estudio de factibilidad para la electrificaciÓn de …

1

ESTUDIO DE FACTIBILIDAD PARA LA ELECTRIFICACIÓN DE UN CONJUNTO

DE VIVIENDAS EN NARIÑO CUNDINAMARCA

CRISTIAN FABIAN PARRA MAHECHA

ANDRÉS EDUARDO SÁNCHEZ BELLO

UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS

FACULTAD TECNOLÓGICA

BOGOTÁ D.C.

2019

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ESTUDIO DE FACTIBILIDAD PARA LA ELECTRIFICACIÓN DE UN CONJUNTO

DE VIVIENDAS EN NARIÑO CUNDINAMARCA

CRISTIAN FABIAN PARRA MAHECHA

ANDRÉS EDUARDO SÁNCHEZ BELLO

Trabajo de grado para optar el título de Ingeniero Eléctrico

Director del proyecto

Ing. MSc. Yaqueline Garzón

UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS

FACULTAD TECNOLÓGICA

INGENIERÍA ELÉCTRICA POR CICLOS PROPEDÉUTICOS

BOGOTÁ D.C.

2019

3

Nota de aceptación:

Aprobado por el Comité de Grado

en cumplimiento de los requisitos

Exigidos por la Universidad

Distrital Francisco José de Caldas

para optar el título de Ingeniero

Eléctrico.

Firma del director del proyecto

___________________________

Ing. MSc. Yaqueline Garzón

Firma del Jurado

___________________________

Ing. MSc. Alexandra Pérez

4

AGRADECIMIENTOS

Principalmente a Dios que me dio la constancia y sabiduría para afrontar todos los

retos durante este ciclo.

A mis padres, aunque uno de ellos no esta fue parte vital para alcanzar tan anhelado

logro.

“Deja ya de estar rezando y dándote golpes en el pecho! Lo que quiero que hagas

es que salgas al mundo a disfrutar de tu vida.

Quiero que goces, que cantes, que te diviertas y que disfrutes de todo lo que he

hecho para ti.

¡Deja ya de ir a esos templos lúgubres, obscuros y fríos que tú mismo construiste y

que dices que son mi casa.

Mi casa está en las montañas, en los bosques, los ríos, los lagos, las

playas. Ahí es en donde vivo y ahí expreso mi amor por ti.” Baruch Spinoza.

Andrés Sánchez Bello

5

AGRADECIMIENTOS

En primer lugar, a Dios por darme salud, sabiduría e inteligencia para culminar este

logro en mi vida.

A mi familia, quienes me apoyaron y motivaron cada día a ser mejor y no rendirme

a pesar de las dificultades durante este proceso.

A la ingeniera y directora de tesis Yaqueline Garzón por orientarnos en la realización

de esta tesis.

" I do not know what I may appear to the world, but to myself I seem to have been

only like a boy playing on the seashore and diverting myself in now and then finding

a smoother pebble or a prettier shell than ordinary, whilst the great ocean of truth lay

all undiscovered before me". Isaac Newton

Cristian Fabián Parra

6

ABREVIATURAS

A: Área.

CO2: Dióxido de carbono.

COP: Peso Colombiano.

Cu: Consumo en valor por unidad [PU].

D: Número de días del respectivo mes.

E: Energía demandada [kW-h/mes].

Ft: Son los flujos de dinero en cada periodo [106$].

𝐹𝑠: Factor de seguridad.

H: Horas de brillo solar [h/mes].

I: Tasa con la que aumentara el kW-h.

IDEAM: Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales.

IRENA: Agencia Internacional de Energía Renovable, (International Renewable

Energy Agency).

Io: Es la inversión inicial.

.

𝐼𝑝𝑎𝑛𝑒𝑙: Corriente nominal de cada panel.

IVA: Impuesto al Valor Agregado.

Ka: Auto descarga diaria de las baterías.

Kb: Perdida por rendimiento en las baterías.

Kc: Perdidas presentadas por el inversor.

Kv: Perdidas presentadas por factores varios.

NiCd: Níquel y cadmio.

7

NASA: National Aeronautics and Space Administration (Administración Nacional

de la Aeronáutica y del Espacio).

N: Numero de paneles empleados.

NTC: Norma técnica colombiana.

Opzs: Baterías tubulares de alto rendimiento. PCI: Poder Calorífico Inferior [kJ/kg].

PCS: Poder Calorífico Superior [kJ/kg].

Pd: Profundidad de descarga baterías en %. PU: Valor por unidad [PU]. R: Eficiencia del sistema. SIN: Sistema Interconectado Nacional.

UPME: Unidad de Planeación Minero Energética.

TIR: Tasa Interna de Retorno.

V: Tensión nominal de las baterías.

VAN: Valor actual neto.

Vf: Valor futuro.

Vp: Valor presente.

VPN: Valor Presente Neto.

𝑊𝑝𝑎𝑛𝑒𝑙: Potencia de salida del panel [W].

8

UNIDADES

Ah: Amperios-hora.

h*W/𝑚2: Horas de irradiancia por unidad de superficie.

I: Corriente.

kVA: kilo Volta-Amperios

kW-h: kilovatio hora.

kW-h/día: kilovatio hora día.

kW-h/mes: kilovatio hora mes.

kW-h/año: kilovatio hora año.

tCO2: Toneladas de dióxido de carbono.

TJ/año: Tera julios al año.

V: Voltio

W: Vatio.

W/𝑚2: Vatios por metro cuadrado.

$

kW−h/día: Precio del kilovatio hora día.

$

kW−h/mes: Precio kilovatio hora mes.

$

kW−h/año: Precio kilovatio hora año.

∅ = 𝐿𝑎𝑡𝑖𝑡𝑢𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑙𝑢𝑔𝑎𝑟.

𝛿 = Á𝑛𝑔𝑢𝑙𝑜 𝑑𝑒 𝑑𝑒𝑐𝑙𝑖𝑛𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛.

9

GLOSARIO

Azimut: Es el ángulo formado entre una dirección de referencia [1].

Biomasa: Es la cantidad de materia orgánica acumulada en un individuo, un nivel

trófico, una población o un ecosistema [2].

Demanda: Puede ser definida como la cantidad de bienes y servicios que son

adquiridos por consumidores a diferentes precios, a una unidad de tiempo

específica (un día, un mes, un año, etc.) [3].

Energía eólica: Es la energía obtenida a partir del viento, es decir, la energía

cinética generada por efecto de las corrientes de aire, y que es convertida en otras

formas útiles de energía para las actividades humanas [4].

Energía solar: Es una energía renovable, obtenida a partir del aprovechamiento de

la radiación electromagnética procedente del Sol [5].

Factibilidad: Disponibilidad de los recursos necesarios para llevar a cabo los

objetivos o metas señaladas [3].

Irradiancia: Es la magnitud utilizada para describir la potencia incidente por unidad

de superficie de todo tipo de radiación electromagnética [6].

Radiación solar: Es el conjunto de radiaciones electromagnéticas emitidas por

el Sol [6].

Rentabilidad: La capacidad de producir o generar un beneficio adicional sobre la

inversión o esfuerzo realizado [7].

Sistema fotovoltaico: Es una fuente de energía que produce electricidad de origen

renovable, obtenida directamente a partir de la radiación solar mediante un

dispositivo semiconductor denominado célula fotovoltaica [5].

Tasa interna de retorno: De una inversión es la media geométrica de los

rendimientos futuros esperados de dicha inversión, y que implica por cierto el

supuesto de una oportunidad para "reinvertir" [8].

Valor actual neto: Es un procedimiento que permite calcular el valor presente de

un determinado número de flujos de caja futuros, originados por una inversión [8].

Zenith: Es un punto imaginario directamente "arriba" de una ubicación [1].

10

TABLA DE CONTENIDO

1 INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................... 1

1.1 UBICACIÓN DEL PROYECTO. ................................................................................................ 3

2 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA .............................................................................................. 3

2.1 CARACTERIZACIÓN DEL SISTEMA DE ELECTRIFICACIÓN PRESENTE EN LA UBICACIÓN EL

PROYECTO. ...................................................................................................................................... 5

2.2 PLANO ARQUITECTONICO DE UNA UNIDAD DE VIVIENDA DEL PROYECTO. ....................... 7

2.3 CUADRO DE CARGAS Y ESPECIFICACIÓNES DE ACOMETIDA. .............................................. 9

2.4 CONSUMO DE ENERGÍA POR UNIDAD DE VIVIENDA. ......................................................... 9

3 OBJETIVOS DEL PROYECTO ........................................................................................................ 12

3.1 OBJETIVO GENERAL: .......................................................................................................... 12

3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS: ................................................................................................... 12

4 ANÁLISIS DE FUENTES ENERGÉTICAS NO CONVENCIONALES Y CONVENCIONAL. .................... 14

4.1 EVALUACIÓN DE LOS RECURSOS ENERGÉTICOS DISPONIBLES EN LA ZONA. .................... 14

4.2 ESTUDIO DE RADIACIÓN SOLAR EN NARIÑO CUNDINAMARCA. ....................................... 14

4.2.1 CÁLCULO DE LA IRRADIANCIÓN O ENERGÍA POR UNIDAD DE SUPERFICIE. .............. 17

4.3 ESTUDIO DE ENERGÍA EÓLICA EN NARIÑO CUNDINAMARCA. .......................................... 18

4.4 ESTUDIO DE ENERGÍA CON BIOMASA EN NARIÑO CUNDINAMARCA............................... 19

4.5 TABLA COMPARATIVA DE RECURSOS ENERGÉTICOS DISPONIBLES EN LA ZONA. ............ 20

4.6 ESTUDIO DE ENERGÍA CON ELECTRIFICACION CONVENCIONAL. ...................................... 24

4.7 COSTOS PROYECTO DE MEDIA TENSIÓN A 13,2 kV........................................................... 26

4.8 FACTIBLIDAD ELECTRIFICACIÓN CON ENERGÍA CONVENCIONAL. .................................... 28

4.9 CARGO DE DISTRIBUCIÓN PARA EL OPERADOR DE RED. .................................................. 28

5 DISEÑO DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO. ..................................................................................... 34

5.1 FACTOR DE PERDIDAS. ...................................................................................................... 35

5.2 CANTIDAD DE PANELES SOLARES. ..................................................................................... 36

5.3 CÁLCULO DE LAS BATERÍAS. .............................................................................................. 38

5.3.1 CÁLCULO BATERÍAS TIPO GEL.................................................................................... 39

5.3.2 CALCULO BATERIAS TIPO OPZS. ................................................................................ 39

5.4 CÁLCULO DEL REGULADOR DE CARGA .............................................................................. 40

5.5 INVERSOR .......................................................................................................................... 41

5.6 ÁNGULO OPTIMO DE INCLINACION DE LOS MÓDULOS SOLARES. ................................... 41

5.7 ESQUEMATICO DEL SISTEMA SOLAR FOTOVOLTAICO POR UNIDAD DE VIVIENDA. ......... 43

11

6 COSTOS Y FACTIBILIDAD ECONÓMICA DEL PROYECTO. ............................................................ 46

6.1 PARAMETROS DEL SISTEMA SOLAR FOTOVOLTAICO CON DEMANDA CONSTANTE. ....... 46

6.2 COSTOS DEL PROYECTO. ................................................................................................... 47

6.3 COSTOS DE INVERSION UTILIZANDO BATERIAS TIPO GEL. ............................................... 48

6.4 COSTOS DE INVERSION UTILIZANDO BATERIAS TIPO OPZS. ............................................. 48

6.5 DESCUENTO DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO. ..................................................................... 49

6.6 AHORRO POR UNIDAD DE VIVIENDA PRESCINDIENDO DE LOS SERVICIOS DEL OPERADOR

DE RED CODENSA S.A E.S.P. .......................................................................................................... 50

6.7 PRECIO DEL KILOVATIO HORA MES ($/kW-h). .................................................................. 50

6.8 FLUJO DE CAJA Y RENTABILIDAD DEL PROYECTO. ............................................................ 54

6.8.1 TASA DE DESCUENTO. ............................................................................................... 54

6.8.2 VALOR ACTUAL NETO (VAN). .................................................................................... 55

6.8.3 TASA DE INTERNA DE RETORNO. .............................................................................. 55

6.8.4 ESCENARIO 1: GRUPO ELECTRÓGENO VS SISTEMA SOLAR FOTOVOLTAICO

(BATERÍAS OPZS) ....................................................................................................................... 56

6.8.5 ESCENARIO 2: GRUPO ELECTRÓGENO VS SISTEMA SOLAR FOTOVOLTAICO

(BATERÍAS TIPO GEL). ................................................................................................................ 57

6.9 BENEFICIOS POR NORMATIVIDAD Y LEYES COLOMBIANAS. ............................................. 59

6.10 VERIFICACIÓN DE RESULTADOS EMPLEADO EL SOFTWARE RETScreen. .......................... 63

6.10.1 SOFTWARE RETScreen ............................................................................................... 63

6.10.2 FACTIBILIDAD EN RETScreen (BATERIAS TIPO GEL CON IVA INCLUIDO). .................. 64

6.10.3 FACTIBILIDAD EN RETSCREEN (BATERÍAS OPZS CON DEMANDA CONSTANTE Y

BENEFICIOS DE LEY 1715). ......................................................................................................... 72

6.11 ANÁLISIS ............................................................................................................................ 74

7 CONCLUSIONES ......................................................................................................................... 76

8 REFERENCIAS ............................................................................................................................. 77

12

LISTADO DE ANEXOS

Anexo 1. costos proyecto de distribución en media tensión y alumbrado público en

Guataquí-Nariño.

13

LISTADO DE ILUSTRACIONES

Ilustración 1. Distribución de las unidades de vivienda y área del proyecto. Elaboración: Propia..... 2

Ilustración 2. Ubicación geográfica del proyecto. Fuente: [13]. ......................................................... 3

Ilustración 3. Diagrama de flujo para la caracterización de demanda de energía. Fuente: Propia. ... 4

Ilustración 4. Rediseño eléctrico de vivienda prototipo en AutoCAD. Fuente: Propia. ...................... 8

Ilustración 5. Caracterización de nevera por estrato [17]. ............................................................... 10

Ilustración 6. Temperatura anual en Nariño Cundinamarca. Elaboración: Propia. Fuente: [20], [21].

........................................................................................................................................................... 16

Ilustración 7. Radiación solar en Nariño Cundinamarca. Elaboración: Propia. Fuente: [20], [21]. ... 16

Ilustración 8. Curva irradiación solar al día [25]. ............................................................................... 17

Ilustración 9. Mapa del viento de Nariño, Cundinamarca. [27]. ....................................................... 18

Ilustración 10.Potencial energético biomasa en Nariño Cundinamarca. [30]. ................................. 19

Ilustración 11.Sitio a energizar, Atlas UPME. [34]. ............................................................................ 24

Ilustración 12. Circuitos de media tensión próximos al proyecto. Fuente: CODENSA S.A ESP. ........ 25

Ilustración 13. Costos tendido eléctrico para un circuito de Media Tensión a 13,2 kV en Nariño -

Guataqui, área rural Fuente: Alcaldía municipal de Nariño. ............................................................. 27

Ilustración 14. Variación costo $/ kW-h (enero 2016-noviembre 2018). Fuente: Propia. ................ 30

Ilustración 15. Diagrama de flujo. Elaboración: Propia. Fuente: [39]. .............................................. 34

Ilustración 16.Panel solar de 320 W. [43]. ........................................................................................ 37

Ilustración 17. Optimizando el ángulo de incidencia [51]. ................................................................ 42

Ilustración 18.Sistema solar fotovoltaico por unidad de vivienda. Fuente: Propia. ......................... 43

Ilustración 19. Diagrama unifilar. Fuente: Propia. ............................................................................ 45

Ilustración 20. Consumo promedio de energía para el estrato 1. Fuente: [52]. ............................... 47

Ilustración 21. Reducción de costos en sistemas fotovoltaicos. [61]. ............................................... 49

Ilustración 22. Variación costo $/ kW-h (enero 2016-noviembre 2018). Fuente: [62]. .................... 52

Ilustración 23. Curva de rentabilidad para el escenario 1. Fuente: Propia. ...................................... 57

Ilustración 24. Curva de rentabilidad para el escenario 2. Fuente: Propia. ...................................... 59

Ilustración 25. Curva de rentabilidad para el escenario 2 sin IVA. Fuente: Propia. .......................... 61

Ilustración 26. Curvas de rentabilidad del proyecto con baterías tipo Gel, con IVA y sin IVA. Fuente:

Propia. ............................................................................................................................................... 62

Ilustración 27. Captura de pantalla de la Interfaz del Software RETScreen 4 [65]. .......................... 64

Ilustración 28. Información del proyecto [65]. ................................................................................. 65

Ilustración 29. Condiciones climáticas del proyecto [65]. ................................................................. 66

Ilustración 30. Características del proyecto [65]. .............................................................................. 67

Ilustración 31. Demanda de energía del proyecto [65]..................................................................... 67

Ilustración 32. Sistema eléctrico de potencia del sistema solar fotovoltaico [65]. .......................... 68

Ilustración 33. Información de los paneles solares y capacidad del regulador [65]. ........................ 69

Ilustración 34. Información de las coordenadas de posición de los paneles solares [65]. ............... 69

Ilustración 35. Coordenadas de posición del panel solar. [66]. ........................................................ 70

Ilustración 36. Análisis de emisiones por gases de efecto invernadero [65]. ................................... 70

Ilustración 37. Análisis financiero en RETScreen (baterías tipo Gel, IVA incluido) [65]. ................... 71

Ilustración 38. Curva de rentabilidad en RETScreen con IVA incluido [65]. ...................................... 72

Ilustración 39. Análisis financiero en RETScreen sin IVA incluido [65].............................................. 73

14

Ilustración 40. Curva de rentabilidad en RETScreen sin IVA incluido [65]. ....................................... 74

15

LISTADO DE TABLAS

Tabla 1. Caracterización de la zona del proyecto y de su población. Elaboración: Propia. Fuente:

[12], [13]. ............................................................................................................................................. 2

Tabla 2. Valores nominales del grupo electrógeno. Fuente: Propia. .................................................. 5

Tabla 3. Características del grupo electrógeno. Elaboración: Propia. ................................................ 6

Tabla 4. Cuadro de cargas. Fuente: Propia. ........................................................................................ 9

Tabla 5. Especificaciones de acometida. Fuente: Propia. ................................................................... 9

Tabla 6. Consumo energético diario por unidad de vivienda. Fuente: Propia. ................................. 11

Tabla 7. Niveles de radiación en Nariño Cundinamarca. Elaboración: Propia, Fuente: [20], [21]. .. 15

Tabla 8. Características de las fuentes no convencionales en la ubicación del proyecto Elaboración:

Propia. Fuentes: [30], [31], [32] y [33]. ............................................................................................. 23

Tabla 9. Historial del costo de energía ($/kW-h). Elaboración: Propia. ............................................ 29

Tabla 10. Precio promedio $/kW-h para los próximos 20 años. Fuente: Propia. ............................. 31

Tabla 11. Facturación del cobro de energía para los próximos años. Fuente: Propia. ..................... 33

Tabla 12.Calculo factor de seguridad [40]......................................................................................... 36

Tabla 13.Número de paneles para diferentes potencias comerciales. Fuente: Propia. ................... 38

Tabla 14. Número de baterías para diferentes capacidades. Fuente: Propia. .................................. 39

Tabla 15.Corriente nominales para diferentes paneles solares. Elaboración: Propia Fuente: [48].. 41

Tabla 16. Cálculo del ángulo optimo del módulo fotovoltaico. Fuente: Propia................................ 43

Tabla 17. consumo promedio de energía. Elaboración: Propia. Fuente: [52]. ................................. 46

Tabla 18. Costos por unidad de vivienda empleando baterías tipo Gel. Fuente: [53], [54], [55], [56],

[57], [58], [59]. .................................................................................................................................. 48

Tabla 19. Costos por unidad de vivienda empleando baterías tipo OPZS. Fuente: [53], [55], [56],

[57], [58], [59], [60] ........................................................................................................................... 49

Tabla 20. Disminución de costo de baterías por unidad de vivienda. Fuente: Propia. ..................... 50

Tabla 21. Historial del costo de energía ($/kW-h). Fuente: [62]. ...................................................... 51

Tabla 22. Precio promedio $/kW-h para los próximos años. Fuente: Propia. .................................. 53

Tabla 23. Ahorro en $ para un usuario beneficiario del proyecto que deja de prescindir de los

servicios del Operador de Red. Fuente: Propia. ................................................................................ 54

Tabla 24. Flujo de caja para el escenario 1. Fuente: Propia. ............................................................. 56



Tabla 27. Rentabilidad del proyecto con IVA y sin IVA. Fuente: Propia. ........................................... 62

16

RESUMEN

Se pretende realizar un estudio de factibilidad para la electrificación de un conjunto

de viviendas en Nariño Cundinamarca, el proyecto contempla la necesidad de llevar

a cabo un estudio donde se analicen los diferentes recursos naturales con los que

cuenta la ubicación del proyecto, esto con el objetivo principal de realizar un análisis

que detalle con precisión los diferentes tipos de electrificación que se tendrán en

cuenta. A pesar de ser un área remota, se contempla la viabilidad de contratar los

servicios de la Empresa de Energía de Cundinamarca como primer método de

abastecimiento energético, sin embargo, dado que Nariño, Cundinamarca cuenta

con una radiación solar media-alta (4,5-5,0 kW-h/ m²) según el Atlas de Radiación

Solar de la UPME [9], el estudio contempla la energía solar fotovoltaica como fuente

principal de generación eléctrica, no obstante, se pretende analizar otros recursos

de energía renovable como biomasa y eólica para determinar qué tipo de

tecnología renovable es la más óptima desde el punto de vista energético,

ambiental y económico.

Con base en la información obtenida, el planteamiento del problema y justificando

la necesidad de llevar a cabo esta investigación se crea un diseño de un sistema

eficiente de electrificación para este conjunto de viviendas, que contemple un

análisis técnico-económico, rentabilidad, tiempo de recuperación de la inversión.

Se ilustran bases teóricas de ingeniería, tecnología y financieras, además se

modela el sistema con el Software RETScreen con el objetivo principal de

demostrar la viabilidad técnico-económica del proyecto a llevar a cabo.

Finalmente se presenta un cronograma de trabajo donde se involucren

directamente los objetivos tanto general como específicos representados en la

tabla de delimitación y alcance, al igual que se determinará los impactos generados

a corto y largo plazo sobre el medio ambiente y la sociedad al igual que a nivel

científico y académico.

17

ABSTRACT

It is intended to carry out a feasibility study for the electrification of a group of houses

in Nariño Cundinamarca, the project contemplates the need to carry out a study

where the different natural resources with which the location of the project is

analyzed are analyzed, this with the objective principal to carry out an analysis that

accurately details the different types of electrification that will be taken into account.

Despite being a remote area, the feasibility of hiring the services of the Energy

Company of Cundinamarca as the first method of energy supply is contemplated,

however, given that Nariño, Cundinamarca has high solar radiation , the study

contemplates photovoltaic solar energy as the main source of electricity generation,

however, it is intended to analyze other renewable energy resources such as

biomass, wind and geothermal to determine what type of renewable technology is

the most optimal from the energy, environmental and economic point of view.

Based on the information obtained, the approach to the problem and justifying the

need to carry out this research, a design of an efficient electrification system for this

group of houses is created, which includes a technical-economic analysis,

profitability, recovery time from the investment. Theoretical bases of engineering,

technology and finance are illustrated, and the system is modeled with the

RETScreen Software with the main objective of demonstrating the technical-

economic viability of the project to be carried out.

Finally, a work schedule is presented where the general and specific objectives

represented in the delimitation and scope table are directly involved, as well as the

impacts generated in the short and long term on the environment and society as well

as the scientific and academic level.

1

1 INTRODUCCIÓN

La Ley 1715 de 2014 : "Integración de las energías renovables no convencionales al Sistema Energético Nacional" expedida por el Ministerio de Minas y Energía [10], incentiva a la inclusión de las energías renovables dentro del Sistema Interconectado Nacional (SIN), esto con el fin de estimular , la investigación, la inversión y el desarrollo para la producción y utilización de energía a partir de fuentes no convencionales de energía, principalmente aquellas de carácter renovable, esto con el objetivo principal de atender criterios de sostenibilidad a nivel ambiental, social y en el aspecto económico.

Nariño es un municipio de Cundinamarca que se encuentra a 149 km de la ciudad

de Bogotá, su población es de al menos 2042 habitantes, algunas zonas remotas

del municipio que están habitadas no cuentan con servicio de energía eléctrica, este

trabajo pretende desarrollar el estudio de factibilidad para aproximadamente siete

(7) viviendas que no cuentan con suministro de electricidad, algunas viviendas

cuentan con un grupo electrógeno conformado por un motor diésel y un generador,

no obstante, la mayor parte del tiempo está fuera de funcionamiento debido a la

escasez de combustible en la zona; debido a la ubicación geográfica de esta

urbanización donde la radiación solar es un recurso energético importante, y siendo

una de las zonas de Cundinamarca que se ve afectada en gran manera por el

fenómeno del niño [11], la implementación de un sistema solar fotovoltaico por

unidad de vivienda puede ser una alternativa viable, sin descartar preliminarmente

otras alternativas de generación. El proyecto además del estudio de electrificación

se enfoca en dar solución a un problema social que puede beneficiar una población

que cuenta con bajos recursos económicos, una investigación que aporte resultados

eficientes podría incentivar la inversión de entidades públicas o privadas para la

financiación del proyecto, uno de los objetivos esenciales de esta investigación es

crear conciencia entre la población del uso de fuentes de energías alternativas tanto

para el beneficio del medio ambiente como además un medio de economizar costos

de consumo de energía eléctrica a mediano y largo plazo.

En la Ilustración 1 se muestra la distribución de las viviendas de vocación agrícola

y el área en m² que ocupa el proyecto. Cabe resaltar que la separación entre las

viviendas (1,2,3,4) es de apropiadamente 7 m, por otro lado, la distancia de

separación para el otro grupo de 3 viviendas (5,6,7) es de aproximadamente 5 m.

2

Ilustración 1. Distribución de las unidades de vivienda y área del proyecto. Elaboración: Propia.

La Tabla 1 muestra algunas características del proyecto, donde se resalta que la

población beneficiada son 25 personas, las cuales una parte se dedica a la pesca

debido a la cercanía de las viviendas al rio Magdalena, no obstante, la gran mayoría

se dedica a trabajar en la ganadería y en la agricultura, siendo los cultivos de

algodón, maíz y ajonjolí, los principales productos [12].

CARACTERISTICAS PRINCIPALES DEL PROYECTO

Población beneficiaria (Numero personas) 25

Economía principal pobladores Ganadería, pesca, agricultura[12]

Clima Tropical. Temperatura promedio de 27

grados centígrados. [12]

Cultivos en la zona Algodón, maíz, ajonjolí [12]

Vías principales La Vega De Los Padres. [13]

Área [m²] 500

Tabla 1. Caracterización de la zona del proyecto y de su población. Elaboración: Propia. Fuente: [12], [13].

3

1.1 UBICACIÓN DEL PROYECTO.

La ubicación del proyecto de electrificación a llevar a cabo se encuentra a 2,8 km del municipio de Nariño, perteneciente al departamento de Cundinamarca y a una distancia de 153 km de la ciudad de Bogotá, limita al Este con Tocaima, al Noreste con Jerusalén, al Norte con Guataqui, al Oeste con Tolima y al Sureste con Girardot. Las coordenadas geográficas correspondientes son: 4º 42' de latitud norte y 74º 42' de longitud oeste de Greenwich [13].

Ilustración 2. Ubicación geográfica del proyecto. Fuente: [13].

2 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

Sietes unidades de vivienda de vocacion rural estrato 1, ubicadas en la perisferia

del municipio de Nariño Cundinamarca, presentan Necesidades Básicas

Insatisfechas (NBI), en lo que respecta a la prestación de servicios públicos como

alcantarillado, energía y gas. En esta investigación se abarcará únicamente el

estudio de factibilidad para la electrificación de estas viviendas.

Cabe resaltar, que como se mostró anteriormente en la Introducción (ver Ilustración

1), se cuenta con 7 unidades de vivienda donde residen 25 personas, cada vivienda

tiene un área de 49 m². El proyecto ocupa un area total de 500 m².

4

Actualmente los 25 pobladores que habitan estas viviendas abastecen su demanda

de energia electrica con un grupo electrogeno que funciona solo 6 horas al dia. Es

por ende, que se pretende analizar diferentes alternativas de generacion electrica,

como electrificacion convencional, y con fuentes de energia renovable (Eolica, Solar

y Biomasa), esto con el fin de determinar cual sistema de generacion es mas

eficiente en materia economica (factibilidad), para el abastecimiento de energia

electrica de esta poblacion .

En la Ilustración 3 se observa el diagrama de flujo que muestra los pasos a seguir para la caracterización del consumo de energía eléctrica por unidad de vivienda. Los pasos se resumen a continuación:

Caracterización del grupo electrógeno

Diseño eléctrico (plano AutoCAD)

Caracterización de la potencia instalada

Cuadro de cargas y especificaciones de acometida

Caracterización del consumo de energía eléctrica por unidad de vivienda

Ilustración 3. Diagrama de flujo para la caracterización de demanda de energía. Fuente: Propia.

5

2.1 CARACTERIZACIÓN DEL SISTEMA DE ELECTRIFICACIÓN PRESENTE EN LA UBICACIÓN EL PROYECTO.

Como se menciono anteriormente, las unidades de vivienda abastecen su demanda de energia electrica con un grupo electrogeno conformado por dos motores que funcionan con combustible Diesel, uno de ellos alimenta la carga instalada de 4 viviendas y el otro alimenta con energia electrica un grupo de 3 viviendas. Los dos motores funcionan 6 horas al día, y fueron entregados a esta población por parte de la alcaldía de Nariño en el año 2016, sin embargo, el combustible no es subsidiado por la alcaldía y por lo tanto debe ser adquirido por los usuarios beneficiados. La Tabla 2 muestra las características del motor que emplea el grupo electrógeno.

CARACTERISTICAS PLANTA ELÉCTRICA TRIFASICA

Motor Kofo Diésel 4 tiempos

Velocidad [RPM] 1800

Tensión [V] 220

Frecuencia [Hz] 60

Potencia Salida [kW] 16

Tabla 2. Valores nominales del grupo electrógeno. Fuente: Propia.

La Tabla 3 presenta algunas características del grupo electrógeno en lo que

respecta a demanda de energía, al igual que los costos por consumo de

combustible, mantenimiento y transporte.

GRUPO ELECTRÓGENO 1


Potencia salida [kW] 16 16

Horas al día de funcionamiento [h/día]

6 6

Consumo combustible [lts/mes] 147 110,25

Costo combustible diésel [$/lts] [14]

$2.181 $2.181

Costo del combustible mes [$/mes]

$320.607,00 $240.455,25

Costo del combustible mensual [$/mes] $ 12.618,98 $ 12.618,98

unidad de vivienda

Costo del transporte [$/mes] $30.000 $30.000

Costos de operación y mantenimiento [$/año]

$1.000.000

6



Energía producida [kW-h/día] 14,94 11,205

Energía producida [kW-h/mes] 448,2 336,15

Energía producida al año [kW-h/año] 5378,4 4033,8

Costo del kW-h 825,35 $ / (kW-

h/día) 825,35 $ / (kW-

h/día) Tabla 3. Características del grupo electrógeno. Elaboración: Propia.

El costo del kW-h del grupo electrógeno se determinó empleando la Ecuación 1 [15].

Los costos por inversión se descartan, porque como se explicó anteriormente el

grupo electrógeno fue adquirido por la alcaldía, y por lo tanto no representa un gasto

para la población beneficiaria.

𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑘𝑊 − ℎ = 𝐶 + 𝑂𝑀+ T Ecuación 1

Donde:

C: Cargo por combustible por unidad de vivienda para generar 1 kW-h.

T: Cargo por transporte de combustible.

OM: Cargo por costos de mantenimiento y operación por unidad de vivienda.

Según información de un habitante de una vivienda del proyecto, cuando el grupo

electrógeno está en funcionamiento durante las 6 horas previstas, los usuarios

aprovechan para hacer uso de gran parte de sus electrodomésticos por lo que el

motor del grupo electrógeno 1 funciona casi al 93 de su potencia nominal de salida,

esto equivale a 14,8kW, en cambio el motor del grupo electrógeno 2 que alimenta

solo a 3 viviendas funciona al 70% de su potencia nominal, esto equivale a 11,28kW

de salida. Como se asume la misma carga instalada para las 7 viviendas, y como

los dos grupos electrógenos tienen los mismos valores nominales de

funcionamiento, la relación de linealidad en el consumo de combustible es

proporcional para los dos escenarios, por lo tanto, el costo del kW-h se calculará

con la información suministrada para el grupo electrógeno 1.

Se usará la Tabla 3 para los cálculos del parámetro C según la Ecuación 1.

Empleando una regla de 3: Si para generar durante una hora 16kW se requieren

4,9lts, ¿cuantos litros se requieren para producir 1kW en una hora?

7

𝑋 =4,9𝑙𝑡𝑠 ∗ 1𝑘𝑊ℎ

16𝑘𝑊ℎ= 0,306 𝑙𝑡𝑠

Según el valor calculado anteriormente, se sabe que se necesitan 0, 306 litros para

generar 1kW-h. Ahora según la Tabla 3 se sabe que el precio del litro de combustible

diésel para el mes de diciembre es de $2181.09 por lo que se calcula el costo para

los 0, 306litros, ese valor corresponde al parámetro C en la Ecuación 1:

𝐶 =0,306 𝑙𝑡𝑠 ∗ $2181

1𝑙𝑡𝑠= $667,95

Según la Tabla 3 se destinan $30.000 al mes para el transporte del combustible.

Cabe resaltar que se llevan a cabo solo 2 viajes al mes hasta las afueras de Nariño

para almacenar combustible.

Los $30.000 se recaudan entre las 4 unidades de vivienda por lo que a cada una le

corresponde un monto de $7.500 mensuales, ahora si se divide este valor entre los

30 días de un mes se obtiene un costo de $250, no obstante, este valor debe

dividirse por las 6 horas de funcionamiento del grupo electrógeno, por lo tanto, el

cargo del kilovatio-hora correspondiente a transporte (parámetro T en la Ecuación

1) en pesos será:

𝑇 =$250

6= $41,66

Los costos variables de operación al año según la Tabla 3 corresponden a

$1.000.000, por lo que cada usuario aporta $250.000 anuales, ahora, si se divide

este valor entre 12 meses y 30 días se obtiene un valor de $694,4 de aporte diario

por vivienda, sin embargo, para obtener el cargo por costos de mantenimiento y

operación debe dividirse este valor entre las 6 horas de funcionamiento del grupo

electrógeno, como se muestra a continuación:

𝑂𝑀 =$694,4

6= $115,74

Por lo que sumando los parámetros calculados C, T y OM según la Ecuación 1, se

obtiene el precio del kW-h para el grupo electrógeno.

𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜 𝑘𝑊 − ℎ = $667,95 + $41,66 + $115,74 = $825,35

La tarifa del kilovatio-hora empleando el grupo electrógeno corresponde a $825,35

kW−h

2.2 PLANO ARQUITECTONICO DE UNA UNIDAD DE VIVIENDA DEL

PROYECTO.

8

La Ilustración 4 muestra el plano arquitectónico de una vivienda prototipo del proyecto.

Ilustración 4. Rediseño eléctrico de vivienda prototipo en AutoCAD. Fuente: Propia.

En el plano anterior se puede observar que una vivienda prototipo del proyecto tiene

un área de 49m2, el rediseño eléctrico se tuvo en cuenta la normatividad de la Norma Técnica Colombiana NTC 2050 y del Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas RETIE.

9

2.3 CUADRO DE CARGAS Y ESPECIFICACIÓNES DE ACOMETIDA.

Posteriormente aparte del plano eléctrico se realiza un cuadro de cargas como se aprecia en la Tabla 4 para estimar la potencia por circuito. Al tratarse de una vivienda rural, el número de circuitos ramales se reduce solamente a 3 debido a que, si se tiene instalada carga especial como lo sería un circuito exclusivo para lavado y planchado, o electrodomésticos que consumen una potencia mayor a 1kW como lo expresa la NTC 2050 [16].

Tabla 4. Cuadro de cargas. Fuente: Propia.

En la Tabla 5 se muestran las especificaciones de la acometida eléctrica para una casa promedio del proyecto, donde la potencia diversificada e instalada es diferente ya que según la norma NTC 2050 sección 220 [16], los primeros 3000 W se toman al 100% y el restante al 35% del factor de demanda respectivamente.

ESPECIFICACIONES DE LA ACOMETIDA

Tipo de cuenta: monofásica

Tensión nominal [V] 120

Potencia total instalada[W] 3760 Diámetro Ducto

Potencia total diversificada[W] 3266 1"

Especificación de conductor

Corriente máxima [A] 31,33 8

In diversificada [A] 27,21 8

In conductor [A] 31,33 8

In Protección [A] 31,33 8 Tabla 5. Especificaciones de acometida. Fuente: Propia.

2.4 CONSUMO DE ENERGÍA POR UNIDAD DE VIVIENDA.

Cantidad Potencia [W]

1 6 10 60 0,5 1x20A 12AWG 14AWG

2 1700 14,16 1x20A 12AWG 14AWG

3 2000 16,66 1x20A 12AWG 14AWG

3760 31,33 1X63A

CUADRO DE CARGAS

2000

Potencia

Fase [w]

Corriente

Fase [A]

Calibre de

conductor

de fase

Calibre de

conductor

de neutro

TOTAL

1700

Potencia [W]

# circuitoProtección

Iluminación led

Tomacorriente

uso

general

10

Para llevar a cabo una estimación del consumo energético de la nevera, se consulta un estudio llevado por el Consorcio Corpoema-Cusa presentado a la UPME [17] en el cual se caracteriza el tipo de cargas a nivel urbano y rural, en este estudio se caracteriza la tenencia de equipo de refrigeración como se muestra en la Ilustración 5. Este estudio demuestra que para el caso en particular que interesa, las neveras más comunes en estrato 1 en función de la capacidad son las de 255 litros. La Ilustración 5 refleja que del 100% de todos los estratos que se consultó, el 30% consultado pertenece al estrato 1, y de ese 30%, el 10% que refleja el mayor porcentaje para el estrato 1 prefiere neveras con capacidad de 255lts.

Ilustración 5. Caracterización de nevera por estrato [17].

Por tal razón se consulta una nevera de 255 litros de clasificación A (bajo consumo energético) con el fabricante Samsung. Según datos del fabricante en su página web [18], se indica que el consumo mensual de este equipo es de 20,9 kW-h/mes, al dividir dicho consumo por un promedio de 30 días se obtiene una energía de 0,7 kW-h/día, por ende, este es valor empleado para el dimensionamiento de la nevera. Por otro lado, para el circuito de iluminación se empleó luminarias Led tipo bala, esto con el fin de reducir la demanda energética para el dimensionamiento de los paneles, además teniendo en cuenta que este tipo de tecnología ofrece una alta eficiencia a baja potencia [19]. La Tabla 6 muestra el consumo de energía calculado por día para una casa prototipo del proyecto.

CONSUMO ENERGÉTICO DIARIO POR UNIDAD DE VIVIENDA

Artefactos de cocina

Circuito Equipo Potencia [W]

Cantidad horas/día

Total Energía [kW-h/día]

1 Nevera 1 0,69

11

CONSUMO ENERGÉTICO DIARIO POR UNIDAD DE VIVIENDA

1 Licuadora 600 1 0,1 0,06

Subtotal 0,75

Toma corrientes sala y comedor


Cantidad horas/día


1 Televisor 29” CTR 130 1 6 0,780

1 Ventilador 50 1 5 0,250

1 Equipo de sonido 250 1 2 0,500

1 Plancha 2000 1 0.2 0,400

Subtotal 1,930

Iluminación sala, cocina y comedor


Cantidad horas/día


2 Iluminación sala-comedor

10 2 3 0,06

2 Iluminación cocina 10 1 2 0,02

Subtotal 0,08

Tomas corrientes Auxiliares (otros)


Cantidad horas/día


1 Televisor 29” CTR 130 1 3 0,390

1 Tomas aux. 180 3 0,8 0,540

Subtotal 0,930

Iluminación cuartos


Cantidad horas/día


2 Iluminación baños 10 1 0,5 0,005

2 Iluminación cuartos

10 2 2 0,040

Subtotal 0,045

Total Energía [kW-h/día] 3,735

Total Energía [kW-h/mes] 112,05

Total Energía [kW-h/año] 1344,6

Tabla 6. Consumo energético diario por unidad de vivienda. Fuente: Propia.

12

3 OBJETIVOS DEL PROYECTO

3.1 OBJETIVO GENERAL:

Desarrollar un estudio de factibilidad para la electrificación de un conjunto

de viviendas en Nariño, Cundinamarca.

3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS:

Identificar el recurso energético disponible en la zona para el abastecimiento

eléctrico de las unidades de vivienda.

Caracterizar y diseñar el sistema eléctrico para la electrificación de las

viviendas.

Realizar un análisis técnico – económico que permita establecer la

factibilidad y rentabilidad del proyecto en un tiempo determinado (a mediano

y largo plazo), mediante el software RETScreen.

14

4 ANÁLISIS DE FUENTES ENERGÉTICAS NO CONVENCIONALES Y

CONVENCIONAL.

A continuación, se presenta un estudio de los recursos energéticos en materia de

Fuentes no convencionales disponibles en Nariño Cundinamarca para el suministro

eléctrico de las unidades de vivienda del conjunto residencial Nariño sostenible. Con

esto se pretende recopilar información de recursos ambientales y energéticos

disponibles, junto con sus registros para cuantificar su potencial y seleccionar la

Fuente más adecuada de acuerdo con las condiciones y criterios del proyecto para

la electrificación de las siete unidades de vivienda que conforman este conjunto

residencial.

4.1 EVALUACIÓN DE LOS RECURSOS ENERGÉTICOS DISPONIBLES EN LA

ZONA.

Las Fuentes no convencionales de energía que se evaluaran para el proyecto son las siguientes:

Radiación solar.

Viento.

Biomasa.

A continuación, se realiza el análisis respectivo a partir de información disponible obtenida por el IDEAM (Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales) [20], y con satélites de la NASA [21], en relación con las características de variables de viento y radiación solar en Nariño Cundinamarca, para diferentes temporadas del año. Por otra parte, para estudiar el potencial energético con relación a la biomasa se toma como referente el atlas de Biomasa residual brindado por la UPME (Unidad de Planeación Minero-Energético) [22].

4.2 ESTUDIO DE RADIACIÓN SOLAR EN NARIÑO CUNDINAMARCA.

El IDEAM junto con la UPME, realizan el atlas de radiación solar en Colombia, este contiene 13 mapas, uno para cada mes del año y uno del promedio en general, así como también se cuenta con un mapa de estaciones meteorológicas [23], en el cual es posible evidenciar que para el departamento de Cundinamarca existen más de cien y cercanas al Municipio de Nariño existen dos de categoría pluviométrica [24], lo que otorga credibilidad a la utilización de dichos mapas en este proyecto. La medida de la intensidad se indica en los mapas mediante convenciones de colores que van desde el azul oscuro hasta el rojo oscuro, en la Tabla 7 se relacionan los niveles de radiación para el municipio de Nariño. Además de los niveles de radiación para los diferentes meses del año, el IDEAM desarrollo los mapas de brillo solar, es decir, mapas que indican la cantidad de horas de radiación directa al día para cada región del país, en la Tabla 7 se presentan estos datos para cada mes del año. Por otra parte, la NASA en una de sus páginas

15

web, permite introducir datos de coordenadas geográficas de latitud y longitud que para el caso específico de Nariño Cundinamarca son: de latitud igual a 4.040056 y longitud igual a -74.8358, es posible acceder también a registros de radiación para dicha ubicación para cada mes del año. Cabe aclarar que para mayor precisión en los datos de disponibilidad del recurso solar se consultan las dos Fuentes de manera simultánea, tanto del IDEAM como de la NASA para una previa comparación.

VARIACIÓN CONDICIÓNES CLIMATICAS

MES TEMPERATURA

[˚C]

RADIACIÓN

BRILLO SOLAR [h/día]

IDEAM

[kW-h/𝐦𝟐]

NASA

[kW-h/𝐦𝟐]

Enero 26,7 4,5-5 4,86 5-6

Febrero 26,9 4,5-5 4,83 4-5

Marzo 26,8 4,5-5 4,91 4-5

Abril 26,6 4,5-5 4,65 4-5

Mayo 26,5 4,5-5 4,72 4-5

Junio 26,3 4,5-5 4,83 4-5

Julio 26,7 5-5,5 5 5-6

Agosto 27,1 5-5,5 5,07 5-6

Septiembre 27 5-5,5 5,03 5-6

Octubre 26,4 4,5-5 4,7 4-5

Noviembre 26 4,5-5 4,6 4-5

Diciembre 26,3 4,5-5 4,6 5-6

Anual 26,6 4,5-5 4,82 5-6 Tabla 7. Niveles de radiación en Nariño Cundinamarca. Elaboración: Propia, Fuente: [20],

[21].

La ilustración 6 muestra la temperatura por mes en la ubicación del proyecto a desarrollar, estos datos se obtienen directamente del satélite de la NASA [21], como se puede apreciar la temperatura oscila aproximadamente entre los 26 y 27 grados centígrados, siendo agosto y septiembre los meses con la temperatura más elevada durante el transcurso del año.

16

Ilustración 6. Temperatura anual en Nariño Cundinamarca. Elaboración: Propia. Fuente:

[20], [21].

Por otra parte, en la Ilustración 7 se puede apreciar la radiación para cada mes del año en Nariño Cundinamarca, comparando los datos obtenidos del IDEAM y la página oficial de la NASA, da como resultado que los meses de julio, agosto y septiembre presentan la mayor radiación solar, aunque se observa una diferencia

significativa de aproximadamente 0,5 kW-h/m2, en cambio los meses de noviembre y diciembre presentan la menor radiación solar.

Ilustración 7. Radiación solar en Nariño Cundinamarca. Elaboración: Propia. Fuente: [20],

[21].

EneroFebre

roMarzo Abril Mayo Junio Julio

Agosto

Septiembre

Octubre

Noviembre

Diciembre

IDEAM y NASA 26,7 26,9 26,8 26,6 26,5 26,3 26,7 27,1 27 26,4 26 26,3

25,926

26,126,226,326,426,526,626,726,826,9

2727,127,2

Te

mp

era

tura

[˚C

]

Mes

Temperatura

EneroFebrer

oMarzo Abril Mayo Junio Julio Agosto

Septiembre

Octubre

Noviembre

Diciembre

IDEAM 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 5,5 5,5 5,5 4,5 4,5 4,5

NASA 4,86 4,83 4,91 4,65 4,72 4,83 5 5,07 5,03 4,7 4,6 4,6

4

4,2

4,4

4,6

4,8

5

5,2

5,4

5,6

Rad

iac

ion

[kW

-h/𝒎

²]

Mes

Radiación solar

17

4.2.1 CÁLCULO DE LA IRRADIANCIÓN O ENERGÍA POR UNIDAD DE

SUPERFICIE.

La radiación solar que llega a la superficie de la tierra se denomina directa o difusa, teniendo en cuenta esto, se aclara que en la Tabla 7, se presenta el número de horas de radiación directa, dato que debe contemplarse posteriormente para dimensionar el sistema fotovoltaico. Por otra parte, la radiación difusa proviene de un ángulo de inclinación no tan directo u objetos que la obstruyan lo cual se denomina sombra. La radiación solar, dato que proporcionan los mapas de la UPME o las bases de datos de la NASA, es la energía proveniente del sol la cual se cuantifica como el área bajo la curva de la irradiación diaria para cualquier lugar de la tierra, su valor más óptimo se obtiene sobre el medio día y no por el contrario como se puede pensar es cuando sale el sol, ni tampoco en horas de la tarde, es decir, cuando el sol se oculta. El cálculo de la energía total recibida en un metro cuadrado de superficie terrestre es denominado irradiación (o de un panel fotovoltaico) horizontal, es representado por el área bajo la curva de la gráfica de irradiación en el tiempo. Donde el rectángulo representado en la Ilustración 8 muestra una aproximación del área. La ecuación de la energía por metro cuadrado se muestra en la Ecuación 2 [25].

𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎(𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 𝑐𝑢𝑎𝑑𝑟𝑎𝑑𝑜) = 𝐼𝑟𝑟𝑎𝑑𝑖𝑎𝑛𝑐𝑖𝑎 ∗ 𝑇 Ecuación 2

Donde las unidades de irradiancia corresponden a [W/𝑚2], el tiempo se determina en horas [h] y por lo tanto las unidades de energía o irradiación por unidad de

superficie equivalen a [h*W/𝑚2].

Ilustración 8. Curva irradiación solar al día [25].

18

En la Ilustración 8 se observa la Irradiación solar diaria para un plano inclinado. Para

la determinación de la cantidad de radiación diaria se obtiene integrando la curva

por el método del trapecio.

4.3 ESTUDIO DE ENERGÍA EÓLICA EN NARIÑO CUNDINAMARCA.

El IDEAM realiza el atlas interactivo del viento en Colombia, este contiene una serie de mapas, tales como, velocidad promedio, velocidad máxima, dirección del viento, potencial eólico, entre otros [26]. Según el documento de la UPME, Atlas de Viento y Energía Eólica de Colombia [27], las velocidades del viento más bajos se registran en el departamento de Cundinamarca con velocidades promedio durante el año de 2.2m/s.

Ilustración 9. Mapa del viento de Nariño, Cundinamarca. [27].

En la Ilustración 9 se observa las diferentes velocidades promedio multianual del viento, se puede apreciar que la tendencia en la velocidad del viento en Nariño, Cundinamarca oscila aproximadamente entre los 2 y 2,5 metros por segundo, que comparada con las velocidades que se alcanzan en la alta Guajira, por ejemplo las que se emplean en el parque eólico de Jepirachi donde el viento alcanza velocidades de 10 metros por segundo, se puede apreciar que las corrientes de aire no son altas ni tampoco son constantes para diseñar un sistema de generación eólico eficiente. Una investigación titulada: "Evaluation of global wind power" llevada por la prestigiosa Universidad de Stanford en EE.UU. California, llego a la conclusión que velocidades del viento iguales o mayores a 6.9 m/s se pueden considerar óptimas para la generación energía eólica a bajo costo, no obstante, vientos por debajo de 3 m/s no se consideran ni siquiera de clase 1 y por ende no son viables

19

para generación de energía eléctrica [28]. Esto corrobora la inviabilidad de generar energía eléctrica a través de un generador eólico en Nariño, Cundinamarca.

4.4 ESTUDIO DE ENERGÍA CON BIOMASA EN NARIÑO CUNDINAMARCA.

El principal elemento para generar energía eléctrica por biomasa son los residuos

[29], los cuales pueden ser provenientes de la naturaleza como los desechos de

animales, cultivos energéticos afines como las plantaciones de palma de aceite; por

otra parte también se puede obtener de la intervención directa del hombre, como es

el caso de las petroleras donde se extrae gas del petróleo y de todos estos procesos

se obtienen residuos que a su vez son insumo de la biomasa, este material al entrar

en combustión emite grandes cantidades de calor el cual transforma el agua en

vapor, el vapor a presión sale de calderas a turbinas, las cuales transmiten el

movimiento a un generador convirtiendo la energía cinética en energía eléctrica.

En el Atlas de Biomasa de la UPME [30], se muestra el potencial energético de este

recurso para los diferentes municipios de Colombia, para el caso particular de

Nariño Cundinamarca el potencial anual corresponde a 33.33 TJ/año como se

muestra en la Ilustración 10.

Ilustración 10.Potencial energético biomasa en Nariño Cundinamarca. [30].

20

Según la clasificación de potencial energético de Biomasa, Nariño Cundinamarca

se encuentra en los rangos más bajos de clasificación según la UPME, según lo

señala la escala relacionada en la Ilustración 10, donde el color amarillo

perteneciente a Nariño, representa un potencial bajo de producción de Biomasa en

comparación con otros municipios, por lo tanto se descarta esta alternativa.

4.5 TABLA COMPARATIVA DE RECURSOS ENERGÉTICOS DISPONIBLES

EN LA ZONA.

En la Tabla 8 se observa las ventajas y desventajas de los tres diferentes recursos energéticos propuestos.

ENERGÍA FOTOVOLTAICA

[31]

ENERGÍA BIOMASA

[31]

ENERGÍA EÓLICA

[31]

Ve

nta

jas

Los módulos tienen un periodo de vida hasta de 20 años.

Se puede integrar en las estructuras de construcciones nuevas o existentes.

Se pueden hacer módulos de todos los tamaños.

El trasporte de todo el material es práctico.

El costo disminuye a medida que la tecnología va avanzando.

Es un sistema de aprovechamiento de energía idóneo para zonas rurales.

Los paneles fotovoltaicos son

limpios y silenciosos y no generan emisiones de dióxido de carbono.

El recurso requerido para este

tipo de energía es inagotable

Genera energía limpia no perjudicial para el medio ambiente.

Por efectos de la Fotosíntesis, el carbono que se genera al quemar la biomasa puede llegar a ser absorbido lo cual no generaría gases de efecto invernadero.

El aprovechamiento de desechos reduce el costo para la obtención del combustible (Biomasa).

El recurso requerido para este tipo de energía es inagotable.

Genera energía limpia no perjudicial para el medio ambiente.

Compatible a Otras actividades, como la agricultura.

21


[31]

ENERGÍA BIOMASA

[31]

ENERGÍA EÓLICA

[31]

Des

ve

nta

jas

Los costos de instalación son altos, requiere de una gran inversión inicial.

Los lugares donde hay mayor radiación solar, son lugares desérticos y alejados de las ciudades.

Es una Fuente de energía difusa, la luz solar es una energía relativamente de baja densidad.

Posee ciertas limitaciones con respecto al consumo ya que no puede utilizarse más energía de la acumulada en periodos en donde no haya sol.

Para su construcción requiere de una amplia zona, y con maquinarias que pueden llegar a ser costosas.

Para el almacenamiento de la Biomasa se requiere con un espacio aislado grande, ya que es un material de un olor desagradable y hasta contraproducente para la salud humana.

En procesos donde se requiera recolección procesamiento y almacenamiento, este proceso puede llegar a ser costoso para la obtención de la Biomasa.

Depende en gran manera de variables como la densidad del viento y su velocidad.

Requiere por sus elementos de generación de grandes extensiones de territorio. Cercanos al mar por ser un sitio con sus niveles altos de densidad de viento y velocidades.

Por lo general los tiempos de demanda en el día y la noche no coinciden con los periodos del día donde los vientos son más fuertes.

22


[31]

ENERGÍA BIOMASA

[31]

ENERGÍA EÓLICA

[31] M

an

ten

imie

nto

re

qu

eri

do

pa

ra c

ad

a s

iste

ma

de

ge

ne

rac

ión

ren

ova

ble

.

Mantenimiento del panel solar fotovoltaico: limpieza periódica del vidrio del panel. Se recomienda cada dos meses, revisar terminales, el soporte del panel debe estar en buenas condiciones.

Mantenimiento de las baterías: antes de empezar el mantenimiento se debe tener mucho cuidado al contacto con el ácido diluido de las baterías el cual puede llegar a causar quemaduras, posteriormente se deberá verificar el nivel electrolítico, limpiar bornes y aplicar a esta grasa antioxidante.

Mantenimiento Acumuladores: verificar que no presente ruidos anormales y que el fusible de entrada este en buen estado.

Se realiza anualmente. Se debe realizar en los meses de verano, limpieza de calderas y limpieza general de las instalaciones.

Cada 4 años se realizara una limpieza de este sistema y se comprueban y reajustan todos los parámetros para optimizar y alargar la vida útil del sistema de generación.

A los tres meses comprobación de pernos y tornillería, revisión exhaustiva del aéreo generador.

A los 18 meses cambio de cambio de aceite

A los 5 años cambio de aceite grupo hidráulico.

23


[31]

ENERGÍA BIOMASA

[31]

ENERGÍA EÓLICA

[31] O

bte

nc

ión

de

l re

cu

rso

en

re

lac

ión

a la

ub

ica

ció

n d

el

pro

ye

cto

Según el documento del IDEAM, Mapas brillo solar [32], en el cual se establece que las horas de brillo solar al día en este municipio cercano a Cundinamarca son de 4-5 horas al día, tiempo en el cual es donde más se podrá aprovechar la energía lumínica del sol.

Según el satélite de la NASA y la información brindada por el IDEAM, la radiación promedio para Nariño Cundinamarca es de 4.5 – 5 kW-h/m.

Según el atlas de Biomasa residual de la UPME [30], el cual muestra el potencial energético y generación de biomasa a nivel regional del país Colombia, el cual clasifica al municiono de Nariño Cundinamarca con una capacidad energética de Biomasa de 33,33 TJ/año, como se mostró en la ilustración 14, Nariño está clasificado en la mínima escala (color amarillo) de potencial energético, por lo que lo hace una Fuente ineficiente para la implementación de un sistema de electrificación

Según el documento del IDEAM, Atlas de Viento y Energía Eólica en el departamento de Cundinamarca [33], las velocidades del viento más bajos se registran en el departamento de Cundinamarca con velocidades en promedio durante el año de 2.2 m/s.

Tabla 8. Características de las fuentes no convencionales en la ubicación del proyecto Elaboración: Propia. Fuentes: [30], [31], [32] y [33].

Los sistemas de generación eólica y biomasa no tienen el potencial más fuerte en la zona del proyecto como se relaciona previamente con base en la información brindada anteriormente por los satélites del IDEAM y los atlas de la UPME. También se evidencia que el mantenimiento de los sistemas fotovoltaicos es sencillo y no requiere en ciertos trabajos mano de obra especializada.

24

4.6 ESTUDIO DE ENERGÍA CON ELECTRIFICACION CONVENCIONAL.

Aunque la prioridad del proyecto consiste en la electrificación de las unidades de viviendas con la fuente renovable de mayor potencial presente en la zona, esto con el fin de incentivar el uso de energías alternativas para la generación de electricidad en zonas rurales, este estudio contempla la posibilidad de abastecer la demanda energética de esta comunidad a través del operador de red CODENSA S.A ESP.

Ilustración 11.Sitio a energizar, Atlas UPME. [34].

La Ilustración 11 corrobora efectivamente que, según. los Atlas de electrificación de

la UPME, la zona bajo estudio no está conectada al Sistema Interconectado

Nacional (SIN). Es por eso que se contactó directamente al operador de red

CODENSA para solicitar información de los circuitos más cercanos de media

tensión en referencia a las coordenadas dadas, la Ilustración 12 muestra la

información obtenida directamente por CODENSA S.A ESP donde se aprecia los

circuitos más próximos a la zona del proyecto.

25

Ilustración 12. Circuitos de media tensión próximos al proyecto. Fuente: CODENSA S.A ESP.

Para el caso del proyecto el circuito más próximo corresponde a la línea de media

tensión (Buscavidas) de 13,2kV correspondiente a la subestación de Guateque, si

se traza una línea recta en Google Maps hasta lo que será la zona de consumo, se

calcula una distancia aproximada de 400 m, no obstante, cabe aclarar que la

distribución de la red no es en línea recta hasta el punto de consumo, esto teniendo

en cuenta la topografía del terreno, lo que resultaría en una distancia

aproximadamente de 600 m.

26

4.7 COSTOS PROYECTO DE MEDIA TENSIÓN A 13,2 kV.

Como se mencionó anteriormente, la distancia desde el circuito más cercano en la vía Guataqui- Nariño (Ver Ilustración 12) hasta la ubicación del proyecto es de aproximadamente 400 m, pero teniendo en cuenta la topología del terreno, se estima una distancia de 600 m para el tendido eléctrico. El objetivo de este proyecto no es diseñar una red eléctrica para determinar los

costos en los que incurría el Operador de Red, el estudio seria tedioso debido a

que hay información que es propia del Operador de Red, como el estudio geográfico

de la zona para determinar el trazado del tendido eléctrico y el número de

estructuras que se requieren instalar, por lo que esto consistiría en una labor propia

de campo, además de algunos costos de operación y mantenimiento que son

propios del Operador de Red, por lo tanto, se contacta directamente con la alcaldía

de Nariño, Cundinamarca la cual nos facilitó los costos de un proyecto real que se

llevó a cabo en el año 2017 en Nariño - Guataqui a cercanías del circuito principal

de la Ilustración 12, con el mismo nivel de tensión, 13,2 kV. El documento que se

consulta consiste en un estudio de costos de un proyecto de media tensión y

alumbrado público en área rural en Nariño, Cundinamarca.

En la Ilustración 13 se muestra la información suministrada únicamente de los

costos por tendido de red a nivel de tensión 2 (13,2 kV) en área rural, para una

longitud de 100 m. En el Anexo A se adjunta toda la información del proyecto

entregada por la alcaldía de Nariño.

Cabe aclarar que la información que se presenta en la Ilustración 13 sirve para

estimar los costos para el caso del proyecto, esto teniendo en cuenta que se está

utilizando el mismo circuito (Guataqui-Nariño) con el mismo nivel de tensión a 13,2

kV y en área rural. Se hace un estimado del presupuesto para un tendido de red

eléctrica de 600 m de longitud, además se calcula los costos del transformador.

27

Ilustración 13. Costos tendido eléctrico para un circuito de Media Tensión a 13,2 kV en

Nariño - Guataqui, área rural Fuente: Alcaldía municipal de Nariño. Anexo A.

Según la Ilustración 13, los costos para operación de red eléctrica a 13,2 kV en área rural para una longitud de 100m corresponden a $45.802.000, por lo que aplicando una regla de 3 para 600m daría un equivalente de $274.812.000, por lo que este valor es aproximado a los costos del proyecto en estudio. Al presupuesto calculado anteriormente falta añadirle el costo del transformador,

sumando la potencia total instalada según la Tabla 6, para las 7 unidades de

vivienda, da como resultado una potencia total instalada de 31,7 kW, no obstante,

dimensionado a un 20% de la potencia nominal da como resultado 38,04 kW.

28

Se consulta un trasformador trifásico en aceite marca ABB [35]. Las características

nominales se muestran a continuación:

Potencia aparente: 45 kVA

Tensión nominal: 13.200 V / 208/120V

Este transformador tiene un costo de $ 4,950,800. Por lo tanto, los costos en los

que incurría el Operador de Red en lo que respecta a media tensión son:

𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑠 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙𝑒𝑠 = 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑠𝑡𝑒𝑛𝑑𝑖𝑑𝑜 𝑒𝑙𝑒𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑜 + 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑠𝑇𝑟𝑎𝑓𝑜 Ecuación 2

𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑠 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙𝑒𝑠 = $ 4,950,800 + $274.812.000 = $279.762.800

Cabe aclarar que estos costos no incluyen mano de obra, traslado de cuadrilla ni

costos por administración e imprevistos entre otros costos indirectos. Tampoco se

incluyen los costos incurridos aguas abajo del transformador, lo que corresponde a

las protecciones, ni cableado en baja tensión hasta la acometida de cada vivienda

ya que estos costos los asume el cliente.

4.8 FACTIBLIDAD ELECTRIFICACIÓN CON ENERGÍA CONVENCIONAL.

Se calcula los costos en media tensión para instalar un tendido de 600m hasta la ubicación de las viviendas, ahora se determina si es factible para el Operador de Red en términos económicos llevar a cabo este proyecto teniendo en cuenta el presupuesto destinado y los cobros por facturación de energía eléctrica para los niveles de tensión 1 y 2 por concepto de distribución, para las 7 unidades de vivienda. 4.9 CARGO DE DISTRIBUCIÓN PARA EL OPERADOR DE RED. Como se sabe, las tarifas del costo unitario de energía eléctrica ($/kW-h) para un usuario residencial, están estipuladas por la Comisión de Regulación de Gas y Energía (CREG), donde la tarifa esta subdividida en cargos por generación, transmisión, distribución, comercialización y perdidas entre otros. Como se ha explicado hasta el momento, en caso de que el Operador de Red pretenda electrificar las unidades de vivienda, tendrá que hacer una ramificación en el circuito Buscavidas (GTD12) a nivel de tensión 2 (13,2kV, ver Ilustración 12) hasta el transformador que se encargara de reducir la tensión a nivel de tensión 1 (120/208 V). Es, por ende, que se determina el costo unitario de energía ($/kW-h) para el OR por hacer uso de los niveles de tensión mencionados previamente. El precio del kilovatio hora tiende a aumentar bien sea con una tasa conforme a la inflación u otra similar, e indirectamente lo hacen los cargos por generación, distribución y comercialización. Para consultar la variación de los cargos en distribución se consulta la página del Operador de Red Codensa S.A E.S.P.[36], para determinar los precios fijados por la Comisión de Regulación de Gas y Energía (CREG) resolución 119 del 2007 durante el mes de enero del año 2016 hasta diciembre del año 2018.

29

Ya que los costos por el uso de distribución de los diferentes niveles de tensión son acumulados, se utiliza la Ecuación 3 para obtener el cargo total por uso de distribución únicamente del nivel 1 y 2 de tensión, donde implícitamente 𝐷1+2 equivale a restar el cargo por distribución del nivel de tensión 1 y 3

𝐷1+2 = 𝐷1 − 𝐷3 Ecuación 3 Donde: 𝐷1+2 = Costo por uso de distribución nivel 1 más nivel 2 de tensión.

𝐷1 = Costo por uso de distribución nivel 1 𝐷3 = Costo por uso de distribución nivel 3

En modo de ejemplo, se calcula D1+2 según la ecuación 3 para el mes de diciembre del año 2018 (Tabla 9), donde los costos unitarios de los cargos de distribución según la tabla tarifaria de Codensa S.A E.S.P para el nivel de tensión 1 y 3 corresponden a [36]: D1= $173,5756/kW-h , D3= $67,5337/kW-h, por lo que la resta daría un costo del cargo total (D1+2) de $106,0419/kW-h para el mes de diciembre.

HISTORIAL TARIFARIO DEL PRECIO DE ENERGÍA [$/(kW-h/mes)] CARGO POR USO DE DISTRIBUCIÓN NIVEL 1 MÁS NIVEL 2 DE

TENSIÓN

Tarifa 2016 Tarifa 2017 Tarifa 2018

Enero 91,0998 Enero 103,3627 Enero 97,6267

Febrero 98,775 Febrero 100,2393 Febrero 104,3073

Marzo 99,9797 Marzo 94,2784 Marzo 103,9526

Abril 99,1742 Abril 96,6813 Abril 97,0859

Mayo 101,3047 Mayo 104,7598 Mayo 99,237

Junio 98,9466 Junio 101,1597 Junio 100,8055

Julio 99,9979 Julio 92,5052 Julio 100,7045

Agosto 103,9392 Agosto 93,1942 Agosto 103,7962

Septiembre 100,4929 Septiembre 103,0724 Septiembre 100,4102

Octubre 96,2543 Octubre 104,4764 Octubre 98,0052

Noviembre 98,5445 Noviembre 97,3225 Noviembre 104,5161

Diciembre 103,2282 Diciembre 93,2782 Diciembre 106,0419

Tabla 9. Historial del costo de energía ($/kW-h). Elaboración: Propia.

En la ilustración 14 se puede observar la curva que representa la variación del costo del cargo total 𝐷1+2 ($/kW-h) para los 36 meses anteriores a diciembre de 2018, mientras que la línea recta representa una tendencia de un interés simple, utilizando la herramienta Excel.

30

Ilustración 14. Variación costo $/ kW-h (enero 2016-noviembre 2018). Fuente: Propia.

El precio de la energía es fluctuante a lo largo del año, por lo que se empleara una tasa de interés simple con base en las ecuaciones 4 y 5 [37], para determinar que en qué porcentaje aumento o disminuyo esta tasa de interés durante los últimos 3 años previos al proyecto, esto con el fin de determinar una proyección durante los próximos 20 años, tiempo de vida del proyecto

𝑉𝑓 = 𝑉𝑝(1 + 𝑖 ∗ 𝑛) Ecuación 4 Donde: Vf: Es el valor futuro, para este estudio representa el valor del cargo total 𝐷1+2 ($/kW-h) para el mes de diciembre del año 2018. Vp: Es el valor presente, el cual representa el valor del cargo total 𝐷1+2 ($/kW-h) para el mes de enero del año 2016. i: Tasa con la que aumentara el cargo total 𝐷1+2 ($/kW-h), representa la incógnita a despejar de la Ecuación 4 n: El periodo de tiempo en el que el costo del cargo total 𝐷1+2 ($/kW-h)h aumenta. Para este estudio se asumió un periodo de 36 meses equivalente a 3 años. De la Ecuación 5 se despeja la tasa de interés i, lo que resulta:

𝑖 =

𝑉𝑓

𝑉𝑝−1

𝑛 Ecuación 5

90

92

94

96

98

100

102

104

106

108

0 5 10 15 20 25 30 35 40

Pre

cio

[$

/(kW

-h)]

Meses

CARGO POR USO DE DISTRIBUCIÓN NIVEL 1 MÁS NIVEL 2 DE TENSIÓN

31

𝑖 =

106,041991,0998 − 1

3∗ 100% = 5.46%

Para calcular el cargo total 𝐷1+2 ($/kW-h) para los próximos 20 años se empleó la Ecuación 4 teniendo en cuenta la tasa de interés calculada anteriormente, en este caso el valor presente se tomó como el precio de energía para el mes de diciembre del año 2018, con la tasa de incremento se calcula un valor futuro hasta el año 2037 como se puede detallar en la Tabla 10.

CARGO POR USO DE DISTRIBUCIÓN NIVEL 1 MÁS NIVEL 2 DE TENSIÓN

Periodo Año $/kW-h

1 2018 106,0419

2 2019 111,8317877

3 2020 117,9378034

4 2021 124,3772074

5 2022 131,1682029

6 2023 138,3299868

7 2024 145,8828041

8 2025 153,8480052

9 2026 162,2481063

10 2027 171,1068529

11 2028 180,4492871

12 2029 190,3018181

13 2030 200,6922974

14 2031 211,6500968

15 2032 223,2061921

16 2033 235,3932502

17 2034 248,2457217

18 2035 261,7999381

19 2036 276,0942147

20 2037 291,1689588

Tabla 10. Precio promedio $/kW-h para los próximos 20 años. Fuente: Propia.

La Tabla anterior representa el costo promedio del cargo 𝐷1+2 ($/kW-h) para los próximos 20 años de la vida útil del proyecto, esto para efectos únicamente del presente estudio, cabe aclarar que el pronóstico del precio de energía calculado a futuro puede tener un amplio margen de error, porque como se sabe los precios de

32

energía fluctúan a través del año, por lo que su comportamiento no es lineal, así que llevar un pronóstico acertado es una tarea compleja cuando se trabajan variables exógenas como lo es el clima, fuentes especializadas en economía en Colombia coinciden en lo mismo, tal como lo expresa un estudio de la Revista de Economía de la Universidad del Rosario: “El pronóstico de una serie de precios de energía es una tarea difícil y compleja por estar presente diferentes niveles de estacionalidad y la presencia de variables exógenas, especialmente las relacionadas con el clima. Al ser el precio de la energía una variable afectada por otras de tipo cuantitativo y cualitativo (regulaciones CREG, tecnología y hábitos en la población) serían estos últimos aspectos los más complejos para involucrarlos en un modelo regresivo de pronóstico” [38]. Por otro lado, la Tabla 11 muestra La facturación en $ por cobro de energía para las

7 unidades de vivienda por parte del Operador de Red en lo que respecta

únicamente a los cargos por distribución en los niveles de tensión 1 y 2 cargo para

los próximos 20 años.

La facturación en $ del OR se calcula multiplicando la energía promedio anual

consumida por un usuario estrato 1 (1344,05kW-h/año, según Tabla 6), multiplicado

por las 7 unidades de vivienda y por el costo del cargo total por distribución 𝐷1+2.

Para los próximos años según la Tabla 10

INGRESOS DEL OPERADOR DE RED

Año Facturación [$]

2018 998.088

2019 1.052.583

2020 1.110.054

2021 1.170.663

2022 1.234.581

2023 1.301.990

2024 1.373.078

2025 1.448.048

2026 1.527.112

2027 1.610.492

2028 1.698.425

2029 1.791.159

2030 1.888.956

2031 1.992.093

2032 2.100.861

2033 2.215.568

2034 2.336.538

2035 2.464.113

33

INGRESOS DEL OPERADOR DE RED

Año Facturación [$]

2036 2.598.654

2037 2.740.540

TOTAL [$] 34.653.597

Tabla 11. Facturación del cobro de energía para los próximos años. Fuente: Propia.

Como se aprecia en la tabla anterior, el Operador de Red Codensa S.A ESP

recaudaría $34.653.597 por cobro del suministro de energía eléctrica para las 7

unidades de vivienda durante los próximos 20 años en lo que respecta al uso del

cargo total por distribución 𝐷1+2.

Como se calcula anteriormente, los costos en los que incurriría el Operador de Red

ascienden a $279.762.800, por lo que efectivamente el OR nunca recuperaría la

inversión, las pérdidas en $ se calcula según la Ecuación 6.

𝑃𝑒𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 = 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖𝑜𝑛 − 𝐹𝑎𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 Ecuación 6

𝑃𝑒𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 = $279.762.800 − $34.653.597 = $𝟐𝟒𝟓. 𝟏𝟎𝟗. 𝟐𝟎𝟑

Como se puede apreciar, las pérdidas económicas por parte del OR ascienden a

más de $𝟐𝟒𝟓. 𝟏𝟎𝟗. 𝟐𝟎𝟑, esto sin tener en cuenta los costos aguas abajo del

transformador, esto en relación al nivel de tensión 1.

Teniendo en cuenta la información anterior, se descarta un sistema de electrificación

convencional por las siguientes razones:

Solo se alimentarán siete unidades de vivienda que demandan una carga

menor a 35 kVA, por lo que la negativa del operador de red podría

presentarse por factibilidad, esto debido a la distancia del circuito principal y

a las dificultades que presenta la topografía del terreno para acceder al

proyecto.

El proyecto tiene un alcance social, en el cual se busca beneficiar familias de escasos recursos con el patrocinio de instituciones privadas y públicas para la implementación de un sistema de generación de energía eléctrica con elaboraciones alternativas que sea auto sostenible y gratuito, por lo que uno de los alcances del proyecto es promover y promulgar lo normado en la Ley 1715 de 2014 expedida por el Ministerio de Minas la UPME donde incentiva la inclusión de energías alternativas en áreas rurales remotas no interconectadas al SIN cómo se ha mencionado anteriormente, esto desvinculándose a los sistemas tradicionales de electrificación.

34

Las pérdidas económicas en las que incurría el Operador de Red CODENSA S.A E.S.P ascienden a más $𝟐𝟒𝟓. 𝟏𝟎𝟗. 𝟐𝟎𝟑 para los cargos en nivel de tensión 1 y 2.

Teniendo en cuenta el análisis del numeral 4, se decide emplear energía solar fotovoltaica como fuente de electrificación, teniendo en cuenta que en Nariño Cundinamarca se cuenta con niveles adecuados de radiación solar, esencial para la generación de energía fotovoltaica, los costos de maquinaria y equipos requeridos pueden llegar a ser aceptables teniendo en cuenta que se busca una generación autónoma y limpia para cada unidad de vivienda, dependiendo de la carga demandada.

5 DISEÑO DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO.

Para llevar a cabo el diseño y dimensionamiento del sistema solar fotovoltaico por unidad de vivienda (sistema de generación centralizado) en la comunidad de Nariño Cundinamarca se tiene en cuenta el plano arquitectónico de una casa tipo del proyecto, donde se realiza un pre-diseño eléctrico en AutoCAD como se puede apreciar en la Ilustración 4. Esto con el objetivo de estimar las cargas que serán conectadas en dichas salidas de iluminación y tomacorrientes, como a su vez estimar una potencia instalada y diversificada.

Ilustración 15. Diagrama de flujo. Elaboración: Propia. Fuente: [39].

35

En la Ilustración 15 se observa el diagrama de flujo que representa los pasos a seguir para obtener el esquema del sistema solar fotovoltaico por unidad de vivienda.

5.1 FACTOR DE PERDIDAS.

Dado que existen perdidas en el cableado y por eficiencia de los equipos, se

requiere determinar el rendimiento energético del sistema como se denomina en la

tesis consultada: “Diseño de prototipo de sistema fotovoltaico” [40]. La Ecuación 7

[41] representa la eficiencia del sistema. Por otro parte, en la metodología para el

análisis técnico de la masificación de sistemas fotovoltaicos [42], se recomienda

utilizar un factor de seguridad de un 20 % por encima de la energía estimada.

𝑅 = (1 − 𝐾𝑏 − 𝐾𝑐 − 𝐾𝑣)(1 −𝐾𝑎∗𝑁

𝑃𝑑) Ecuación 7

Donde: R: Eficiencia del sistema Kb: hace referencia a la perdida por rendimiento en las baterías.

0,1 Valor aplicado para montajes que generan descargas profundas o sistemas con baterías usadas.

0,05 Valor aplicado para baterías que no demandan descargas profundas. Kc: Hace referencia a las perdidas presentadas por el inversor, normalmente varia entre 75 % y 95 % en caso de que no se especifique.

0,1 Valor para trabajo en circunstancias no óptimas.

0,05 valores para inversores sinusoidales puros. Kv: hace referencia a las perdidas presentadas por factores varios.

0,1 para aplicaciones en general donde no se conocen las potencias.

0,05Para aplicaciones que tienen en cuenta los rendimientos de carga instalada.

Ka: hace referencia a la auto descarga diaria de las baterías y aumento de la temperatura.

0.002 este valor aplica para las baterías NiCd que presentan baja descarga o las que no requieren mantenimiento.

0.005 aplicado para las baterías Pb - acido, estacionarias, las cuales son de uso normal en las instalaciones con aplicaciones solares.

Pd: hace referencia a la profundidad de descarga de la batería por día, dicho valor no debe superar el 85 % . N: es la cantidad de días en la cual la instalación es autónoma, por la escasez de sol. Esta variable se toma entre 4 y 10 días, teniendo en cuenta que el sistema consumirá mayor cantidad de energía por la ausencia de este. Teniendo en cuenta la Ecuación 7, se seleccionó cada criterio con base en las características que tiene la instalación fotovoltaica en Nariño Cundinamarca para el sistema de generación centralizado, estos valores se presentan en la Tabla 12, donde se hace una comparación con un sobredimensionamiento del 20 % de la

36

energía demandada con valores hallados de energía demandada empleando la Ecuación 7, dando como resultado una similitud.

Tabla 12.Calculo factor de seguridad. Fuente Propia.

El sobredimensionamiento del 20% se tuvo en cuenta para mitigar las pérdidas

desde los paneles fotovoltaicos hasta la carga, además el valor de energía a utilizar

para el diseño es de 4,482 kW-h/día por unidad de vivienda.

5.2 CANTIDAD DE PANELES SOLARES.

Con base en el consumo de energía diaria calculada en la Tabla 9 es necesario dimensionar el número de paneles fotovoltaicos para abastecer la demanda equivalente a 4,482 kW-h/día por unidad de vivienda, esto incluyendo el factor de seguridad del 20%. En el numeral 4.2, Tabla 7, se presenta previamente los niveles de radiación para el municipio de Nariño, donde el valor más bajo se presenta en los meses de noviembre y diciembre con un valor de 4,6 kW-h/día, es decir, que el brillo solar es

de 4.6 horas, tiempo en el cual recibe una irradiación promedio de 1000W/𝑚2. Para el cálculo del número de paneles requeridos, se empleará dicho valor mínimo a lo largo del año, lo que significa que en meses donde haya mayor radiación se generará mayor energía y viceversa por lo cual se parte de un promedio. Para reducir el número de paneles a emplear en el sistema fotovoltaico por unidad de vivienda, se busca en el mercado aquellos de mayor capacidad, encontrando la disponibilidad de paneles de 200 W,255 W y 320W así como también se encuentra asociada a cada una de ellas su eficiencia, para el caso específico del panel de 320W su eficiencia es del 16,68% según información brindada por el fabricante [43], la guía fotovoltaica , define la eficiencia como la razón entre la potencia luminosa que incide sobre su superficie y la potencia eléctrica máxima que puede suministrar el panel, a continuación se presenta la imagen de las medidas del panel de 320W.

CASO DE ESTUDIO

Energía [kW-h/día] 3,735

Sobredimensionamiento 20%

Energía total [kW-h/día] 4,482

Rendimiento Energético

Kb 0,05

Kc 0,05

Kv 0,05

Ka 0,005

N 4

Pd 75%

R 0,827

Energía real [kW-h/día] 4,451

37

Ilustración 16.Panel solar de 320 W. [43].

Como se puede observar de la ilustración anterior el ancho del panel solar es de 0,9

m y el largo de 1,9 m al hallar el área del panel es cerca de 2𝑚2 la potencia incidente

del sol es de 1000W/𝑚2 en condiciones cercas al medio día, por lo tanto, a partir de

la Ecuación 8 un panel con estas medidas recibe una potencia de:

𝑃𝑠 = 𝐴 ∗ 𝐼𝑟𝑟𝑎𝑑𝑖𝑎𝑛𝑐𝑖𝑎 Ecuación 8

Donde A corresponde al área del panel solar.

𝑃𝑠 = 2𝑚2 ∗1000𝑊

𝑚2= 2000𝑊

Ahora la potencia real del panel solar se calcula a partir de la Ecuación 8.

𝑃𝑟𝑒𝑎𝑙 = 𝑛 ∗ 𝑃𝑠 Ecuación 4

Donde 𝑛 corresponde a la eficiencia del panel en porcentaje.

𝑃𝑟𝑒𝑎𝑙 = 16,65% ∗ 2000𝑊 = 332𝑊

La potencia de salida del panel es de 332 W, no obstante, con pérdidas por estructura interna del panel (fabricación) se aproxima a 320W. Teniendo en cuenta la potencia de salida en el panel, la radiación solar para el caso más crítico y la energía demandada por unidad de vivienda se procede a calcular la cantidad de paneles a partir de la Ecuación 9 .

38

#𝑃𝑎𝑛𝑒𝑙𝑒𝑠 = 𝐸/(𝑊𝑝𝑎𝑛𝑒𝑙 ∗ 𝐻) Ecuación 9

Dónde: E: Energía demandada 𝑊𝑝𝑎𝑛𝑒𝑙: Potencia de salida del panel

H: Horas de brillo solar

#𝑃𝑎𝑛𝑒𝑙𝑒𝑠 =4,482𝑘𝑊 − ℎ

320𝑊 ∗ 4.6ℎ= 3,044 ≈ 3

La Tabla 13 muestra los diferentes números de paneles que se requerirían para diferentes potencias nominales comerciales. Los valores se calculan a partir de la Ecuación 9.

CÁLCULO DE PANELES

Potencia pico [W] N. paneles N. real

200 4,8 5

255 3.82 4

320 3,04 3

Tabla 13.Número de paneles para diferentes potencias comerciales. Fuente: Propia.

5.3 CÁLCULO DE LAS BATERÍAS.

La mayoría de fabricantes componen baterías de 12 y 24 Voltios con elementos de 2 V nominales compuestas por níquel cadmio o plomo acido, estas últimas las más utilizadas en baterías para sistemas fotovoltaicos con una descarga profunda del 70%, las de tipo gel que utilizan una mezcla de azufre y sílice que inmovilizan los electrones con una descarga profunda del 40%, también las baterías Opzs las cuales requieren de agua destilada con una descarga profunda del 25%, los dos primeros modelos de baterías tienen una durabilidad de 5 años siempre y cuando no se desgasten demasiado, y la última tiene una durabilidad del 20 años. La vida útil de las baterías independientemente del material de construcción depende de los ciclos de descarga y la temperatura de funcionamiento [44]. Para determinar el dimensionamiento del sistema de acumulación o baterías se utiliza dos importantes criterios. El primero de ellos contempla, la máxima profundidad de descarga, la cual establece el nivel máximo de descarga que se le permite a la batería antes de la desconexión del regulador, con el fin proteger su duración, con un valor adecuado para las baterías antes mencionadas; y el segundo considera los días de autonomía, por medio de los cuales se establece el número de días consecutivos que, en ausencia del sol, el sistema de acumulación es capaz de atender el consumo, sin sobrepasar la profundidad de descarga de la batería . Según el libro de instalaciones solares fotovoltaicas [45], las baterías que más se emplean en sistemas fotovoltaicos en la actualidad son las baterías de tipo Gel y las

39

baterías estacionarias Opzs, es, por ende, que para el presente diseño se lleva a cabo el análisis de los dos tipos de baterías.

5.3.1 CÁLCULO BATERÍAS TIPO GEL.

Para el caso de este proyecto se trabaja con una descarga profunda del 40% para las baterías tipo Gel. Para determinar el banco de baterías se emplea la Ecuación 10 y 11 [46].

𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 =𝐸

𝑉∗𝑃𝑑 Ecuación 10

Dónde: E: Energía demandada por unidad de vivienda V: Tensión nominal de las baterías Pd: Profundidad de descarga baterías en %

𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 =4,482𝑘𝑊ℎ

12𝑉 ∗ 40%= 933,75 𝐴ℎ

Para las baterías tipo Gel se encontraron valores comerciales de capacidad de 200 Ah,255 Ah y 300Ah. A través de la Ecuación 11, se calcula el número de baterías que se requieren para la instalación del sistema fotovoltaico por unidad de vivienda.

#𝑏𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎𝑠 =𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑏𝑎𝑛𝑐𝑜 𝑏𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎𝑠

𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑖𝑛𝑑𝑖𝑣𝑖𝑑𝑢𝑎𝑙 𝑝𝑜𝑟 𝑏𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎 Ecuación 11

A continuación, se muestra el cálculo del número de baterías para una capacidad nominal de 200 Ah, sin embargo, en la Tabla 14 se presenta el cálculo para diferentes valores nominales y con una descarga de profundidad del 40%.

#𝑏𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎𝑠 =933,75 𝐴ℎ

200 𝐴ℎ= 4.66 ≈ 5

NÚMERO DE BATERÍAS

Capacidad [Ah] Número de baterías

Número real

200 4.66 5

255 3,66 4

300 3,11 3

Tabla 14. Número de baterías para diferentes capacidades. Fuente: Propia.

5.3.2 CALCULO BATERIAS TIPO OPZS.

Las baterías de tipo estacionario OPZS se ofertan en el mercado generalmente en capacidades mayores a 500 Ah, este tipo de baterías tienen la particularidad que

40

tienen una vida útil de 20 años, no obstante, su precio es muy superior a las baterías de Gel [47]. Con el objetivo de minimizar sus ciclos de descargas y aumentar la confiabilidad del sistema fotovoltaico, dichas baterías se calcularán con una profundidad de descarga del 25 %. Siguiendo el mismo procedimiento empleado para el cálculo de las baterías de Gel, se calcula el número de baterías que se requieren a través de las Ecuaciones 10 y 11.

𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 =4,482𝑘𝑊ℎ

12𝑉 ∗ 25%= 1494 𝐴ℎ

Un valor comercial de batería OPZS es de 900 Ah, por lo tanto, solo se requiere una batería de este tipo con 6 vasos de 2 voltios en corriente directa.

#𝑏𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎𝑠 =1494 𝐴ℎ

900 𝐴ℎ= 1,66 ≈ 2

5.4 CÁLCULO DEL REGULADOR DE CARGA

Un regulador solar (o de carga) es un dispositivo encargado de controlar constantemente el estado de carga de las baterías, así como de regular la intensidad de carga con el fin de alargar la vida útil de las baterías. Controla la entrada de corriente proveniente del panel solar y evita que se produzcan sobrecargas y sobre descargas profundas en la batería. Para calcular la corriente del regulador solo se requiere saber la corriente nominal de cada panel empleado y aplicar un factor de seguridad del 10% por encima del valor nominal. La Ecuación 12 muestra la ecuación para el cálculo del regulador.

𝐼𝑟𝑒𝑔𝑢𝑙𝑎𝑑𝑜𝑟 : = 𝐼𝑝𝑎𝑛𝑒𝑙 ∗ 𝑁 ∗ 𝐹𝑠 Ecuación 12

Donde: 𝐼𝑝𝑎𝑛𝑒𝑙: Corriente nominal de cada panel

N: Numero de paneles empleados 𝐹𝑠: Factor de seguridad La Tabla 15 muestra las corrientes nomínales dada por los fabricantes para diferentes paneles solares, cabe resaltar que el panel de 320W es el que se tiene en cuenta en el diseño del proyecto como se explica en el numeral 5.2, debido a se requieren menos celdas fotovoltaicas para abastecer la demanda diaria de energía con ese valor de potencia nominal.

41

CARACTERISTICAS MÓDULO FOTOVOLTAICO

Potencia [W] Corriente máx. [A]

200 5,71

255 7,28

315 9

Tabla 15.Corriente nominales para diferentes paneles solares. Elaboración: Propia

Fuente: [48].

Al aplicar la Ecuación 13 para el panel de 320W, se obtiene una corriente de regulador de:

𝐼𝑟𝑒𝑔𝑢𝑙𝑎𝑑𝑜𝑟 : = 9𝐴 ∗ 2 ∗ 1.10 = 19,8𝐴 Ecuación 13

Para este tipo de proyecto se consultó un valor normalizado de 20 A [49].

5.5 INVERSOR

Es el equipo del sistema fotovoltaico encargado de convertir la corriente directa de los paneles en corriente alterna para los equipos de consumo general, el cual debe soportar una potencia mínima, la cual depende de la potencia de los paneles conectados. La Ecuación 14 representa el cálculo de la potencia del inversor.

𝑃𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟 : = 𝑤𝑝𝑎𝑛𝑒𝑙 ∗ 𝑁 ∗ 𝐹𝑠 Ecuación 14 Donde 𝑤𝑝𝑎𝑛𝑒𝑙 es la potencia nominal de cada panel solar y N es el número de

células fotovoltaicas empleadas y Fs es un factor de sobredimensionamiento del 20%.

𝑃𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟 : = 320𝑊 ∗ 3 ∗ 1,20 = 1152𝑊 Para ese valor se puede emplear un inversor con potencia normalizada de 1.5kVA [50], con características de transformación de 24 VDC de entrada y 110/120 VAC de salida. 5.6 ÁNGULO OPTIMO DE INCLINACION DE LOS MÓDULOS SOLARES. El ángulo de inclinación de los módulos solares es muy importante ya que esto garantiza una mayor absorción de la radiación solar que es la principal fuente de la energía para energizar el proyecto.

42

Para determinar el ángulo óptimo de inclinación con el fin de lograr la mayor captación de energía solar por los módulos fotovoltaicos es fundamental establecer los movimientos de rotación y traslación de la tierra en el sistema solar. Es bien conocido, que el desplazamiento total de la tierra alrededor del sol tiene una duración de un año sobre una órbita elíptica, y paralelamente rota sobre su propio eje durante un día. También, es fundamental conocer el ángulo de inclinación de la tierra en su eje polar, está definido por 23,45º en el plano de su órbita con respecto al sol. Esta inclinación causa que el sol esté más alto en el cielo durante el verano que en el invierno [51].

El ángulo de desviación del sol respecto a la tierra en el plano ecuatorial es llamado declinación (δ). Si el ángulo resulta al Norte de la línea ecuatorial es positivo, si resulta al Sur es negativo, entonces en cualquier día del año la declinación se define como la Ecuación 15 :

δ = 23.45º sin [360(𝑛−80)

365] Ecuación 15

Donde:

𝛿 = Á𝑛𝑔𝑢𝑙𝑜 𝑑𝑒 𝑑𝑒𝑐𝑙𝑖𝑛𝑎𝑐𝑖ó𝑛

n= día del año. Donde n es el número de días desde el comienzo del año. La Ecuación 15, es una buena aproximación cuando se quiere conocer la locación del sol en el firmamento en cualquier momento y cualquier día del año. Otro parámetro importante en la geografía solar es el concepto zenith, definido como una línea perpendicular a la tierra, cuyo ángulo zenith está definido como el ángulo formado entre el sol y el zenith. La declinación puede ser relacionada al ángulo zenith a medio día, notando que este es el momento en que el sol está más alto en el cielo, como se presenta en la ilustración 17.

Ilustración 17. Optimizando el ángulo de incidencia [51].

43

Donde: 𝜃𝑧 = Á𝑛𝑔𝑢𝑙𝑜 𝑜𝑝𝑡𝑖𝑚𝑜

∅ = 𝐿𝑎𝑡𝑖𝑡𝑢𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑙𝑢𝑔𝑎𝑟

𝛿 = Á𝑛𝑔𝑢𝑙𝑜 𝑑𝑒 𝑑𝑒𝑐𝑙𝑖𝑛𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛

En la Tabla 16 se observa la declinación terrestre por mes calculada con la Ecuación

15, teniendo en cuenta que la latitud de estudio es de 4,04º se obtiene el ángulo

óptimo de ubicación de los módulos fotovoltaicos.

MES DÍAS DECLINACIÓN

[º] LATITUD

[º] ÁNGULO

OPTIMO [º]

Enero 15 -21,2694739 4,04 25,30947391

Febrero 45 -13,6197664 4,04 17,65976641

Marzo 75 -2,41773481 4,04 6,457734805

Abril 105 9,41489335 4,04 -5,374893347

Mayo 135 18,7919175 4,04 -14,75191752

Junio 165 23,2676108 4,04 -19,22761081

Julio 195 21,6746174 4,04 -17,63461744

Agosto 225 14,4284239 4,04 -10,38842387

Septiembre 255 3,41899117 4,04 0,621008832

Octubre 285 -8,48218699 4,04 12,52218699

Noviembre 315 -18,1710308 4,04 22,21103077

Diciembre 345 -23,1204841 4,04 27,16048412

Promedio del ángulo optimo 14,9432624 Tabla 16. Cálculo del ángulo optimo del módulo fotovoltaico. Fuente: Propia.

5.7 ESQUEMATICO DEL SISTEMA SOLAR FOTOVOLTAICO POR UNIDAD DE

VIVIENDA.

La Ilustración 18 muestra la representación del sistema fotovoltaico, además la instalación debe de cumplir el Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas RETIE Capitulo 3 articulo 21.8 [52]. Donde especifica la instalación de productos para la generación con fuentes no convencionales de energía. Ya que las baterías superan la capacidad de 300Ah se debe instalar un cuarto aireado, independiente al lugar donde se alojen los demás equipos.

.

44

Ilustración 18.Sistema solar fotovoltaico por unidad de vivienda. Fuente: Propia.

45

La ilustracion 19 se observa el diagrama unifilar realizado en el programa AutoCad.

Ilustración 19. Diagrama unifilar. Fuente: Propia.

46

6 COSTOS Y FACTIBILIDAD ECONÓMICA DEL PROYECTO.

Este estudio contempla el análisis para una unidad de vivienda, esto teniendo en cuenta que al tratarse de un sistema de generación centralizado el análisis para las otras viviendas será el mismo. Se estima una vida útil del proyecto de 20 años a partir de la instalación del sistema solar fotovoltaico. Con la información obtenida de los costos del sistema solar fotovoltaico, se lleva a cabo un estudio teórico empleando herramientas como Excel para determinar el flujo de caja del proyecto teniendo en cuenta las tasas de descuento para este tipo de tecnología, y finalmente se emplea el software canadiense RETScreen para determinar la factibilidad del proyecto, esto con el fin de comparar los valores calculados en Excel y los obtenidos en el Software.

6.1 PARAMETROS DEL SISTEMA SOLAR FOTOVOLTAICO CON DEMANDA

CONSTANTE.

Se determina hacer un estudio de factibilidad con un consumo promedio de energía

constante, ya que según datos del SUI (ver Tabla 17), la energía promedio

consumida para un usuario estrato 1 en el departamento de Cundinamarca durante

los últimos 10 años tendió a disminuir para el mes de mayor demanda que es

diciembre .

CONSUMO PROMEDIO DE ENRGÍA ZONA RURAL CUNDINAMARCA

AÑO MES CONSUMO PROMEDIO ESTRATO 1

[kW-h/mes]

2003 Diciembre 115,08



2006 Diciembre 78,6






2012 Diciembre 82,3






Tabla 17. consumo promedio de energía. Elaboración: Propia. Fuente: [53].

47

Como se puede apreciar en la Ilustración 20, el consumo tuvo la tendencia a

decrecer, esto se debe a que en el transcurso de los últimos años el aumento de la

electrónica de potencia ha mejorado la eficiencia energética de los

electrodomésticos. En la ilustración 20 se observa que en diciembre del año 2003

hasta diciembre del año 2017 el consumo energético disminuyo.

Ilustración 20. Consumo promedio de energía para el estrato 1. Fuente: [53].

Cabe resaltar que según los datos del SUI de la Tabla 17, para el mes de diciembre

del año 2017 el consumo promedio de energía para un usuario estrato 1 fue de

109,07 kW-h/mes, y para el caso de nuestro proyecto, según el cuadro de cargas

diseñado y teniendo en cuenta el consumo energético de la Tabla 6, se calcula un

consumo promedio de 112,05 kW-h/mes, con este valor se llevará a cabo el estudio

de factibilidad.

6.2 COSTOS DEL PROYECTO.

Con base en el diseño del sistema solar fotovoltaico presentado en la sección 2, se presentan los diferentes equipos y materiales requeridos según los valores nominales calculados en el capítulo 2. Como se explicó anteriormente se consultaron proveedores nacionales como Suneo Energy SAS y Energía Solar (Ingesolar) además de algunos fabricantes internacionales de suministros de equipos fotovoltaicos como son el caso de la empresa española Atosolar. Los precios cotizados se muestran en las Tablas 18 y 19. Como se menciona anteriormente el sistema de generación solar fotovoltaico es centralizado, por ende, el análisis económico también se llevará para una unidad de vivienda, dado que el análisis es el mismo para las otras viviendas.

60

80

100

120

140

160

180

2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

CONSUMO PROMEDIO ESTRATO 1[kW-h/mes]

CONSUMO PROMEDIO ESTRATO 1 [kW-h/mes]

48

Por otra parte, debe tenerse en cuenta que los precios que se mostraran adelante

no incluyen los costos por la Instalación y puesta en marcha del sistema solar fotovoltaico en la acometida eléctrica.

6.3 COSTOS DE INVERSION UTILIZANDO BATERIAS TIPO GEL.

Como se menciona en la sección 2 las baterías tipo Gel son menos costosas que las baterías OPZS, sin embargo, su vida útil es de tan solo 5 años, por lo que se estima que las baterías deben cambiarse 3 veces durante los 20 años que se estima es la duración del sistema solar fotovoltaico. Los costos del sistema por unidad de vivienda empleando este tipo de baterías se muestran en la Tabla 18.

COSTOS DEL PROYECTO CON BATERIAS TIPO GEL

Equipo Valor Cant. Total

Panel solar poli cristalino de 320 W[54] $525.714 3 $1.577.142

Batería de 200 Ah tipo GEL[55] $832.059 5 $4.160.295

Inversor 1,5KVA[56] $1.130.000 1 $1.130.000

Regulador de carga 20[A] [57] $150.000 1 $150.000

Polo a tierra [58] $80.966 1 $80.966

Conectores MCM macho y hembra [59] 30.900 - $30.900

soporte panel instalación [60] $210.000 3 $630.000

sub Total $7.910.473

IVA 19% $1.502.990

Total $9.413.463

Tabla 18. Costos por unidad de vivienda empleando baterías tipo Gel. Fuente: [54], [55], [56], [57], [58], [59],[60].

6.4 COSTOS DE INVERSION UTILIZANDO BATERIAS TIPO OPZS.

Las baterías tipo OPZS tienen vida útil de aproximadamente de 20 años, sin embargo, los costos son elevados si se compara con las baterías tipo Gel. La inversión inicial del sistema solar fotovoltaico empleando este tipo de tecnología se muestra en la Tabla 19.

COSTOS DEL PROYECTO CON BATERIAS OPZS


Panel solar poli cristalino de 320 W $525.714 3 $1.577.142

Batería OPZS 900Ah [61] $5.794.845 2 $11.589.690

Inversor 1,5KVA $1.130.000 1 $1.130.000

Regulador de carga 20[A] $150.000 1 $150.000

49

COSTOS DEL PROYECTO CON BATERIAS OPZS


Polo a tierra $80.966 1 $80.966

Conectores MCM macho y hembra 30.900 - $30.900

soporte panel instalación $210.000 3 $630.000

sub Total $15.188.698

IVA 19% $2.885.853

TOTAL $18.074.551

Tabla 19. Costos por unidad de vivienda empleando baterías tipo OPZS. Fuente: [54], [56], [57], [58], [59], [60],[61].

En este estudio se tiene en cuenta los costos por inversión con baterías tipo Gel y con baterías OPZS para llevar el estudio de factibilidad.

6.5 DESCUENTO DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO.

Se entiende que todo equipo se deprecia con el pasar de los años, los equipos empleados para la instalación de un sistema solar fotovoltaico no son ajenos a esa característica, no solamente por cumplir un ciclo funcionamiento durante su vida útil sino que los nuevos avances en materia científica, hacen que las instalaciones fotovoltaicas reduzcan su costo con el pasar de los años tal como lo muestra un estudio de la Agencia Internacional de Energía Renovable (IRENA), (International Renewable Energy Agency). Ver Ilustración 21.

Ilustración 21. Reducción de costos en sistemas fotovoltaicos. [62].

50

Según el estudio de esta agencia los costos al año pueden reducirse casi en un 5% al año [61], por ende, para el año 2025 se pronostica que los costos en materia de equipamiento e instalación para un sistema solar fotovoltaico se reduzcan casi en un 50%, por lo tanto, para este estudio se aplicara una tasa de descuento anual del 5% en el caso de las baterías. La Tabla 20 muestra la disminución del costo de las baterías tipo Gel, los valores resaltados (años 5, 10 y 15) se tendrán en cuentan para el flujo de caja en los costos del sistema, debido a que este tipo de baterías deben cambiarse cada 5 años durante la vida útil del proyecto.

PERIODO AÑO COSTO BATERÍAS

TIPO GEL (DEMANDA CONSTANTE)[$]

DEPRECIACIÓN[$]

1 2018 4.160.295 208.015

2 2019 3.952.280 197.614

3 2020 3.754.666 187.733

4 2021 3.566.933 178.347

5 2022 3.388.586 169.429

6 2023 3.219.157 160.958

7 2024 3.058.199 152.910

8 2025 2.905.289 145.264

9 2026 2.760.025 138.001

10 2027 2.622.023 131.101

11 2028 2.490.922 124.546

12 2029 2.366.376 118.319

13 2030 2.248.057 112.403

14 2031 2.135.655 106.783

15 2032 2.028.872 101.444

Tabla 20. Disminución de costo de baterías por unidad de vivienda. Fuente: Propia.

6.6 AHORRO POR UNIDAD DE VIVIENDA PRESCINDIENDO DE LOS

SERVICIOS DEL OPERADOR DE RED CODENSA S.A E.S.P.

Es importante aclarar que no se llevara a cabo un estudio con flujo de caja para el sistema de generación convencional, debido a que esta forma de electrificación se descartó debido a la inviabilidad para el Operador de Red, no obstante, se determinara cuanto se está ahorrando un usuario residencial durante los 20 años de funcionamiento del sistema solar fotovoltaico teniendo en cuenta lo que tendría que facturar mensualmente al Operador de Red Codensa S.A E.S.P.

6.7 PRECIO DEL KILOVATIO HORA MES ($/kW-h).

51

El precio del kilovatio hora tiende a aumentar bien sea con una tasa conforme a la inflación u otra similar, al igual por el precio del combustible cuando la generación de energía es a través de combustibles. Para conocer la variación del precio de energía se consulta la página del operador de red Codensa S.A E.S.P. para determinar los precios fijados por la Comisión de Regulación de Gas y Energía (CREG) durante el mes de enero del año 2016 hasta noviembre del año 2018 [63]. La volatilidad del precio del kW, se presenta en la Tabla 21.

Tabla 21. Historial del costo de energía ($/kW-h). Fuente: [63].

En la ilustración 22 se puede observar la curva que representa la variación del $/kW-

h para los 35 meses anteriores a noviembre de 2018, mientras que la línea recta

representa una tendencia de un interés simple hallada con la herramienta Excel.

PRECIO DE LA ENERGÍA ESTRATO 1

Tarifa 2016 Tarifa 2017 Tarifa 2018

MES

Con

MES

Con

MES

Con

Aplicando subsidio

60% [$/kW-h]

Aplicando subsidio

60% [$/kW-h]

Aplicando subsidio

60% [$/kW-h]

Enero 174,423 Enero 176,34 Enero 178,8957

Febrero 178,698 Febrero 179,03 Febrero 190,5086

Marzo 186,614 Marzo 181,49 Marzo 199,3504

Abril 178,955 Abril 178,02 Abril 197,6061

Mayo 174,807 Mayo 180,2 Mayo 191,7356

Junio 171,94 Junio 173,13 Junio 197,6491

Julio 175,584 Julio 175,16 Julio 201,3323

Agosto 178,152 Agosto 179,71 Agosto 203,2672

Septiembre 177,781 Septiembre 181,63 Septiembre 205,215

Octubre 173,195 Octubre 183,94 Octubre 204,1314

Noviembre 176,793 Noviembre 181,96 Noviembre 207,0781

Diciembre 181,688 Diciembre 180,98 Diciembre

52

Ilustración 22. Variación costo $/ kW-h (enero 2016-noviembre 2018). Fuente: [63].

El precio de la energía es fluctuante a lo largo del año, por lo que se empleara una tasa de interés simple con base en las Ecuación 4 empleada anteriormente en la sección 4,9, para determinar en qué porcentaje aumento o disminuyo esta tasa de interés durante los últimos 3 años previos al proyecto, esto con el fin de determinar una proyección durante los próximos 20 años, tiempo de vida del proyecto. Los pasos de este procedimiento son los mismos aplicados para determinar la tasa con que aumenta el cargo en distribución para el Operador de Red (sección 4.9), por ende, se calcula la tasa de incremento directamente.

𝑖 =

207,078174,42 − 1

2,91∗ 100% = 6,43%

Donde:

i: Tasa con la que aumentara el kW-h, representa la incógnita a despejar.

207,078 es el valor futuro, para este estudio representa el valor del kW-h para el mes de noviembre del año 2018.

174.42 es el valor presente, el cual representa el costo del kW-h para el mes que se asumió como inicial, para este caso es enero del año 2016

2,91 es el periodo de tiempo en años en el que el costo del kW-h aumenta. Para este estudio se asumió un periodo de 35 meses equivalente a 2,91.

Para calcular el precio de energía para los próximos 20 años se empleó la Ecuación 3 de la sección 4.9 teniendo en cuenta la tasa de interés calculada anteriormente,

170

175

180

185

190

195

200

205

210

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 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35

Pre

cio

[$

/kW

-h]

Meses


53

en este caso el valor presente se tomó como el precio de energía para el mes de noviembre del año 2018, con la tasa de incremento se calcula un valor futuro hasta el año 2037 como se puede detallar en la Tabla 22.


Periodo año [$/kw-h]

1 2018 207,078

2 2019 220,3931154

3 2020 234,5643927

4 2021 249,6468832

5 2022 265,6991778

6 2023 282,7836349

7 2024 300,9666226

8 2025 320,3187764

9 2026 340,9152738

10 2027 362,8361259

11 2028 386,1664888

12 2029 410,996994

13 2030 437,4241007

14 2031 465,5504704

15 2032 495,4853656

16 2033 527,3450746

17 2034 561,2533629

18 2035 597,3419542

19 2036 635,7510418

20 2037 676,6298338 Tabla 22. Precio promedio $/kW-h para los próximos años. Fuente: Propia.

Para hallar el ahorro por año, basta con multiplicar la energía promedio anual consumida por un usuario estrato 1 (1344,05kW-h/año, según Tabla 6) y multiplicarla por el costo unitario del kilovatio-hora ($/kW-h) para los próximos 20 años.

AHORRO EN PESOS ANUAL PARA ESTRATO 1

Año Ahorro [$]

2018 278.437

2019 296.341

2020 315.395

2021 335.675

2022 357.259

2023 380.231

2024 404.680

54

AHORRO EN PESOS ANUAL PARA ESTRATO 1

Año Ahorro [$]

2025 430.701

2026 458.395

2027 487.869

2028 519.239

2029 552.627

2030 588.160

2031 625.979

2032 666.230

2033 709.068

2034 754.661

2035 803.186

2036 854.831

2037 909.796

TOTAL[$] 10.728.761

Tabla 23. Ahorro en $ para un usuario beneficiario del proyecto que deja de prescindir de

los servicios del Operador de Red. Fuente: Propia.

La tabla anterior muestra que un usuario beneficiario del proyecto deja de facturar cerca de $10.728.761 al operador de Red Codensa S.A E.S.P. si decide abastecer su demanda de energía eléctrica con el sistema solar fotovoltaico.

6.8 FLUJO DE CAJA Y RENTABILIDAD DEL PROYECTO.

Para llevar a cabo el estudio de rentabilidad, se analiza el proyecto con demanda constante por unidad de vivienda durante los 20 años de funcionamiento del sistema solar fotovoltaico. Se analizarán dos tipos de escenarios posibles, uno con baterías Gel y otro con baterías Opzs para determinar cuál es más rentable en comparación con el grupo electrógeno que utilizan las siete unidades de vivienda como modo de electrificación actual.

1. Escenario 1: Grupo Electrógeno Vs Sistema Fotovoltaico (Baterías Opzs) 2. Escenario 2: Grupo Electrógeno Vs Sistema Fotovoltaico (Baterías tipo Gel)

6.8.1 TASA DE DESCUENTO.

Es un factor financiero que se utiliza, en general, para determinar el valor del dinero en el tiempo y, en particular, para calcular el valor actual de un capital futuro o para evaluar proyectos de inversión [63]. Para calcular este valor, se tendrá en cuenta la tasa de interés con la que se pronostica aumentará el kW-h para los próximos años.

𝑘 =𝑖

1+𝑖∗ 100% Ecuación 16

55

La tasa de interés calculada para el aumento del kW-h es de 6,43%, entonces se obtiene una tasa de descuento de:

𝑘 =0,0643

1 + 0,0643∗ 100% = 6,04%

6.8.2 VALOR ACTUAL NETO (VAN).

El Valor Actual Neto (VAN) es un criterio de inversión que consiste en actualizar los cobros y pagos de un proyecto o inversión para conocer cuánto se va a ganar o perder con esa inversión. También se conoce como Valor neto actual (VNA), valor actualizado neto o valor presente neto (VPN) se calcula como se muestra en la Ecuación 17 [64].

𝑉𝐴𝑁 = −𝐼0 + ∑𝐹𝑡

(1+𝑘)𝑡 𝑛𝑡=1 Ecuación 17

Donde: Ft: Son los flujos de dinero en cada periodo Io: Es la inversión inicial n: Es el número de periodos de tiempo k: Es la tasa de descuento (calculado en la Ecuación 16)

6.8.3 TASA DE INTERNA DE RETORNO.

La Tasa Interna de Retorno (TIR) es la tasa de interés o rentabilidad que ofrece una inversión. Es decir, es el porcentaje de beneficio o pérdida que tendrá una inversión para las cantidades que no se han retirado del proyecto. La TIR nos da una medida relativa de la rentabilidad del proyecto. La TIR se puede hallar sabiendo el Valor Actual Neto (VAN) y debe despejarse como se muestra en la Ecuación 18 [64].

𝑉𝐴𝑁 = −𝐼0 + ∑𝐹𝑡

(1+𝑇𝐼𝑅)𝑡 𝑛

𝑡=1 Ecuación 18

Donde:

Ft: Son los flujos de dinero en cada periodo Io: Es la inversión inicial n: Es el número de periodos de tiempo VAN: Valor Actual Neto Teniendo en cuenta los parámetros anteriores, se calcula el flujo de caja para los dos escenarios planteados anteriormente.

56

6.8.4 ESCENARIO 1: GRUPO ELECTRÓGENO VS SISTEMA SOLAR

FOTOVOLTAICO (BATERÍAS OPZS)

Para este primer escenario, el sistema solar fotovoltaico por unidad de vivienda cuenta con baterías Opzs, el costo de la inversión es de $18.074.551. Se determina a través de un flujo de caja en cuanto tiempo se recupera la inversión inicial, teniendo en cuenta el costo de facturación de energía eléctrica por el uso del grupo electrógeno. El flujo de caja del proyecto para este escenario se muestra en la Tabla 24 y la curva de factibilidad en la Ilustración 23.

ESCENARIO 1: GRUPO ELECTRÓGENO VS SISTEMA SOLAR FOTOVOLTAICO (BATERÍAS OPZS)

Periodo Año Ingreso Egreso Flujo neto Demanda constante

1 2018 -$18.074.551,00 -$18.074.551,00

2 2019 $1.109.270,40 $1.109.270,40 -$16.965.280,60

3 2020 $1.109.270,40 $1.109.270,40 -$15.856.010,20

4 2021 $1.109.270,40 $1.109.270,40 -$14.746.739,80

5 2022 $1.109.270,40 $1.109.270,40 -$13.637.469,40

6 2023 $1.109.270,40 $1.109.270,40 -$12.528.199,00

7 2024 $1.109.270,40 $1.109.270,40 -$11.418.928,60

8 2025 $1.109.270,40 $1.109.270,40 -$10.309.658,20

9 2026 $1.109.270,40 $1.109.270,40 -$9.200.387,80

10 2027 $1.109.270,40 $1.109.270,40 -$8.091.117,40

11 2028 $1.109.270,40 $1.109.270,40 -$6.981.847,00

12 2029 $1.109.270,40 $1.109.270,40 -$5.872.576,60

13 2030 $1.109.270,40 $1.109.270,40 -$4.763.306,20

14 2031 $1.109.270,40 $1.109.270,40 -$3.654.035,80

15 2032 $1.109.270,40 $1.109.270,40 -$2.544.765,40

16 2033 $1.109.270,40 $1.109.270,40 -$1.435.495,00

17 2034 $1.109.270,40 $1.109.270,40 -$326.224,60

18 2035 $1.109.270,40 $1.109.270,40 $783.045,80

19 2036 $1.109.270,40 $1.109.270,40 $1.892.316,20

20 2037 $1.109.270,40 $1.109.270,40 $3.001.586,60

TIR 1,586%

Tabla 24. Flujo de caja para el escenario 1. Fuente: Propia.

Como se puede apreciar en la Ilustración 23, la inversión del sistema solar

fotovoltaico se recupera a mediados del año 17 y a partir de este, el cliente se está

ahorrando un valor cercano a los $5.676.948, esto representa un ahorro de un

57

usuario beneficiario del proyecto que ha dejado de prescindir del uso del grupo

electrógeno.

Ilustración 23. Curva de rentabilidad para el escenario 1. Fuente: Propia.

6.8.5 ESCENARIO 2: GRUPO ELECTRÓGENO VS SISTEMA SOLAR FOTOVOLTAICO (BATERÍAS TIPO GEL).

Para este segundo escenario, el sistema solar fotovoltaico por unidad de vivienda cuenta con baterías tipo Gel, el costo de la inversión es de $9.413.463 y como se puede apreciar en la Tabla 25 en los años 5,10 y 15, de la vida útil del sistema solar, se está inyectando dinero que representa un egreso, debido al cambio periódico de las baterías de Gel. Igual que el caso anterior, se determina a través de un flujo de caja en cuanto tiempo se recupera la inversión inicial, teniendo en cuenta el costo de facturación de energía eléctrica por el uso del grupo electrógeno. El flujo de caja del proyecto para este escenario se muestra en la Tabla 25 y la curva de factibilidad en la Ilustración 24.

ESCENARIO 2: GRUPO ELECTRÓGENO VS SISTEMA FOTOVOLTAICO (BATERÍAS TIPO GEL)

Periodo Año Ingreso Egreso

(inyección capital)

Flujo neto Deuda

1 2018 -$9.413.463,00 -$9.413.463,00

2 2019 $1.109.270,40 $1.109.270,40 -$8.304.192,60

3 2020 $1.109.270,40 $1.109.270,40 -$7.194.922,20

4 2021 $1.109.270,40 $1.109.270,40 -$6.085.651,80

5 2022 $1.109.270,40 $3.588.828 -$2.479.557,60 -$8.565.209,40

6 2023 $1.109.270,40 $1.109.270,40 -$7.455.939,00

($20.000.000,00)

($15.000.000,00)

($10.000.000,00)

($5.000.000,00)

$0,00

$5.000.000,00

Ca

pita

l[$

]

Años

Escenario 1

58

ESCENARIO 2: GRUPO ELECTRÓGENO VS SISTEMA FOTOVOLTAICO (BATERÍAS TIPO GEL)



Flujo neto Deuda

7 2024 $1.109.270,40 $1.109.270,40 -$6.346.668,60

8 2025 $1.109.270,40 $1.109.270,40 -$5.237.398,20

9 2026 $1.109.270,40 $1.109.270,40 -$4.128.127,80

10 2027 $1.109.270,40 $2.622.022 -$1.512.751,60 -$5.640.879,40

11 2028 $1.109.270,40 $1.109.270,40 -$4.531.609,00

12 2029 $1.109.270,40 $1.109.270,40 -$3.422.338,60

13 2030 $1.109.270,40 $1.109.270,40 -$2.313.068,20

14 2031 $1.109.270,40 $1.109.270,40 -$1.203.797,80

15 2032 $1.109.270,40 $2.028.872 -$919.601,60 -$2.123.399,40

16 2033 $1.109.270,40 $1.109.270,40 -$1.014.129,00

17 2034 $1.109.270,40 $1.109.270,40 $95.141,40

18 2035 $1.109.270,40 $1.109.270,40 $1.204.411,80

19 2036 $1.109.270,40 $1.109.270,40 $2.313.682,20

20 2037 $1.109.270,40 $1.109.270,40 $3.422.952,60

TIR 2,931%


Como se puede apreciar en la Ilustración 24, la inversión del sistema solar

fotovoltaico se recupera después del año 16 (año 2033), a partir de este, el cliente

se está ahorrando un valor cercano a los $7.036.188, esto representa un ahorro de

un usuario beneficiario del proyecto que ha dejado de prescindir del uso del grupo

electrógeno. Como se puede apreciar, para este escenario el ahorro es mayor que

para el caso 1 (baterías Opzs), la TIR del escenario 2 es del 2,931%, en

comparación con el 1,58 % del primer escenario.

59

Ilustración 24. Curva de rentabilidad para el escenario 2. Fuente: Propia.

6.9 BENEFICIOS POR NORMATIVIDAD Y LEYES COLOMBIANAS.

Con base en lo observado en desarrollo del presente documento, el proyecto solo resulta factible empleando baterías Gel. Para buscar una mayor retribución de la inversión, se ha indagado con fuentes legales los beneficios o incentivos que conlleva la inversión en proyectos con fuentes no convencionales de energía, tal es el caso de la Ley 1715 del 13 mayo del 2014 [65], la cual tiene por objeto promover el desarrollo y la utilización de fuentes de no convencionales de energía, especialmente de carácter renovable. Esta ley acatada, por el ministerio de minas y energía, la GREG y por la UPME, entre otras entidades, establece en el capítulo II, que el gobierno promoverá la autogeneración a pequeña escala, de lo cual habla el presente proyecto, se autoriza a los generadores de pequeña escala entregar sus excedentes de generación a la red, estos excedentes se reconocerán. También se dice que los auto generadores de pequeña escala podrán usar medidores bidireccionales de bajo costo, esto permite la liquidación de consumo y entrega a la red, esta energía puede llegar a ser vendida y remunerada al generador de pequeña escala, sin embargo, esto no aplicaría para este estudio debido a que el proyecto en Nariño es un sistema de generación centralizado y aislado a la red. A continuación, se resumen algunos de los artículos que pueden aplicar para este proyecto según la Ley 1715:

Artículo 12, se dice que toda inversión que se realice a proyectos de generación de energía no convencional renovable, el cual aporte algún beneficio al medio ambiente, tendrán exclusión del IVA en todos los equipos y dispositivos seleccionados, no importa si este es nacional o internacional,

($12.000.000,00)

($10.000.000,00)

($8.000.000,00)

($6.000.000,00)

($4.000.000,00)

($2.000.000,00)

$0,00

$2.000.000,00

$4.000.000,00

$6.000.000,00

20

18

20

19

20

20

20

21

20

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20

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30

20

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20

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20

33

20

34

20

35

20

36

20

37

Ca

pita

l [$

]

Años

Escenario 2

60

importante ya que hay que tener en cuenta que el IVA es del 19 % para el año 2018. La exención del IVA tendrá una disminución considerable en la inversión inicial del proyecto.

Artículo 13, se excluye de pago de derechos arancelarios a todos los inversionistas que aporten a estos tipos de generación no convencionales de energía, esto para equipos y elementos que no puedan ser adquiridos en el país y que requieran importación del producto. Para el caso de este proyecto, las baterías Opzs pueden ser importadas, esto incurriría en disminución del gasto inicial.

De acuerdo con los beneficios de la Ley 1715, la reducción del impuesto al valor agregado (IVA) en uno de los incentivos aplicables para este proyecto, ya que los demás beneficios de los que habla esta Ley dependen de la declaración de renta del usuario, lo cual no se puede prever en el presente estudio, por tal motivo se presentaran las grafica del caso seleccionado con la reducción del IVA, cabe aclarar que en el presente este valor pertenece al 19 %, dicho valor puede estar sujeto a cambios en una eventual reforma tributaria, esto repercutiría ciertos cambios en el flujo de caja los cuales se muestra a continuación. La Tabla 26 representa el flujo de caja para el sistema solar fotovoltaico, empleando

baterías tipo Gel y teniendo en cuenta el descuento del 19% perteneciente al IVA

en lo que respecta a la inversión por materiales y equipos.

GRUPO ELECTRÓGENO VS SISTEMA FOTOVOLTAICO (BATERÍAS TIPO GEL) SIN IVA



Flujo neto Deuda

1 2018 -$7.910.473 -$7.910.473,00

2 2019 $1.109.270,40 $1.109.270,40 -$6.801.202,60

3 2020 $1.109.270,40 $1.109.270,40 -$5.691.932,20

4 2021 $1.109.270,40 $1.109.270,40 -$4.582.661,80

5 2022 $1.109.270,40 $3.588.828 -$2.479.557,60 -$7.062.219,40

6 2023 $1.109.270,40 $1.109.270,40 -$5.952.949,00

7 2024 $1.109.270,40 $1.109.270,40 -$4.843.678,60

8 2025 $1.109.270,40 $1.109.270,40 -$3.734.408,20

9 2026 $1.109.270,40 $1.109.270,40 -$2.625.137,80

10 2027 $1.109.270,40 $2.622.022 -$1.512.751,60 -$4.137.889,40

11 2028 $1.109.270,40 $1.109.270,40 -$3.028.619,00

12 2029 $1.109.270,40 $1.109.270,40 -$1.919.348,60

13 2030 $1.109.270,40 $1.109.270,40 -$810.078,20

14 2031 $1.109.270,40 $1.109.270,40 $299.192,20

15 2032 $1.109.270,40 $2.028.872 -$919.601,60 -$620.409,40

61

GRUPO ELECTRÓGENO VS SISTEMA FOTOVOLTAICO (BATERÍAS TIPO GEL) SIN IVA



Flujo neto Deuda

16 2033 $1.109.270,40 $1.109.270,40 $488.861,00

17 2034 $1.109.270,40 $1.109.270,40 $1.598.131,40

18 2035 $1.109.270,40 $1.109.270,40 $2.707.401,80

19 2036 $1.109.270,40 $1.109.270,40 $3.816.672,20

20 2037 $1.109.270,40 $1.109.270,40 $4.925.942,60

TIR 4,758%


Como se puede observar en la tabla anterior, la TIR pasó de estar en 2,931% a un

valor de 4,758% con la exención del IVA.

Según la curva de factibilidad mostrada en la Ilustración 25, después del año 15

de la vida útil del proyecto se empieza a recuperar la inversión inicial.

Ilustración 25. Curva de rentabilidad para el escenario 2 sin IVA. Fuente: Propia.

La Ilustración 26 muestra la comparación de las gráficas de rentabilidad del sistema

solar fotovoltaico con la inclusión del IVA (grafica naranja) y con la exención del

mismo (grafica azul) según los beneficios de la Ley 1715.

($10.000.000,00)

($8.000.000,00)

($6.000.000,00)

($4.000.000,00)

($2.000.000,00)

$0,00

$2.000.000,00

$4.000.000,00

$6.000.000,00

20

18

20

19

20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

20

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20

27

20

28

20

29

20

30

20

31

20

32

20

33

20

34

20

35

20

36

20

37

Ca

pita

l [$

]

Grupo Electrógeno Vs Sistema Fotovoltaico (Baterías tipo Gel) sin IVA

Sin IVA

62

Ilustración 26. Curvas de rentabilidad del proyecto con baterías tipo Gel, con IVA y sin IVA. Fuente: Propia.

Por otro lado, la Tabla 27 muestra la comparación en lo que respecta el ahorro en

$ para un usuario beneficiario del proyecto incluyendo el IVA y sin el mismo. Donde

se puede apreciar, que un usuario promedio puede estarse ahorrando hasta

$13.537.009 dejando de prescindir del grupo electrógeno como medio de

abastecimiento de su demanda de energía eléctrica.

Rentabilidad con IVA y sin IVA

Año Ahorro con IVA Ahorros sin IVA

14 X X

15 X X

16 X $488.861,00

17 $95.141,40 $1.598.131,40

18 $1.204.411,80 $2.707.401,80

19 $2.313.682,20 $3.816.672,20

20 $3.422.952,60 $4.925.942,60

TOTAL $7.036.188,00 $13.537.009,00

TIR 2,93% 4,76%

Tabla 27. Rentabilidad del proyecto con IVA y sin IVA. Fuente: Propia.

($12.000.000,00)

($10.000.000,00)

($8.000.000,00)

($6.000.000,00)

($4.000.000,00)

($2.000.000,00)

$0,00

$2.000.000,00

$4.000.000,00

$6.000.000,00

20

18

20

19

20

20

20

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20

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20

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20

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20

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20

34

20

35

20

36

20

37

Capital [$

]

COMPARACION SISTEMA CON IVA Y SIN IVA

Sin IVA

Con IVA

63

6.10 VERIFICACIÓN DE RESULTADOS EMPLEADO EL SOFTWARE RETScreen.

Para verificar los resultados obtenidos anteriormente, y para dar mayor confiablidad al estudio de factibilidad, se emplea el software RETScreen para modelar el sistema en terminos financieros, de tal manera que se pueda hacer una comparacion entre los calculos hechos y los valores arrojados por el Sotware, de esta manera se pretende determinar la viablidad del sistema de generacion fotovoltaico centralizado.

6.10.1 SOFTWARE RETScreen

RETscreen es un programa el cual es ejecutado a través de macros en Excel, es patrocinado por el gobierno de Canada, especialmente por el ministerio de ambiente de este pais a través de su organización Research Centre of Natural Resources Canada, RETScreen además trabaja a la par con otros centros y entidades de investigación como el centro metereologico de la NASA y el The Global Environment Facility (GEF) entre otras instituciones y universidades. RETScreen es considerado el sofware líder en el mundo para realizar estudios de factiblidad en proyectos de generacion de energia con fuentes renovables [65]. El Sowfware empleado para este estudio corresponde al RETScreen 4, el cual es de libre licencia y distribución, este permite llevar dos tipos de análisis (TIPO 1 Y TIPO 2), el análisis tipo 1 pide ingresar menos información, este se requiere cuando hay un sistema que generalmente no se ha implementado por lo que se requieren de varios supuestos o valores calculados teóricos para determinar el rendimiento del sistema, por otro lado, el análisis tipo 2 permite ingresar mayor cantidad de variables y ejecuta un análisis mas acertado, no obstante, este método es mayormente empleado cuando ya se cuenta con sistemas de instalados.

64

Ilustración 27. Captura de pantalla de la Interfaz del Software RETScreen 4 [66].

RETscreen permite trabajar sistemas aislados a la red (off-grid) o sistemas de generación conectados a la red, para el caso del presente estudio se trabaja con el primero, debido a que como se ha tratado durante el transcurso de esta investigación, el proyecto de las viviendas a energizar está aislado del SIN. Más adelante se explicará a fondo el funcionamiento de las diferentes herramientas del software. Durante el desarrollo de la sección 6 se llevó a cabo el estudio de factibilidad del

proyecto teniendo en cuenta dos casos de estudio que incluían una demanda de

energía constante, teniendo en cuenta la implementación del sistema con baterías

tipo Gel o baterías OPZS, se llegó a la conclusión con la gráfica de rentabilidad y

teniendo en cuenta la Tasa Interna de Retorno (TIR), que el proyecto era viable si

se emplean las baterías tipo Gel, a pesar que estas requieren ser cambiadas 3

veces durante la vida útil del proyecto, el costo de la inversión inicial es menor en

comparación con las baterías Opzs . Teniendo en cuenta lo anterior, el análisis que

se presenta a continuación con el Software RETScreen solo tendrá en cuenta el

estudio con baterías tipo Gel.

6.10.2 FACTIBILIDAD EN RETScreen (BATERIAS TIPO GEL CON IVA

INCLUIDO).

A continuación, se representa los pasos a seguir para llevar a cabo la simulación que determine la factibilidad del proyecto, en este primer estudio se analizara el sistema solar fotovoltaico con la inclusión del IVA del 19%, ósea, sin los beneficios de la Ley 1715.

65

En la primera ventana del Software RETScreen se presenta la información general del proyecto que el mismo programa solicita, tal como se visualiza en la Ilustración 28.

Ilustración 28. Información del proyecto [66].

Algunos aspectos relevantes a tener en cuenta con los datos ingresados en la ventana de la gráfica anterior se menciona a continuación:

Tipo de proyecto: se selecciona la pestaña generación de electricidad, cabe aclarar que este programa es de múltiples aplicaciones entre las más destacadas se encuentran los sistemas de calefacción.

Tecnología: En esta pestaña se despliegan varias alternativas de generación de energía eléctrica, sistemas de tipo: eólico, con biomasa, geotérmico, etc. Para este caso se escoge la opción fotovoltaica.

Tipo de análisis: Como se mencionó en la introducción al Software RETScreen, este cuenta con dos tipos de análisis, se decide emplear el tipo de análisis Método 1 porque muestra la información financiera con la que se quiere comparar la información calculada en el desarrollo de la sección 3, además, este tipo de análisis es empleado en su gran mayoría para sistemas que no están implementados, el análisis Método 1 brinda información

66

fundamental requerida con el enfoque del proyecto: Curva de factibilidad, TIR, además de aportar información sobre la reducción de gases de efecto invernadero que implica directamente la instalación de un sistema de generación solar fotovoltaico.

Poder calorífico: El poder calorífico del sistema a implementar lo toma por descarte en PCS (Poder calorífico Superior)

Tipo de moneda: Pesos colombianos (COP)

Posteriormente a la información suministrada anteriormente, el programa solicita la ubicación del proyecto, como el software no tiene en su base al departamento de Nariño Cundinamarca, reingresa directamente las coordenadas de la ubicación del proyecto y algunos parámetros como la temperatura del aire y la radiación solar según los datos mostrados en la sección 4 (ver Tabla 7).

Ilustración 29. Condiciones climáticas del proyecto [66].

Después de la información climatológica suministrada, se puede acceder a una hoja de cálculo en Excel con el nombre de Modelo de Energía, dentro de la hoja de Excel se tiene un recuadro donde se incluye información básica del sistema de generación, como se puede apreciar en la Ilustración 29. Entre los parámetros a resaltar en este recuadro se encuentran:

67

Precio del combustible: en este parámetro se coloca el precio del kW-h en pesos colombianos (COP/ kW-h) del grupo electrógeno, este equivale a $825,35/ kW-h.

Capacidad: Este parámetro hace referencia a la potencia instalada para una unidad de vivienda del proyecto, haciendo la sumatoria de potencia según la Tabla 5 se obtiene una potencia instalada total de 4.53 kW.

Los otros valores mostrados en el recuadro los calcula el software por defecto. Ver

Ilustración 30.

Ilustración 30. Características del proyecto [66].

Por otro lado, la Ilustración 31 refleja la demanda de energía diaria y anual del proyecto. El valor ingresado de 3,735 kW-h corresponde a la energía demandada diaria por unidad de vivienda. Por otra parte, se muestran los costos iniciales para esta etapa del proyecto.

Ilustración 31. Demanda de energía del proyecto [66].

68

La Ilustración 32 muestra la información del sistema eléctrico de potencia del sistema solar fotovoltaico. Los parámetros ingresados para el inversor se consultan directamente la ficha técnica de un fabricante que brinda los valores nominales calculados para el diseño del sistema solar fotovoltaico.

Ilustración 32. Sistema eléctrico de potencia del sistema solar fotovoltaico [66].

Del recuadro anterior se suministraron los siguientes valores:

Costos iniciales incrementales: Este valor corresponde a la inversión del inversor DC/AC. El valor unitario por inversor es de $ 1.130.000 según los costos realizados en la Tabla 19.

Valores nominales del inversor: Estos valores se suministraron según los

valores nominales del fabricante consultado [55], cabe aclarar que estos valores fueron calculados en la sección 2.

Valores nominales batería: Al igual que el inversor, los valores nominales

suministrados se calculan en la sección 2, y se aproximan a los valores nominales del fabricante [54].

La Ilustración 33 muestra la información relacionada a los paneles solares empleados, para este proyecto se elige la opción de paneles poli cristalinos, se decide por este tipo de paneles debido a que para climas cálidos se recomienda la instalación de placas solares policristalinas, pues absorbe el calor a una mayor velocidad y le afecta en menos medida el sobrecalentamiento.

69

Ilustración 33. Información de los paneles solares y capacidad del regulador [66].

RETScreen permite seleccionar entre una gama de fabricantes diferentes opciones de paneles solares, para este caso se emplearon paneles solares de la empresa Canadian Solar los cuales cuentan con la potencia nominal cercana a la calculada (320W). Se seleccionaron 3 celdas fotovoltaicas, correspondientes a las calculadas para abastecer la demanda de energía eléctrica por unidad de vivienda. Al ingresar estos valores el programa por defecto calcula la eficiencia. El software RETScreen pide información sobre las coordenadas de posición de los paneles solares, tal como se muestra en la Ilustración 34.

Ilustración 34. Información de las coordenadas de posición de los paneles solares [66].

En el recuadro anterior se suministra la siguiente información:

Modo de rastreo solar: El tipo de modo de rastreo para los paneles solares será fijo, por lo tanto, ningún sistema de control (seguidor solar).

Inclinación: En esta casilla se coloca el valor correspondiente a la inclinación en grados de los paneles solares, tal como se calcula en la sección 2. Ver Tabla 16.

Azimut: A la vista queda que los ángulos de inclinación y azimut (desviación respecto al sur) son fundamentales a la hora de un buen diseño de sistemas fotovoltaicos, pues afectarán directamente al rendimiento y captación de energía solar de la instalación. El Azimut es el ángulo o longitud de arco medido sobre el horizonte celeste que forman el punto cardinal sur (Norte) y la proyección vertical del sol sobre el horizonte del observador situado en

70

alguna latitud Norte (Sur). El azimut o acimut se mide en grados desde el punto cardinal en sentido de las agujas del reloj: Norte-Este-Sur-Oeste . No se entró mucho en detalle con respecto al cálculo de esta variable, sin embargo, se consulta a la empresa proveedora de paneles solares SunFields donde se precisa que para obtener una mejor captación de la radiación solar el Azimut debe ser aproximadamente de 12 grados tal como se muestra en la Ilustración 35.

Ilustración 35. Coordenadas de posición del panel solar. [67].

Por otro lado, el software hace un análisis de la emisión de gases invernadero (Co2)

tal como se muestra la Ilustracion 36.

Ilustración 36. Análisis de emisiones por gases de efecto invernadero [66].

71

Según la información brindada por el software RETScreen, la implementación del sistema solar fotovoltaico reduce la producción anual de gases de efecto invernadero en un total de 1 tonelada de dióxido de carbono (1 tCO2), esto es equivalente a 0,2 autos y camiones livianos no utilizaos según la información de referencia del programa. A continuación, se muestra el análisis financiero que hace RETScreen. Ver Ilustracion 37.

Ilustración 37. Análisis financiero en RETScreen (baterías tipo Gel, IVA incluido) [66].

De la información anterior se puede decir lo siguiente:

Tasa de inflación: Este valor ingresado corresponde a la inflación acumulada para el mes de diciembre según información del Banco de la Republica [68]

La vida útil del proyecto corresponde a 20 años.

La relación de deuda del proyecto es del 0%, porque se asume que el inversionista o stakeholders invierte en el proyecto con recursos propios, o sea sin préstamos del banco.

El valor de $8.239.481 ingresado en el recuadro de costos iniciales (otro ) corresponde a un gasto o egreso que se lleva a cabo durante los 20 años de vida útil del proyecto por el cambio periódico de las baterías tipo Gel.

72

Por otra parte, la TIR calculada por el software es del 5.7, lo que da a entender que el proyecto efectivamente si es factible, no obstante, este valor difiere con la TIR calculada en Excel (2,93) según la Tabla 25. Esta discrepancia se puede presentar por las siguientes razones:

RETscreen tiene en cuenta la tasa de inflación para llevar a cabo el flujo de caja, en cambio en el cálculo llevado en Excel no se tuvo en cuenta este parámetro. Es por ende que la TIR hallada por el Software puede ser más precisa.

RETscreen no tiene en cuenta las inyecciones de capital (egresos) para la inversión de baterías tipo Gel en los años 5, 10 y 15 de la vida útil del proyecto, en Excel si se tuvo en cuenta este parámetro, por eso la TIR puede diferir.

En la Ilustración 38 se observa la curva de factibilidad del proyecto con demanda constante e IVA incluido simulada en RETScreen. La comparación de las curvas entre Excel-RETScreen se muestra en el Anexo 2.

Ilustración 38. Curva de rentabilidad en RETScreen con IVA incluido [66].

6.10.3 FACTIBILIDAD EN RETSCREEN (BATERÍAS OPZS CON DEMANDA

CONSTANTE Y BENEFICIOS DE LEY 1715).

Como se ha mencionado anteriormente, se tendrá en cuenta el beneficio de excepción del IVA del 19% promulgado en la Ley 1715, los pasos a seguir para la evaluación de la factibilidad en RETScreen serán los mismos que el primer análisis, no obstante, cambiarán los costos iniciales de inversión. A continuación, se resumirá el procedimiento seguido en el software.

73

Debido a la exclusión del IVA del 19%, los costos por inversión equivalen a $7.910.473, la tasa de inflación corresponde a la misma citada en la simulación anterior al igual que el análisis de emisiones de gases por efecto invernadero.

Ilustración 39. Análisis financiero en RETScreen sin IVA incluido [66].

La Ilustración anterior muestra como era de esperarse, un aumento en la TIR, la

cual paso de 5,7 % (con IVA) a un valor de 6,7% prescindiendo del IVA, lo cual

refleja que la Tasa Interna de Retorno sigue siendo positiva, esto da a entender que

el usuario beneficiario está ahorrando capital a futuro con la implementación del

sistema solar fotovoltaico centralizado.

Finalmente, la Ilustración 40 muestra la curva de rentabilidad del proyecto para este

escenario, donde se muestra que la inversión inicial se recupera a partir del año 11

y a partir de este, el usuario está ahorrando capital al dejar de prescindir del uso del

grupo electrógeno. La comparación de las curvas entre Excel-RETScreen se

muestran en el Anexo 3.

74

Ilustración 40. Curva de rentabilidad en RETScreen sin IVA incluido [66].

6.11 ANÁLISIS

Este proyecto abarca el estudio de varias alternativas de generación, se descartó un sistema de generación por medio de biomasa, eólico, hibrido, además de un sistema de generación convencional por factibilidad. Finalmente, a través de información brindada por los satélites de la NASA e información del IDEAM como fuente local, se llegó a la conclusión que la radiación solar en Nariño, Cundinamarca estaba dentro de los estándares para instalar un sistema solar fotovoltaico que abasteciera de energía eléctrica a 7 unidades de vivienda rurales que demandan poca potencia. A partir del estudio de selección del recurso, se diseña un sistema solar fotovoltaico centralizado, que se replicó para las demás unidades de vivienda, para el diseño se tuvo en cuenta la información brindada por el SUI para determinar la demanda promedio de un usuario estrato 1 en el departamento de Cundinamarca. Este proyecto tiene en cuenta el estudio de dos tipos de baterías, las cuales juegan un papel importante en el sistema de generación de un sistema solar fotovoltaico no solo en materia técnica sino en la inversión inicial, durante el estudio se pudo determinar que las baterías tipo Gel son mucho más económicas que las baterías Opzs, no obstante, calculando los flujos de caja y las curvas de rentabilidad se pudo determinar que empleando baterías Gel se recupera la inversión en menos tiempo. A partir de los costos por inversión se plantearon dos escenarios posibles, uno con baterías Gel vs grupo electrógeno, y un segundo estudio, baterías Opzs vs grupo electrógeno, donde se determinó que los dos escenarios son viables debido a que la Tasa Interna de Retorno (TIR) es positiva, sin embargo, se determinó que el segundo escenario (baterías tipo Gel) con la exención del IVA según los beneficios de la Ley 1715 del año 2014, genera mayor rentabilidad debido a que la inversión

75

se recupera en menor tiempo si se compara con el escenario 1. Es necesario aclarar que el estudio de factibilidad en Excel y RETScreen difirió en el valor de la TIR y en las curvas de rentabilidad, esto se debe a que el Software tiene en cuenta otras variables como la inflación durante la vida útil del proyecto y en el cálculo en Excel se despreció este parámetro debido a que la inflación es fluctuante mes a mes y por ende lo será durante los próximos 20 años. En lo que respecta a la parte ambiental, la instalación del sistema solar fotovoltaico según los casos propuestos disminuye la emisión de gases de efecto invernadero (C02) en casi 1,9 toneladas de dióxido de carbono (1,9tC02) según el análisis llevado en el software RETScreen, esto contribuye en gran manera al medio ambiente ya que se está dejando de prescindir del grupo electrógeno que funciona con combustible Diésel, el cual arroja emisiones de dióxido de carbono a la atmosfera.

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7 CONCLUSIONES

Se determinó que tanto con las baterías Opzs como el tipo Gel la Tasa Interna de Retorno (TIR) es positiva, lo que quiere dar a entender que con las dos alternativas se recupera la inversión inicial, no obstante, el uso de baterías Gel genera mayor rentabilidad.

Con los beneficios de la Ley 1715 del año 2014 que cita la exclusión del IVA para equipos empleados en instalaciones fotovoltaicas, se obtiene una recuperación de la inversión a partir del año 16, por lo tanto, un usuario beneficiario del proyecto se estaría ahorrando $13.537.009 durante la vida útil del sistema fotovoltaico dejando de prescindir del uso del grupo electrógeno como fuente de abastecimiento de energía eléctrica.

Se debe tener en cuenta que para el tipo de análisis realizado en el software RETScreen, es necesario analizar el sistema como un sistema de generación centralizado. Se puede incurrir en el error de ingresar los valores que el software solicita como un sistema de generación distribuido cuando se está analizando varias unidades de vivienda o un conjunto de instalaciones por separado, esto genera resultados erróneos al llevar el estudio de factibilidad

Se descartó un sistema de generación eléctrica con recursos como Biomasa o empleando un sistema eólico, además se descartó abastecer la generación de energía con un sistema de generación convencional por factibilidad y acatando el convenio ATN/FM-12825-CO de la UPME que promulga la creación de proyectos de generación de energía eléctrica con fuentes renovables en áreas rurales apartadas del SIN. Se comprobó por medio de la información otorgada por la NASA y el IDEAM que la radiación solar en Nariño, Cundinamarca está dentro de los estándares para la instalación de proyectos fotovoltaicos.

Determinar el costo unitario del kilovatio-hora ($/kW-h) con exactitud para los próximos 20 años es una tarea compleja, se empleó una tasa porcentual de aumento establecida, no obstante, estudios especializados en economía y algunas tesis de maestría relacionadas con el modelamiento del precio de energía para Colombia en los próximos años consultadas coinciden en que existen variables exógenas como el clima entre otras que dificultan llevar a cabo un pronóstico con un porcentaje de error bajo [38].

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ANEXOS

Anexo 1. costos proyecto de distribución en media tensión y alumbrado

público en Guataqui-Nariño.

estudio de factibilidad para la electrificaciÓn de …

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