja escenario No 3 con inyección a red. .............................. 73
Índice de tablas
Tabla 1. Clasificación de países según su capacidad total de generación a finales
de 2016. ................................................................................................................ 11
Tabla 2. Normograma marco normativo y energías renovables ............................ 18
Tabla 3. Cuadro de cargas .................................................................................... 33
Tabla 4. Características técnicas panel seleccionado. .......................................... 40
Tabla 5. Características técnicas inversor seleccionado. ...................................... 41
Tabla 6. Ficha técnica escenario No 1 .................................................................. 43
Tabla 7. Ficha técnica escenario No 2. ................................................................. 45
Tabla 8. Ficha técnica escenario No 3. ................................................................. 46
Tabla 9. Resumen parámetros técnicos soluciones planteadas. ........................... 48
Tabla 10. Resumen producción energética a través de los años de vida útil del
proyecto................................................................................................................. 48
Tabla 11. Costos sin incentivos del escenario No 1. ............................................. 50
Tabla 12. Cálculo energía generada escenario 1. ................................................. 52
VI
Tabla 13. Flujo de caja escenario No 1. ................................................................ 54
Tabla 14. Resultados evaluación financiera escenario No 1. ................................ 56
Tabla 15. Flujo de caja escenario No 1 con inyección a red. ................................ 59
Tabla 16. Resultados evaluación financiera escenario No 1 con inyección a red. 60
Tabla 17. Costos proyecto escenario No 2............................................................ 60
Tabla 18. Cálculo energía generada escenario 2. ................................................. 62
Tabla 19.Flujo de caja escenario No 2. ................................................................. 64
Tabla 20. Resultados evaluación financiera escenario No 2. ................................ 65
Tabla 21. Flujo de caja escenario No 2 con inyección a red. ................................ 66
Tabla 22. Resultados evaluación financiera escenario No 2 con inyección a red. 67
Tabla 23. Costos proyecto escenario No 3............................................................ 68
Tabla 24. Cálculo energía generada escenario No 3. ........................................... 69
Tabla 25. Flujo de caja escenario No 3. ................................................................ 71
Tabla 26. Resultados evaluación financiera escenario No 3. ................................ 72
Tabla 27. Flujo de caja escenario No 3 con inyección a red. ................................ 74
Tabla 28. Resultados evaluación financiera escenario No 3 con inyección a red. 75
Tabla 29. Resumen parámetros económicos soluciones planteadas. ................... 75
Tabla 30. Resumen producción energética y el ahorro reflejado a través de los
años de vida útil del proyecto. ............................................................................... 75
Tabla 31. Resultados evaluación financiera escenarios propuestos. .................... 76
Tabla 32. Resultados evaluación financiera escenarios propuestos con inyección a
red. ........................................................................................................................ 77
Tabla 33. Resumen análisis financiero. ................................................................. 78
Índice de ecuaciones
Ecuación 1. Consumo diario. ................................................................................. 40
Ecuación 2. Potencia pico a instalar. ..................................................................... 40
Ecuación 3.Temperatura de la celda. .................................................................... 41
Ecuación 4. Temperatura de la celda a 25,1 ºC. ................................................... 41
Ecuación 5.Delta de temperatura. ......................................................................... 41
Ecuación 6. Delta de Voltaje a máxima potencia. ................................................. 42
Ecuación 7. Voltaje a máxima potencia mínimo. ................................................... 42
Ecuación 8. Delta de voltaje de circuito abierto. .................................................... 42
Ecuación 9. Voltaje de circuito abierto mínimo. ..................................................... 42
Ecuación 10. Delta de potencia. ............................................................................ 42
Ecuación 11. Potencia mínima. ............................................................................. 42
Ecuación 12. Formula de producción de energía anual. ....................................... 43
Ecuación 13. Producción anual escenario No 1 – 3.662 Wp ................................. 43
Ecuación 14. Producción anual de los días hábiles escenario No 1 – 3.662 Wp .. 43
Ecuación 15. Producción anual días no hábiles escenario No 1 – 3.662 Wp ........ 44
VII
Ecuación 16. Cálculo ahorro emisiones CO2 Escenario 1. ................................... 44
Ecuación 17.Producción anual escenario No 2 - 2.532 Wp .................................. 45
Ecuación 18. Producción anual días hábiles escenario No 2 - 2.532 Wp ............. 45
Ecuación 19. Producción anual días no hábiles escenario No 2 - 2.532 Wp ........ 45
Ecuación 20. Cálculo ahorro emisiones CO2 Escenario 2. ................................... 46
Ecuación 21. Producción anual escenario No 3 - 7.600 Wp ................................. 46
Ecuación 22. Producción anual días hábiles escenario No 3 - 7.600 Wp ............. 47
Ecuación 23. Producción anual días no hábiles escenario No 3 - 7.600 Wp ........ 47
Ecuación 24. Cálculo ahorro emisiones CO2 Escenario 2. ................................... 47
Ecuación 25. Depreciación escenario No 1. .......................................................... 50
Ecuación 26. IVA escenario No 1. ......................................................................... 51
Ecuación 27. Incentivo renta escenario No 1 ........................................................ 51
Ecuación 28. Fórmula para la liquidación y facturación de excedentes de energía
inyectados a la red (CREG, 2018, p. 17). .............................................................. 56
Ecuación 29. Valor de la energía inyectada a la red que no supera a la importada
del operador de red. .............................................................................................. 57
Ecuación 30. Depreciación escenario No 2. .......................................................... 61
Ecuación 31. IVA escenario No 2. ......................................................................... 61
Ecuación 32. Incentivo renta escenario No 2. ....................................................... 61
Ecuación 33. Depreciación escenario No 3. .......................................................... 68
Ecuación 34. IVA escenario No 3. ......................................................................... 68
Ecuación 35. Incentivo renta escenario No 3. ....................................................... 68
Abreviaturas
BID Banco Interamericano de desarrollo
CIIU Clasificación Industrial Internacional Uniforme CREG Comisión de Regulación de Energía y Gas
DIAN Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales.
FiT Feed-in Tariffs
FNCE Fuentes No Convencionales de Energía
FNCER Fuentes No Convencionales de Energía Renovable.
GEE Gestión Eficiente de Energía
EES Almacenamiento de energía eléctrica
FNCE Fuentes No Convencionales de Energía
FNCER Fuentes No Convencionales de Energía Renovable.
IPC Índice de Precios al Consumidor
IRENA International Renewable Energy Agency
MEM Mercado de Energía Mayorista
MME Ministerio de Minas y Energía
MIPYMES Micros, Pequeñas y Medianas Empresas
PROURE Programa de Uso Racional y Eficiente de la Energía
REN21 Renewable Energy Policy Network for the 21st Century
SIN Sistema Interconectado Nacional
TIR Tasa Interna de Retorno
TRM Tasa Representativa del Mercado
USAID Agencia de los Estados Unidos para el Desarrollo Internacional.
VIII
VPN Valor Presente Neto
XM Expertos del Mercado
ZNI Zonas No Interconectadas
1
Resumen
Este documento contiene una revisión de la evolución histórica a nivel mundial y
nacional de las energías renovables, enfocándose principalmente en la energía
solar fotovoltaica y mostrando la evolución en tecnología, normatividad y la
disminución de precios asociados al desarrollo de este tipo de proyectos a nivel
mundial. Se resalta la participación de algunos países pioneros y líderes tanto en
desarrollo como en implementación de esta tecnología.
De igual forma, se realiza un recuento de algunas investigaciones asociadas a las
energías renovables y específicamente a la energía solar fotovoltaica tanto a nivel
mundial como a nivel nacional, en donde se visualiza los aportes y la importancia
de estos, en cuando a normatividad por parte de los países comprometidos con
incentivar el desarrollo en investigación e implementación de estas nuevas
tecnologías.
También se resalta la estructura actual de la matriz energética colombiana y se
exponen las debilidades causadas por la gran dependencia de la generación
hidráulica debido al fenómeno climático llamado “El niño” y cómo por medio de la
Ley 1715 de 2014 (Congreso de la república, 2014) se ha tratado de incentivar la
diversificación de dicha matriz.
El eje central de la investigación es el planteamiento de diferentes escenarios con
varios casos de estudio que se podrían presentar en el momento de implementar
un proyecto de autogeneración a pequeña escala en una pequeña empresa
colombiana. Esto con el fin de realizar un análisis técnico y económico que
demuestre la viabilidad de dichos proyectos.
Finalmente, se estructura un documento guía para la formulación y estructuración
de proyectos, donde se especifican los diferentes procedimientos y certificados
que se deben seguir y solicitar en el momento de llevar a cabo el desarrollo de un
proyecto asociado a la autogeneración de energía eléctrica en Colombia, más
específicamente en la ciudad de Bogotá.
2
Introducción
En el trascurso de las últimas décadas se ha extendido la polémica acerca del
calentamiento global, sus causas, sus consecuencias y las acciones que se deben
tomar para disminuir el avance de este problema. En los últimos años se han
hecho más evidente las consecuencias del calentamiento global, un claro ejemplo
es el aumento en la temperatura superficial de la tierra, que sobrepasa los
pronósticos realizados años atrás, así como lo menciona la Universidad de Alaska
Fairbanks (UAF) en conjunto con algunos científicos chinos en los datos
presentados en Nature Climate Change (Zhang, 2017), los cuales recalculan las
temperaturas globales promedio desde el 1998 hasta el año 2012 y en donde
afirman que “la tasa de calentamiento global había seguido aumentando a 0,112
grados Centígrados por década en lugar de disminuir a 0,05 grados por década,
como se pensaba anteriormente” (Zhang, 2017). Este aumento en las
temperatura, “ha elevado el nivel global del mar unas 8 pulgadas desde 1880”
(Central, 2017), justamente después de que se diera la Revolución Industrial,
época en donde se inició el desarrollo de tecnologías basadas en “la quema de
combustibles fósiles (petróleo, carbón y gas), que se usan para producir energía”,
(Greenpeace Colombia, 2017). Esta acción se considera como clave para el
calentamiento global, “ya que no sólo es el sector de mayor emisión de gases de
efecto invernadero sino el que genera el más rápido crecimiento de esas
emisiones” (Greenpeace Colombia, 2017). Es por esto que, de mantener las
tendencias de consumo y producción de energía, junto con el mal manejo de los
desechos generados en las últimas décadas, “los científicos esperan
aproximadamente 2 a 7 pies más de aumento del nivel del mar este siglo”.
(Central, 2017)
Sabiendo entonces que uno de los factores más claves en el cambio climático es
la producción de energía, es necesario “la sustitución de fuentes de energía sucias
(carbón, gas, nuclear y petróleo) por otras limpias (solar y eólica)” (Greenpeace
Colombia, 2017) con el fin de minimizar las emisiones de gases de efecto
invernadero (CO2). Para este fin, se han venido creado en los últimos años
diferentes coaliciones que reúnen a inversionistas para reunir fondos y así poder
financiar “las investigaciones de ciencia e innovación revolucionaria en las
energías verdes” (El Economista, 2017). Una de estas coaliciones es la Break-
through Energy Coalition, que se creó para “reunir a un grupo de inversores con el
objetivo de tener un impacto sobre el cambio climático y asegurar la financiación
necesaria”, (Gates, 2017) donde se encuentran involucrados grandes empresarios
como Bill Gates, Jack Ma, Masayoshi Son, entre otros. De igual manera, se han
venido desarrollado acuerdos intergubernamentales, en escenarios como la
Cumbre del Clima de París (COP21), seguidos por asambleas de la Agencia
Internacional de las Energías Renovables (IRENA) la cual “reúne a altos
representantes de 150 países, entre ellos los principales artífices del acuerdo
3
climático de París” (El Diario, 2016), en donde se discutió como punto central el
papel que cumplirán las energías renovables para minimizar el cambio climático.
A pesar de que Colombia no es uno de los países que más aporta a la
contaminación mundial, sí tiene una participación que “llega a 0,2% del total de
gases de efecto invernadero emitidos a la atmósfera” (Greenpeace Colombia,
2017), los cuales se pueden atribuir en cierta medida a la explotación y consumo
de combustibles fósiles para el uso del transporte y la producción de energía
termoeléctrica. Aunque dicha energía no es la fuente principal de abastecimiento
para el país, sí juega un papel fundamental en el suministro del servicio de
electricidad y al mismo tiempo es la encargada de respaldar la energía hidráulica
en tiempos de sequía. Dichas sequías han aumentado debido a los llamados
fenómenos del niño que se vienen presentando en los últimos años sobre el
territorio colombiano y que cada vez se hacen más fuertes a causa del cambio
climático. Este fenómeno ambiental ha puesto en evidencia las consecuencias de
la contaminación del medio ambiente, además de dejar expuestos problemas de
confiabilidad en el sistema eléctrico. Estas son las razones por las cuales
Colombia decide unirse a la Agencia Internacional de Energías Renovables (Irena)
con el propósito de diversificar su matriz eléctrica integrando las energías
renovables.
En respuesta al crecimiento y funcionamiento del sector empresarial colombiano,
la energía eléctrica es un actor prescindible en la cadena productiva que permite el
correcto desarrollo de la industria y el sector financiero. El presente trabajo de
investigación pretende contribuir a la diversificación de la matriz energética
colombiana por medio de energía solar fotovoltaica, estudiando la factibilidad de
implementar proyectos con esta fuente de energía en lo que respecta al marco de
la Ley 1715 de 2014, todo esto en el sector empresarial colombiano el cual puede
verse lucrado principalmente en beneficios económicos mientras aporta a la
sostenibilidad.
Planteando así la posibilidad que los consumidores y precisamente en este caso
las empresas sean considerados cogeneradores, los cuales podrán disponer de su
propia energía ya sea utilizándola en su beneficio o comercializándola en el
mercado nacional bajo los marcos normativos establecidos por el estado
colombiano, determinando su factibilidad en concordancia con los beneficios e
incentivos estipulados en la Ley 1715 de 2014.
4
CAPÍTULO 1 Descripción del problema
1.1 Planteamiento del problema
En la actualidad el planeta está sufriendo una serie de cambios ambientales
debido a fenómenos que se han nombrado por parte de la comunidad científica
como cambio climático y se ha incrementado a causa de la quema de
combustibles fósiles los cuales producen emisiones de gases que causan un
efecto invernadero. Dichos combustibles son utilizados para distintos fines, entre
los cuales está la generación de energía y el uso en medios de transporte. Las
distintas organizaciones nacionales e internacionales y la mayoría de países están
haciendo grandes esfuerzos en leyes, tratados, acuerdos, normativas y
programas, para contrarrestar los efectos negativos del calentamiento global,
demanda energética y uso de recursos naturales para la generación de
electricidad (Greenpeace, 2017).
Las razones para invertir, pensar, desarrollar metodologías y estrategias que
fortalezcan las fuentes no convencionales de energías renovables, conocidas
como FNCER en muchas naciones del mundo, fueron acordadas en el COP21,
Protocolo de Kyoto, Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente
(Pnuma), Agencia Internacional de Energía Renovable (IRENA), Agencia
Internacional de Energía (IEA), Red de Política de Energías Renovables (REN21),
Cumbre del Clima de París de 2017, Contratos de Compra de energía (PPA’s)
entre otras. Todas estas, con el fin de la reducir las emisiones de gases de efecto
invernadero, garantizar el abastecimiento energético y el desarrollo económico
sostenible del país inscrito.
Colombia ha decidido regular la integración de FNCER por medio de la Ley 1715
de 2014, en donde se establecen una serie de beneficios tributarios, arancelarios y
contables para la población colombiana que fomente la inversión, investigación y
desarrollo de tecnologías limpias para la producción de energía, la eficiencia
energética y la respuesta de la demanda, en el marco de la política energética
nacional (Congreso de la República, 2014).
Teniendo en cuenta que las empresas son la fuente de desarrollo económico,
social, financiero, tecnológico, sostenible y sustentable de la población del país, es
evidente la importancia de que las empresas colombianas ejecuten, gestionen,
manejen, reglamenten y desarrollen políticas ambientales, todo esto ligado con el
cumplimiento de normas, acuerdos de salubridad, ahorro energético, cumplimiento
a leyes sanitarias, ambientales, ecológicas y que aprovechen fácilmente los
beneficios establecidos las leyes vigentes. Sin embargo, aún falta mucha
conciencia y trabajo para producir su bien y/o servicio, empleando el uso de
electricidad o fuentes de energía que generan contaminantes y emisiones de
efecto invernadero y contaminantes al ambiente. Es por esto que se hace
necesario políticas públicas, metodologías y controles que permitan satisfacer la
5
demanda energética en el país, que beneficie el medio ambiente y se contrarreste
las afectaciones del cambio climático. Por esta razón se sancionó la Ley 1715 de
2014, la cual promueve los instrumentos necesarios para la promoción y
aprovechamiento de las fuentes no convencionales de energía, así como el
fomento de la inversión, la investigación y el desarrollo de tecnologías limpias para
la producción de energía por medio de las FNCER; la eficiencia energética y la
respuesta de la demanda eléctrica en el marco de la política energética nacional.
1.2 Formulación del problema
¿Qué aspectos técnicos, económicos, ambientales y legales debe tener en cuenta
un proyecto para implementar en una empresa un sistema de generación solar
fotovoltaica con el fin de hacerse acreedor a los beneficios tributarios establecidos
en la Ley 1715 de 2014?
1.3 Objetivos
Objetivo General
Realizar un estudio para determinar la factibilidad de implementar sistemas de generación solar fotovoltaica en pequeñas empresas ubicadas en la ciudad de Bogotá con el fin de obtener los beneficios tributarios establecidos en la ley 1715 de 2014.
Objetivos Específicos
Realizar la caracterización del consumo de energía por parte de pequeñas
empresas con el fin de identificar el tipo de cargas asociadas y el hábito de
uso de dichas cargas y de este modo poder cuantificar la demanda de
energía.
Plantear tres (3) escenarios con diferentes niveles de potencias pico,
realizando el diseño técnico de cada una de estas potencias, con el fin de
buscar la solución más factible de atender la demanda de energía a partir
de sistemas solares fotovoltaicos.
Evaluar el comportamiento de generación de energía y el costo asociado a
dicha energía a través de los años de vida útil de los sistemas planteados
para cada uno de los escenarios propuestos, con el fin de establecer la
rentabilidad que justifique la elaboración de proyectos para implementar
sistemas de generación solar fotovoltaica en pequeñas empresas
bogotanas y acceder a los incentivos tributarios de la ley 1715 de 2014.
Establecer un documento guía para la formulación y estructuración de
proyectos que pueda ser tomado como referencia por las empresas
bogotanas con el fin de tramitar ante la UPME, la viabilización del proyecto
con el fin de tener acceso a los incentivos que ofrece la ley 1715 de 2014.
6
1.4 Justificación
El crecimiento de un país se mide con base en el desarrollo de su infraestructura
energética. Debido a distintos factores como el clima, la oferta y demanda de los
insumos (caso generación térmica), la energía no presenta un precio uniforme y se
ve sometida a variaciones diarias en su costo. Económicamente hablando todos
los usuarios finales se ven afectados por dichas variaciones, teniendo en cuenta el
aumento en la demanda se hace necesario idear soluciones complementarias
para la generación de energía en el SIN (Sistema de Interconexión Nacional). Así
mismo, es necesario cambiar las fuentes tradicionales con las que se genera
energía eléctrica en el país con el fin de responder a la diversificación de la matriz
energética propuesta por la Unidad de Planeamiento Minero Energético –UPME
en los últimos planes de expansión (UPME, 2017).
El ámbito empresarial colombiano presenta un crecimiento proporcional a la
economía del país, así mismo, en las empresas aumentan tanto la emisión de
CO2, la contribución a la renta y el consumo energético. Todo esto se deriva en
una mayor demanda de recursos para producir la energía necesaria para
satisfacer las necesidades que se requieren en las diversas áreas del mercado.
Como la gran mayoría de la generación de energía se hace de manera hidráulica y
térmica (Macías Parra & Andrade, 2017), es conveniente plantear una alternativa
que permita diversificar la matriz energética en el país a fin de hacer menor la
dependencia de los métodos de generación de energía tradicionales.
Uno de los criterios a fortalecer al momento de implementar e interconectar
sistemas de generación de energía limpia es mejorar la confiabilidad del sistema,
esto se hace ya que el usuario final estaría actuando como autogenerador de
energía disminuyendo así la demanda total de energía. De acuerdo a esto se
podría plantear a su vez un flujo bidireccional de energía en el cual cabe la
posibilidad de suministrar los excedentes de energía a la red y poder obtener una
retribución económica por esta inyección de potencia al sistema. “Nuestro objetivo
es que Colombia cuente con una matriz más amigable con el medio ambiente y
más diversificada. De esta forma aseguramos la confiabilidad necesaria
sustituyendo poco a poco los combustibles fósiles que son más costosos y
contaminantes” (González Estrada, 2015). Adicionalmente, también se lograría
aumentar la confiabilidad del sistema eléctrico nacional que se ha visto afectada
por el fenómeno climático llamado “El Niño”. Este evento climatológico se
caracteriza por épocas de extensos veranos, donde se alcanzan largos periodos
sin precipitaciones de lluvias y con altos grados de temperatura debido a la intensa
radiación, dichos efectos producen sequias y por ende el agotamiento de las
reservas de agua tanto para consumo como para la generación de energía, tal
como sucedió en la crisis energética del que se presentó en 1992, cuando
Colombia sufrió un racionamiento de energía eléctrica (Mateus, 2016).
Posteriormente se presentaría una situación similar entre los años 2015 y 2016
cuando “el fenómeno climático provocó sequías en el territorio colombiano, […]
7
provocando déficit en la producción de energía de las instalaciones operadas
por ISAGEN y Empresas Públicas de Medellín” (Mateus, 2016, p. 75). Todo esto
demuestra lo expuestos que estamos en términos de confiabilidad energética por
el cambio climático que sigue presentándose periódicamente y cada vez con más
fuerza. Para finales del presente año (2018) y comienzos del año 2019 se estima
que existe entre un 60% y un 70% de probabilidades favorables de que se
presente un episodio de “El Niño” según el comunicado especial No 010 del
IDEAM (IDEAM, 2018, p. 1).
Con el fin de incentivar a las empresas a realizar investigación, desarrollo e
inversión en FNCER, el Congreso de la República aprobó la Ley 1715 de 2014 la
cual regula la integración de energías renovables no convencionales al SIN. En el
capítulo III de ésta ley se establecen los incentivos a los inversionistas que
realicen proyectos de generación y utilización de energía a partir de FNCER,
donde se destaca un descuento hasta del 50% sobre el impuesto a la renta a
quienes participen en proyectos e investigaciones que permitan generar energía
con métodos no convencionales (Congreso de la República, 2014).
Debido a que la implementación sistemas que generan energía eléctrica en el país
a partir de FNCER representa una mínima cantidad principalmente en las
empresas, se tiene la percepción que una inversión en este tipo de proyectos no
es del todo rentable. Por este motivo el presente estudio de factibilidad busca
documentar e informar a los empresarios sobre las bondades y beneficios al
participar con un proyecto de FNCER para fortalecer su(s) proceso(s)
productivo(s) y satisfacer la demanda energética.
CAPÍTULO 2 Marco conceptual y estado del arte
Para el desarrollo del presente trabajo, se hace necesario una revisión constante
de las definiciones de los términos implementados, la evolución histórica y el
estado actual de las tendencias tecnológicas y legales a nivel mundial, así como a
nivel nacional. Por este motivo se realizará un resumen de los aspectos que son
fundamentales para el progreso de esta investigación.
2.1 Definiciones
Autogeneración: Aquella actividad realizada por personas naturales o jurídicas
que producen energía eléctrica principalmente, para atender sus propias
necesidades. En el evento en que se generen excedentes de energía eléctrica a
partir de tal actividad, estos podrán entregarse a la red, en los términos que
establezca la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) para tal fin.
Autogeneración a gran escala: Autogeneración cuya potencia máxima supera el
límite establecido por la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME).
8
Autogeneración a pequeña escala: Autogeneración cuya potencia máxima no
supera el límite establecido por la Unidad de Planeación Minero-Energética
(UPME).
Contador Bidireccional: Contador que acumula la diferencia entre los pulsos
recibidos por sus entradas de cuenta ascendente y cuenta descendente.
Excedente de energía: La energía sobrante una vez cubiertas las necesidades de
consumo propias, producto de una actividad de autogeneración o cogeneración.
Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER): Se consideran
FNCER la biomasa, los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos, la eólica, la
geotérmica, la solar y los mares. Otras fuentes podrán ser consideradas como
FNCER según lo determine la UPME.
Generación Distribuida (GD): Es la producción de energía eléctrica, cerca de los
centros de consumo, conectada a un Sistema de Distribución Local (SDL). La
capacidad de la generación distribuida se definirá en función de la capacidad del
sistema en donde se va a conectar, según los términos del código de conexión y
las demás disposiciones que la CREG defina para tal fin.
Respuesta de la demanda: Consiste en cambios en el consumo de energía
eléctrica por parte del consumidor, con respecto a un patrón usual de consumo, en
respuesta a señales de precios o incentivos diseñados para inducir bajos
consumos.
Sistema Energético Nacional (SIN): Conjunto de fuentes energéticas,
infraestructura, agentes productores, transportadores, distribuidores,
comercializadores y consumidores que dan lugar a la explotación, transformación,
transporte, distribución, comercialización y consumo de energía en sus diferentes
formas, entendidas como energía eléctrica, combustibles líquidos, sólidos o
gaseosos, u otra.
Zonas No Interconectadas (ZNI): Se entiende por Zonas No Interconectadas a
los municipios, corregimientos, localidades y caseríos no conectadas al Sistema
Interconectado Nacional (SIN).
2.2 Desarrollo de las FNCER a nivel mundial
Debido a la creciente tendencia a nivel mundial que se ha desarrollado en los
últimos años, ya son muchos los países de distintos continentes que por medio de
políticas de apoyo a la investigación e implementación de las fuentes no
convencionales de energía renovables (FNCER) y el interés de nuevos
inversionistas en esta área, han logrado que estas energías limpias entren a
competir en el mercado energético e inclusive “ya existen países, como
Dinamarca, México o India, que obtienen energía de las renovables a precios
inferiores que la procedente de los combustibles fósiles y de la nuclear” (Bejerano,
9
2017). Pero a pesar de todo esto, es posible que los esfuerzos no sean
suficientes, ya que con el propósito de cumplir las metas que se plantearon en el
acuerdo que se llevó a cabo en la ciudad de París en el 2015, donde se estableció
mantener como un límite seguro 1,5°C el aumento de la temperatura mundial, 117
países en el 2016, plantearon diferentes objetivos de eficiencia energética y en
materia de energías renovables, los cuales servirían únicamente para alcanzarían
niveles de temperatura mundial de los 2,3°C a 3,5°C. (REN21, 2017)
Gráfico 1. Inversiones a nivel mundial en energía y combustibles renovables, 2006-2016.
Fuente: REN21, 2017, pág. 12
En el año 2016 existió una disminución en cuanto a las inversiones realizadas a
nivel mundial en energías y combustibles renovables como se puede apreciar en
el gráfico 1. A pesar de esto y probablemente debido a la disminución de los
precios en las energías, como se mencionó anteriormente, una de las energías
con mayor implementación en los últimos años, la energía solar, tuvo un
crecimiento interesante con una capacidad instalada en el 2016 de al menos 75
gigawatts (GW) como se puede ver en el gráfico 2, en donde se muestra el
comportamiento exponencial que ha venido teniendo esta tecnología en los
últimos diez años alrededor del mundo (REN21, 2017).
Aunque las metas propuestas para mantener la temperatura no se estén
alcanzando, el 2016 fue un buen año para las energías renovables, ya que se
logró añadir en este periodo una capacidad instalada de 161 gigawatts (GW), con
un 34% de aporte por parte de la energía eólica, un 15,5% de energía hidráulica y
un 47% de energía solar FV que equivale a los 75 gigawatts (GW) anteriormente
mencionados. (REN21, 2017)
10
Gráfico 2. Adiciones anuales de energía solar FV entre los años 2006-2016
Fuente: REN21, 2017, pág. 28
2.2.1 China
Sin lugar a duda China es una potencia mundial, con gran importancia en el sector
económico e industrial, lo cual le ha costado muy costoso al medio ambiente. En el
2014 se presentaron niveles de contaminación demasiado altos y peligrosos para
la salud en muchas de las ciudades chinas, la “contaminación superó en muchos
lugares los 400 microgramos por metro cúbico, lo que multiplica por 16 el límite
recomendado por la Organización Mundial de la Salud” (Fundación Vida
Sostenible , 2014).
Debido a estos problemas ambientales se promovieron por medio de políticas el
uso de energías renovables, porque si bien China desde años atrás de esta crisis
ambiental ya era una potencia en la producción de paneles solares FV y turbinas
eólicas, su producción de estas tecnologías superaba la tasa de utilización de
estas mismas (Chun, y otros, 2016). Pero fijando metas, haciendo inversiones y
creando nuevas leyes que incentivaran a la investigación, el desarrollo y la
implementación de FNCER, como por ejemplo la ley “Measures on Grid Company
Full Purchase of Electricity from Renewable Energy” establecida en el 2007, la
cual “determina que las empresas de distribución deben conectar a la red eléctrica
todas las instalaciones que generen energía a partir de fuentes renovables. Así
mismo, están obligadas a comprar toda la energía con este origen”, (Herrero,
2013), estableciendo multas por el incumplimiento. Otro ejemplo son los $360
miles de millones de dólares que se proponen invertir en el 2020 en energías
renovables, este país ha logrado posicionarse como uno de los principales
inversionistas en energía y combustibles de energías renovables, así como
también encabezar las listas de capacidad total de generación a finales del 2016
en muchas de las tecnologías como se muestra en la tabla 1 (REN21, 2017).
11
Tabla 1. Clasificación de países según su capacidad total de generación a finales de 2016.
Fuente: REN21, 2017, pág. 15
El desarrollo de este mercado se le debe atribuir a empresas como “Panda Green
Energy” que con proyectos como el que se encuentra ubicado en Datong, con una
capacidad instalada de 50 MW y con un diseño visual muy amigable, con la forma
de un panda, busca incitar a los niños para que conozcan estas nuevas
tecnologías. (Mohorte, 2017). Evidentemente, hay que resaltar del mismo modo,
ideas emprendedoras e innovadoras como “los paneles solares a prueba de olas”
creados por Sungrow, instalados en un lago que se formó después de derrumbar
una mina de carbón abandonada (Bradsher, 2017). Adicionalmente, existen
propuestas que desafían la lógica de un proyecto eficiente y rentable, como lo es
la “autovía de paneles solares” que se construyó a pesar de los argumentos en
contra (elevados costos, baja eficiencia por temperatura, orientación ineficiente
hacia el sol, entre otros), pero que abren la puerta para nuevos avances en el
futuro (Mohorte, 2017). Gracias a estos miles de ciudadanos y empresarios chinos
que creyeron y comenzaron a incorporarse en este nuevo mercado, es que hoy en
día este país puede encabezar dichas listas.
2.2.2 Alemania
Un país que se ha forjado a través de la historia con pequeños pero certeros
pasos para llegar a donde se encuentra hoy en día. Teniendo una matriz eléctrica
basada en combustibles fósiles y energía nuclear, Alemania inició un camino hacia
12
la transición varias décadas atrás. A fines de los años sesentas se empezaban a
mencionar que era necesario una política energética para controlar el monopolio
energético que se tenía por medio de los combustibles fósiles y la energía nuclear.
Esto fue seguido en los años setenta por una crisis que se presentó en el petróleo,
la cual divisaba una posible crisis económica y que desató políticas sobre la
eficiencia energética.
Para los años ochenta, las energías renovables y la eficiencia energética
empezaron a aparecer como una solución factible, con propuestas consistentes en
textos como “Growth and properity without oil and uranium”, seguidas por
instituciones y políticos que se posicionaron a favor de las energías renovables
mostrando un camino alterno a los combustibles fósiles.
Para finales de los ochenta y principios de los setenta, le empezaban a nombrar
leyes que favorecían a las energías renovables y también se establecieron las
primeras Feed-in Tariffs (FiT) de Alemania para impulsar la energía solar.
Posteriormente en el comienzo del nuevo siglo, se desarrollaron nuevas leyes que
favorecieron también a la energía eólica. Toda esta transformación se ha conocido
en este país con el nombre de “Energiewende”. (Álverez Pelegry & Ortiz Martínez,
2016). Entre los años 2009 y 2012 la penetración de la energía fotovoltaica era tal
que causó problemas en las redes de distribución, la capacidad instalada de este
país supera la demanda máxima anual en algunas ocasiones. (Chun, y otros,
2016)
Actualmente, Alemania se está involucrando en un nuevo mercado en expansión,
basado en el almacenamiento de energía eléctrica (EES). También se plantea
metas para el año 2050, que apuntan a satisfacer el 80% de su demanda con
energías renovables. (Chun, y otros, 2016)
2.3 Desarrollo de las FNCER en Colombia
Debido al crecimiento presentado a través de los últimos años del llamado
“fenómeno del niño”, que como se mencionó anteriormente, demuestran los
efectos del cambio climático y afectan la confiabilidad del sistema eléctrico de
Colombia dado a la gran dependencia del recurso hidráulico, nuestro país
comenzó a realizar diversas acciones para involucrar a las energías renovables.
Según un informe de la UPME presentado en el año 2015, para diciembre del año
2014, las plantas eólicas y de cogeneración biomasa tenían una participación del
0,6% en la matriz energética (gráfico 3), lo que demostraba la mínima influencia de
este tipo de tecnologías en este entonces (UPME, Integración de las energías
renovables no convencionales en Colombia, 2015).
13
Gráfico 3. Matriz energética a final del año 2014.
Fuente: UPME, 2015.
Con dichos índices de participación tan escasos de las energías renovables,
Colombia presenta la Ley 1715 en el año 2014, la cual mostraba el interés de
involucrar masivamente las fuentes no convencionales para la producción de
energía por medio de recursos renovables, introduciendo incentivos tributarios
para promover la implementación de estas. Adicionalmente, empieza a formar
parte de asociaciones conformadas por países interesados en el cambio climático,
como la AILAC por sus siglas de Asociación Independiente de Latinoamérica y el
Caribe, formó también parte de la cumbre del clima en Paris y se convirtió en un
miembro de la Agencia Internacional de Energías Renovables – Irena en el año
2015, en donde fue elegida como vicepresidente para el periodo 2017-2018
(Cancillería, 2017).
Teniendo entonces esta nueva cara frente a las energías renovables, en el “PLAN
DE EXPANSIÓN DE REFERENCIA GENERACIÓN – TRANSMISIÓN 2016 –
2030” generado por la UPME, se presentan acercamientos con entidades
educativas universitarias y diferentes entidades estatales, para realizar las
actualizaciones pertinentes a “los Atlas Potenciales, específicamente radiación y
brillo solar, velocidad del viento e hidroenergía”, (UPME, 2016) en donde como
resultado se obtuvo el Atlas Interactivo del IDEAM que muestra el potencial con el
que cuenta el país para la explotación de las energías renovables. En este plan de
expansión se presentan también metodologías para la modelación del recurso
solar fotovoltaico y del eólico y se menciona que se espera un aumento en la
capacidad instalada de sistemas solares fotovoltaicos a nivel distribuidos en
ciudades como Bogotá, Cali, Medellín y Barranquilla. Lo cual, se está presentando
actualmente, gracias en parte también, a que los precios en las tecnologías de
energía solar por ejemplo presentaron una disminución a nivel mundial. Esto dio
pie para que el sector industrial de Colombia se interesara en invertir en proyectos
14
de generación distribuidos, un claro ejemplo es la empresa de calzado Bosi
quienes “instalaron en el techo de su planta de producción en Itagüí, Antioquia,
348 paneles solares que les permiten ahorrar entre el 20 y el 22 por ciento de la
energía que requieren para la elaboración de calzado.” (El Tiempo, 2017). Del
mismo modo en Barranquilla, la empresa Tecnoglass, realizó la instalación de
8.400 paneles fotovoltaicos para la generación de 3 megavatios (MW) con el fin de
satisfacer el consumo de energía de la compañía (El Tiempo, 2017). Estas
empresas son solo una pequeña muestra de la tendencia que se está
desplegando actualmente, ya que según el informe número 7, presentado por la
UPME, en donde muestra los proyectos recibidos con el fin de hacerse acreedores
a los incentivos tributarios de la Ley 1715 de 2014, existen 164 empresas entre
diversos sectores como alojamiento y servicios de comida, información y
comunicaciones, construcción, industrias manufactureras entre otras, que se
encuentra beneficiadas por incentivos de esta Ley (UPME, 2017). Según este
mismo informe, hasta el 29 de diciembre de 2017 el tipo de incentivos del cual
mayor cantidad de certificados se han emitidos, es el que agrupa el incentivo al
IVA, arancel, impuesto sobre la renta y la depreciación acelerada como se puede
observar en el gráfico 4.
Gráfico 4. Certificados Emitidos hasta el 29 de diciembre del 2017.
Fuente: UPME, 2017.
15
Paralelo a esto se han llevado a cabo proyectos de generación centralizada, como
es el caso del parque eólico Jepírachi, ubicado en La Guajira, liderado por la
empresa EPM, el cual cuenta con 15 aerogeneradores, cada uno con una
capacidad de 1.300 kilovatios (kW), para un total de 19,5 megavatios (MW) de
potencia nominal, conectados al sistema interconectado nacional (SIN) por medio
de una subestación que eleva la tensión a 110 kV (EPM, 2010). Otro proyecto de
generación centralizada es Celsia Solar Yumbo, la primera granja solar en inyectar
al SIN, con una capacidad instalada de 9,8 megavatios (MW) inicio operación el
tres de septiembre de 2017, un proyecto desarrollado por las empresas Celsia y
Epsa, que se conforma de 35.000 paneles solares FV y 9 inversores y que
evidencia los avances que se están llevando a cabo en materia de energías
renovables (Celsia, 2017).
2.4 Marco referencial
Como se mencionó anteriormente el cambio climático junto con el calentamiento
global han derivado en la confección de planes, políticas, investigaciones y
acciones que permitan amedrentar el daño que se está causando al medio
ambiente. Mediante el uso y gestión de iniciativas como el uso racional y eficiente
de la energía, la integración de nuevas fuentes de generación de energía se
pretende dar una nueva orientación al ver que cctualmente, la explotación y
producción energética del país está constituida a grandes rasgos en un 93% de
recursos primarios de origen fósil, aproximadamente un 4% de hidroenergía y un
3% de biomasa y residuos (UPME, Integración de las energías renovables no
convencionales en Colombia, 2015).
La energía solar fotovoltaica, al ser un recurso inagotable, amigable con el medio
ambiente y de más accesibilidad en comparación a otras FNCER, es un actor
importante a tener en cuenta al momento de llevar a cabo una diversificación en la
matriz energética del país. Dicho esto, hay que resaltar que: Colombia se
encuentra ubicada en una zona privilegiada del trópico, donde la posición del sol
no posee mayor variación durante el año y, por consiguiente, la luminiscencia
mantiene un valor constante. “Esta localización en el mundo les facilita a los
ingenieros la gestión de diseñar sistemas fotovoltaicos y reducir los costos de sus
diseños, debido a que no es necesario la instalación de sistemas de rastreo
mecánico tal como se realiza en países con clima estacional, donde éste opera
durante todo el año”. (Bitar S & Chamas B, 2017). Según las fuentes disponibles
de información de recurso solar indican que el país cuenta con una irradiación
promedio de 4,5 kWh/m2/d (UPME & IDEAM, Atlas de Radiación Solar de
Colombia, 2005) superando el promedio mundial de 3,9 kWh/m2/d, y está muy por
encima del promedio recibido en Alemania (3,0 kWh/m2/d) (ArticSun, s.f.) país que
hace mayor uso de la energía solar FV a nivel mundial, con aprox. 36 GW de
capacidad instalada a 2013 (REN21, 2014).
16
En todas las latitudes del mundo se están implementando sistemas fotovoltaicos
ya sea aislados o interconectados, dichos sistemas de generación de energía no
podrían ser llevados a cabo sin una previa validación los debidos estudios
técnicos, económicos y financieros que garanticen el rendimiento esperado por el
proyecto a ejecutar. Debido a las distintas condiciones meteorológicas,
ambientales, sociales y económicas de cada latitud. Los resultados varían en
función de las condiciones nombradas anteriormente, en seguida, se listan
algunas investigaciones que estudiaron la factibilidad de implementar sistemas
solares fotovoltaicos en algunos específicamente en Colombia.
En el año 2017 Aneider Angulo de la Universidad Distrital Francisco José de
Caldas se encargó del estudio: “Diseño de estrategias para la viabilidad de
incorporación de energía fotovoltaica en pequeñas empresas en el marco de la
Ley 1715 de 2014”, el cual realizó una caracterización y análisis de las Mypimes
de la ciudad de Bogotá, así mismo una encuesta sobre los hábitos de consumo
energético en distintas empresas encuestadas para así plantear una serie de
soluciones energéticas en distintos escenarios planteados. Con conclusiones
bastante importantes como que la Ley 1715 de 2014 es una herramienta
competitiva que busca que el servicio eléctrico sea abastecido en su cadena de
valor para producir su producto y/o bien, por medio de la participación de
incentivos tributarios, arancelarios y comerciales, los cuales no afectan la
economía propia de la empresa (Angulo, 2017). Demostrando así la viabilidad de
implementación de esta serie de proyectos específicamente en la ciudad de
Bogotá.
En otro caso colombiano Susana M. Bitar S y Fernando Chamas B de la
Universidad de Los Andes realizaron un estudio de factibilidad para la
implementación de sistemas fotovoltaicos como fuente de energía en el sector
industrial de Colombia (Bitar S & Chamas B, 2017). En dicho estudio llevaron a
cabo un escenario que determinaría la factibilidad de implementar dichos
sistemas, teniendo en cuenta el mejor escenario en lo que respecta a la obtención
de los beneficios tributarios estipulados por la ley 1715 de 2014. Así mismo
determinando los materiales más óptimos para desarrollar un proyecto de esta
índole, teniendo en cuenta parámetros geográficos de las industrias, nivel de
industrial al que pertenecen. Realizando un análisis de insumos, retorno de la
inversión y beneficios en varias ciudades principales de Colombia, concluyendo y
destacando la vital importancia que tienen los incentivos tributarios en la
realización e implementación satisfactoria de este tipo de proyectos.
En el año 2015 Laura Lucía Aldana Rodríguez de la Universidad de Los Andes se
planteó como objetivo realizar un análisis del impacto de la Ley 1715 de 2014 en
la viabilidad de la implementación de proyectos con FNCER en Colombia
(Rodríquez, 2015). Abordando como temática principal la identificación del impacto
económico de los incentivos y mecanismos dispuestos en la Ley 1715 de 2014
sobre los proyectos de FNCER, realizando análisis financieros con y sin beneficios
17
de la ley y así mismo sus respectivos flujos de caja. Dichos escenarios (con y sin
los beneficios) permiten ver la diferencia que implica la entrada en vigencia de la
ley y el cambio que genera esta misma en la puesta en marcha y viabilidad de
proyectos con FNCER. Además, hace una importante observación en lo que
respecta al área de inyecciones a la red y sus consecuencias en el factor
económico del inversionista sin olvidar la ausencia de reglamentación para este
ítem.
En los estudios mencionados anteriormente es de vital importancia concluir la
importancia que tiene obtener y hacerse acreedor a los incentivos tributarios que
se obtienen a partir de la puesta en marcha de proyectos de generación de
energía eléctrica a partir de sistemas fotovoltaicos. Resaltando en el caso
colombiano avances importantes como la Ley 1715 de 2014 y otras regulaciones y
decretos que junto con la implementación de nuevas leyes ayuden a fomentar la
realización de dichos proyectos. De igual manera se evidencia en los estudios
analizados que hay tanto vacíos en la ley como falta de información en ciertos
aspectos regulatorios los cuales aún no han sido especificados en Colombia.
CAPÍTULO 3 Las energías renovables y el marco legal
colombiano
En lo que respecta a las competencias administrativas que se establecieron con la
publicación de la ley 1715 de 2014 la CREG, el Ministerio de Ambiente y
Desarrollo, el Ministerio de Mina y Energía y la UPME se han encargado de
expedir los correspondientes decretos y resoluciones que permiten definir los
mecanismos de trabajo, lineamientos, actividades y otros ítems que cubren la
generación de energía a partir de FNCER. En el siguiente normograma se
sintetizo el marco regulatorio y su relación a la energía renovable.
18
Norma/Tipo-ámbito
Relacionada con energía renovable
Si No Ley 142 de 1994 Por la cual se establece el régimen de los servicios públicos domiciliarios y se dictan otras disposiciones
X
Ley 143 de 1994 Por la cual se establece el régimen para la generación, interconexión, transmisión, distribución y comercialización de electricidad en el territorio nacional.
X
Ley 286 de 1996 Por la cual se modifican parcialmente las Leyes 142 y 143 de 1994
X
Ley 697 de 2001 Mediante la cual se fomenta el uso racional y eficiente de la energía, se promueve la utilización de energías alternativas y se dictan otras disposiciones.
X
Ley 1665 de 2013 Por medio de la cual se aprueba el “Estatuto de la Agencia Internacional de Energías Renovables -IRENA”,
X
Ley 629 de 2000 Por medio de la cual se aprueba el "Protocolo de Kyoto de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático"
X
Ley 1715 de 2014 Por medio de la cual se regula la integración de las energías renovables no convencionales al Sistema Energético Nacional.
X
Ley 788 de 2002 Por la cual se expiden normas en materia tributaria y penal del orden nacional y territorial y se dictan otras disposiciones.
x
Resolución 1283 de 2016 Por la cual se establece el procedimiento y requisitos para la expedición de la certificación de beneficio ambiental por nuevas inversiones en proyectos FNCER y gestión eficiente de la energía, para obtener los beneficios tributarios de la Ley 1715 de 2014 y se adoptan otras determinaciones.
X
Decreto 2143 de 2015 Por el cual se adiciona el Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y energía en lo relacionado con la definición de los lineamientos para la aplicación de los incentivos establecidos en el Capítulo III de la Ley 1715 de 2014.
X
Resolución UPME 0520 de 2007 Por la cual se establece el registro de proyectos de generación con el cual deben ser registrados los proyectos de generación y cogeneración de energía eléctrica a operar en el sistema interconectado nacional.
X
Resolución 638 de 2007 Por medio de la cual se modifica el artículo 4° y anexos 1, 2 y 3 y se adicionan dos artículos a la Resolución UPME número 0520 del 9 de octubre de 2007.
X
Resolución 0563 de 2012 Por la cual se establece el procedimiento y los requisitos para obtener la exclusión de impuestos sobre las ventas IVA y/o reducción en la renta de elementos, equipos y maquinaria destinados a proyectos, programas o actividades de reducción en el consumo de energía y eficiencia energética.
X
Resolución número 143 de 2016 Por la cual se modifica el artículo quinto y se adicionan artículos y anexos a la Resolución UPME 0520 de 2007.
X
Resolución CREG 024 de 2015 Por la cual se regula la actividad de autogeneración a gran escala en el Sistema Interconectado Nacional (SIN).
X
Resolución CREG 030 de 2018 Por la cual se regulan las actividades de autogeneración a pequeña escala y de generación distribuida en el Sistema Interconectado Nacional.
X
Tabla 2. Normograma marco normativo y energías renovables
Fuente: Elaboración propia.
19
3.1 Ley 1715 de 2014
El Ministerio de Minas y Energía suscribió la Ley 1715 de 2014 mediante la cual
pretende armonizar e integrar la utilización de fuentes no convencionales de
energía al sistema energético nacional. Teniendo como prioridad aquellas de
carácter renovable. La Ley 1714 de 2015 tiene por objeto promover el desarrollo y
la utilización de las fuentes no convencionales de energía –FNCE-, principalmente
aquellas de carácter renovable, en el Sistema Energético Nacional, mediante su
integración al mercado eléctrico, su participación en las Zonas No Interconectadas
–ZNI y en otros usos energéticos corno medio necesario para el desarrollo
económico sostenible, la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y
la seguridad del abastecimiento energético (Congreso de la República, 2014).
Con este fin, el gobierno colombiano se dio a la tarea de definir los instrumentos
tributarios, contables y arancelarios con el objetivo de incentivar la inversión en
este tipo de proyectos, así mismo ha creado diferentes fondos, instituciones,
entidades nacionales y bases legales que ayuden a implementar este tipo de
proyectos. La ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. muestra la f
inalidad de la ley 1715 del 2014 para el fomento de las FNCER:
Figura 1. Finalidad de la ley 1715 de 2014.
Fuente: Jornada de reencuentro – 20 años, UPME 2014.
Competencias administrativas
El gobierno nacional mediante la Ley 1715 de 2014 delegó las distintas
competencias administrativas a distintas entidades estatales las cuales serán de
20
vital importancia para la aplicación de los beneficios y bondades de la ley a su vez
cada entidad estará encargada de expedir las reglamentaciones expedidas en
cumplimiento de dichas competencias.
- Ministerio de Minas y Energía –MME- - Comisión de Regulación de Energía y Gas –CREG– - Unidad de Planeación Minero Energética –UPME– - Ministerio de Hacienda y Crédito Público - Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible - Autoridad Nacional de Licencias Ambientales - Corporaciones Autónomas Regionales
Promoción
El Gobierno Nacional promoverá la generación con FNCE y la gestión eficiente de
la energía mediante la expedición de los lineamientos de política energética,
regulación técnica y económica, beneficios fiscales, campañas publicitarias y
demás actividades necesarias conforme a las competencias y principios
establecidos en esta ley y la Ley 142 y143 de 1994. (Congreso de la República,
2014)
Figura 2. Promoción de la autogeneración y la generación distribuida.
Fuente: Jornada de reencuentro – 20 años, UPME 2014.
3.1.1 Beneficios de la Ley 1715 de 2014
El gobierno nacional mediante la Ley 1715 de 2014 busca incentivar la puesta en
marcha de nuevos proyectos de generación de energía a partir de fuentes no
21
convencionales; todo esto a partir de incentivos a la investigación, desarrollo de
nuevas tecnologías y mejoras en el uso racional y eficiente de la energía. Los
emprendedores y empresarios colombianos son los más beneficiados con la
promulgación de esta ley, pues el estado pondrá a su disposición cuatro beneficios
tributarios si deciden emprender proyectos utilizando fuentes alternativas de
energía.
Tributarios
Deducción especial en el impuesto sobre la renta
En conformidad a los siguientes ítems: Artículo 11 de la Ley 1715 de 2014 y al
Artículo 2.2.3.8.2.1. del Decreto 2143 de 2015 (Decreto 1073 de 2015).
“Los obligados a declarar renta tendrán derecho a reducir anualmente de su renta,
por los 5 años siguientes al año gravable en que hayan realizado la inversión, el
cincuenta por ciento (50%) del valor total de la inversión realizada. El valor a
deducir por este concepto, en ningún caso podrá ser superior al 50% de la renta
líquida del contribuyente determinado antes de restar el valor de la inversión”.
(Congreso de la república, 2014)
Exclusión del IVA en productos y servicios
En conformidad a los siguientes ítems: Artículo 12 de la Ley 1715 de 2014.
Artículo 2.2.3.8.3.1 del Decreto 2143 de 2015 (Decreto 1073 de 2015).
Los equipos, elementos, maquinaria y servicios nacionales o importados que se
destinen a la pre-inversión e inversión, para la producción y utilización de energía
a partir de las fuentes no convencionales, así como para la medición y evaluación
de los potenciales recursos estarán excluidos de IVA. Para tal efecto, el Ministerio
de Medio Ambiente certificará los equipos y servicios excluidos del gravamen, con
base en una lista expedida por la UPME. (Congreso de la república, 2014)
Exclusión del gravamen arancelario
En conformidad a los siguientes ítems: Artículo 13 de la Ley 1715. Decreto 2143
de 2015 Arts. 2.2.3.8.4.1.
Las personas naturales o jurídicas que a partir de la vigencia de la presente ley
sean titulares de nuevas inversiones en nuevos proyectos de FNCE gozarán de
exención del pago de los Derechos Arancelarios de Importación de maquinaria,
equipos, materiales e insumos destinados exclusivamente para labores de pre-
inversión y de inversión de proyectos con dichas fuentes. Este beneficio
arancelario será aplicable y recaerá sobre maquinaria, equipos, materiales e
insumos que no sean producidos por la industria nacional y su único medio de
adquisición esté sujeto a la importación de los mismos. (Congreso de la república,
2014)
22
Contables
Depreciación acelerada
En conformidad a los siguientes ítems: Artículo 14 de la Ley 1715de 2014.
Artículo 2.2.3.8.5.1. del Decreto 2143 de 2015 (incorporado al Decreto 1073 de
2015).
La depreciación acelerada será aplicable a las maquinaras, equipos y obras civiles
necesarias para la pre-inversión, inversión y operación de la generación con
FNCE, que sean adquiridos y/o construidos, exclusivamente para ese fin, a partir
de la vigencia de la presente 1ey. Para estos efectos, la tasa anual de
depreciación será no mayor de veinte por ciento (20%) como tasa global anual. La
tasa podrá ser variada anualmente por el titular del proyecto, previa comunicación
a la DIAN, sin exceder el límite señalado en este artículo, excepto en los casos en
que la ley autorice porcentajes globales mayores. (Congreso de la república, 2014)
3.2 Resolución CREG 030
Por medio de la Resolución GREG 030 de 2018 se definieron las reglas para que
los usuarios puedan producir y vender energía eléctrica al Sistema Interconectado
Nacional –SIN integrando la autogeneración a pequeña escala (AGPE) y la
generación distribuida (GD). (CREG, 2018)
3.2.1 Condiciones para la integración
Determina las condiciones para la integración a la red de la autogeneración y la
generación distribuida al SIN, determinando estándares técnicos para realizar la
conexión en el Nivel 1 de tensión para lo cual el GD o AGPE deberá verificar en la
página web del operador de red, que la red a la que se desea conectar tenga
disponibilidad y cumpla con:
a) La sumatoria de la potencia instalada de los GD o AGPE que entregan energía a
la red debe ser igual o menor al 15% de la capacidad nominal del circuito,
transformador o subestación donde se solicita el punto de conexión. La capacidad
nominal de una red está determinada por la capacidad del transformador.
b) La cantidad de energía en una hora que pueden entregar los GD o AGPE que
entregan energía a la red, cuyo sistema de producción de energía sea distinto al
compuesto por fotovoltaico sin capacidad de almacenamiento, conectados al
mismo circuito o transformador del nivel de tensión 1, no debe superar el 50% de
promedio anual de las horas de mínima demanda diaria de energía registradas
para el año anterior al de solicitud de conexión.
c) La cantidad de energía en una hora que pueden entregar los GD o AGPE que
entregan energía a la red, cuyo sistema de producción de energía sea el
compuesto por fotovoltaico sin capacidad de almacenamiento, conectados al
mismo circuito o transformador del nivel de tensión 1, no debe superar el 50% de
promedio anual de las horas de mínima demanda diaria de energía registradas
23
para el año anterior al de solicitud de conexión en la franja horaria comprendida
entre 6 am y 6 pm.
Además, determina que los operadores de red deben disponer de información
suficiente para que un autogenerador a pequeña escala –AGPE o un Generador
distribuido –GD conozcan el estado de la red y las características básicas del
punto de conexión deseado.
3.2.2 Alternativas de entrega de los excedentes de AGPE
Un AGPE que utiliza FNCER podrá entregar sus excedentes de acuerdo con lo
siguiente:
a) A un comercializador que atiende mercado regulado, directamente sin
convocatoria pública, siempre y cuando no exista relación de control entre el
comprador y el vendedor, entendido este en los términos del numeral 4 del
artículo 45 del Decreto 2153 de 1992. En este caso, el precio máximo de venta es
el precio definido en el Artículo 17 de la Resolución CREG 030 de 2018.
b) A generadores o comercializadores que destinen dicha energía a la atención
exclusiva de usuarios no regulados. En este caso, el precio de venta es pactado
libremente.
c) Al comercializador integrado con el OR, quien está obligado a recibir los
excedentes ofrecidos. En este caso, el precio de venta es el precio definido en el
Artículo 17 de la Resolución CREG 030 de 2018.
3.2.3 Reconocimiento de excedentes de AGPE que utiliza FNCER
Al cierre de cada periodo de facturación, los excedentes se reconocerán como
créditos de energía al AGPE que utiliza FNCER de acuerdo con las siguientes
reglas:
Para AGPE con capacidad instalada menor o igual a 0,1 MW:
a) Los excedentes que sean menores o iguales a su importación serán
permutados por su importación de energía eléctrica de la red en el periodo
de facturación.
Por estos excedentes, el comercializador cobrará al AGPE por cada kWh el costo
de comercialización que corresponde al componente Cvm,i,j, de la Resolución 119
de 2007 o aquella que la modifique o sustituya.
b) Los excedentes que sobrepasen su importación de energía eléctrica de la
red en el periodo de facturación, se liquidarán al precio horario de bolsa de
energía correspondiente.
Esta resolución aplica a los autogeneradores a pequeña escala y generadores
distribuidos conectados al SIN, a los comercializadores que los atienden, a los
operadores de red y transmisores nacionales. También aplica a las conexiones de
24
los autogeneradores a gran escala mayores a 1 MW y menores o iguales 5 MW
(CREG, 2018)
CAPÍTULO 4 Metodología
En el presente capítulo se muestran las 4 fases que se estructuraron y llevaron a
cabo para cumplir de manera satisfactoria con los objetivos propuestos por el
presente estudio.
Posteriormente, se enlistan los contenidos de estas 4 fases.
4.1 Investigación y caracterización del consumo de energía por parte
de pequeñas empresas
Para el presente ítem se parte de una encuesta dirigida al sector de las Mypimes
la cual permite establecer los hábitos de consumo, costos de facturación,
conocimiento de las leyes que incentivan la implementación de FNCER,
participación en este tipo de proyectos, conocimiento de la Ley 1715 de 2014 y la
disposición para realizar inversiones en proyectos que involucren FNCER.
Adicionalmente, por medio de la identificación de cargas instaladas en un sector
de una empresa ubicada en la ciudad de Bogotá, se creará una identificación
preliminar del perfil de carga de una empresa, que posteriormente será
plenamente identificado por medio de mediciones de tensión, corriente, potencia y
energía con la ayuda de un Analizador de Redes PQA.
4.2 Diseño de escenarios y estimación de la energía generada los
sistemas propuestos
Una vez caracterizado el perfil de carga y el consumo de energía, se procede a
estimar cuales son las mejores opciones para plantear una solución energética
basada en energía solar fotovoltaica, todo esto con el fin de plantear tres (3)
escenarios, los cuales serán diseñados y descritos técnicamente, evaluando las
condiciones de radiación, temperatura y posicionamiento geográfico presentadas
en la ciudad de Bogotá.
Posterior a esto, se realiza la estimación de la producción de energía de cada uno
de los escenarios teniendo en cuenta las condiciones de la ciudad de Bogotá
como se mencionó anteriormente.
4.3 Análisis económico de las soluciones planteadas
Teniendo definidos los diseños de cada uno de los escenarios, se realizan los
respectivos presupuestos para cada uno de ellos, definiendo los costos asociados
25
a los estudios, materiales, instalación, administración, imprevistos y utilidades de
los sistemas.
Posteriormente, se procede a realizar el respectivo flujo de caja con el fin de
determinar la TIR y la viabilidad económica del proyecto, teniendo en cuenta los
beneficios establecidos por la Ley 1715 de 2014, el reconocimiento de la energía
generada por parte del operador de red y dado el caso, los excedentes entregados
a la red según los parámetros establecidos en el Artículo 17 de la Resolución
CREG 030 de 2018.
4.4 Elaboración de un documento guía para la formulación y
estructuración de proyectos que puedan acceder a los incentivos que
ofrece la ley 1715 de 2014
Se delimitan a nivel técnico, económico, ambiental y legal los lineamientos básicos
requeridos para implementar sistemas de generación solar fotovoltaica en
pequeñas empresas bogotanas, con el fin de acceder a los incentivos tributarios
de la Ley 1715 de 2014. Todo esto teniendo en cuenta las regulaciones actuales
del mercado y los trámites y permisos que se deben obtener ante las distintas
entidades encargadas de esta serie de proyectos.
Por último, se llega al último objetivo del trabajo propuesto, la elaboración de un
documento guía que permita a las pequeñas empresas de Bogotá conocer,
plantear, formular, estructurar y -de ser posible- inscribir un proyecto ante la UPME
que se haga acreedor a los beneficios tributarios otorgados por la Ley 1715 de
2014. Dicha guía contiene los pasos necesarios para elaborar un proyecto
rentable, realizable y que contenga todos los requerimientos establecidos para
lograr la consecución de un proyecto de generación de energía eléctrica a partir de
FNCER.
4.5 Diagrama de metodología
Finalmente, se sintetiza la metodología por medio de un diagrama como se puede
ver en la figura 3.
26
Figura 3. Diagrama de la metodología.
Fuente: Elaboración propia
Metodología
Caracterización del consumo de energía de
pequeñas empresas
Aplicación del estudio a una empresa de la
ciudad de Bogotá
Mediciones de energía
Caracterización de las
cagas
Análisis de encuesta
realizada al sector
empresarial
Diseño de escenarios que puedan satisfacer la demanda determinada
Diseño técnico
Planteamiento de las
potencias pico de cada uno
de los escenarios
Diseño a partir de la radiación,
temperatura y ubicación geográfica.
Estimación de la producción de energía de
cada escenario
Análisis económico
Presupuestos
Costos de estudios,
materiales, instalación
, A.I.U.
Flujos de caja
Análisis de TIR, VPN y
PAYBACK
Documento guía
Lineamientos básicos
Técnicos Ambientales Económicos Legales
27
CAPÍTULO 5 Planteamiento del estudio
5.1 Desarrollo de la investigación y caracterización del consumo de
energía por parte de pequeñas empresas.
Para el desarrollo de la parte inicial se toma como referencia la encuesta realizada
entre el mes de abril y el mes de agosto del año 2017, por el ingeniero Aneider
Angulo, la cual permite delimitar el área de trabajo a la cual se enfoca el presente
proyecto. Dicha encuesta se “dirigido a los empresarios del sector manufactura
perteneciente a la Sección C -Industrias Manufactureras del CIIU, que
representa las industrias de fabricación y elaboración desde productos
alimenticios, químicos, textiles, calzado, autopartes, papelería, metalúrgico,
refinería de petróleo con sus derivados, caucho, plásticos, productos informáticos
y electrónicos, entre otros (Angulo, 2017, pág. 58)”. En esta encuesta se enviaron
6586 formularios, de los cuales se obtuvieron 242 respuestas de empresas
colombianas, en el formulario se solicitaba información a cada una de las
empresas acerca del sector económico al que pertenece la empresa (bienes o
servicios), consumo de energía eléctrica, costos de facturación, si los costos de la
energía eléctrica inciden en el costo final del bien o servicio que presta la
empresa, se solicita información de igual manera sobre el conocimiento, desarrollo
o interés por desarrollar proyectos con FNCER, adicionalmente, cuestiona si existe
o no conocimiento de la Ley 1715 de 2014 y sus beneficios (Angulo, 2017).
Teniendo en cuenta los “criterios para clasificación de las mipymes en Colombia”
(Melo & Fonseca, 2014, pág. 299), según la Ley 905 de 2004, las pequeñas
empresas tienen entre 11 y 50 empleados. Por lo tanto, este estudio se desarrolla
de acuerdo a la información proporcionada en la encuesta por este grupo de
empresas, las cuales equivalen a un 27,3 % (66 empresas) del total de empresas
encuestadas.
Se enlistan las preguntas que hacen parte de la encuesta y que son tomadas en
cuenta al momento de definir los escenarios a desarrollar en el presente estudio.
1. ¿En qué sector de la economía está su empresa?
De acuerdo con los resultados obtenidos por la encuesta que se toma como
referencia, el sector económico de las Mipymes, constituidas por las micros,
pequeñas y medianas definidas por el número de personas que las conforman,
dicha encuesta también cuenta con un pequeño sector conformado por grandes
empresas. Siendo el sector de las micro empresas y los servicios el predominante
se deriva así el primer frente que se debe atender de acuerdo a un mercado
potencial. Analizando esto junto con la predisposición de los sectores
empresariales de conocer e invertir en proyectos que involucren FNCER se realiza
un filtro que ayude a potencializar el éxito de la guía.
28
Gráfico 5, Resultados encuesta, Pregunta 1. Fuente: Elaboración propia con base en encuesta de: (Angulo, 2017)
2. ¿Cuánto es el consumo promedio mensual de energía eléctrica que tiene
su empresa?
A la hora de conocer el consumo promedio mensual por parte de las empresas
encuestadas predomina el consumo más bajo en las micro empresas y este va
aumentado en función del tamaño de la empresa. Dicho esto, se propone realizar
tres (3) escenarios los cuales puedan cubrir las necesidades energéticas de una
parte de la empresa y que tengan una viabilidad técnica, económica y financiera.
Gráfico 6. Consumo de energía eléctrica en las Mipymes.
Fuente: Elaboración propia con base en encuesta de: (Angulo, 2017)
3. ¿Cuánto es el costo de facturación del consumo mensual de energía
eléctrica en su empresa?
29
Gráfico 7. Costo de facturación mensual aproximado de las Mipymes Fuente: Elaboración propia con base en encuesta de: (Angulo, 2017)
Teniendo los valores de la facturación de las empresas encuestadas se puede
verificar el impacto que van a tener los modelos planteados tanto en la facturación
como en el periodo de retorno de inversión del proyecto una vez sea instalado
alguno de los 3 modelos planteados para cada escenario y verificando cuál de los
3 es el más factible económicamente hablando.
4. ¿Los costos de energía eléctrica que su empresa consume inciden
considerablemente en el valor del bien y/o servicio que produce o presta?
La incidencia o impacto que tiene el coste de la energía eléctrica se hace
fundamental en las empresas, teniendo en cuenta que se están manejando
micros, pequeñas y medianas empresas el costo mensual de la energía incide
directamente en las utilidades de la empresa, teniendo esto en cuenta se pretende
a través del modelo más adecuado mejorar la rentabilidad de los productos y/o
servicios de la empresa.
30
Gráfico 8. Incidencia consumo de energía en la producción de la empresa. Fuente: Elaboración propia con base en encuesta de: (Angulo, 2017)
5. ¿Ha participado en proyectos que involucren energías renovables?
¿Si la respuesta es No, por qué no ha podido participar?
El porcentaje de empresas que conocen y han participado en iniciativas que
involucran las FNCER es muy bajo, sin embargo, la predisposición a tener una
fuente sustentable y gratuita de energía es considerable; esto reforzado con una
solvencia económica de los proyectos es el recurso principal para realizar cartilla
que pretende desarrollar el presente proyecto la cual servirá como guía para que
un proyecto que involucre energía solar fotovoltaica sea el aliciente para que los
empresarios se animen a realizar inversiones en FNCER.
Gráfico 9. Participación de las Mipymes en proyectos FNCER Fuente: Elaboración propia con base en encuesta de: (Angulo, 2017)
31
¿Si la respuesta es No, por qué no ha podido participar?
Gráfico 10. Motivos e inconvenientes de las Mipymes sobre la participación en proyectos de
FNCER. Fuente: Elaboración propia con base en encuesta de: (Angulo, 2017)
6. ¿Conoce la ley 1715 de 2014? (Angulo, 2017)
El desconocimiento de la Ley 1715 de 2014 sumado al agrado de la idea de
generar energía eléctrica para el consumo propio son un factor determinante que
impulsa la formulación de proyectos de este tipo para las pequeñas empresas
como lo acota el presente proyecto. En respuesta a estos acontecimientos se
pretende de igual manera dar una guía clara, rentable y acertada para la
planificación, diseño, inscripción ante la UPME y ejecución de un proyecto solar
fotovoltaico en la ciudad de Bogotá.
Gráfico 11.Conocimientos sobre las bondades de la Ley 1715 de 2014 por parte de las Mipymes.
Fuente: Elaboración propia con base en encuesta de: (Angulo, 2017)
32
7. ¿Le gustaría generar su propia energía con el fin de disminuir los costos de
su factura? (Angulo, 2017)
Gráfico 12. Empresas interesadas en reducir costos de energía eléctrica.
Fuente: Elaboración propia con base en encuesta de: (Angulo, 2017)
8. ¿Su empresa está dispuesta a invertir en la estructuración, formulación y
presentación de un proyecto para generar su propia energía con fuentes
renovables no convencionales el cual debe ser aprobado con el fin de
acceder a los incentivos tributarios que ofrece la Ley 1715 de 2014?
Gráfico 13. Empresas dispuestas en presentar ante la UPME proyectos que accedan a los
beneficios de la Ley 1715 de 2014. Fuente: Elaboración propia con base en encuesta de: (Angulo, 2017)
5.1.1 Aplicación del estudio en una empresa de la ciudad de Bogotá
Derivado de la encuesta mencionada anteriormente, Croydon Colombia S.A., una
importante empresa del sector textil, manifestó su interés en desarrollar proyectos
solares fotovoltaicos que permitan reducir el pago en la facturación de la energía
33
eléctrica y de igual manera acceder a los beneficios tributarios otorgados por la
Ley 1715 de 2014 expuestos por los desarrolladores del presente proyecto en
conjunto con el autor de la encuesta realizada (Angulo, 2017), con el
acompañamiento institucional por parte del Director del presente proyecto de
grado.
El área de proyectos de la empresa autorizó el acceso y reconocimiento de las
instalaciones eléctricas, en este reconocimiento se lograron identificar posibles
áreas para la implementación de un proyecto solar fotovoltaico. Hecho esto, se
hace el reconocimiento de las cargas que tiene este sector de su industria con el
objetivo de plantear el proyecto piloto, el cual servirá como base de estudio para la
viabilidad técnica y económica de desarrollar un proyecto de generación a partir de
paneles solares fotovoltaicos.
En primera instancia, se realizó la identificación de las cargas que serían
alimentadas por el sistema solar fotovoltaico, tomando la iluminación de cuatro
áreas, un pasillo y una batería de baños. Adicionalmente, se alimentaria del mismo
modo diferentes electrodomésticos; Todas las cargas se encuentran depositadas
en la Tabla 3 con la estimación del número de horas de uso, la potencia por
elemento y la energía estimada que consumen los elementos en un día.
Área Tipo Potencia Unit (W)
Cantidad Potencia
Total (W)
Horas de uso diario
Consumo diario de Energía
(Wh)
Showroom Luminarias 32 16 512 10 5.120
Cafetería
Luminarias 32 2 64 10 640
Luminaria LED 9 2 18 10 180
Horno Microondas
1.000 4 4.000 1 4.000
Nevera 110 1 110 24 2.640
Greca 700 1 700 6 4.200
Ventas Nacionales
Luminarias 32 19 608 10 6.080
Ventas por Catalogo
Luminarias 32 14 448 10 4.480
Pasillo Luminaria LED 75 8 600 4 2.400
Baño Luminarias 32 8 256 14 3.584
Tabla 3. Cuadro de cargas Fuente: Elaboración propia con base en la visita a las instalaciones de Croydon Colombia S.A.
34
Con el objetivo de obtener un perfil de la carga con alto nivel de exactitud, se
utilizó un Analizador de Redes PQA 824, el cual se puede visualizar en la Figura 4.
Este analizador permite la visualización en tiempo real de parámetros como
Tensiones, Corrientes, Potencias, Energías, Cosϕ, entre otros. Adicionalmente
cuenta con una capacidad de memoria de 3 meses con 251 parámetros, todo esto
bajo el cumplimiento de las normas de seguridad IEC / EN61010-1, seguridad de
accesos de medida IEC / EN61010-031, IEC / EN61010-2-032, con una categoría
de sobre tensión CAT IV 600V respecto Tierra, max 1000V entre entradas.
Proporcionado por los laboratorios de la facultad de ingeniería de la universidad
Distrital Francisco José de Caldas para realizar mediciones de tensión, corriente,
potencia y energía por un periodo de ocho (8) días, obteniendo así el perfil de
carga que se muestra en Figura 5.
Figura 4. Analizador de redes PQA 824. Fuente: (HT, 2017)
Con el objetivo de seguir los protocolos de seguridad de la empresa, la conexión
fue realizada por el personal especializado en electricidad de Croydon, bajo la
dirección y supervisión de los autores. El analizador de red configurado para una
conexión trifásica se instaló en el tablero de donde se derivaban los circuitos de
las cargas seleccionadas, realizando el posterior cerramiento y señalización como
se muestra en la siguiente figura.
35
Figura 5. Mediciones realizadas en Croydon Colombia S.A.
Fuente: Elaboración propia.
A partir de las mediciones realizadas con el analizador de redes, el cual entrega
datos de potencia de cada una de las fases monitoreadas, se presenta el perfil de
carga de cada una de las fases, tanto para un día regular entre los días del lunes
al viernes, como para el día sábado y domingo. En el Gráfico 14 se muestra la
potencia a través de las veinticuatro (24) horas del día, lo que reflejaría la energía
consumida un día típico entre el lunes y el viernes en la llamada “Fase A”. De igual
manera, en el mismo gráfico mencionado anteriormente se puede apreciar que
existe una potencia máxima cercana a los 870 W, pero que hacia el mediodía y en
las horas de la tarde la demanda se disminuye alcanzando una potencia pico de
670 W aproximadamente.
36
Gráfico 14. Consumo día típico entre semana, Fase A. Fuente: Elaboración propia con base en mediciones realizadas
Se puede observar también el día típico entre el lunes y el viernes de la “Fase B”
en el Gráfico 15, aquí se aprecia que existe un máximo en la potencia demandada
en 2000 W aproximadamente, y su vez en las horas de la mañana, existe una
potencia menor de 1070 W aproximadamente.
Gráfico 15. Consumo día típico entre semana, Fase B. Fuente: Elaboración propia con base en mediciones realizadas
De igual manera, en el Gráfico 16 se presenta el día típico entre el lunes y el
viernes para la “Fase C”. En esta fase se puede visualizar un perfil de carga
mucho más uniforme con una potencia máxima de 792 W aproximadamente.
0
200
400
600
800
1000
12
:00
12
:48
1:3
6
2:2
43
:12
4:0
0
4:4
8
5:3
6
6:2
4
7:1
2
8:0
08
:48
9:3
6
10
:24
11
:12
12
:00
12
:48
13
:36
14
:24
15
:12
16
:00
16
:48
17
:36
18
:24
19
:12
20
:00
20
:48
21
:36
22
:24
23
:12
Po
ten
cia
(W
)Día típico entre el lunes y el viernes Fase A
0
500
1000
1500
2000
2500
12
:00
12
:48
1:3
6
2:2
43
:12
4:0
0
4:4
8
5:3
6
6:2
4
7:1
2
8:0
08
:48
9:3
6
10
:24
11
:12
12
:00
12
:48
13
:36
14
:24
15
:12
16
:00
16
:48
17
:36
18
:24
19
:12
20
:00
20
:48
21
:36
22
:24
23
:12
Po
ten
cia
(W)
Día típico entre el lunes y el viernes Fase B
37
Gráfico 16. Consumo día típico entre semana, Fase C. Fuente: Elaboración propia con base en mediciones realizadas
Para el día sábado, se tiene que en la Fase A solo se presenta consumo en las
horas de la madrugada como se puede ver en el Gráfico 17, para esta fase, en
este día se tiene una potencia pico de 870 W aproximadamente.
Gráfico 17. Consumo típico día sábado Fase A. Fuente: Elaboración propia con base en mediciones realizadas
En cuanto a la Fase B del día sábado, la cual se muestra en el Gráfico 18, se
refleja que tiene un consumo considerable en las horas de la mañana hasta el
mediodía, con una potencia pico de 930 W aproximadamente.
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
12
:00
12
:47
1:3
42
:21
3:0
83
:55
4:4
25
:29
6:1
67
:03
7:5
08
:37
9:2
41
0:1
11
0:5
81
1:4
51
2:3
21
3:1
91
4:0
61
4:5
31
5:4
01
6:2
71
7:1
41
8:0
11
8:4
81
9:3
52
0:2
22
1:0
92
1:5
62
2:4
32
3:3
0
Po
ten
cia
(W)
Día típico entre el lunes y el viernes Fase C
0
200
400
600
800
1000
12
:00
12
:48
1:3
6
2:2
43
:12
4:0
0
4:4
8
5:3
6
6:2
4
7:1
2
8:0
08
:48
9:3
6
10
:24
11
:12
12
:00
12
:48
13
:36
14
:24
15
:12
16
:00
16
:48
17
:36
18
:24
19
:12
20
:00
20
:48
21
:36
22
:24
23
:12
Po
ten
cia
W
Sábado Fase A
38
Gráfico 18. Consumo típico día sábado Fase B. Fuente: Elaboración propia con base en mediciones realizadas
En cuanto a la Fase C, en el día sábado tiene un consumo prolongado en las
horas de la mañana como se puede observar en el Gráfico 19, con una potencia
máxima de 780 W aproximadamente.
Gráfico 19. Consumo típico día sábado Fase C. Fuente: Elaboración propia con base en mediciones realizadas
En el Gráfico 20 en la sección a, b y c se encuentran los datos recolectados de
potencia a través de las 24 horas del día domingo de las fases A, B y C
respectivamente, aquí se puede constatar que el día domingo no se tuene ningún
consumo en las zonas de estudio.
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
12
:00
12
:48
1:3
6
2:2
43
:12
4:0
0
4:4
8
5:3
6
6:2
4
7:1
2
8:0
08
:48
9:3
6
10
:24
11
:12
12
:00
12
:48
13
:36
14
:24
15
:12
16
:00
16
:48
17
:36
18
:24
19
:12
20
:00
20
:48
21
:36
22
:24
23
:12
Po
ten
cia
(W)
Sábado Fase B
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
12
:00
12
:47
1:3
42
:21
3:0
83
:55
4:4
25
:29
6:1
67
:03
7:5
08
:37
9:2
41
0:1
11
0:5
81
1:4
51
2:3
21
3:1
91
4:0
61
4:5
31
5:4
01
6:2
71
7:1
41
8:0
11
8:4
81
9:3
52
0:2
22
1:0
92
1:5
62
2:4
32
3:3
0
Po
ten
cia
(W)
Sábado Fase C
39
Gráfico 20. Consumo típico día domingo Fases A, B y C. Fuente: Elaboración propia con base en mediciones realizadas
5.1.2 Escenarios propuestos
Teniendo en cuenta la encuesta mencionada anteriormente y la recopilación de
datos de los perfiles de carga mostrados en el anterior numeral, se proponen los
siguientes escenarios con el fin de plantear soluciones que permitan generar parte
de la energía demandada por una empresa pequeña, tomando como caso de
estudio, la pequeña área de la compañía Croydon S.A. la cual cuenta con cargas
de iluminación, hornos microondas, cafeteras, cargas que se podrían encontrar
fácilmente en cualquier empresa pequeña del sector industrial dedicada al prestar
un servicio o desarrollo de bienes.
El primer escenario que se plantea es de 3.662 Wp el cual se obtiene de la
potencia trifásica máxima que se presenta en durante los días típicos entre los
días lunes al viernes mencionado anteriormente y a su vez este escenario cubriría
la potencia trifásica del sábado que es menor.
El segundo escenario que se plantea es de 2.532 Wp que se obtiene de la
potencia trifásica mínima que se presenta en durante los días típicos entre los días
lunes al viernes mencionado anteriormente.
El tercer escenario fue determinado a partir del consumo de energía declarado por
las empresas que respondieron a las encuestas, específicamente los resultados
de la pregunta 2 especificados en la Gráfica 6 donde se puede observar que la
mayoría de empresas pequeñas tienen un consumo de 800 kWh en un mes, por lo
tanto, para satisfacer este consumo se debe instalar un sistema solar fotovoltaico
con una capacidad instalada de 7,62 kWp. Esta capacidad instalada se determinó
de la siguiente manera:
40
Ecuación 1. Consumo diario.
800 𝑘𝑊ℎ 𝑚𝑒𝑠
30 𝑑í𝑎𝑠= 26,6 𝑘𝑊ℎ 𝑑í𝑎 (1)
Ecuación 2. Potencia pico a instalar.
26,6 𝑘𝑊ℎ 𝑑í𝑎
3,5 ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑟𝑎𝑑𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑖𝑎𝑟𝑖𝑎= 7,62 𝑘𝑊𝑝 (2)
La ecuación 2 en donde se calcula potencia pico a instalar fue hecha con base en
los datos del Atlas de radiación solar del IDEAM (UPME & IDEAM, Atlas de
Radiación Solar de Colombia, 2005), para la ciudad de Bogotá tomando el
escenario de radiación más baja a través de los 12 meses del año, el cual se
presenta en el mes de mayo y es de 3,5 horas de radiación estándar.
5.2 Diseño soluciones para los escenarios propuestos y análisis
económico para las mismas
Para el diseño y evaluación de los distintos escenarios se seleccionaron los
materiales de acuerdo con un análisis técnico y económico de los equipos
existentes en el mercado colombiano.
Panel LX-250P
Rated power Pmpp [Wp] 250,00
Pmpp range from 250,00
Pmpp range to 256.49
Rated current Impp [A] 8,14
Rated voltage Vmpp [V] 30.75
Short-circuit current Isc [A] 8,59
Open-circuit voltage Uoc [V]
37,31
Efficiency at STC 15,38%
Efficiency at 200 W/𝒎𝟐 14,94
NOCT [°C] 45±2°C
Temperature coefficient [V] -0,32%/°C
Temperature coefficient [I] 0.05%/°C
Temperature coefficient [P] -0,45%/°C
Tabla 4. Características técnicas panel seleccionado. Fuente: (Luxor Solar)
41
Micro Grid Tie Inverter IP65
Mecommended PV Modules 300W X 4 sets
Maximum DC input Range 50V
MPPT Voltage Range 14-20V / 25-40V
Operation Voltage Range 10,5-30V / 22-50V
Individual Circuit Maximum Input Current 20A
Tabla 5. Características técnicas inversor seleccionado.
(Greenenergy Star, sf)
A partir de esto se decidieron utilizar para las soluciones del presente proyecto los
paneles policristalinos del fabricante Luxor Solar, específicamente la referencia
“ECO LINE P60/250 W”. Del mismo modo se seleccionó el inversor “1200W MPPT
Solar Micro Grid Tie Inverter IP65”, el cual tiene capacidad para conectar hasta
cuatro paneles. Anteriormente, se presentaron las características técnicas de cada
uno de estos equipos en las tablas 4 y 5, donde se puede determinar que son
compatibles en cuanto a los parámetros técnicos decisivos para su conexión.
Dado que los datos del panel ofrecidos por el fabricante, están relacionados con
valores estándar que en muchas de las ocasiones no corresponden con los
valores que se encuentran en el lugar de instalación, es necesario realizar la
respectiva corrección de temperatura. Teniendo en cuenta las características del
panel presentadas en la tabla 4, y haciendo uso de la ecuación 3 se logra
encontrar la temperatura de la celda para posteriormente verificar las pérdidas del
sistema asociadas a altas temperaturas. Dado a que el caso de estudio se
encuentra ubicado en la ciudad de Bogotá, se toma 25,1 grados centígrados dado
a que esta temperatura es la más alta que se ha registrado en la ciudad según el
IDEAM (IDEAM, 2017).
Ecuación 3.Temperatura de la celda.
Tc(TAx,Gx) = TAx + (NOTC−20°C
800W/𝑚2 ) Gx (3)
Dónde:
TC = Temperatura de la celda.
TAx = Temperatura ambiente para la corrección.
NOCT = Temperatura normal de operación de la celda.
Gx = Radiación solar
Ecuación 4. Temperatura de la celda a 25,1 ºC.
𝐓𝐜(𝟐𝟓,𝟏°𝐂,𝟏𝟎𝟎𝟎𝐖/𝐦𝟐) = 25,1°C + (45°C − 20°C
800W𝑚2
) (1000W
𝑚2) = 𝟓𝟔, 𝟑𝟓 °𝐂
(4)
Luego la diferencia de temperatura será:
Ecuación 5.Delta de temperatura.
∆𝑻 = 56,35°𝐶 − 25°𝐶 = 𝟑𝟏, 𝟑𝟓°𝑪 (5)
42
Corrección del Voltaje de Máxima Potencia (𝐕𝐌𝐏)
Ecuación 6. Delta de Voltaje a máxima potencia.
∆𝐕𝐌𝐏 (𝟐𝟓,𝟏°𝐂) = (−0,32%
°C) (31,35 °C) = −10,032 % (6)
Por tanto: Ecuación 7. Voltaje a máxima potencia mínimo.
𝐕𝐌𝐏(𝐦í𝐧𝐢𝐦𝐨)(𝟐𝟓,𝟏°𝐜) = (30,75 v)(0,89968) = 𝟐𝟕, 𝟔𝟔𝟓 𝐯𝐨𝐥𝐭𝐢𝐨𝐬 (7)
Corrección del Voltaje de Circuito Abierto (𝐕𝐎𝐂)
Ecuación 8. Delta de voltaje de circuito abierto.
∆𝐕𝐎𝐂 (𝟐𝟓,𝟏°𝐜) = (−0,32%
°C) (31,35°C) = −10,032 % (8)
Por tanto: Ecuación 9. Voltaje de circuito abierto mínimo.
𝐕𝐎𝐂(𝐦í𝐧𝐢𝐦𝐨)(𝟐𝟓,𝟏°𝐜) = (37,31 v)(0,89968) = 𝟑𝟑. 𝟓𝟔𝟕 𝐯𝐨𝐥𝐭𝐢𝐨𝐬 (9)
Corrección de la máxima Potencia (𝐏𝐌𝐀𝐗)
Ecuación 10. Delta de potencia. ∆𝐏𝐌𝐀𝐗 (𝟐𝟓,𝟏°𝐜) = (−0,41
%
°C) (31,35°C) = −12,85 % (10)
Por tanto: Ecuación 11. Potencia mínima.
𝐏𝐌𝐀𝐗(𝐦í𝐧𝐢𝐦𝐨)(𝟐𝟓,𝟏°𝐜) = (250 w)(0,871465) = 𝟐𝟏𝟕. 𝟖𝟔𝟔 𝐰 (11)
De lo anterior se puede inferir que las pérdidas no superarían el 15% debido a que la temperatura en Bogotá no alcanza niveles tan elevados.
5.2.1 Escenario No 1 – 3.662 Wp
Como se determinó en el numeral 5.1.3 se desea obtener un sistema con una
potencia instalada de 3.662 Wp, se utilizarán los paneles e inversores
seleccionados y presentados en el numeral 5.2 los cuales harán parte de un
sistema interconectado a la red con las siguientes características, componentes y
costos como se puede apreciar en la Tabla 6:
Características Sistema
Potencia nominal 4500 Wp
Numero de paneles 18
Numero de Inversores 5
Pérdidas o FR planta 0,82 %
43
Potencia salida AC 3690 W
Tabla 6. Ficha técnica escenario No 1 Fuente: Elaboración propia
Con el objetivo de suplir la potencia de salida AC establecida en el diseño, se
aumentaron el número de paneles sobre dimensionando la potencia nominal de
vatios pico como se denota en la Tabla 6.
Cálculo de producción anual energética
Para calcular la producción anual energética del sistema que se desea instalar se
toma como referencia la siguiente ecuación planteada por (Dunlop, 2009)
Ecuación 12. Formula de producción de energía anual.
𝐸𝑒𝑎 [𝑘𝑤ℎ
𝑎ñ𝑜] =
𝑃𝑁 ∗ 𝑒 ∗ 𝑅𝑐
𝐻𝑝𝑟∗ 365 𝑑í𝑎𝑠 (12)
Dónde:
𝐸𝑒𝑎 = Producción anual energética
𝑃𝑁 = Potencia nominal de la planta
𝑒 = Eficiencia de la planta = 18 %
𝑅𝑐 = Radiación solar en la ciudad donde se ejecutará el proyecto
𝐻𝑝𝑟 = Irrandiancia solar promedio en condiciones nominales de ensayo (1000
W/𝑚2)
Para el presente escenario teniendo en cuenta que se consumiera la totalidad de
la energía generada en todos los días del primer año, el cálculo se realiza de la
siguiente manera:
Ecuación 13. Producción anual escenario No 1 – 3.662 Wp
𝐸𝑒𝑎 [𝑘𝑤ℎ
𝑎ñ𝑜] =
4500𝑊 ∗ (1 − 18%) ∗ (3,5 𝑘𝑊ℎ𝑚2𝑑í𝑎⁄ )
1000 𝑊𝑚2⁄
∗ 365 𝑑í𝑎𝑠 (13)
𝐸𝑒𝑎 = 4.713,98 [𝑘𝑤ℎ
𝑎ñ𝑜]
Debido a que en muchas de las pequeñas empresas los días no hábiles como los
domingos y los festivos e inclusive en los días sábados se disminuye el consumo
de energía, el cálculo de realizaría de la siguiente manera teniendo un aproximado
de 244 días hábiles:
Ecuación 14. Producción anual de los días hábiles escenario No 1 – 3.662 Wp
𝐸𝑒𝑎 [𝑘𝑤ℎ
𝑎ñ𝑜] =
4000𝑊 ∗ (1 − 18%) ∗ (3,5 𝑘𝑊ℎ𝑚2𝑑í𝑎⁄ )
1000 𝑊𝑚2⁄
∗ 244 𝑑í𝑎𝑠 (14)
44
𝐸𝑒𝑎 = 2.801,12 [𝑘𝑤ℎ
𝑎ñ𝑜]
La anterior, sería entonces la energía generada para consumir directamente por la
empresa. A continuación, se tiene el cálculo de la energía generada en los días no
hábiles. Energía que sería inyectada a la red y que representaría un costo
diferente el cual se mostrara más adelante.
Ecuación 15. Producción anual días no hábiles escenario No 1 – 3.662 Wp
𝐸𝑒𝑎 [𝑘𝑤ℎ
𝑎ñ𝑜] =
4500𝑊 ∗ (1 − 18%) ∗ (3,5 𝑘𝑊ℎ𝑚2𝑑í𝑎⁄ )
1000 𝑊𝑚2⁄
∗ 121 𝑑í𝑎𝑠 (15)
𝐸𝑒𝑎 = 1.389,085 [𝑘𝑊ℎ
𝑎ñ𝑜]
Cálculo de reducciones de gases de efecto invernadero GEI
El Ministerio de Minas y Energía adopta el factor de emisión correspondiente del
año 2015 para electricidad, de 0.1990 KgCO2/kWh, para el cálculo de las
reducciones de emisiones de Gases de Efecto Invernadero Todo esto, para los
proyectos de generación de energía eléctrica que se encuentran conectados al
Sistema Interconectado Nacional. (UPME, 2016)
Para el Escenario 1, el cálculo seria la producción anual multiplicada por el factor
mencionado anteriormente.
Ecuación 16. Cálculo ahorro emisiones CO2 Escenario 1.
𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝐶𝑂2 = 𝑘𝑊ℎ ∗ 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑒𝑚𝑖𝑠𝑖ó𝑛 (16)
𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝐶𝑂2 = 4713𝑘𝑊ℎ ∗ 0.199 𝑘𝑔𝐶𝑂2/𝑘𝑤ℎ
𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝐶𝑂2 = 0.94 𝑇𝑜𝑛 𝐶𝑂2 𝑎𝑙 𝑎ñ𝑜
Proyectando este cálculo en los 25 años de vida útil del proyecto, se tiene que en
total la planta del Escenario 1 tendría una reducción de 21,72 Toneladas de CO2 a
la atmosfera.
5.2.2 Escenario No 2 - 2.532 Wp
Como se determinó en el numeral 5.1.3 se desea obtener un sistema con una
potencia instalada de 2.532 W, se utilizarán los paneles e inversores mencionados
en el numeral 5.2 los cuales harán parte de un sistema interconectado a la red con
las siguientes características, componentes y costos como se puede apreciar en la
Tabla 7.
45
Características Sistema
Potencia nominal 3250 W
Numero de paneles 13
Numero de inversores 4
Pérdidas o FR planta 0,82
Potencia salida AC 2665 W Tabla 7. Ficha técnica escenario No 2.
Fuente: Elaboración propia
Del mismo modo que en el escenario No 1 con el objetivo de suplir la potencia de
salida AC establecida en el diseño, se aumentaron el número de paneles sobre
dimensionando la potencia nominal de vatios pico como se denota en la Tabla 7.
Calculo de producción anual energética
Para calcular la producción anual energética del sistema que se desea instalar se
toma como referencia la siguiente ecuación planteada por (Dunlop, 2009)
Del mismo modo que en el escenario No 1 se realiza el cálculo teniendo en cuenta
que se consumiera la totalidad de la energía generada en todos los días del año.
Entonces, para el presente escenario el cálculo se realiza de la siguiente manera:
Ecuación 17.Producción anual escenario No 2 - 2.532 Wp
𝐸𝑒𝑎 [𝑘𝑤ℎ
𝑎ñ𝑜] =
3250𝑊 ∗ (1 − 18%) ∗ (3,5 𝑘𝑊ℎ𝑚2𝑑í𝑎⁄ )
1000 𝑊𝑚2⁄
∗ 365 𝑑í𝑎𝑠 (17)
𝐸𝑒𝑎 = 3404,54 [𝑘𝑤ℎ
𝑎ñ𝑜]
Realizando las mismas suposiciones que en el escenario No 1 se realiza el cálculo
de la energía producida en los días hábiles, la cual supliría la demanda generada
por la misma empresa y se consumiría en su totalidad. El cálculo de realizaría de
la siguiente manera teniendo un aproximado de 244 días hábiles:
Ecuación 18. Producción anual días hábiles escenario No 2 - 2.532 Wp
𝐸𝑒𝑎 [𝑘𝑤ℎ
𝑎ñ𝑜] =
3250𝑊 ∗ (1 − 18%) ∗ (3,5 𝑘𝑊ℎ𝑚2𝑑í𝑎⁄ )
1000 𝑊𝑚2⁄
∗ 244 𝑑í𝑎𝑠 (18)
𝐸𝑒𝑎 = 2.275,91 [𝑘𝑤ℎ
𝑎ñ𝑜]
En la siguiente ecuación, se presenta el cálculo de la energía generada en los días
no hábiles. Energía que sería inyectada a la red y que representaría un costo
diferente el cual se mostrara más adelante.
Ecuación 19. Producción anual días no hábiles escenario No 2 - 2.532 Wp
𝐸𝑒𝑎 [𝑘𝑤ℎ
𝑎ñ𝑜] =
3250𝑊 ∗ (1 − 18%) ∗ (3,5 𝑘𝑊ℎ𝑚2𝑑í𝑎⁄ )
1000 𝑊𝑚2⁄
∗ 121 𝑑í𝑎𝑠 (19)
46
𝐸𝑒𝑎 = 1.28,63 [𝑘𝑤ℎ
𝑎ñ𝑜]
Cálculo de reducciones de gases de efecto invernadero GEI
Para el Escenario 2, el cálculo seria la producción anual multiplicada por el factor
mencionado en el numera 5.2.1.
Ecuación 20. Cálculo ahorro emisiones CO2 Escenario 2.
𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝐶𝑂2 = 𝑘𝑊ℎ ∗ 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑒𝑚𝑖𝑠𝑖ó𝑛 (20)
𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝐶𝑂2 = 3404 𝑘𝑊ℎ ∗ 0.199 𝑘𝑔𝐶𝑂2/𝑘𝑤ℎ
𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝐶𝑂2 = 0.68 𝑇𝑜𝑛 𝐶𝑂2 𝑎𝑙 𝑎ñ𝑜
Proyectando este cálculo en los 25 años de vida útil del proyecto, se tiene que en
total la planta del Escenario 1 tendría una reducción de 15,74 Toneladas de CO2 a
la atmosfera.
5.2.3 Escenario No 3 – 7.600 W
Como se determinó en el numeral 5.1.3 se desea obtener un sistema con una
potencia instalada de 7.600 Wp, se utilizarán los paneles e inversores
seleccionados y presentados en el numeral 5.2 los cuales harán parte de un
sistema interconectado a la red con las siguientes características, componentes y
costos como se puede aprecia en la Tabla 8:
Características Sistema
Potencia nominal 9500 Wp
Numero de paneles 38
Numero de inversores 10
Pérdidas o FR planta 0,82 %
Potencia salida AC 7790 W
Tabla 8. Ficha técnica escenario No 3. Fuente: Elaboración propia.
Calculo de producción anual energética
P Para calcular la producción anual energética del sistema que se desea instalar
se toma como referencia la siguiente ecuación planteada por (Dunlop, 2009). Para
el presente escenario el cálculo se realiza de la siguiente manera:
Ecuación 21. Producción anual escenario No 3 - 7.600 Wp
𝐸𝑒𝑎 [𝑘𝑤ℎ
𝑎ñ𝑜] =
9500𝑊 ∗ (1 − 18%) ∗ (3,5 𝑘𝑊ℎ𝑚2𝑑í𝑎⁄ )
1000 𝑊𝑚2⁄
∗ 365 𝑑í𝑎𝑠 (21)
47
𝐸𝑒𝑎 = 9.951,73 [𝑘𝑤ℎ
𝑎ñ𝑜]
Realizando las mismas suposiciones que en el escenario No 1 y No 2 se realiza el
cálculo de la energía producida en los días hábiles, la cual supliría la demanda
generada por la misma empresa y se consumiría en su totalidad. El cálculo de
realizaría de la siguiente manera teniendo un aproximado de 244 días hábiles:
Ecuación 22. Producción anual días hábiles escenario No 3 - 7.600 Wp
𝐸𝑒𝑎 [𝑘𝑤ℎ
𝑎ñ𝑜] =
9500𝑊 ∗ (1 − 18%) ∗ (3,5 𝑘𝑊ℎ𝑚2𝑑í𝑎⁄ )
1000 𝑊𝑚2⁄
∗ 244 𝑑í𝑎𝑠 (22)
𝐸𝑒𝑎 = 6.652,66 [𝑘𝑤ℎ
𝑎ñ𝑜]
En seguida se presenta el cálculo de la energía generada en los días no hábiles.
Energía que sería inyectada a la red y que representaría un costo diferente el cual
se mostrara más adelante.
Ecuación 23. Producción anual días no hábiles escenario No 3 - 7.600 Wp
𝐸𝑒𝑎 [𝑘𝑤ℎ
𝑎ñ𝑜] =
9500𝑊 ∗ (1 − 18%) ∗ (3,5 𝑘𝑊ℎ𝑚2𝑑í𝑎⁄ )
1000 𝑊𝑚2⁄
∗ 121 𝑑í𝑎𝑠 (23)
𝐸𝑒𝑎 = 3.299,095 [𝑘𝑤ℎ
𝑎ñ𝑜]
Cálculo de reducciones de gases de efecto invernadero GEI
Para el Escenario 3, el cálculo seria la producción anual multiplicada por el factor
mencionado en el numera 5.2.1.
Ecuación 24. Cálculo ahorro emisiones CO2 Escenario 2.
𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝐶𝑂2 = 𝑘𝑊ℎ ∗ 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑒𝑚𝑖𝑠𝑖ó𝑛 (24)
𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝐶𝑂2 = 9846 𝑘𝑊ℎ ∗ 0.199 𝑘𝑔𝐶𝑂2/𝑘𝑤ℎ
𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝐶𝑂2 = 1.96 𝑇𝑜𝑛 𝐶𝑂2 𝑎𝑙 𝑎ñ𝑜
Proyectando este cálculo en los 25 años de vida útil del proyecto, se tiene que en
total la planta del Escenario 1 tendría una reducción de 45,52 Toneladas de CO2 a
la atmosfera.
5.2.4 Resumen diseño de soluciones propuestas
Seguidamente, se muestra una tabla resumen comparando los principales
aspectos y características de las tres soluciones propuestas por el presente
trabajo de grado con el fin de visualizar y comparar las diferencias presentadas
entre las tres soluciones.
48
Características Sistemas
Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3
Numero de paneles 18 13 38
Numero de inversores 5 4 10
Potencia nominal (Wp) 4500 3250 9500
Potencia salida AC 3690 2665 7790
Tabla 9. Resumen parámetros técnicos soluciones planteadas. Fuente: Elaboración propia
De igual manera en la Tabla 10 la se ilustra la estimación de la producción de
energía anual a través de los años de vida útil del proyecto teniendo en cuenta la
disminución de la eficiencia que plantea el fabricante del panel seleccionado, así
mismo se muestra también la reducción de GEI.
Producción energética
Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3
kWh Gen
Ahorro GEI Ton CO2
kWh Gen
Ahorro GEI Ton CO2
kWh Gen
Ahorro GEI Ton CO2
Año 1 4.669 0,93 3.372 0,67 9.752 1,94
Año 5 4.494 0,89 3.245 0,65 9.387 1,87
Año 10 4.289 0,85 3.098 0,62 8.960 1,78
Año 15 4.101 0,82 2.962 0,59 8.566 1,70
Año 20 3.928 0,78 2.837 0,56 8.205 1,63
Año 25 3.800 0,76 2.745 0,55 7.938 1,58 Tabla 10. Resumen producción energética a través de los años de vida útil del proyecto.
Fuente: Elaboración propia
CAPÍTULO 6 Análisis financiero de los escenarios propuestos
En la presente sección se utilizó un flujo de caja libre o flujo de fondos con el
objetivo de evaluar la viabilidad que tienen las distintas soluciones energéticas
planteadas por los autores, todo esto en las condiciones actuales presentadas al
momento de realizar el estudio. Dicho flujo de caja se construye a partir de la
determinación de egresos e ingresos que tiene el proyecto en un periodo de
tiempo determinado. Para el presente estudio se realizó el análisis financiero con
base la Tasa Interna de Retorno –TIR y el Valor Presente Neto –VPN, parámetros
que determinarán la viabilidad o no de una solución.
El precio por cada kWh que se cobra es fijado con una indexación anual atada a la
inflación o a indicadores como el Índice de Precios al Consumidor (IPC) más
algunos puntos como afirman (Higuera Aguilar & Carmona Valencia, 2017). Con
base en esta afirmación y para efectos del presente estudio, se toma una inflación
49
del 3.9%, la cual se estima a partir de un promedio de datos de inflación promedio
en Colombia en los últimos diez (10) años tomados del Banco Mundial (The World
Bank, 2018).
Para realizar un análisis económico de cada una de las posibilidades existentes se
plantea en primer lugar la hipótesis de que toda la energía producida por el
autogenerador será consumida, es decir que no se entregará en ningún momento
energía a la red y por el contrario la red serviría como respaldo para la carga
alimentada. Esta hipótesis se planteará para los tres escenarios propuestos.
En segundo lugar, se plantea la hipótesis de que sí existe entrega de excedentes
de energía a la red y que adicionalmente estos excedentes superan 1.5 veces la
energía consumida al operador de red. Este caso será planteado en el escenario
No. 1, el cual se determinó a partir de la potencia trifásica máxima que se presenta
durante las mediciones realizadas, tal cual como se expresa en el numeral 5.1.3.
En tercer lugar, se plantea la hipótesis de que sí existe entrega de excedentes a la
red y que esta energía equivale al cincuenta por ciento (50%) de la energía
consumida al operador de red. Este caso de estudio se planteará en el segundo
escenario, el cual se determinó a partir de la potencia trifásica mínima que se
presenta durante las mediciones realizadas, tal cual como se explicó
anteriormente en el numeral 5.1.3.
Por último, se plantea la hipótesis de que sí existe entrega de energía a la red,
pero que dicha energía es igual a la energía consumida al operador de red. Este
caso de estudio se planteará en el escenario No, 3, el cual fue determinado a
partir del consumo de energía declarado por las empresas que respondieron a las
encuestas, como se menciona en el numeral 5.1.3.
Las anteriores hipótesis se plantean con el fin de observar las variaciones de la
rentabilidad del proyecto con respecto a los cambios del valor de la energía
generada. Esto debido a que existen diferencias entre el costo de la energía
ahorrada, la energía suministrada a la red sin exceder la consumida al operador
de red y la energía entregada a la red que excede la energía consumida al
operador de red.
6.1 Escenario No 1 – 3662 Wp
Con el objetivo de implementar un proyecto solar fotovoltaico que acceda a los
beneficios tributarios de la Ley 1715 de 2014 y además sea capaz de suplir la
demanda energética del escenario propuesto, es necesario realizar una tabla que
contemple los distintos costos asociados a un proyecto de esta magnitud, la cual
incluye los insumos, los materiales para la estructura y lo referente a los estudios
técnicos como se puede ver en la Tabla 11.
50
Costos del proyecto
Elementos Precio unitario
Cantidad Valor sin IVA
Valor con IVA
Paneles $ 453.782 18 $ 8.168.067 $ 9.720.000
Inversores $ 1.540.990 5 $ 7.704.950 $ 9.168.891
Accesorios y estructura $ 3.000.000 1 $ 3.000.000 $ 3.570.000
Estudios y diseños 1 $ 3.774.603 $ 4.491.778
Instalación 1 $ 2.830.953 $ 3.368.834
A.I.U 1 $ 2.947.143 $ 3.507.100
Total sin IVA $ 28.425.716
IVA $ 5.400.886
Total $ 33.826.602
Tabla 11. Costos sin incentivos del escenario No 1. Fuente: Elaboración propia.
Cabe aclarar que no se incluyeron dentro del presupuesto los costos asociados a
mantenimiento ya que el mantenimiento de los paneles es extremadamente
sencillo y su costo equivalente se puede asumir igual a cero.
Tal y como se expuso en el capítulo 3, el gobierno nacional de Colombia
implementó la Ley 1715 de 2014 con el fin de promover el desarrollo y la
utilización de las fuentes no convencionales de energía, estableciendo el marco
legal y los instrumentos que permitan el fomento de la inversión, investigación y
desarrollo de tecnologías limpias para producción de energía eléctrica.
La Mypime que desee implementar alguna de las soluciones formuladas en el
presente proyecto de grado podrá acceder a los incentivos tributarios estipulados
en el Capítulo III de la Ley 1715 de 2014 (incentivos a la inversión en proyectos de
fuentes no convencionales de energía) (Congreso de la República, 2014),
Incentivo Depreciación acelerada
Para la depreciación acelerada de una carga impositiva como es el caso de las
inversiones en este tipo proyectos, para esto se toma el valor de la inversión inicial
y se divide entre el periodo sobre el cual se desea depreciar el bien (5 años según
el artículo 14 de la Ley 1715 de 2014 (Congreso de la república, 2014)),
multiplicado por la tarifa general del impuesto de renta igual al 33%. Así que la
depreciación para el escenario analizado actualmente se calcula de la siguiente
manera:
𝑑𝑒𝑝𝑟𝑒𝑐𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = (𝐼𝑛𝑣 𝐼𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙
5 𝑎ñ𝑜𝑠) ∗ 33%
Ecuación 25. Depreciación escenario No 1.
𝑑𝑒𝑝𝑟𝑒𝑐𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = ($33.826.602
5 𝑎ñ𝑜𝑠) ∗ 33% = $ 2.232.556 𝐶𝑜𝑝𝑠 (25)
51
Incentivo IVA
Se excluye del IVA a todas los equipos, elementos, maquinaria y servicios
nacionales o importados que se destinen a la pre inversión e inversión1, para la
producción y utilización de energía a partir de las fuentes no convencionales,
El incentivo el IVA se calcula sobre el total del impuesto al valor agregado del
proyecto a realizar:
Ecuación 26. IVA escenario No 1.
𝐼𝑉𝐴 = $ 5.400.886 (26)
.
Impuesto sobre la renta
Para aplicar a dicho incentivo y como recomiendan (Higuera Aguilar & Carmona
Valencia, 2017, pág. 90) en su trabajo de grado: “Se debe tener en cuenta el valor
del impuesto sobre la renta y se asume que el inversionista tiene renta líquida de
al menos el valor que vaya a invertir en la planta solar. También se recomienda
hacer toda la inversión en un solo año fiscal para maximizar el beneficio”.
De acuerdo al artículo 11 de la Ley 1715 de 2014: Los obligados a declarar renta
que realicen directamente inversiones en este sentido, tendrán derecho a reducir
anualmente de su renta, por los 5 años siguientes al año gravable en que hayan
realizado la inversión, el cincuenta por ciento (50%) del valor total de inversión
realizada (Congreso de la república, 2014, pág. 11). Suponiendo entonces, que el
impuesto a la renta del siguiente año gravable al que se realizó la inversión sea
igual o superior a la mitad del costo del proyecto se calcula el incentivo tributario2
de la siguiente manera:
𝐼𝑛𝑐𝑒𝑛𝑡𝑖𝑣𝑜 𝑅𝑒𝑛𝑡𝑎 = 𝐼𝑛𝑣𝐼𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 ∗ 50%
Ecuación 27. Incentivo renta escenario No 1
𝐼𝑛𝑐𝑒𝑛𝑡𝑖𝑣𝑜 𝑅𝑒𝑛𝑡𝑎 = $33.826.602 ∗ 50% = $ 16.913.301 𝐶𝑜𝑝𝑠 (27)
6.1.1 Caso de estudio sin entregas de excedentes de energía a la red
Con el objetivo de realizar posteriormente el respectivo flujo de caja se procede a
realizar el cálculo la generación de energía para un periodo de veinticinco (25)
años los cuales se consideran como la vida útil media de una instalación
fotovoltaica según el fabricante. Hecho esto, se puede observar en la Tabla 12 el
1 Para tal efecto, el Ministerio de Medio Ambiente certificará los equipos y servicios excluidos del gravamen, con base en una lista expedida por la UPME 2 Para los efectos de la obtención del presente beneficio tributario, la inversión causante del mismo deberá obtener la certificación de beneficio ambiental por el Ministerio de Ambiente y ser debidamente certificada como tal por el Ministerio de Medio Ambiente y Desarrollo Sostenible, en concordancia con lo establecido en el artículo 158-2* del Estatuto Tributario.
52
porcentaje de desempeño de los paneles seleccionados y el valor de la energía
que generaran en los años de vida útil del proyecto. Todo esto bajo el caso de
estudio donde se plantea que toda la energía generada será consumida por la
misma empresa, lo que quiere decir que no se realizará entrega de excedentes a
la red y como se mencionó anteriormente en el numeral 4.3 donde se cita la
Resolución CREG 030de 2018 (CREG, 2018), la auto generación de energía que
no supere el consumo mensual se restará de la facturación con el mismo costo del
que se compre al operador de red. Entonces se estaría pagando la energía
generada al mismo precio que la energía comprada al operador de red.
Inicialmente a un costo de $454 COPs y teniendo en cuenta una inflación de 3.9%.
Año
Desempeño panel
Energía generada (kWh/año)
Ahorro anual
0 97,00% 4713,98 $ 2.140.145
1 96,44% 4668,51 $ 2.202.166
2 95,88% 4623,75 $ 2.266.112
3 95,32% 4579,68 $ 2.332.048
4 94,76% 4536,28 $ 2.400.037
5 94,20% 4493,55 $ 2.470.149
6 93,64% 4451,47 $ 2.542.452
7 93,08% 4410,04 $ 2.617.020
8 92,52% 4369,24 $ 2.693.926
9 91,96% 4329,06 $ 2.773.250
10 91,40% 4289,49 $ 2.855.071
11 90,84% 4250,52 $ 2.939.471
12 90,28% 4212,15 $ 3.026.538
13 89,53% 4174,44 $ 3.116.420
14 88,78% 4137,38 $ 3.209.214
15 88,03% 4100,96 $ 3.305.021
16 87,28% 4065,16 $ 3.403.945
17 86,53% 4029,99 $ 3.506.096
18 85,78% 3995,42 $ 3.611.585
19 85,03% 3961,44 $ 3.720.530
20 84,28% 3928,06 $ 3.833.051
21 83,53% 3895,25 $ 3.949.274
22 82,78% 3863,00 $ 4.069.329
23 82,03% 3831,31 $ 4.193.350
24 81,28% 3800,17 $ 4.321.478
25 80,53% 3769,57 $ 4.453.858
Tabla 12. Cálculo energía generada escenario 1. Fuente: Elaboración propia con base en la ecuación (13) de (Dunlop, 2009)
53
Una vez se determina el costo de la solución energética correspondiente al
escenario No 1 y teniendo en cuenta los ingresos y egresos que tiene el proyecto
se procede a construir el flujo de caja respectivo con el fin de evaluar el resultado
del VPN y la TIR de la solución. La gráfica del flujo de caja se puede apreciar a
continuación:
54
Tabla 13. Flujo de caja escenario No 1. Fuente: Elaboración propia.
Año Inversion inicialDesempeño
panel
Precio kwh
año
Incentivo
Renta
Incentivo
IVA
Depreciación
acelerada
Energía generada
(kWh/año)Ahorro anual
Flujo de caja
operativo
Fujo de caja
acumulado
0 $ 33.826.602 97% $ 454 $ 5.400.886 $ 0 -$ 28.425.716 -$ 28.425.716
1 96,44% $ 472 $ 16.913.301 $ 2.232.556 4713,98 $ 2.223.610 $ 21.369.467 -$ 7.056.249
2 95,88% $ 490 $ 2.232.556 4668,51 $ 2.288.050 $ 4.520.606 -$ 2.535.643
3 95,32% $ 509 $ 2.232.556 4623,75 $ 2.354.491 $ 4.587.047 $ 2.051.404
4 94,76% $ 529 $ 2.232.556 4579,68 $ 2.422.998 $ 4.655.553 $ 6.706.957
5 94,20% $ 550 $ 2.232.556 4536,28 $ 2.493.639 $ 4.726.195 $ 11.433.152
6 93,64% $ 571 4493,55 $ 2.566.485 $ 2.566.485 $ 13.999.636
7 93,08% $ 593 4451,47 $ 2.641.608 $ 2.641.608 $ 16.641.244
8 92,52% $ 617 4410,04 $ 2.719.083 $ 2.719.083 $ 19.360.327
9 91,96% $ 641 4369,24 $ 2.798.989 $ 2.798.989 $ 22.159.316
10 91,40% $ 666 4329,06 $ 2.881.407 $ 2.881.407 $ 25.040.723
11 90,84% $ 692 4289,49 $ 2.966.418 $ 2.966.418 $ 28.007.141
12 90,28% $ 719 4250,52 $ 3.054.111 $ 3.054.111 $ 31.061.252
13 89,53% $ 747 4212,15 $ 3.144.573 $ 3.144.573 $ 34.205.826
14 88,78% $ 776 4174,44 $ 3.237.960 $ 3.237.960 $ 37.443.786
15 88,03% $ 806 4137,38 $ 3.334.373 $ 3.334.373 $ 40.778.159
16 87,28% $ 837 4100,96 $ 3.433.916 $ 3.433.916 $ 44.212.075
17 86,53% $ 870 4065,16 $ 3.536.699 $ 3.536.699 $ 47.748.774
18 85,78% $ 904 4029,99 $ 3.642.834 $ 3.642.834 $ 51.391.608
19 85,03% $ 939 3995,42 $ 3.752.437 $ 3.752.437 $ 55.144.045
20 84,28% $ 976 3961,44 $ 3.865.631 $ 3.865.631 $ 59.009.676
21 83,53% $ 1.014 3928,06 $ 3.982.540 $ 3.982.540 $ 62.992.217
22 82,78% $ 1.053 3895,25 $ 4.103.296 $ 4.103.296 $ 67.095.513
23 82,03% $ 1.094 3863,00 $ 4.228.033 $ 4.228.033 $ 71.323.545
24 81,28% $ 1.137 3831,31 $ 4.356.891 $ 4.356.891 $ 75.680.436
25 80,53% $ 1.182 3800,17 $ 4.490.016 $ 4.490.016 $ 80.170.452
FLUJO DE CAJA PROYECTO
Línea de egresos Linea de ingresos
55
Gráfico 21. Flujo de caja escenario No 1. Fuente: Elaboración propia.
-$ 40.000.000
-$ 20.000.000
$ 0
$ 20.000.000
$ 40.000.000
$ 60.000.000
$ 80.000.000
$ 100.000.000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
Flujo de caja acumulado Escenario 1
56
En la Tabla 14 se muestra el resultado de VPN, TIR y Payback de la solución
planteada
VPN $ 216.161.959
TIR 26.44%
PAYBACK 3.55 Tabla 14. Resultados evaluación financiera escenario No 1.
Fuente: Elaboración propia.
6.1.2 Caso de estudio con entregas de energía a la red escenario No 1
Se realiza la suposición de que toda la energía generada en los días hábiles es
consumida por la empresa. Como se mencionó anteriormente en el numeral 4.3
donde se cita la Resolución CREG 030de 2018 (CREG, 2018), la auto generación
de energía que no supere el consumo mensual se restará de la facturación con el
mismo costo del que se compre al operador de red. Por este motivo inicialmente
se factura la energía a un costo de $454 COPs y aumenta en los siguientes años
teniendo en cuenta una inflación de 3.9%.
Por otra parte, asumiendo la suposición que toda la energía generada los días no
hábiles se entrega como excedente a la red y que esta equivale a 1.5 veces la
energía consumida proveniente del operador de red en el primer año, luego se
verá afectada dicha entrega de excedentes por la disminución de la eficiencia del
sistema. Teniendo en cuenta la Resolución CREG 030 de 2018 (CREG, 2018), se
tiene que cuando existan ventas de excedentes de energía se cancelarán por
parte del operador de red hacia el auto generador, con la siguiente fórmula
establecida para AGPE con capacidad instalada menor a 0.1 MW (CREG, 2018).
Ecuación 28. Fórmula para la liquidación y facturación de excedentes de energía inyectados a la red (CREG, 2018, p. 17).
𝑉𝐸𝑖,𝑗,𝑛,𝑓 = (𝐸𝑥𝑝1𝑖,𝑗,𝑛,𝑓−1 − 𝐼𝑚𝑝𝑖,𝑗,𝑛,𝑓−1) ∗ 𝐶𝑈𝑉𝑛,𝑚,𝑖,𝑗− [𝐸𝑥𝑝1𝑖,𝑗,𝑛,𝑓−1 ∗ 𝐶𝑣𝑚,𝑖,𝑗]
+ ∑ 𝐸𝑥𝑝2ℎ,𝑖,𝑗,𝑛,𝑓−1 ∗ 𝑃𝐵ℎ,𝑓−1
ℎ=ℎ𝑥,ℎ𝑥+1,…,𝐻
(25)
Dónde:
𝑖: Comercializador 𝑖
𝑗: Mercado de comercialización 𝑗
𝑛: Nivel de tensión 𝑛
𝑚: Mes 𝑚
𝑓: Periodo de facturación 𝑓
ℎ𝑥: Es la hora cuando los excedentes sobrepasan la importación de energía eléctrica en el periodo de facturación 𝑓 − 1. Para determinar ℎ𝑥 se debe tener en cuenta toda la importación y exportación sobre
57
el periodo de facturación 𝑓 − 1. H es el número total de horas del
periodo de facturación 𝑓 − 1.
𝑉𝐸𝑖,𝑗,𝑛,𝑓: Valoración del excedente del AGPE, en $, en el periodo 𝑓. Es
ingreso para el usuario cuando esta variable sea mayor a cero.
𝐸𝑥𝑝1𝑖,𝑗,𝑛,𝑓−1: Sumatoria de la exportación de energía del AGPE durante cada hora
del periodo 𝑓 − 1, en kWh. Este variable puede tomar valores entre cero (0) y 𝐼𝑚𝑝𝑖,𝑗,𝑛,𝑓−1
𝐼𝑚𝑝𝑖,𝑗,𝑛,𝑓−1: Sumatoria de la importación de energía del AGPE durante cada hora
del periodo 𝑓 − 1, en kWh.
𝐶𝑈𝑉𝑛,𝑚,𝑖,𝑗: Componente variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio
en $/kWh, del comercializador que lo atiende, según lo establecido en la Resolución CREG 119 de 2007 o aquella que la modifique o sustituya. En el caso de usuarios no regulados es el costo del servicio pactado.
𝐶𝑣𝑚,𝑖,𝑗: Margen de comercialización en $/kWh, según lo establecido en la
Resolución CREG 119 de 2007 o aquella que la modifique o sustituya. En el caso de usuarios no regulados es el costo del servicio pactado.
𝐸𝑥𝑝2ℎ,𝑖,𝑗,𝑛,𝑓−1: Exportación horaria de energía del AGPE durante cada hora del
periodo 𝑓 − 1, en kWh que supera 𝐼𝑚𝑝𝑖,𝑗,𝑛,𝑓−1.
𝑃𝐵ℎ,𝑓−1: Precio de bolsa horario de las horas del periodo 𝑓 − 1, en kWh
siempre y cuando no supere el precio de escasez ponderado. Cuando el precio de bolsa supere el precio de escasez de activación definido en la Resolución CREG 140 de 2017 todas aquellas que la modifiquen o sustituyan, será igual al precio de escasez ponderado.
Todo lo anterior, fue tomado literalmente de la Resolución CREG 030 de 2018 (CREG, 2018, p. 17).
Centrando el análisis en la energía generada por el sistema solar fotovoltaico, se
despeja el costo asociado a esta energía según la formula presentada
anteriormente y teniendo en cuenta el costo 𝐶𝑈𝑉 del operador de red Codensa
debido a la zona de estudio de este trabajo. El cual se estable en $43,0573 COPs
(Codensa, 2018). El precio de la energía inyectada a la red que no supera a la
importada del operador de red será el siguiente:
Ecuación 29. Valor de la energía inyectada a la red que no supera a la importada del operador de red.
𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑖𝑛𝑦𝑒𝑐𝑡𝑎𝑑𝑎 𝑎 𝑙𝑎 𝑟𝑒𝑑 = 𝐶𝑈 − 𝐶𝑣 (26)
𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑖𝑛𝑦𝑒𝑐𝑡𝑎𝑑𝑎 𝑎 𝑙𝑎 𝑟𝑒𝑑 = $454 COPs − $43,0573 COPs
𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑖𝑛𝑦𝑒𝑐𝑡𝑎𝑑𝑎 𝑎 𝑙𝑎 𝑟𝑒𝑑 = $410,9427 COPs
58
Del mismo modo, a partir de la Ecuación 28 y tomando un valor promedio del
precio máximo de bolsa, hallado según los datos registrados en XM en el presente
año 2018 (XM, 2018). Se tiene que el valor de la energía inyectada a la red que
supera a la importada del operador de red será de $134,19 COPs, resaltando que
este valor es un valor común en la bolsa, pero podría disminuir o aumentar, para
efectos de esta investigación se mantendrá constante. Para los dos valores
anteriormente especificados se tiene una inflación de 3.9%.
Habiendo especificado dichos valores se procede a construir el flujo de caja
respectivo con el fin de evaluar el resultado del VPN y la TIR de la solución. La
gráfica del flujo de caja se puede apreciar a continuación:
Para el siguiente flujo de caja se contaron como días laborales o hábiles los días
del lunes al viernes no festivos del año 2018, teniendo entonces un total de 244
días (Colombia working days, 2018). Para los días no hábiles, se contaron los días
sábados y domingos, adicionalmente se agregan a esta cuenta los días festivos,
de este modo se tiene un total de 121 días.
Adicionalmente, para este flujo de caja se toma la producción de energía del
sistema mencionada en la Ecuación 14 para los días hábiles y la Ecuación 15 para
los días no hábiles, teniendo en cuenta a través de los años la disminución de la
eficiencia especificada por el fabricante. Para la energía importada del operador
de red se toma un valor constante a través de los 25 años de 926,053 kWh año
según las proporciones planteadas en la hipótesis de este caso.
Gráfico 22. Flujo de caja escenario No 1 con inyección a red.
Fuente: Elaboración propia.
-$ 40.000.000
-$ 20.000.000
$ 0
$ 20.000.000
$ 40.000.000
$ 60.000.000
$ 80.000.000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
Flujo de caja acumulado Escenario 1 con inyección a red
59
Tabla 15. Flujo de caja escenario No 1 con inyección a red.
Fuente: Elaboración propia.
Año Inversion inicialDesempeño
panel
Precio kwh
año Dias
habiles
Precio kwh año
Excedentes ≤
Importaciones
Precio kwh año
Excedentes >
Importaciones
Incentivo
Renta
Incentivo
IVA
Depreciación
acelerada
Energía generada
días habiles
(kWh/año)
Ahorro anual
por energía
de días
habiles
Energía
generada
días no
habiles
(kWh/año)
Ahorro anual por
energía de días no
habiles ≤
Importaciones
Ahorro anual por
energía de días
no habiles >
Importaciones
Flujo de caja
operativo
Fujo de caja
acumulado
0 $ 33.826.602 97% $ 454 $ 411 $ 134 $ 5.400.886 $ 0 $ 0 -$ 124.267 -$ 28.425.716 -$ 28.425.716
1 96,44% $ 472 $ 427 $ 139 $ 16.913.301 $ 2.232.556 3151,26 $ 1.486.468 1562,72 $ 395.396 $ 88.766 $ 21.116.487 -$ 7.309.229
2 95,88% $ 490 $ 444 $ 145 $ 2.232.556 3121,05 $ 1.529.632 1547,73 $ 410.817 $ 90.057 $ 4.263.062 -$ 3.046.167
3 95,32% $ 509 $ 461 $ 151 $ 2.232.556 3091,30 $ 1.574.139 1532,98 $ 426.839 $ 91.349 $ 4.324.882 $ 1.278.715
4 94,76% $ 529 $ 479 $ 156 $ 2.232.556 3062,00 $ 1.620.032 1518,45 $ 443.486 $ 92.640 $ 4.388.713 $ 5.667.428
5 94,20% $ 550 $ 498 $ 162 $ 2.232.556 3033,16 $ 1.667.358 1504,15 $ 460.781 $ 93.929 $ 4.454.623 $ 10.122.052
6 93,64% $ 571 $ 517 $ 169 3004,76 $ 1.716.162 1490,06 $ 478.752 $ 95.214 $ 2.290.128 $ 12.412.180
7 93,08% $ 593 $ 537 $ 175 2976,79 $ 1.766.496 1476,19 $ 497.423 $ 96.495 $ 2.360.414 $ 14.772.593
8 92,52% $ 617 $ 558 $ 182 2949,25 $ 1.818.408 1462,54 $ 516.823 $ 97.769 $ 2.433.000 $ 17.205.593
9 91,96% $ 641 $ 580 $ 189 2922,13 $ 1.871.952 1449,09 $ 536.979 $ 99.035 $ 2.507.966 $ 19.713.559
10 91,40% $ 666 $ 602 $ 197 2895,42 $ 1.927.181 1435,84 $ 557.921 $ 100.292 $ 2.585.394 $ 22.298.953
11 90,84% $ 692 $ 626 $ 204 2869,12 $ 1.984.152 1422,80 $ 579.680 $ 101.537 $ 2.665.369 $ 24.964.322
12 90,28% $ 719 $ 650 $ 212 2843,21 $ 2.042.922 1409,95 $ 602.287 $ 102.769 $ 2.747.979 $ 27.712.300
13 89,53% $ 747 $ 676 $ 221 2817,76 $ 2.103.592 1397,33 $ 625.777 $ 103.992 $ 2.833.361 $ 30.545.661
14 88,78% $ 776 $ 702 $ 229 2792,74 $ 2.166.228 1384,93 $ 650.182 $ 105.203 $ 2.921.614 $ 33.467.275
15 88,03% $ 806 $ 729 $ 238 2768,16 $ 2.230.898 1372,73 $ 675.539 $ 106.402 $ 3.012.840 $ 36.480.115
16 87,28% $ 837 $ 758 $ 247 2744,00 $ 2.297.673 1360,75 $ 701.885 $ 107.587 $ 3.107.144 $ 39.587.259
17 86,53% $ 870 $ 787 $ 257 2720,25 $ 2.366.625 1348,98 $ 729.259 $ 108.755 $ 3.204.638 $ 42.791.897
18 85,78% $ 904 $ 818 $ 267 2696,92 $ 2.437.831 1337,41 $ 757.700 $ 109.904 $ 3.305.435 $ 46.097.332
19 85,03% $ 939 $ 850 $ 278 2673,99 $ 2.511.369 1326,03 $ 787.250 $ 111.034 $ 3.409.652 $ 49.506.984
20 84,28% $ 976 $ 883 $ 288 2651,45 $ 2.587.321 1314,86 $ 817.953 $ 112.141 $ 3.517.414 $ 53.024.399
21 83,53% $ 1.014 $ 918 $ 300 2629,30 $ 2.665.772 1303,88 $ 849.853 $ 113.223 $ 3.628.847 $ 56.653.246
22 82,78% $ 1.053 $ 954 $ 311 2607,54 $ 2.746.809 1293,08 $ 882.997 $ 114.278 $ 3.744.084 $ 60.397.330
23 82,03% $ 1.094 $ 991 $ 324 2586,15 $ 2.830.523 1282,47 $ 917.434 $ 115.303 $ 3.863.261 $ 64.260.591
24 81,28% $ 1.137 $ 1.029 $ 336 2565,13 $ 2.917.010 1272,05 $ 953.214 $ 116.297 $ 3.986.521 $ 68.247.111
25 80,53% $ 1.182 $ 1.069 $ 349 2544,47 $ 3.006.367 1261,81 $ 990.389 $ 117.255 $ 4.114.011 $ 72.361.122
FLUJO DE CAJA PROYECTO
Línea de egresos Linea de ingresos
60
En la Tabla 16 se muestra el resultado de VPN, TIR y Payback de la solución
planteada.
VPN $ 188.170.787
TIR 24.66%
PAYBACK 3.7
Tabla 16. Resultados evaluación financiera escenario No 1 con inyección a red. Fuente: Elaboración propia.
6.2 Escenario No 2 - 2.532 Wp
Con el objetivo de implementar un proyecto solar fotovoltaico que acceda a los
beneficios tributarios de la Ley 1715 de 2014 y además sea capaz de suplir la
demanda energética del escenario propuesto es necesario realizar una tabla que
contemple los distintos costos asociados a un proyecto de esta magnitud, la cual
incluye los insumos, los materiales para la estructura y lo referente a los estudios
técnicos como se muestra en la Tabla 17.
Costos del proyecto
Elementos Precio unitario
Cantidad Valor sin IVA
Valor con IVA
Paneles $ 453.782 13 $ 5.899.160 $ 7.020.000
Inversores $ 1.540.990 4 $ 6.163.960 $ 7.335.112
Accesorios y estructura $ 2.500.000 1 $ 2.500.000 $ 2.975.000
Estudios y diseños 1 $ 3.640.780 $ 4.332.528
Instalación 1 $ 2.475.730 $ 2.946.119
A.I.U 1 $ 2.184.468 $ 2.599.517
Total sin IVA $ 22.864.098
IVA $ 4.344.179
Total $ 27.208.276
Tabla 17. Costos proyecto escenario No 2. Fuente: Elaboración propia.
Cabe aclarar que no se incluyeron dentro del presupuesto los costos asociados a
mantenimiento ya que el mantenimiento de los paneles es extremadamente
sencillo y su costo equivalente se puede asumir igual a cero.
Los cálculos de los incentivos tributarios del escenario No 2 se realizan de la
misma forma expuesta en el numeral 6.1 del presente estudio. Se muestran los
resultados de dichos cálculos con los costos del escenario No 2.
61
Incentivo Depreciación acelerada
La depreciación para el escenario analizado actualmente se calcula de la siguiente
manera:
Ecuación 30. Depreciación escenario No 2.
𝑑𝑒𝑝𝑟𝑒𝑐𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = ($27.208.276
5 𝑎ñ𝑜𝑠) ∗ 33% = $ 1.795.746 𝐶𝑜𝑝𝑠 (30)
Incentivo IVA
El incentivo el IVA se calcula sobre el total del impuesto al valor agregado del
proyecto a realizar:
Ecuación 31. IVA escenario No 2.
𝐼𝑉𝐴 = $ 4.344.179Cops (31)
Impuesto sobre la renta
Teniendo en cuenta lo mencionado en el numeral 6.1, se calcula el incentivo
tributario de la siguiente manera:
Ecuación 32. Incentivo renta escenario No 2.
𝐼𝑛𝑐𝑒𝑛𝑡𝑖𝑣𝑜 𝑅𝑒𝑛𝑡𝑎 = 27.208.276 ∗ 50% = $ 13,604,138 𝐶𝑜𝑝𝑠 (32)
6.2.1 Caso de estudio sin entregas de excedentes de energía a la red
escenario No 2
Una vez se tiene el valor del estimado de la generación energética anua el cual
será de 3404,54 kWh a partir del año cero (0) como se muestra en el numeral
5.2.2, se procede a realizar el cálculo para un periodo de veinticinco (25) años los
cuales se consideran como la vida útil media de una instalación fotovoltaica, hecho
esto se puede analizar en la Tabla 18 el porcentaje de desempeño de los paneles
seleccionados y el valor de la energía que generaran en los años de vida útil del
proyecto.
62
Año Desempeño panel
Energía generada
(kWh/año)
Ahorro anual
0 97,00% 3404,54 $ 1.545.660
1 96,44% 3371,70 $ 1.590.453
2 95,88% 3339,38 $ 1.636.637
3 95,32% 3307,55 $ 1.684.257
4 94,76% 3276,20 $ 1.733.360
5 94,20% 3245,34 $ 1.783.996
6 93,64% 3214,95 $ 1.836.215
7 93,08% 3185,03 $ 1.890.070
8 92,52% 3155,56 $ 1.945.613
9 91,96% 3126,54 $ 2.002.903
10 91,40% 3097,96 $ 2.061.995
11 90,84% 3069,82 $ 2.122.952
12 90,28% 3042,11 $ 2.185.833
13 89,53% 3014,87 $ 2.250.748
14 88,78% 2988,11 $ 2.317.765
15 88,03% 2961,80 $ 2.386.959
16 87,28% 2935,95 $ 2.458.405
17 86,53% 2910,55 $ 2.532.180
18 85,78% 2885,58 $ 2.608.367
19 85,03% 2861,04 $ 2.687.050
20 84,28% 2836,93 $ 2.768.315
21 83,53% 2813,23 $ 2.852.254
22 82,78% 2789,95 $ 2.938.960
23 82,03% 2767,06 $ 3.028.531
24 81,28% 2744,57 $ 3.121.067
25 80,53% 2722,47 $ 3.216.675
Tabla 18. Cálculo energía generada escenario 2. Fuente: Elaboración propia con base en la ecuación de (Dunlop, 2009)
Una vez se determina el costo de la solución energética correspondiente al
escenario No 2 y teniendo en cuenta los ingresos y egresos que tiene el proyecto
se procede a construir el flujo de caja respectivo con el fin de evaluar el resultado
del VPN y la TIR de la solución. La gráfica del flujo de caja se puede apreciar a
continuación:
63
Gráfico 23. Flujo de caja escenario No 2. Fuente: Elaboración propia.
-$ 30.000.000
-$ 20.000.000
-$ 10.000.000
$ 0
$ 10.000.000
$ 20.000.000
$ 30.000.000
$ 40.000.000
$ 50.000.000
$ 60.000.000
$ 70.000.000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
Flujo de caja acumulado Escenario 2
64
Tabla 19.Flujo de caja escenario No 2. Fuente: Elaboración propia.
Año Inversion inicialDesempeño
panel
Precio kwh
añoIncentivo Renta Incentivo IVA
Depreciación
acelerada
Energía generada
(kWh/año)Ahorro anual
Flujo de caja
operativo
Fujo de caja
acumulado
0 $ 27.208.276 97% $ 454 $ 4.344.179 $ 0 -$ 22.864.098 -$ 22.864.098
1 96,44% $ 472 $ 13.604.138 $ 1.795.746 3404,54 $ 1.605.941 $ 17.005.825 -$ 5.858.273
2 95,88% $ 490 $ 1.795.746 3371,70 $ 1.652.481 $ 3.448.227 -$ 2.410.046
3 95,32% $ 509 $ 1.795.746 3339,38 $ 1.700.466 $ 3.496.212 $ 1.086.166
4 94,76% $ 529 $ 1.795.746 3307,55 $ 1.749.943 $ 3.545.689 $ 4.631.855
5 94,20% $ 550 $ 1.795.746 3276,20 $ 1.800.961 $ 3.596.708 $ 8.228.563
6 93,64% $ 571 3245,34 $ 1.853.572 $ 1.853.572 $ 10.082.135
7 93,08% $ 593 3214,95 $ 1.907.828 $ 1.907.828 $ 11.989.963
8 92,52% $ 617 3185,03 $ 1.963.782 $ 1.963.782 $ 13.953.745
9 91,96% $ 641 3155,56 $ 2.021.492 $ 2.021.492 $ 15.975.237
10 91,40% $ 666 3126,54 $ 2.081.016 $ 2.081.016 $ 18.056.253
11 90,84% $ 692 3097,96 $ 2.142.413 $ 2.142.413 $ 20.198.667
12 90,28% $ 719 3069,82 $ 2.205.747 $ 2.205.747 $ 22.404.413
13 89,53% $ 747 3042,11 $ 2.271.081 $ 2.271.081 $ 24.675.494
14 88,78% $ 776 3014,87 $ 2.338.527 $ 2.338.527 $ 27.014.021
15 88,03% $ 806 2988,11 $ 2.408.158 $ 2.408.158 $ 29.422.179
16 87,28% $ 837 2961,80 $ 2.480.051 $ 2.480.051 $ 31.902.230
17 86,53% $ 870 2935,95 $ 2.554.283 $ 2.554.283 $ 34.456.513
18 85,78% $ 904 2910,55 $ 2.630.935 $ 2.630.935 $ 37.087.448
19 85,03% $ 939 2885,58 $ 2.710.094 $ 2.710.094 $ 39.797.542
20 84,28% $ 976 2861,04 $ 2.791.845 $ 2.791.845 $ 42.589.386
21 83,53% $ 1.014 2836,93 $ 2.876.279 $ 2.876.279 $ 45.465.665
22 82,78% $ 1.053 2813,23 $ 2.963.492 $ 2.963.492 $ 48.429.157
23 82,03% $ 1.094 2789,95 $ 3.053.579 $ 3.053.579 $ 51.482.736
24 81,28% $ 1.137 2767,06 $ 3.146.643 $ 3.146.643 $ 54.629.380
25 80,53% $ 1.182 2744,57 $ 3.242.789 $ 3.242.789 $ 57.872.169
FLUJO DE CAJA PROYECTO
Línea de egresos Linea de ingresos
65
En la Tabla 20 se muestra el resultado de VPN, TIR y Payback de la solución
planteada
VPN $ 151.899.573
TIR 24,77%
PAYBACK 3,69 Tabla 20. Resultados evaluación financiera escenario No 2.
Fuente: Elaboración propia.
6.2.1 Caso de estudio con entregas de excedentes de energía a la red
escenario No 2
Realizando la suposición de que toda la energía generada en los días hábiles es
consumida por la empresa. Como se mencionó anteriormente en el numeral 4.3
donde se cita la Resolución CREG 030de 2018 (CREG, 2018), la auto generación
de energía que no supere el consumo mensual se restara de la facturación con el
mismo costo del que se compre al operador de red. Por este motivo inicialmente
se factura la energía a un costo de $454 COPs y aumenta en los siguientes años
teniendo en cuenta una inflación de 3.9%.
Por otra parte, asumiendo la suposición que toda la energía generada los días no
hábiles se entrega como excedente a la red y que esta equivale a la mitad de la
energía consumida proveniente del operador de red. Teniendo en cuenta la
Resolución CREG 030 de 2018 (CREG, 2018), se tiene que cuando existan ventas
de excedentes de energía se cancelaran por parte del operador de red hacia el
auto generador, con la fórmula expuesta en la Ecuación 28, establecida para
AGPE con capacidad instalada menor a 0.1 MW (CREG, 2018). Con base en esto
y como se mostró en la ecuación 24, el costo de la energía inyectada a la red será
de $410,9427 COPs con una inflación de 3.9%.
Habiendo especificado dicho valor se procede a construir el flujo de caja
respectivo con el fin de evaluar el resultado del VPN y la TIR de la solución. La
gráfica del flujo de caja se puede apreciar a continuación:
Para el siguiente flujo de caja se contaron como días laborales o hábiles los días
del lunes al viernes no festivos del año 2018, teniendo entonces un total de 244
días (Colombia working days, 2018). Para los días no hábiles, se contaron los días
sábados y domingos, adicionalmente se agregan a esta cuenta los días festivos,
de este modo se tiene un total de 121 días.
Adicionalmente, para este flujo de caja se toma la producción de energía del
sistema mencionada en la Ecuación 18 para los días hábiles y la Ecuación 19 para
los días no hábiles, teniendo en cuenta a través de los años la disminución de la
eficiencia especificada por el fabricante.
66
Tabla 21. Flujo de caja escenario No 2 con inyección a red. Fuente: Elaboración propia.
Año Inversion inicialDesempeño
panel
Precio kwh
año
Precio kwh año
Excedentes ≤
Importaciones
Incentivo Renta Incentivo IVADepreciación
acelerada
Energía
generada
días habiles
(kWh/año)
Ahorro anual
por energía
de días
habiles
Energía
generada
días no
habiles
(kWh/año)
Ahorro anual
por energía de
días no
habiles ≤
Importaciones
Flujo de caja
operativo
Fujo de caja
acumulado
0 $ 27.208.276 97% $ 454 $ 411 $ 4.344.179 $ 0 $ 0 -$ 22.864.098 -$ 22.864.098
1 96,44% $ 472 $ 427 $ 13.604.138 $ 1.795.746 2275,91 $ 1.073.560 1128,63 $ 481.889 $ 16.955.334 -$ 5.908.763
2 95,88% $ 490 $ 444 $ 1.795.746 2254,09 $ 1.104.735 1117,81 $ 495.883 $ 3.396.363 -$ 2.512.400
3 95,32% $ 509 $ 461 $ 1.795.746 2232,60 $ 1.136.878 1107,15 $ 510.311 $ 3.442.935 $ 930.535
4 94,76% $ 529 $ 479 $ 1.795.746 2211,45 $ 1.170.023 1096,66 $ 525.189 $ 3.490.958 $ 4.421.493
5 94,20% $ 550 $ 498 $ 1.795.746 2190,61 $ 1.204.203 1086,33 $ 540.531 $ 3.540.480 $ 7.961.973
6 93,64% $ 571 $ 517 2170,10 $ 1.239.451 1076,16 $ 556.353 $ 1.795.803 $ 9.757.777
7 93,08% $ 593 $ 537 2149,90 $ 1.275.802 1066,14 $ 572.670 $ 1.848.472 $ 11.606.249
8 92,52% $ 617 $ 558 2130,01 $ 1.313.295 1056,28 $ 589.499 $ 1.902.794 $ 13.509.043
9 91,96% $ 641 $ 580 2110,42 $ 1.351.965 1046,56 $ 606.857 $ 1.958.822 $ 15.467.865
10 91,40% $ 666 $ 602 2091,13 $ 1.391.853 1037,00 $ 624.762 $ 2.016.614 $ 17.484.479
11 90,84% $ 692 $ 626 2072,14 $ 1.432.998 1027,58 $ 643.231 $ 2.076.229 $ 19.560.708
12 90,28% $ 719 $ 650 2053,43 $ 1.475.444 1018,30 $ 662.283 $ 2.137.727 $ 21.698.435
13 89,53% $ 747 $ 676 2035,05 $ 1.519.261 1009,18 $ 681.951 $ 2.201.213 $ 23.899.648
14 88,78% $ 776 $ 702 2016,98 $ 1.564.498 1000,22 $ 702.257 $ 2.266.755 $ 26.166.403
15 88,03% $ 806 $ 729 1999,22 $ 1.611.204 991,42 $ 723.222 $ 2.334.426 $ 28.500.829
16 87,28% $ 837 $ 758 1981,78 $ 1.659.430 982,77 $ 744.869 $ 2.404.299 $ 30.905.129
17 86,53% $ 870 $ 787 1964,63 $ 1.709.229 974,26 $ 767.222 $ 2.476.451 $ 33.381.580
18 85,78% $ 904 $ 818 1947,77 $ 1.760.655 965,90 $ 790.306 $ 2.550.962 $ 35.932.542
19 85,03% $ 939 $ 850 1931,21 $ 1.813.766 957,69 $ 814.146 $ 2.627.912 $ 38.560.454
20 84,28% $ 976 $ 883 1914,94 $ 1.868.621 949,62 $ 838.768 $ 2.707.389 $ 41.267.843
21 83,53% $ 1.014 $ 918 1898,94 $ 1.925.279 941,69 $ 864.201 $ 2.789.480 $ 44.057.323
22 82,78% $ 1.053 $ 954 1883,22 $ 1.983.806 933,89 $ 890.472 $ 2.874.278 $ 46.931.602
23 82,03% $ 1.094 $ 991 1867,77 $ 2.044.267 926,23 $ 917.611 $ 2.961.878 $ 49.893.479
24 81,28% $ 1.137 $ 1.029 1852,59 $ 2.106.730 918,70 $ 945.649 $ 3.052.378 $ 52.945.857
25 80,53% $ 1.182 $ 1.069 1837,67 $ 2.171.265 911,31 $ 974.616 $ 3.145.881 $ 56.091.739
FLUJO DE CAJA PROYECTO
Línea de egresos Linea de ingresos
67
Gráfico 24. Flujo de caja escenario No 2 con inyección a red.
Fuente: Elaboración propia.
En la Tabla 22 se muestra el resultado de VPN, TIR y Payback de la solución
planteada.
VPN $ 145.907.852
TIR 24.29%
PAYBACK 3.73
Tabla 22. Resultados evaluación financiera escenario No 2 con inyección a red. Fuente: Elaboración propia.
6.3 Escenario No 3 – 7600 W
Nuevamente con el objetivo de implementar un proyecto solar fotovoltaico que
acceda a los beneficios tributarios de la Ley 1715 de 2014 y además sea capaz de
suplir la demanda energética del escenario propuesto es necesario realizar una
tabla que contemple los distintos costos asociados a un proyecto de esta
magnitud, la cual incluye los insumos, los materiales para la estructura y lo
referente a los estudios técnicos como se puede observar en la Tabla 23.
-$ 30.000.000
-$ 20.000.000
-$ 10.000.000
$ 0
$ 10.000.000
$ 20.000.000
$ 30.000.000
$ 40.000.000
$ 50.000.000
$ 60.000.000
$ 70.000.000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
Flujo de caja acumulado Escenario 2 con inyección a red
68
Costos del proyecto
Elementos Precio unitario Cantidad Valor sin IVA Valor con IVA
Paneles $ 453.782 38 $ 17.243.697 $ 20.520.000
Inversores $ 1.540.990 10 $ 15.409.900 $ 18.337.781
Accesorios y estructura $ 4.500.000 1 $ 4.500.000 $ 5.355.000
Estudios y diseños 1 $ 9.288.399 $ 11.053.195
Instalación 1 $ 6.316.112 $ 7.516.173
A.I.U 1 $ 5.573.040 $ 6.631.917
Total sin IVA $ 58.331.148
IVA $ 11.082.918
Total $ 69.414.066
Tabla 23. Costos proyecto escenario No 3. Fuente: Elaboración propia
Cabe aclarar que no se incluyeron dentro del presupuesto los costos asociados a
mantenimiento ya que el mantenimiento de los paneles es extremadamente
sencillo y su costo equivalente se puede asumir igual a cero.
Los cálculos de los incentivos tributarios del escenario No 3 se realizan de la
misma forma expuesta en el numeral 6.1 del presente estudio. Se muestran en
seguida los resultados de dichos cálculos con los costos del escenario No 3.
Incentivo Depreciación acelerada
El escenario analizado actualmente se calcula de la siguiente manera:
Ecuación 33. Depreciación escenario No 3.
𝑑𝑒𝑝𝑟𝑒𝑐𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = ($ 69.414.066
5) ∗ 33% = $ 4.581.328 𝐶𝑜𝑝𝑠 (33)
Incentivo IVA
El incentivo el IVA se calcula sobre el total del impuesto al valor agregado del
proyecto a realizar:
Ecuación 34. IVA escenario No 3.
𝐼𝑉𝐴 = $ 11.082.918
Impuesto sobre la renta
Teniendo en cuenta lo mencionado en el numeral 6.1, se calcula el incentivo
tributario de la siguiente manera:
Ecuación 35. Incentivo renta escenario No 3.
𝐼𝑛𝑐𝑒𝑛𝑡𝑖𝑣𝑜 𝑅𝑒𝑛𝑡𝑎 = $ 69.414.066 ∗ 50% ∗ 33% = $ 34.707.033 𝐶𝑜𝑝𝑠 (35)
69
6.3.1 Caso de estudio sin entregas de excedentes de energía a la red
escenario No 3
Una vez se tiene el valor del estimado de la generación energética anual el cual
será de 9847 kWh a partir del año cero (0) como se muestra en el numeral 5.2.3,
se procede a realizar el cálculo para un periodo de veinticinco (25) años los cuales
se consideran como la vida útil media de una instalación fotovoltaica, hecho esto
se puede observar en la Tabla 24 el porcentaje de desempeño de los paneles
seleccionados y el valor de la energía que generarán en los años de vida útil del
proyecto.
Año Desempeño panel
Energía generada
(kWh/año)
Ahorro anual
0 97,00% 9846,97 $ 4.470.524
1 96,44% 9752,01 $ 4.600.080
2 95,88% 9658,50 $ 4.733.657
3 95,32% 9566,44 $ 4.871.389
4 94,76% 9475,79 $ 5.013.411
5 94,20% 9386,53 $ 5.159.866
6 93,64% 9298,63 $ 5.310.900
7 93,08% 9212,08 $ 5.466.663
8 92,52% 9126,85 $ 5.627.313
9 91,96% 9042,92 $ 5.793.011
10 91,40% 8960,27 $ 5.963.925
11 90,84% 8878,87 $ 6.140.229
12 90,28% 8798,71 $ 6.322.102
13 89,53% 8719,94 $ 6.509.855
14 88,78% 8642,52 $ 6.703.691
15 88,03% 8566,44 $ 6.903.821
16 87,28% 8491,67 $ 7.110.463
17 86,53% 8418,19 $ 7.323.845
18 85,78% 8345,98 $ 7.544.201
19 85,03% 8275,02 $ 7.771.774
20 84,28% 8205,28 $ 8.006.819
21 83,53% 8136,74 $ 8.249.595
22 82,78% 8069,38 $ 8.500.376
23 82,03% 8003,19 $ 8.759.443
24 81,28% 7938,14 $ 9.027.087
25 80,53% 7874,21 $ 9.303.614
Tabla 24. Cálculo energía generada escenario No 3. Fuente: Elaboración propia.
70
Una vez se determina el costo de la solución energética correspondiente al
escenario No 3 y teniendo en cuenta los ingresos y egresos que tiene el proyecto
se procede a construir el flujo de caja respectivo con el fin de evaluar el resultado
del VPN y la TIR de la solución. La gráfica del flujo de caja se puede apreciar a
continuación:
Gráfico 25. Flujo de caja escenario No 3. Fuente: Elaboración propia.
-$ 100.000.000
-$ 50.000.000
$ 0
$ 50.000.000
$ 100.000.000
$ 150.000.000
$ 200.000.000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
Flujo de caja acumulado Escenario 3
71
Tabla 25. Flujo de caja escenario No 3. Fuente: Elaboración propia.
Año Inversion inicialDesempeño
panel
Precio kwh
año
Incentivo
Renta
Incentivo
IVA
Depreciación
acelerada
Energía generada
(kWh/año)Ahorro anual
Flujo de caja
operativo
Fujo de caja
acumulado
0 $ 33.826.602 97% $ 454 $ 5.400.886 $ 0 -$ 28.425.716 -$ 28.425.716
1 96,44% $ 472 $ 16.913.301 $ 2.232.556 4713,98 $ 2.223.610 $ 21.369.467 -$ 7.056.249
2 95,88% $ 490 $ 2.232.556 4668,51 $ 2.288.050 $ 4.520.606 -$ 2.535.643
3 95,32% $ 509 $ 2.232.556 4623,75 $ 2.354.491 $ 4.587.047 $ 2.051.404
4 94,76% $ 529 $ 2.232.556 4579,68 $ 2.422.998 $ 4.655.553 $ 6.706.957
5 94,20% $ 550 $ 2.232.556 4536,28 $ 2.493.639 $ 4.726.195 $ 11.433.152
6 93,64% $ 571 4493,55 $ 2.566.485 $ 2.566.485 $ 13.999.636
7 93,08% $ 593 4451,47 $ 2.641.608 $ 2.641.608 $ 16.641.244
8 92,52% $ 617 4410,04 $ 2.719.083 $ 2.719.083 $ 19.360.327
9 91,96% $ 641 4369,24 $ 2.798.989 $ 2.798.989 $ 22.159.316
10 91,40% $ 666 4329,06 $ 2.881.407 $ 2.881.407 $ 25.040.723
11 90,84% $ 692 4289,49 $ 2.966.418 $ 2.966.418 $ 28.007.141
12 90,28% $ 719 4250,52 $ 3.054.111 $ 3.054.111 $ 31.061.252
13 89,53% $ 747 4212,15 $ 3.144.573 $ 3.144.573 $ 34.205.826
14 88,78% $ 776 4174,44 $ 3.237.960 $ 3.237.960 $ 37.443.786
15 88,03% $ 806 4137,38 $ 3.334.373 $ 3.334.373 $ 40.778.159
16 87,28% $ 837 4100,96 $ 3.433.916 $ 3.433.916 $ 44.212.075
17 86,53% $ 870 4065,16 $ 3.536.699 $ 3.536.699 $ 47.748.774
18 85,78% $ 904 4029,99 $ 3.642.834 $ 3.642.834 $ 51.391.608
19 85,03% $ 939 3995,42 $ 3.752.437 $ 3.752.437 $ 55.144.045
20 84,28% $ 976 3961,44 $ 3.865.631 $ 3.865.631 $ 59.009.676
21 83,53% $ 1.014 3928,06 $ 3.982.540 $ 3.982.540 $ 62.992.217
22 82,78% $ 1.053 3895,25 $ 4.103.296 $ 4.103.296 $ 67.095.513
23 82,03% $ 1.094 3863,00 $ 4.228.033 $ 4.228.033 $ 71.323.545
24 81,28% $ 1.137 3831,31 $ 4.356.891 $ 4.356.891 $ 75.680.436
25 80,53% $ 1.182 3800,17 $ 4.490.016 $ 4.490.016 $ 80.170.452
FLUJO DE CAJA PROYECTO
Línea de egresos Linea de ingresos
72
En la Tabla 26 se muestra el resultado de VPN, TIR y Payback de la solución
planteada
VPN $ 453.429.872 TIR 26,73% PAYBACK 3,53
Tabla 26. Resultados evaluación financiera escenario No 3. Fuente: Elaboración propia.
6.3.2 Caso de estudio con entregas de excedentes de energía a la red
escenario No 3
Se realiza la suposición de que toda la energía generada en los días hábiles es
consumida por la empresa. Como se mencionó anteriormente en el numeral 4.3
donde se cita la Resolución CREG 030de 2018 (CREG, 2018), la auto generación
de energía que no supere el consumo mensual se restará de la facturación con el
mismo costo del que se compre al operador de red. Por este motivo inicialmente
se factura la energía a un costo de $454 COPs y aumenta en los siguientes años
teniendo en cuenta una inflación de 3.9%.
Por otra parte, asumiendo la suposición que toda la energía generada los días no
hábiles se entrega como excedente a la red y que dicha energía es igual la
energía consumida proveniente del operador de red. Teniendo en cuenta la
Resolución CREG 030 de 2018 (CREG, 2018), se tiene que cuando existan ventas
de excedentes de energía se cancelarán por parte del operador de red hacia el
auto generador, con la fórmula expuesta en la Ecuación 28, establecida para
AGPE con capacidad instalada menor a 0.1 MW (CREG, 2018). Con base en esto
y como se mostró en la ecuación 24, el costo de la energía inyectada a la red será
de $410,9427 COPs con una inflación de 3.9%.
Habiendo especificado dicho valor se procede a construir el flujo de caja
respectivo con el fin de evaluar el resultado del VPN y la TIR de la solución. La
gráfica del flujo de caja se puede apreciar a continuación.
Para el siguiente flujo de caja se contaron como días laborales o hábiles los días
del lunes al viernes no festivos del año 2018, teniendo entonces un total de 244
días (Colombia working days, 2018). Para los días no hábiles, se contaron los días
sábados y domingos, adicionalmente se agregan a esta cuenta los días festivos,
de este modo se tiene un total de 121 días.
Adicionalmente, para este flujo de caja se toma la producción de energía del
sistema mencionada en la Ecuación 22 para los días hábiles y la Ecuación 23 para
los días no hábiles, teniendo en cuenta a través de los años la disminución de la
eficiencia especificada por el fabricante. Para la energía importada del operador
de red se toma un valor constante a través de los 25 años de 3.299,065 kWh año
según las proporciones planteadas en la hipótesis de este caso.
73
Gráfico 26. Flujo de caja escenario No 3 con inyección a red.
Fuente: Elaboración propia.
-$ 100.000.000
-$ 50.000.000
$ 0
$ 50.000.000
$ 100.000.000
$ 150.000.000
$ 200.000.000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
Fujo de caja acumulado Escenario 3 con inyección a red
74
Tabla 27. Flujo de caja escenario No 3 con inyección a red.
Fuente: Elaboración propia.
Año Inversion inicialDesempeño
panel
Precio kwh
año Dias
habiles
Precio kwh año
Excedentes ≤
Importaciones
Incentivo Renta Incentivo IVADepreciación
acelerada
Energía generada
días habiles
(kWh/año)
Ahorro anual
por energía
de días
habiles
Energía
generada
días no
habiles
(kWh/año)
Ahorro anual
por energía de
días no habiles
≤
Importaciones
Flujo de caja
operativo
Fujo de caja
acumulado
0 $ 69.414.066 97% $ 454 $ 411 $ 11.082.918 $ 0 $ 0 -$ 58.331.148 -$ 58.331.148
1 96,44% $ 472 $ 427 $ 34.707.033 $ 4.581.328 6582,63 $ 3.105.067 3264,34 $ 1.393.773 $ 43.787.201 -$ 14.543.947
2 95,88% $ 490 $ 444 $ 4.581.328 6519,52 $ 3.195.232 3233,04 $ 1.434.245 $ 9.210.806 -$ 5.333.141
3 95,32% $ 509 $ 461 $ 4.581.328 6457,37 $ 3.288.201 3202,22 $ 1.475.976 $ 9.345.506 $ 4.012.365
4 94,76% $ 529 $ 479 $ 4.581.328 6396,18 $ 3.384.067 3171,88 $ 1.519.008 $ 9.484.403 $ 13.496.768
5 94,20% $ 550 $ 498 $ 4.581.328 6335,93 $ 3.482.925 3142,00 $ 1.563.382 $ 9.627.635 $ 23.124.402
6 93,64% $ 571 $ 517 6276,60 $ 3.584.873 3112,58 $ 1.609.143 $ 5.194.016 $ 28.318.418
7 93,08% $ 593 $ 537 6218,18 $ 3.690.013 3083,61 $ 1.656.338 $ 5.346.351 $ 33.664.769
8 92,52% $ 617 $ 558 6160,65 $ 3.798.452 3055,08 $ 1.705.013 $ 5.503.465 $ 39.168.234
9 91,96% $ 641 $ 580 6104,00 $ 3.910.299 3026,98 $ 1.755.217 $ 5.665.517 $ 44.833.751
10 91,40% $ 666 $ 602 6048,20 $ 4.025.667 2999,31 $ 1.807.003 $ 5.832.669 $ 50.666.420
11 90,84% $ 692 $ 626 5993,26 $ 4.144.672 2972,07 $ 1.860.421 $ 6.005.093 $ 56.671.513
12 90,28% $ 719 $ 650 5939,16 $ 4.267.437 2945,24 $ 1.915.526 $ 6.182.963 $ 62.854.477
13 89,53% $ 747 $ 676 5885,98 $ 4.394.171 2918,87 $ 1.972.413 $ 6.366.584 $ 69.221.061
14 88,78% $ 776 $ 702 5833,73 $ 4.525.011 2892,95 $ 2.031.143 $ 6.556.154 $ 75.777.215
15 88,03% $ 806 $ 729 5782,37 $ 4.660.099 2867,49 $ 2.091.780 $ 6.751.879 $ 82.529.094
16 87,28% $ 837 $ 758 5731,90 $ 4.799.583 2842,46 $ 2.154.391 $ 6.953.974 $ 89.483.068
17 86,53% $ 870 $ 787 5682,31 $ 4.943.616 2817,86 $ 2.219.043 $ 7.162.659 $ 96.645.727
18 85,78% $ 904 $ 818 5633,56 $ 5.092.357 2793,69 $ 2.285.808 $ 7.378.166 $ 104.023.893
19 85,03% $ 939 $ 850 5585,66 $ 5.245.970 2769,94 $ 2.354.761 $ 7.600.731 $ 111.624.623
20 84,28% $ 976 $ 883 5538,58 $ 5.404.626 2746,59 $ 2.425.976 $ 7.830.602 $ 119.455.225
21 83,53% $ 1.014 $ 918 5492,32 $ 5.568.501 2723,65 $ 2.499.535 $ 8.068.036 $ 127.523.261
22 82,78% $ 1.053 $ 954 5446,86 $ 5.737.778 2701,10 $ 2.575.519 $ 8.313.297 $ 135.836.558
23 82,03% $ 1.094 $ 991 5402,18 $ 5.912.649 2678,95 $ 2.654.013 $ 8.566.662 $ 144.403.220
24 81,28% $ 1.137 $ 1.029 5358,27 $ 6.093.310 2657,17 $ 2.735.106 $ 8.828.416 $ 153.231.637
25 80,53% $ 1.182 $ 1.069 5315,12 $ 6.279.966 2635,77 $ 2.818.891 $ 9.098.857 $ 162.330.493
FLUJO DE CAJA PROYECTO
Línea de egresos Linea de ingresos
75
En la Tabla 28 se muestra el resultado de VPN, TIR y Payback de la solución
planteada.
VPN $ 436.099.969
TIR 26.22%
PAYBACK 3.57
Tabla 28. Resultados evaluación financiera escenario No 3 con inyección a red. Fuente: Elaboración propia.
6.4 Resumen análisis financiero de soluciones propuestas
A continuación, se muestra una tabla resumen comparando los principales
aspectos y características de las tres soluciones propuestas con el fin de visualizar
y comparar las diferencias presentadas entre las tres soluciones.
Características Sistemas
Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3
Potencia nominal (Wp) 4500 3250 9400
Potencia salida AC 3690 2665 7708
Precio W instalado $ 7.904 $ 8.372 $ 7.384
Incentivo renta $ 16.913.301 $ 13.604.138 $ 34.707.033
Incentivo IVA $ 5.678.791 $ 4.344.179 $ 11.082.918
Incentivo depreciación $ 2.347.433 $ 1.795.746 $ 4.581.328
Costo de la solución $ 35.567.166 $ 27.208.276 $ 69.414.066
Costo en USD (W inst) $ 2,43 $ 2,70 $ 2,38
Tabla 29. Resumen parámetros económicos soluciones planteadas. Fuente: Elaboración propia
6.4.1 Resumen casos de estudio sin entregas de excedentes de
energía a la red
En la Tabla 30 se ilustra el ahorro anual de energía teniendo en cuenta el precio
del kWh que se ahorraría e incluyendo el aumento de este mismo a través de los
años.
Producción energética
Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3
kWh Gen Ahorro anual kWh Gen Ahorro anual kWh Gen Ahorro anual
Año 1 4.669 2.202.166 3.372 1.590.453 9.752 4.600.080
Año 5 4.494 2.470.149 3.245 1.783.996 9.387 5.159.866
Año 10 4.289 2.855.071 3.098 2.061.995 8.960 5.963.925
Año 15 4.101 3.305.021 2.962 2.386.959 8.566 6.903.821
Año 20 3.928 3.833.051 2.837 2.768.315 8.205 8.006.819
Año 25 3.770 4.453.858 2.722 3.216.675 7.874 9.303.614 Tabla 30. Resumen producción energética y el ahorro reflejado a través de los años de vida útil del
proyecto. Fuente: Elaboración propia
76
Del mismo modo se realiza un análisis comparativo entre los resultados de las tres
soluciones evaluando el TIR, VPN y Payback. Y posterior a esto se pretende
determinar la viabilidad de las soluciones propuestas.
Resumen análisis financiero
Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3
Inversión $ 33.826.602 $ 27.208.276 $ 69.414.066
TIR 26,44% 24,77% 26,73%
VPN $ 216.161.959 $ 151.899.573 $ 453.429.872
Payback 3,55 3,69 3,53
Tabla 31. Resultados evaluación financiera escenarios propuestos. Fuente: Elaboración propia.
En cuanto al resultado de los costos iniciales obtenidos a partir de la ejecución de
un presupuesto que busca cumplir con el objetivo final de tener una instalación
solar fotovoltaica que sea capaz de atender el perfil de carga seleccionado de
acuerdo a las encuestas del numeral 5-1 y a las mediciones realizadas en el
numeral 5.1.1.
Se obtuvo que el escenario más costoso de atender es el Escenario 3, el cual
corresponde a las empresas encuestada abarcando un consumo de 800 kWh
mes, teniendo un costo de la solución de aproximadamente $70.000.0000 de
pesos, no obstante, este escenario es el que presenta: un VPN superior a los
demás, un periodo de retorno a la inversión más corto, incentivos tributarios más
altos, un ahorro energético anual más alto y una TIR más alta en las condiciones
planteadas.
Respecto al escenario 1 (3662Wp) y el escenario 2 (2532Wp), en los cuales hay
poco más de 1000W pico de diferencia, la variación en cuanto a la inversión inicial
es considerable si se observan los beneficios tributarios, el periodo de
recuperación de la inversión y el VPN de las soluciones, considerando el objetivo
de maximizar la inversión se tiene que en ambos casos el valor presente neto de
los dos escenarios será positivo, lo cual indica la viabilidad de ambos escenarios
en el marco propuesto. Acorde a esto los autores recomiendan ejecutar cualquiera
de estas dos soluciones haciendo énfasis en la solución del escenario 1, ya que
esta presentara un mayor ahorro energético, una TIR más atractiva teniendo en
cuenta la inversión comparada con los otros dos escenarios y de igual manera se
mantiene un balance adecuado entre la generación, posible venta de excedentes,
consumo propio de energía y costes del proyecto. Determinando que el escenario
más atractivo para implementar es el escenario 1 debido al potencial y la inversión
económica tangible para un empresario.
Con la finalidad de optimizar el rendimiento del proyecto se debe tener en cuenta
que todos los cálculos se realizaron suponiendo para todos los casos las
condiciones de liquidez más favorables (renta supera al 50% del valor del
77
proyecto) para así poder realizar un mejor análisis de oportunidades por parte de
los inversionistas determinar si se toma la decisión de invertir o no.
6.4.2 Resumen casos de estudio con entregas de excedentes de
energía a la red
Con el fin de evaluar los escenarios posibles de venta de excedentes de energía
inyectados a la red partiendo de la regulación de la Ley 1715 de 2014 (Congreso
de la república, 2014) presentada en la Resolución CREG 030 de 2018 (CREG,
2018), se presenta la Tabla 31 donde se realiza un análisis comparativo entre los
resultados de las tres soluciones evaluando el TIR, VPN y Payback. Y posterior a
esto se pretende determinar la viabilidad de las soluciones propuestas.
Resumen análisis financiero
Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3
Inversión $ 35.567.166 $ 27.208.276 $ 69.414.066
TIR 24,66% 24,29% 26,22%
VPN $ 188.170.787 $ 145.907.852 $ 436.099.969
Payback 3,70 3,73 3,57
Tabla 32. Resultados evaluación financiera escenarios propuestos con inyección a red. Fuente: Elaboración propia.
En cuanto a la rentabilidad de los proyectos se obtuvo una disminución en los tres
escenarios en el caso en que se inyecta energía a la red en comparación del caso
en el que no se inyecta energía a la red expuestos resumidamente y analizados en
el numeral 6.4.1. El caso que tuvo mayor disminución de la rentabilidad fue el
planteado en el escenario 1 donde la TIR se disminuyó un 1,63% en comparación
al mismo escenario sin inyección a red. Esto se debió a la disminución en el costo
del kWh inyectado a la red, que cuando no supera a las importaciones de energía
provenientes de la red sufre una disminución de $43,0573 COPs (Codensa, 2018)
correspondiente al margen de comercialización. Adicionalmente, cuando la
energía inyectada supera las importaciones de energía provenientes de la red
sufre una disminución aun mayor que para efectos de este estudio se tomó como
$134,19 COPs, que es notablemente menor al costo del kWh cobrado por el
operador de red. Este valor está realmente sujeto a disminuciones o aumentos
drásticos dependiendo del comportamiento del mercado, pero no será mayor que
el precio de escasez de activación definido en la Resolución CREG 140 de 2017
(CREG, 2017) todas aquellas que la modifiquen o sustituyan, cuando supere dicho
precio, será igual al precio de escasez ponderado.
Inclusive cuando la energía inyectada no excede la importada de la red se obtiene
una disminución en la rentabilidad menos pronunciada pero igualmente
considerable dado que sigue existiendo una disminución en el precio de la energía
para el flujo económico del proyecto.
78
De los casos de estudio planteados en los escenarios 2 y 3 en los cuales se
inyectan excedentes de energía a la red en diferentes proporciones, se obtuvo una
disminución en la rentabilidad del proyecto más pronunciada cuando se inyecta
mayor cantidad de energía a la red.
De igual manera los tres escenarios a pesar de las hipótesis planteadas resultaron
ser rentables y con un tiempo de recuperación relativamente corto.
6.4.3 Resumen casos de estudio con y sin entregas de excedentes de
energía a la red
Finalmente se procede a realizar un cuadro comparativo el cual se puede
consultar en la Tabla 33, donde se recopilan los resultados obtenidos tras haber
planteado diferentes posibilidades de aprovechamiento de la energía generada por
los diferentes escenarios. Entre los cuales está la posibilidad de no entregar
excedentes de energía a la res, otra opción es que sí exista entrega de energía
pero que esta energía no supere a la importación de energía proveniente de la
red, y la última posibilidad es que la entrega de excedentes supere a las
importaciones de energía provenientes de la red.
De la siguiente tabla resumen se puede observar cómo se disminuye la TIR en
todos y cada uno de los casos en donde existen entregas de excedentes de
energía a la red. Adicionalmente, se puede visualizar el aumento del tiempo de
retorno de la inversión del mismo modo cuando existen entregas de energía a la
red en comparación cuando no existen. Finalmente, se aprecia claramente que el
valor presente neto que representa cada escenario es mayo cuando no existe
venta de excedentes de energía.
Resumen análisis financiero
Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3
No entrega excedentes
Entrega excedentes
No entrega excedentes
Entregando excedentes
No entrega excedentes
Entrega excedentes
Inversión $ 33.826.602 $ 27.208.276 $ 69.414.066
TIR 26,44% 24,66% 24,77% 24,29% 26,73% 26,22%
VPN $ 216.161.959 $ 188.170.787 $ 151.899.573 $ 145.907.852 $ 453.429.872 $ 436.099.969
Payback 3,55 3,70 3,69 3,73 3,53 3,57
Tabla 33. Resumen análisis financiero. Fuente: Elaboración propia
CAPÍTULO 7 Documento guía para la formulación y
estructuración de proyectos
Uno de los objetivos específicos es dejar una guía clara y oportuna para que los
pequeños empresarios de la ciudad de Bogotá se animen a apostar por el uso de
energía solar en sus empresas; todo esto, basados en un sólido análisis del marco
legal colombiano, las repercusiones ambientales y la viabilidad tanto técnica como
79
financiera de un proyecto de estas características. Para cumplir satisfactoriamente
los beneficios esperados para una empresa al implementar un proyecto de
generación pro medio de energía solar, los autores plantean la siguiente ruta
metodológica la cual se debe cumplir con el objetivo final de tener un proyecto,
rentable, amigable con el medio ambiente, reconocido y energéticamente
favorable para el desarrollador.
La guía elaborada constituye todas las etapas que se deben seguir para lograr un
proyecto de generación solar en la ciudad de Bogotá e indica cómo emprender
cada paso requerido.
7.1 Beneficios de implementar un proyecto solar.
Los alicientes para que las empresas decidan emprender un proyecto de energía
solar se traducen en una serie de beneficios ya sean tributarios, ambientales y
competitivos. Ya que gozarían de una buena reputación al hacer parte de la
innovación tecnológica de la energía solar, para ello es necesario trazar un plan de
acción que permita tener claro cómo se debe realizar la adecuada estructuración
un proyecto, los procedimientos a realizar, licencias necesarias, autoridades que
regulan las distintas partes del proceso, leyes y formatos que se deben seguir para
la inscripción de proyectos, obtención de beneficios y trámites para conectarse la
red del operador de red.
El primer paso para incentivar a los empresarios a invertir en fuentes no
convencionales de energía renovable –FNCER específicamente solar fotovoltaica,
fuente principal del presente proyecto. La propuesta consiste en dar a conocer la
serie de beneficios que se obtienen al desarrollar, invertir y ejecutar proyectos de
esta índole, a continuación, se lista una serie de beneficios que hacen atractiva la
inversión en proyectos de generación.
Beneficios económicos
Reducción en el coste de la factura de energía eléctrica y la posibilidad de ser independiente parcialmente de los precios de energía eléctrica.
Acceso a beneficios tributarios e incentivos estipulados por el Gobierno Nacional.
Genera una serie de beneficios económicos a largo plazo.
Publicidad casi que gratuita para la empresa al realizar emprendimiento en proyectos de energía.
Permite encontrar un refugio fiscal amigable el medio ambiente.
El mantenimiento de los módulos es extremadamente sencillo y no requiere mayores gastos.
Producción de energía para auto consumo con una fuente ilimitada e inagotable como el sol
Posibilidad de venta de excedentes al Operador de Red.
80
Beneficios ambientales
Ayuda a reducir las emisiones de gases de invernadero y los efectos que generan cambio climático.
Contribuye a menores pérdidas en la transmisión de energía en el caso de sistemas interconectados a la red.
Genera un comportamiento y conciencia social que impulse el uso de energías limpias.
Reduce la necesidad de uso de combustibles fósiles.
A gran escala, aumenta la confiabilidad del sistema energético colombiano altamente dependiente de la generación hídrica, problema que se potencia en fenómenos del niño.
Una vez analizados esta serie de impactos y beneficios es idóneo que el
empresario decida ahondar en el tema y quiera obtener más información sobre
cómo es posible llevar a cabo un proyecto sustentable y económicamente viable.
7.2 Identificación de requerimientos y planeación.
En esta fase del proceso el empresario se debe formular la siguiente pregunta:
¿Cómo es posible implementar energía solar en mi empresa?
En respuesta a esta pregunta los autores han formulado una serie de
requerimientos básicos para que el empresario evalué el potencial que tiene su
empresa para formular y ejecutar un proyecto de generación solar fotovoltaica.
Requisitos para implementar un sistema de generación solar:
Consumos de energía importantes en la factura: Se debe poder tener acceso a la facturación de la empresa, preferiblemente el último año como mínimo, esto con el fin de tener conocimiento de los perfiles de consumo y costos de la energía facturada por parte del Operador de Red. Así mismo se recomienda que la empresa tenga un consumo energético considerable, dicho requisito es fundamental la proyección del ahorro tanto energético como monetario que tendrá la empresa que decida implementar una solución de un sistema de generación de energía solar.
Disposición de las áreas adecuadas para la instalación de paneles solares y equipos asociados.
Que manifieste la intención de invertir en un proyecto que impacte en sus finanzas, índices de sostenibilidad e imagen corporativa.
Radiación solar en la zona que se desea implementar el proyecto.
En este orden de ideas se recomienda al empresario seguir los siguientes
lineamientos en función de buscar el éxito del proyecto:
Desarrollo técnico y financiero
Registro y aplicación de incentivos ante la UPME permisos y autorizaciones ambientales.
Interconexión.
81
Para ello se elaboró un diagrama que muestra el procedimiento que se debe
seguir para la correcta realización de un proyecto, el cual se muestra en el ¡Error! N
o se encuentra el origen de la referencia.. Aclarando que los ítems de
Beneficios y permisos e Interconexión están realizados acorde a los lineamientos
de la guía invierta y gane con energía (UPME, 2016) y la Resolución Creg 030 de
2018 (CREG, 2018).
Figura 6. Desarrollo de un proyecto de energía renovable. Fuente: Elaboración propia con base en: (UPME, 2016) (CREG, 2018)
Análisis técnico y
económico Beneficios y
permisos Interconexión
Registro proyectos
de generación ante
la UPME
Aplicación a los
incentivos.
Contacto con el
OR
Estudio de pre-
factibilidad
Aplicación a los
incentivos tributarios
Estudio técnico
Ejecución, desarrollo y construcción del proyecto
Aval del proyecto
Solicitud
interconexión
Idea de
proyecto
Estudios de
ingeniería de
conexión
Estudio
financiero
Decidir si se
inicia
Aprobación
interconexión
82
7.2.1 Elaboración análisis técnico
Un proyecto puede ser inscrito ante la UPME en Fase1, Fase 2 y Fase 3 de
acuerdo con el estado de avance del proyecto. Para efectos del presente trabajo
de grado se decide solo enseñar los requerimientos básicos para la etapa de
prefactibilidad con el fin de que el empresario conozca los requisitos mínimos que
se deben tener para comenzar la etapa de planificación e inversión de un proyecto
que utilice FNCER.
Los siguientes serán los requisitos para estar inscritos en las diferentes
fases. Toda la documentación es de acuerdo a la normatividad para la Inscripción
de Proyectos de Generación la cual acoge la Resolución 143 de 2016, Resolución
0520 de 2007 y Resolución 0638 de 2007.
Estudio de pre-factibilidad.
Es un estudio en donde se seleccionan entre diferentes alternativas de un
proyecto la más atractiva de acuerdo a una evaluación preliminar de la viabilidad
técnica y económica del proyecto. Esto implica el desarrollo de estudios de
topografía, geología, parámetros técnicos del proyecto, así como un análisis
ambiental, entre otros.
Requisitos estudio de Prefactibilidad:
Adicional a la información resultado del proyecto en perfil se debe presentar:
I. Carta de presentación: Es el documento en el que se presenta la
información más relevante del proyecto, como:
Nombre del proyecto.
Tipo de proyecto.
Fecha de elaboración.
Solicitante: Empresa, entidad o comunidad interesada.
Localización del proyecto georreferenciada.
Fase del proyecto.
Costo total.
Teléfono, correo electrónico o dirección para facilitar la
comunicación.
II. Especificaciones técnicas
Comprende un análisis de las alternativas identificadas en la etapa de perfil y
presentar el resultado de identificar de la mejor alternativa para satisfacer la
necesidad energética.
III. Planos de las alternativas del proyecto
Se solicita presentar planos de localización del proyecto en donde se incluya esquemáticamente las alternativas que se estudiaron para satisfacer la necesidad energética.
83
IV. Presupuesto
Estimado de la inversión con sus respectivos costos unitarios y las cantidades de
obra del proyecto, incluyendo un estimado de los costos para desarrollar la
factibilidad.
V. Análisis de Precios unitarios –APU
Costos desagregados de las actividades relacionadas en el presupuesto.
VI. Cronograma de actividades
Estimado del tiempo requerido para desarrollar la prefactibilidad, relacionado con
las actividades del presupuesto.
7.2.2 Elaboración análisis económico
En búsqueda de la mayor utilidad para el inversionista los autores plantean una
serie de ítems fundamentales para tener la certeza de que la rentabilidad el
proyecto será la más adecuada, están claros los objetivos del proyecto y que sea
más fácil evaluar los costos y beneficios del mismo. De igual manera permite
realizar una proyección de la energía que se va a generar por el sistema a lo largo
de la vida útil del mismo y las cifras de lo que éste ahorra.
Un plan de negocios adecuado para una empresa que quiera realizar una
inversión deberá incluir:
Perfil de la compañía.
Descripción de la tecnología a utilizar y ubicación.
Perfil de la industria.
Planeación financiera (costos e ingresos)
Lista de incentivos por parte del gobierno y otros factores que impulsen este
tipo de proyectos.
Resumen de análisis ambientales.
Estudios de casos de éxito
De esta manera para realizar un plan de negocios completo es necesario y de vital
incluir la información financiera que tendrá el proyecto, a continuación, se
muestran una serie de parámetros económicos considerados para la elaboración
de los análisis realizados para el desarrollo del presente estudio y que también se
dejan como consigna para la presente guía de elaboración de proyectos.
Información general del proyecto
Capacidad nominal.
Factor de capacidad o planta.
Potencia AC de salida.
Vida útil del proyecto.
Precio kW instalado.
84
Ingresos
Beneficios tributarios: Depreciación, IVA, impuestos a la renta, arancelarios.
Ahorros por energía generada para autoconsumo.
Costos
Costo de los paneles, inversores, insumos etc.
Costos de instalación.
Costos de la estructura.
Costos de diseños.
Operación y mantenimiento (O&M).
Una vez sean determinados los parámetros determinados anteriormente se
procede a hacer el respectivo análisis financiero de la solución tal como se expone
en el capítulo 5.3, para así determinar los aspectos financieros que influyen en la
decisión final para determinar así la viabilidad o no de realizar una inversión en
este tipo de proyecto.
7.3 Trámite certificados y acceso a beneficios tributarios
Para efecto de la tramitología, procedimiento, indicaciones, certificados
ambientales, beneficios tributarios, notificaciones, registro y demás, los autores
proponen seguir la metodología propuesta en la cartilla Invierta y Gane con
Energía publicada por la UPME. La cual sintetiza e incluye los procedimientos
necesarios para acceder a los incentivos tributarios estipulados por la Ley 1715 de
2014.
Seguido este procedimiento y con apoyo del análisis técnico y económico
propuesto en el numeral 6.2, se espera tener un proyecto con incentivos
aprobados y viabilidad listos para ser ejecutado en las distintas fases de
inscripción de proyectos ante la UPME.
Para ello se ilustra en la siguiente grafica el procedimiento global que propone la
cartilla en cuanto a las etapas del proyecto y aplicación a los incentivos tributarios
con el fin de tener un resultado satisfactorio. Cabe aclarar que para cualquier duda
se debe procurar acudir a la cartilla ya que esta tiene una metodología bien
definida en cuanto a la aplicación de incentivos se refiere.
85
Figura 7. Etapas proyecto y aplicación a los incentivos. Fuente: invierta y Gane con Energía –IGE (UPME, 2016)
7.4 Trámites interconexión con la red eléctrica del operador de red
Los trámites para la interconexión eléctrica se presentan como un plus ya que al
momento de realizar el presente proyecto la Comisión de Regulación de Energía y
Gas –CREG expidió la Resolución CREG 030 de 2018 para autogeneración a
pequeña escala y generación distribuida y que define una serie de mecanismos
para que los usuarios ya sean residenciales, comerciales o industriales estén en
capacidad de suplir su propia demanda y adicionalmente contemplar la posibilidad
de entregar excedentes al Sistema Interconectado los cuales tendrán una
retribución económica.
El presente estudio tiene como cobertura la ciudad de Bogotá, así que la guía se
proyecta con base en el Operador de Red de la ciudad el cual es Codensa, a partir
de esto y los parámetros establecidos por la Resolución CREG 030 de 2018 se
elaboró un instructivo que permita conectarse a la red de dicho operador y
entregar excedentes producto de su autogeneración. La página del operador de
red destinada para esto es: https://www.codensa.com.co/resolucion-creg-030
El siguiente instructivo aplica para un Autogenerador a Pequeña Escala con
capacidad menor o igual a 0.1MW y que desea entregar energía a la red pública
en conformidad con los requerimientos de los Artículos 1 y 2 de la Resolución
CREG 030 de 2018, (CREG, 2018)
86
Figura 8. procedimiento conexión a OR de un AGPE. uente: Elaboración propia con base en web de Codensa. (Codensa, 2018)
Hay
disponibilidad
1. Verificar en la
página web del OR
disponibilidad de la
red con el # de cuenta
2. Diligenciar y enviar
formato solicitud de
conexión
Respuesta OR
¿Cumple
requisitos?
¿Cumple
requisitos
prueba?
4. Programa fecha
prueba técnica
AGPE que desea entregar excedentes a la red
Interconexión al OR
Remite razones, y
asigna pendientes por
corregir.
Realizar proceso
alternativo
87
Conclusiones
De las encuestas que se muestran en el numeral 5.1 se observó en el Gráfico 6,
aproximadamente el 44,7% de las empresas encuestadas tienen un consumo de
energía mensual superior a los 800 kWh mes. Es decir que, para la mayoría de las
empresas pequeñas pertenecientes a la encuesta, el costo asociado al consumo
de energía es considerablemente alto como se puede ver en el Gráfico 7.
Llegando a ser un factor fundamental para la economía de la empresa como se
declara en el Gráfico 8. Por lo tanto, si se lograra disminuir dicho gasto, se podría
implementar este capital para desarrollo tecnológico de la empresa o inclusive
para disminuir el costo final de los productos y/o servicios.
Del Gráfico 9 se puede visualizar que más del 80% de las empresas no han
participado con proyectos de energía renovables debido a la falta de información o
al desconocimiento de los procesos a seguir según lo mencionado en el Gráfico
10. Pero que según lo que se puede analizar en los gráficos 12 y 13, existe una
gran empatía por realizar este tipo de proyectos. Adicionalmente, el
desconocimiento de la Ley 1715 de 2014 y de sus incentivos, hace que estos
proyectos se vean inalcanzables y poco rentables. Por lo tanto, se concluye que
es necesario un mecanismo más efectivo de divulgación de la Ley y sus
beneficios, donde se den a conocer las bondades tanto económicas como
ambientales de desarrollar estos proyectos y lo rentables que pueden llegar a ser.
Respecto a la comparativa realizada en el Capítulo 6 y con base en los resultados
de los numerales 6.1.1 y 6.2.1 y a partir del análisis financiero de los tres
escenarios sin contemplar entregas de excedentes a la red la cual se puede
visualizar en la Tabla 30, es pertinente denotar que el Escenario No 2 como el
más óptimo para efectos económicos de inversión inicial por parte de los
potenciales clientes que son objeto de estudio del presente trabajo de grado. Esto
debido a que requiere la inversión más baja de las tres soluciones planteadas
($27.208.276 Cops), pero tiene un periodo de recuperación de la inversión más
alto (3,69 años) frente a los resultados del Escenario 1 (3,55 años) y 3 (3,53 años),
en lo que respecta a la TIR es un poco más baja que la del Escenario 1,
evaluando al rentabilidad se recomienda el Escenario 1, pero como el estudio está
orientado al sector de las pequeñas empresas cabe resaltar que se recomienda el
Escenario 2 debido a que es un escenario de inversión con un coste más bajo y
que un empresario puede solventar con más facilidad. En cuanto al escenario
preferible por rendimiento del VPN, TIR y Payback el rendimiento más alto se
observa en el Escenario No 1 ya que este, a pesar de tener una inversión inicial un
poco más alta proyecta unos mejores resultados que benefician al inversionista
respecto a los otros dos.
Adicionalmente, en el capítulo 6 también se observó que la mayor rentabilidad de
los proyectos de autogeneración a partir de energía solar fotovoltaica, se obtiene
88
cuando no existe ningún tipo de inyección de energía hacia la red. Esto debido a
que la fórmula tarifaria que reconoce los excedentes de energía inyectados a la
red, disminuye el costo en un 10% en comparación con la tarifa comercial, en el
mejor de los casos cuando los excedentes no superan las importaciones de
energía provenientes de la red. En el peor de los casos, cuando los excedentes
inyectados a la red superan a las importaciones, la disminución podría ser mucho
más crítica, alcanzando valores cercanos a tan solo el 14% de la tarifa comercial,
lo que disminuiría los ingresos directos del proyecto y afectaría la rentabilidad del
mismo.
Dada la rentabilidad de implementar proyectos de generación de energía solar
fotovoltaica en pequeñas empresas de la ciudad de Bogotá, es pertinente resaltar
el impacto positivo que tiene sobre el sector empresarial elegido el ahorro a largo
plazo en un gasto que en la mayoría de veces es bastante costoso como lo es el
servicio de energía eléctrica, dando así un alivio en un periodo de mínimo 20 años
a las empresas que decidan implementar este tipo de proyectos. Dando un valor
agregado a lo nombrado anteriormente, a la disminución de emisión de gases de
efecto invernadero GEI pro parte de las empresas lo cual fortalece la imagen de la
empresa desarrolladora al mismo tiempo que contribuye a la reducción de
contaminantes en el planeta.
Realizando la comparación entre los casos de estudio planteados con y sin
entregas de excedentes se notó que la rentabilidad disminuyo en un 1,63%
cuando los excedentes superaron a las importaciones de energía. Por otra parte,
cuando las inyecciones de energía hacia la red no superan las importaciones, se
tiene una disminución de la rentabilidad del 0,34%. Esto debido a los diferentes
costos de la energía que se mencionaron anteriormente.
A partir de esto se puede afirmar que la mayor rentabilidad posible para estos
sistemas, se logra al consumir toda la energía generada por el sistema,
disminuyendo así el consumo de la red y por ende la facturación de esta energía
por parte del operador de red. Es por esto que se recomienda que los diseños de
los sistemas estén hechos para suplir cargas constantes y fijas. De este modo, se
logra evitar la inyección de energía a la red y por el contrario se utiliza la red como
una fuente de respaldo para suplir la energía demandada por la carga
seleccionada.
El documento guía para la formulación y estructuración de proyectos realizado en
el Capítulo 7 es una herramienta bastante valiosa para los empresarios que
desconocen o ignoran el potencial de un proyecto de generación de energía a
partir de una fuente no convencional como lo es en este caso la solar. La guía
atiende en gran manera los vacíos que tiene el empresario respecto a este tipo de
proyectos, además de contar con un soporte técnico y financiero realizado en los
capítulos anteriores el cual es fundamental para estructurar los requerimientos y
procedimientos esenciales para llevar a cabo con éxito un proyecto de generación
89
solar fotovoltaica. Enseñando de manera clara y concisa los pilares fundamentales
que se deben cumplir para dar vía libre a una nueva erogación en este tipo de
proyectos.
Recomendaciones
En cuanto a la regulación que reconoce la venta de excedentes a la red (CREG
030) por parte de AGPE y GD, es pertinente realizar un estudio que presente el
análisis de las condiciones y procedimientos que establece cada operador de red
en aras de incluir a su red un generador que inyecte energía en cierto periodo
determinado de tiempo. Esto con el fin de tener un panorama claro de cómo es la
disposición y establecimiento de procedimientos por parte de los operadores de
red frente a la inclusión de nuevos agentes en su red, lo mencionado
anteriormente incluiría una actualización de los procedimientos y requisitos, ya
que, como la regulación es muy joven los organismos van modificando estos ítems
con el fin de complementar los vacíos que se presentan a la hora de proponer
conexiones nuevas.
Adicionalmente, con respecto a dicha regulación se recomiendo a la comunidad
académica realizar un estudio que evalué la estabilidad financiera de un proyecto
que inyecte excedentes superiores a las importaciones de energía provenientes de
la red y que por la formula tarifaria establecida en el artículo 18 de la resolución
CREG 030 de 2018 (CREG, 2018) estaría sujeto a la variabilidad de los precios de
bolsa del mercado eléctrico colombiano.
Se recomienda a las empresas colombianas buscar información y asesoría de
diferentes entidades institucionales tales como la Unidad de Planeación Minero
Energética (UPME), Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), el
Ministerio de Minas y Energía (MinMinas) y de la comunidad académica
universitaria colombiana, con el fin de resolver las dudas relacionadas con el
desarrollo de proyectos relacionados con energías renovables. De igual manera se
incita a las empresas colombianas a invertir tanto en el desarrollo de nuevos
proyectos como en investigación ya que estas nuevas tendencias energéticas
podrían reactivar parte de la economía del sector industrial colombiano, generando
así un mayor desarrollo del país.
Se recomiendo a los inversionistas que están interesados o que se encuentran en
el desarrollo de proyectos asociados a “las fuentes no convencionales de energía,
principalmente aquellas de carácter renovable, lo mismo que para el fomento de la
inversión, investigación y desarrollo de tecnologías limpias para producción de
energía, la eficiencia energética y la respuesta de la demanda” (Congreso de la
república, 2014), que socialicen sus inquietudes con la Unidad de Planeación
Minero Energética (UPME), quien está encargada de la socialización de la Ley
90
1715 de 2014 (Congreso de la república, 2014) y que realiza un excelente trabajo
en cuanto a la atención de las dudas asociadas con dicha Ley.
Por último, se recomienda al proyecto curricular de ingeniería eléctrica de la
Universidad Distrital Francisco José de Caldas, diseñar diferentes estrategias tales
como publicaciones en la web, seminarios, conferencias, entre otras actividades
que permitan la divulgación y exposición de estos trabajos de grado, que no solo
queden almacenados en la biblioteca donde solo tiene acceso la comunidad
científica, sino que también sean expuestos a las empresas del sector empresarial
colombiano, que como se mostró anteriormente se encuentran interesadas en
estas nuevas tendencias pero se limitan debido a la falta de información a la que
tienen acceso.
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