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GUÍA DE IMPLEMENTACIÓN ENFOCADA A UN PROYECTO DE

ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA DE AUTOGENERACIÓN A

PEQUEÑA ESCALA (AGPE), EVALUANDO SU VIABILIDAD

ECONÓMICA A PARTIR DE LOS BENEFICIOS TRIBUTARIOS

ESTIPULADO EN LA LEY 1715 DE 2014.

CRISTHIAN ERNESTO GARAY GONZÁLEZ

SERGIO ALEJANDRO GUZMÁN CHACÓN

UNIVERSIDAD DISTRITAL “FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS”

FACULTAD TECNOLÓGICA

INGENIERIA ELÉCTRICA POR CICLOS

BOGOTÁ D.C.

2019

2

Guía de implementación enfocada a un proyecto de energía solar

fotovoltaica de Autogeneración a Pequeña Escala (AGPE,), evaluando su

viabilidad económica a partir de los beneficios tributarios según lo

estipulado en la ley 1715 de 2014.

Cristhian Ernesto Garay González y Sergio Alejandro Guzmán Chacón

Universidad Distrital Francisco José de Caldas

Trabajo de Grado elaborado para optar al Título de Ingeniero Eléctrico,

bajo la Dirección de la MSc.Yaqueline Garzón Rodríguez

Facultad de Tecnológica

Universidad Distrital Francisco José de Caldas

Facultad Tecnológica

Ingeniería Eléctrica por ciclos

Bogotá D.C. Colombia, septiembre 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 al título de

Ingeniero Eléctrico

__________________________________

Ing. MSc. Yaqueline Garzón Rodríguez

Directora del proyecto

__________________________________

Ing. PhD. Clara Inés Buriticá Arboleda

Jurado

4

DEDICATORIA

A mi familia, la cual fue fuente de apoyo constante e incondicional en toda mi vida y más

aún en estos años de carrera profesional y en especial quiero expresar mi más grande

agradecimiento a mis padres que sin su ayuda hubiera sido imposible culminar esta etapa en

mi vida.

Cristhian Garay.

A Dios nuestro señor, quien nos ha dado la vida y la salud necesaria para realizar y culminar

este trabajo.

A nuestros padres por la educación ofrecida y por su constante e incondicional apoyo.

A mis compañeros y profesores con los que nos relacionamos de alguna u otra forma en el

transcurso de la carrera.

Sergio Guzmán.

5

Este documento es propiedad de la Universidad Distrital Francisco José de Caldas. Prohibida su reproducción por cualquier medio, sin previa Autorización.

AGRADECIMIENTOS

Los autores expresan sus más sinceros agradecimientos:

A nuestras familias por su paciencia y por todo el apoyo que nos brindaron en este largo

proceso.

A la ingeniera Yaqueline Garzón Rodríguez director del proyecto por brindarnos su

amplia experiencia y conocimiento para la culminación del presente proyecto.

A todas las personas que directa o indirectamente nos brindaron su colaboración en la

realización del presente trabajo.

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CONTENIDO

LISTA DE FIGURAS ..................................................................................................................... 8

LISTA DE TABLAS ...................................................................................................................... 10

RESUMEN Y PALABRAS CLAVES ............................................................................................ 11

ABSTRACT AND KEYWORDS ................................................................................................... 12

OBJETIVOS. ............................................................................................................................... 13

INTRODUCCIÓN......................................................................................................................... 14

GLOSARIO .................................................................................................................................. 16

CAPITULO 1. ............................................................................................................................... 19

1.1. Marco Teórico .............................................................................................................. 19

1.1.1. Sistemas de energía solar fotovoltaica ............................................................... 19

1.1.2. Disposición final de los paneles solares.............................................................. 25

1.2 Marco Legal y Regulatorio ................................................................................................. 27

CAPITULO 2. ............................................................................................................................... 50

2.1. Estructuración de la guía de implementación enfocada a un proyecto de energía solar

fotovoltaica de autogeneración a pequeña escala (AGPE). .................................................... 50

2.1.1. Información de relevancia que se debe considerar en el desarrollo de la guía de implementación. ................................................................................................................... 53

2.1.2. Estructuración de la guía de implementación. .................................................... 54

CAPITULO 3. ............................................................................................................................... 57

3.1. Estructuración de aplicativo Excel enfocada a un proyecto de energía solar fotovoltaica

de autogeneración a pequeña escala (AGPE), evaluando su viabilidad económica a partir de

los beneficios tributarios estipulado en la ley 1715 de 2014. .................................................. 57

3.1.1. Información de relevancia a considerar para el uso del aplicativo. .................... 58

3.1.2. Instructivo para el diligenciamiento del aplicativo Excel ..................................... 58

CAPITULO 4. ............................................................................................................................... 67

7


4.1. Caso tipo de la finca productora de huevos de la vereda Jucual del municipio de fosca

Cundinamarca.......................................................................................................................... 67

4.1.1. Datos del proyecto: .................................................................................................... 67

4.1.2. Descripción Del Proyecto: .......................................................................................... 68

4.1.3. Condiciones del predio: ............................................................................................. 68

4.2. Dimensionamiento del proyecto ....................................................................................... 71

4.2.1. Cuadro de cargas: ............................................................................................... 71

4.2.2. Consulta de la disponibilidad de carga del transformador ante el operador de red: 72

4.2.3. Dimensionamiento de conductores: .................................................................... 73

4.2.4. Selección de protecciones en BT: ....................................................................... 74

4.2.5. Cálculo de pérdidas de energía. ......................................................................... 75

4.2.6. Cálculo de regulación de tensión: ....................................................................... 78

4.2.7. Especificaciones técnicas del equipo de medida. ............................................... 79

4.2.8. Determinación de hora solar pico y factor de pérdidas (PR) .............................. 80

4.2.9. Equipos a utilizar: ................................................................................................ 87

4.3. Análisis energético ............................................................................................................ 93

4.3.1. Cálculo de Energía Producida: ............................................................................ 95

4.4. Presupuesto económico. ............................................................................................. 99

4.4.1. Cálculo económico .............................................................................................. 99

4.4.1. Valor Futuro (VF): .............................................................................................. 100

4.4.2. Valor Presente Neto (VAN): .............................................................................. 101

4.4.3. Tasa interna de retorno (TIR): ........................................................................... 104

4.4.4. Periodo de Recuperación de la Inversión (PIR): ............................................... 105

4.4.5. Costo de kW de Generación ............................................................................. 105

CONCLUSIONES. ..................................................................................................................... 108

ANEXOS .................................................................................................................................... 111

Referencias ................................................................................... ¡Error! Marcador no definido.

8


LISTA DE FIGURAS

Fig. 1. Efecto fotoeléctrico. (Estructura de la materia, s.f.) ................................................................ 19

Fig. 2.Sistema solar fotovoltaico conectado a la red. (Sun Supply, s.f.) ............................................... 20

Fig. 3.Diagrama de bloques para Diseño y dimensionamiento de instalaciones fotovoltaicas acopladas a

red Eléctrica (Elaboración propia con base en O. Perpiñán Lamigueiro, marzo 2015) .......................... 23

Fig. 4.Diagrama de flujo del proceso para la solicitud de certificación de Beneficio Ambiental para

proyectos de Fuentes No Convencionales de Energías Renovables ante la UPME Y ANLA (Elaboración

propia) .......................................................................................................................................... 32

Fig. 5.Diagrama de flujo del proceso para la solicitud de certificación de Beneficio Ambiental para

proyectos de Fuentes No Convencionales de Energías Renovables ante la CREG (Elaboración propia) . 33

Fig. 6.Comportamiento de energía – Ejemplo 1 (Elaboración propia) ................................................. 38

Fig. 7.Consumo de energía – Ejemplo 1(Elaboración propia) ............................................................. 38

Fig. 8. Comportamiento de energía – Ejemplo 2 (Elaboración propia) ................................................ 40

Fig. 9.Consumo de energía –Ejemplo 2. (Elaboración propia) ............................................................ 40

Fig. 10. Comportamiento de energía Ejemplo 3. (Elaboración propia) ................................................ 42

Fig. 11.Consumo de energía Ejemplo 3 (Elaboración propia) ............................................................. 43

Fig. 12.Diagrama de flujo de implementación de la guía (Elaboración propia) ..................................... 52

Fig. 13.Menú de la aplicación Excel (Elaboración propia) ................................................................. 58

Fig. 14.Módulo de diligenciamiento de datos básicos. (Elaboración propia) ........................................ 59

Fig. 15.Diligenciamiento de la localización geográfica. (Elaboración propia) ...................................... 60

Fig. 16.Llenado de eficiencia del sistema. (Elaboración propia) ......................................................... 60

Fig. 17.Energía promedio consumida durante el mes. (Elaboración propia) ......................................... 61

Fig. 18.cálculo de la Energía promedio consumida. (Elaboración propia) ............................................ 61

Fig. 19. Diversificación de las cargas de acuerdo a la NTC-2050. (ICONTEC, 1998) ......................... 62

Fig. 20.Días y Horas de servicio eléctrico. (Elaboración propia) ......................................................... 62

Fig. 21.Diligenciamiento del valor del kWh. (Elaboración propia)...................................................... 63

Fig. 22.llenado de Potencia del sistema a instalar. (Elaboración propia) .............................................. 63

Fig. 23.Interfaz evaluación económica. (Elaboración propia) ............................................................. 64

Fig. 24.Modulo Sistema fotovoltaico. (Elaboración propia) ............................................................... 65

Fig. 25.Módulo de proyección económica del proyecto. (Elaboración propia) ..................................... 65

Fig. 26.Comportamiento de flujo de caja y Curva de proyección económica. (Elaboración propia)........ 66

Fig. 27. iluminación del galpón. (Elaboración propia) ....................................................................... 68

Fig. 28.Estructura de los Gallineros. (Elaboración propia) ................................................................. 69

Fig. 29.Panorámica de la estructura de los gallineros (Elaboración propia) .......................................... 69

9


Fig. 30.Maquina clasificadora de huevo. (Elaboración propia) ........................................................... 70

Fig. 31.Tejado donde se proyecta la instalación de paneles solares. (Elaboración propia) ..................... 70

Fig. 32.Disponibilidad de carga de Transformador que alimenta el predio. (Obtenida de operador de red)

..................................................................................................................................................... 72

Fig. 33.Disponibilidad de carga de Transformador que alimenta el predio. (Obtenida de operador de red)

..................................................................................................................................................... 72

Fig. 34.Dimensionamiento de los conductores (NTC 2050) ............................................................... 73

Fig. 35.Esquema de conexión interna del microinversor APSystems YC1000-3. (Tomado de Catalogo) 92

Fig. 36.Diagrama unifilar del sistema fotovoltaico (Elaboración propia) ............................................. 93

Fig. 37.Componente tarifario. (Servicio público) ............................................................................ 100

Fig. 38.Comportamiento del flujo de caja del proyecto (Elaboración propia) ..................................... 103

Fig. 39.curva de proyección del proyecto (Elaboración propia) ........................................................ 104

10


LISTA DE TABLAS

Tabla 1.Datos básicos del proyecto. (Elaboración propia) .................................................................. 67

Tabla 2.Cuadro de Cargas Existentes (Elaboración propia) ................................................................ 71

Tabla 3.Caracteristica principal de los conductores a usar. (Elaboración propia) .................................. 74

Tabla 4.Cálculo de pérdidas Conductores de Baja Tensión. (Elaboración propia)................................. 76

Tabla 5.Valor de Resistencia y Reactancia de los conductores. (NTC 2050) ........................................ 79

Tabla 6.Cálculo de Regulación para acometida en B.T en Cu. (Elaboración propia) ............................. 79

Tabla 7.Especificaciones de medidor (Likinormas, CODENSA) ........................................................ 80

Tabla 8.Datos HSP (IDEAM, 2019) ................................................................................................. 81

Tabla 9.Valores típicos de pérdidas. (Elaboración propia) .................................................................. 82

Tabla 10.Características térmicas del panel solar (Ficha técnica) ........................................................ 85

Tabla 11.Valores Utilizados para el factor de rendimiento (Elaboración propia) .................................. 86

Tabla 12.Pérdidas totales en la instalación. (Elaboración propia) ........................................................ 87

Tabla 13.Características panel solar Yingli – 270W. (Tomado de Catalogo) ........................................ 89

Tabla 14.Características panel solar Trina – 270W. (Tomado de Catalogo) ......................................... 89

Tabla 15. Características panel solar Jinko – 270W. (Tomado de Catalogo) ........................................ 89

Tabla 16.Datos del inversor APsystems. (Tomado de Catalogo) ......................................................... 90

Tabla 17.Datos del inversor Sunny Boy. (Tomado de Catalogo) ......................................................... 91

Tabla 18.Datos del inversor Fronius Symo. (Tomado de Catalogo) .................................................... 91

Tabla 19.Datos del panel solar. (Elaboración propia) ......................................................................... 94

Tabla 20.Datos del inversor. (Elaboración propia) ............................................................................. 94

Tabla 21.Valores del campo fotovoltaico. (Elaboración propia).......................................................... 95

Tabla 22.Cálculo de energía producida (Elaboración propia) ............................................................. 97

Tabla 23.Beneficio ambiental. (Elaboración propia) .......................................................................... 98

Tabla 24.Presupuesto del proyecto (Elaboración propia) .................................................................... 99

Tabla 25.Valores económicos del proyecto (Elaboración propia) ...................................................... 103

Tabla 26.Pérdidas de potencia general por envejecimiento de los módulos fotovoltaicos. (Elaboración

propia) ........................................................................................................................................ 106

11


RESUMEN Y PALABRAS CLAVES

El Estado por medio de las garantías y beneficios otorgados en la ley 1715 de 2014

pretende impulsar el uso de fuentes no convencionales de energía renovables, para la

generación de energía eléctrica, permitiendo que todos los usuarios que decidan

autogenerar su propia energía eléctrica obtengan beneficios tributarios y adicionalmente

puedan vender sus excedentes de energía a la red de distribución. Lo anterior abre la

puerta de entrada a un nuevo mercado, el presente trabajo pretende ser una guía de

aplicación para proyectos de autogeneración a pequeña escala a partir de energía solar

fotovoltaica. Se pretende partir de conocer las necesidades energéticas, índice de

radiación solar (depende directamente se la ubicación geográfica), área disponible de

instalación y disponibilidad del punto de conexión a la red eléctrica del operador de red,

para hacer el estudio técnico y diseñar el sistema fotovoltaico a implementar en un sitio

determinado. Para este caso se pretende generar una aplicación Excel que permita a

través del ingreso de unos datos básicos de consumo de energía e índice de radiación

solar, obtener como resultado la capacidad del sistema a instalar, la cantidad de paneles

solares a utilizar y una estimación del costo, posteriormente describir y explicar el

procedimiento de registro de este tipo de proyectos ante las instituciones pertinentes y

realizar el estudio de incentivos económicos, que contempla aspectos ya reglamentados

para la obtención de beneficios tributarios y la venta de excedentes de energía como

autogeneradores a pequeña escala.

Finalmente, en este documento se encontrará la información básica para el estudio y

ejecución de un proyecto de energía solar fotovoltaica a pequeña escala, evaluando su

viabilidad económica a partir de los beneficios tributarios estipulados en la ley 1715 del

2014. Adicional a esto se presenta un estudio de caso tipo con el que se valida la

funcionalidad de la guía de implementación y del aplicativo en Excel para evaluar la

viabilidad y desarrollo del mismo.

Palabras claves: Energía solar, paneles solares, radiación solar, excedentes de energía,

autogeneración a pequeña escala, sistemas Ongrid, Fuentes No Convencionales de

Energía Renovable (FNCER), Sistema de Distribución Local (SDL), Sistema de

Transmisión Regional (STR), Sistema de Transmisión Nacional (STN).

12


ABSTRACT AND KEYWORDS

The State, through the guarantees and benefits granted in Law 1715 of 2014, intends to

promote the use of non-conventional sources of renewable energy, for the generation of

electricity, allowing all users who decide to self-generate their own electricity to obtain

tax benefits. and additionally, they can sell their surplus energy to the distribution

network. The above opens the gateway to a new market, the present work aims to be an

application guide for small-scale self-generation projects based on photovoltaic solar

energy. It is intended to start by knowing the energy needs, solar radiation index (it

depends directly on the geographical location), available area of installation and

availability of the connection point to the grid operator's electrical network, to do the

technical study and design the system Photovoltaic to be implemented in a specific site.

For this case it is intended to generate an Excel application that allows, through the

entry of basic data on energy consumption and solar radiation index, to obtain as a

result the capacity of the system to be installed, the amount of solar panels to be used

and an estimate of the cost, then describe and explain the procedure for registering such

projects with the relevant institutions and carry out the study of economic incentives,

which includes aspects already regulated for obtaining tax benefits and the sale of

energy surpluses as small-scale self-generators .

Finally, in this document you will find the basic information for the study and execution

of a small-scale photovoltaic solar energy project, evaluating its economic viability

based on the tax benefits stipulated in Law 1715 of 2014. In addition to this, a type case

study that validates the functionality of the implementation guide and the application in

Excel to assess the feasibility and development of the same.

Keywords:

Solar energy, solar panels, solar radiation, surplus energy, small-scale self-generation,

Ongrid systems, Non-Conventional Renewable Energy Sources (FNCER), Local

Distribution System (SDL), Regional Transmission System (STR), Transmission

System National (STN).

13


OBJETIVOS.

General:

Elaborar una guía para el diseño de un sistema de autogeneración a pequeña escala

(AGPE) de energía solar fotovoltaica Ongrid, para una capacidad instalada de 3 kW,

fundamentada en la ley 1715 de 2014 y todas sus normas reglamentarias que apliquen.

Específicos:

➢ Estructurar la guía de implementación para un sistema de autogeneración

pequeña escala de energía solar fotovoltaica Ongrid, a partir de un estudio

técnico, legal y normativo, considerando su respectiva validación, pruebas y

ajustes.

➢ Desarrollar aplicativo en Excel que permita realizar el estudio técnico y

económico para un sistema de autogeneración pequeña escala de energía solar

fotovoltaica Ongrid, el cual sirva de soporte en el uso final de la guía propuesta,

considerando su respectiva validación, pruebas y ajustes.

➢ Implementar la guía y el aplicativo Excel propuesto, en el caso tipo de la finca

productora de huevos de la vereda Jucual del municipio de Fosca Cundinamarca

14


INTRODUCCIÓN

El suministro de energía eléctrica en el mundo es un tema de especial preocupación

desde el punto de vista del desarrollo sostenible, esto debido a que la generación de

energía eléctrica en gran cantidad proviene de la quema de combustibles fósiles. Los

combustibles derivados del petróleo, para producción de energía constituyen cerca del

33% de las fuentes primarias de energía, (BGR, Diciembre 2013) lo cual hace a este

campo un gran contribuyente a la producción total de gases de efecto invernadero. Por

esta razón en acuerdos internacionales se ha venido promoviendo el uso de fuentes de

energía renovable para satisfacer la demanda energética e ir aumentando la generación

de energía eléctrica con el uso de estas fuentes.

En el sector eléctrico colombiano hay un largo camino por recorrer en cuanto a energías

limpias o renovables se refiere, esto dado que aproximadamente el 6% de la energía

eléctrica generada del país proviene de fuentes no convencionales de energía

renovables, incluidas en las plantas menores y el 0,2% de autogeneradores (Xm filial de

ISA, 2016). Con el fin de aumentar el uso de estas fuentes de energía en el país, el

gobierno nacional por medio de la ley 1715 de 2014(“por medio de la cual se regula la

integración de las energías renovables no convencionales al sistema energético

nacional”)(Ley 1715, 2014), generó las condiciones que permitieran la integración al

sistema energético nacional de este tipo de energía, promoviendo su uso, garantiza

beneficios tributarios y arancelarios con el fin de promover el crecimiento de este tipo

de generación y permite vender a la red los excedentes de energía generados.

Con base en lo anterior se elabora este trabajo de grado en el cual se construirá una guía

para el diseño de un sistema de autogeneración a pequeña escala (AGPE) de energía

solar fotovoltaica, para una capacidad instalada de 3 kW, fundamentada en la ley 1715

de 2014 y todas sus normas reglamentarias que apliquen, inicialmente se realizará el

estudio legal y normativa para definir los pasos a seguir para la implementación de un

sistema de autogeneración de este tipo.

Seguido de esto se pretende realizar un estudio de incentivos económico para verificar

el comportamiento del retorno de la inversión y tasa interna de retorno, a partir de la

posibilidad de la venta de excedente de generación al operador de red y acceso a

beneficios tributarios otorgados por la ley 1715 de 2014, a continuación se analizarán

15


los casos de aplicación internacional de leyes y normas que permiten la interconexión a

la red eléctrica y venta de excedentes para autogeneradores con fuentes de energía

renovables e identificar los posibles éxitos o fracasos de estos casos referidos al

contexto nacional.

16


GLOSARIO

En el uso y manejo este documento es necesario considerar las siguientes definiciones y

conceptos:

Autogeneración: Aquella actividad realizada por personas naturales o jurídicas que

producen energía eléctrica principalmente, para atender sus propias necesidades.

(CREG Resolución 030 de 2018, 2018)

Autogenerador a pequeña escala, AGPE: Autogenerador con potencia instalada igual

o inferior a 1MW según el límite definido en el artículo primero de la Resolución

UPME 281 de 2015 o aquella que la modifique o sustituya. (CREG Resolución 030 de

2018, 2018)

Capacidad instalada: Es la carga instalada o capacidad nominal que puede soportar el

componente limitante de una instalación o sistema eléctrico. (CREG Resolución 030 de

2018, 2018)

Contador Bidireccional: Contador que acumula la diferencia entre los pulsos recibidos

por sus entradas de cuenta ascendente y cuenta descendente. (Ley 1715 , 2014)

Crédito de energía: Cantidad de energía exportada a la red por un AGPE con FNCER

que se permuta contra la importación de energía que éste realice durante un periodo de

facturación. (CREG Resolución 030 de 2018, 2018)

Energía solar: Energía obtenida a partir de aquella fuente no convencional de energía

renovable que consiste de la radiación electromagnética proveniente del sol. (Ley 1715,

2014)

Excedentes de energía: Toda exportación de energía eléctrica realizada por un

autogenerador. (CREG Resolución 030 de 2018, 2018)

Exportación de energía: Cantidad de energía entregada a la red por un autogenerador o

un generador distribuido. (CREG Resolución 030 de 2018, 2018)

Fuentes convencionales de energía: Son aquellos recursos de energía que son

utilizados de forma intensiva y ampliamente comercializados en el país. (Ley 1715,

2014)

17


FNCER: Son las fuentes no convencionales de energía renovables tales como la

biomasa, los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos, la eólica, la geotérmica, la

solar y los mares. (CREG Resolución 030 de 2018, 2018)

Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER): Son aquellos recursos

de energía renovable disponibles a nivel mundial que son ambientalmente sostenibles,

pero que en el país no son empleados o son utilizados de manera marginal y no se

comercializan ampliamente. Se consideran FNCER la biomasa, los pequeños

aprovechamientos hidroeléctricos, la eólica, la geotérmica, la solar y los mares. Otras

fuentes podrán ser consideradas como FNCER según lo determine la UPME. (Ley

1715, 2014)

Importación de energía: Cantidad de energía eléctrica consumida de la red por un

Autogenerador. (CREG Resolución 030 de 2018, 2018)

Operador de Red (OR): Persona encargada de la planeación de la expansión, las

inversiones, la operación y el mantenimiento de todo o parte de un Sistema de

Transmisión Regional (STR) o Sistema de Distribución Local (SDL), incluidas sus

conexiones al Sistema de Transmisión Nacional. Los activos pueden ser de su propiedad

o de terceros. Para todos los propósitos son las empresas que tienen Cargos por Uso de

los STR o SDL aprobados por la CREG. El OR siempre debe ser una Empresa de

Servicios Públicos Domiciliarios. La unidad mínima de un SDL para que un OR solicite

Cargos de Uso corresponde a un Municipio. (CREG Resolución 030 de 2018, 2018)

Potencia instalada de generación: Para los AGPE este valor corresponde al nominal

del sistema de autogeneración declarado al OR durante el proceso de conexión. (CREG

Resolución 030 de 2018, 2018)

Servicio de Sistema: Conjunto de actividades necesarias para permitir la exportación

de energía eléctrica. (CREG Resolución 030 de 2018, 2018)

Sistema de Distribución Local (SDL): Sistema de transporte de energía eléctrica

compuesto por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que

operan a los Niveles de Tensión 3, 2 y 1 dedicados a la prestación del servicio en un

Mercado de Comercialización. (CREG Resolución 030 de 2018, 2018)

18


Sistema de Transmisión Regional (STR): Sistema de transporte de energía eléctrica

compuesto por los Activos de Conexión del OR al STN y el conjunto de líneas, equipos

y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan en el Nivel de Tensión 4. Los

STR pueden estar conformados por los activos de uno o más Operadores de Red.


Sistema de Transmisión Nacional (STN): Es el sistema interconectado de transmisión

de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, equipos de compensación y

subestaciones que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV, los transformadores

con este nivel de tensión en el lado de baja y los correspondientes módulos de conexión.


19


CAPITULO 1.

1.1. Marco Teórico

1.1.1. Sistemas de energía solar fotovoltaica

Los sistemas fotovoltaicos son una realidad en la actualidad, gracias entre otras cosas al

efecto fotoeléctrico, el cual se introdujo al mundo gracias a Alexandre Edmond

Bequerel (1820-1891) quien entre sus experimentos notó como había un incremento de

corriente al exponer a la luz una pila electrolítica con electrodos de platino (J.P. Silva

Sarasty, 2015). Esto dio paso a investigaciones alrededor de este efecto; posteriormente

fue Albert Einstein quién explicó el efecto fotoeléctrico por medio de su artículo “On a

Heuristic Viewpoint Concerning the Production and Transformation of Light” en donde

indica que un haz de luz está formado por pequeños grupos particulados, llamados

fotones; caracteriza la energía del fotón como la frecuencia multiplicada por una

constante (constante que posteriormente se determinaría como la constante de Planck).

(J.P. Silva Sarasty, 2015)

Teniendo en cuenta esto, un fotón que supere un valor de frecuencia determinado,

cuenta con la energía necesaria para expulsar un electrón. De este modo un haz de luz

que impacta sobre una superficie metálica dependiendo de su longitud de onda y

frecuencia está en la capacidad de desprender electrones de dicha superficie. En la

figura 1 se ilustra un ejemplo de este efecto.

Fig. 1. Efecto fotoeléctrico. (Estructura de la materia, s.f.)

20


Usando este principio se da inicio al desarrollo tecnológico de celdas fotovoltaicas que

hoy en día componen los módulos fotovoltaicos. Entre las primeras celdas solares que

se construyeron se encuentra la de Selenio, la cual presenta una eficiencia de 1%,

posteriormente apareció la celda solar de Silicio la cual manejaba eficiencias superiores

al 10% (O. Perpiñán Lamigueiro, marzo 2015). Para que el silicio produzca energía

eléctrica se realiza un proceso de dopado, el cual consiste en introducir impurezas de

otro material en el silicio formando dos tipos de átomos, los que cuentan con un

electrón más que el silicio en la capa de valencia, conforman la zona tipo n y los que

tienen un electrón menos que el silicio en su capa de valencia conforma la zona tipo p

(O. Perpiñán Lamigueiro, marzo 2015).

Un sistema fotovoltaico está compuesto por diferentes equipos eléctricos y electrónicos

que a partir de la radiación solar producen energía eléctrica, donde el elemento principal

es el módulo fotovoltaico el cual genera corriente continua; otro elemento protagonista

en este tipo de instalaciones el inversor, el cual se encarga de recibir la corriente

continua generada por los módulos y cambiar la forma de onda a una onda en corriente

alterna con frecuencia y tensión de trabajo utilizada para el consumo de energía.

Fig. 2.Sistema solar fotovoltaico conectado a la red. (Sun Supply, s.f.)

Un Sistema Fotovoltaico Conectado a la Red es conformado básicamente por un

generador fotovoltaico acoplado a un inversor que opera en paralelo con la red eléctrica

comercial. El objetivo primordial de la tecnología fotovoltaica permite, al contrario que

en la mayoría de las fuentes de energía convencionales, un costo unitario relativamente

21


independiente del tamaño de la instalación; por ello los pequeños sistemas presentan un

gran interés (producción de energía descentralizada u autosuficiencia del usuario o

consumidor).Por otra parte, los sistemas fotovoltaicos se pueden catalogar en tres

grupos de acuerdo a su instalación y uso: conectados a red (On grid), autónomos (Off

grid) y de bombeo, siendo los On grid y Off grid los más utilizados. (O. Perpiñán

Lamigueiro, marzo 2015)

Los sistemas conectados a red (On grid) generan la energía eléctrica para ser inyectada

en la red eléctrica de los sistemas de distribución convencionales. Estas instalaciones

pueden alimentar cargas eléctricas y enviar la energía sobrante a la red, o se pueden

instalar únicamente a la red (O. Perpiñán Lamigueiro, marzo 2015).

Teniendo en cuenta este uso no requieren de acumuladores de energía o baterías, ni de

reguladores. Se requiere de un equipo inversor para permitir un correcto acoplamiento

con la red eléctrica, limitando la potencia, tensión y frecuencia de salida de las ondas de

tensión y corriente, para que se introduzcan sin traumatismos en la red.

Los sistemas autónomos (Off grid) son sistemas dedicados a una o varias cargas

específicas en múltiples aplicaciones, estos sistemas cuentan con equipos como baterías

y reguladores, con la finalidad de almacenar y siempre suministrar energía eléctrica

necesaria a las cargas que se tengan, de una manera óptima (O. Perpiñán Lamigueiro,

marzo 2015). Entre las aplicaciones de estos sistemas están la electrificación rural

doméstica y los consumos pequeños, como alimentación de equipos de comunicación,

señalización vial entre otros.

En Colombia los sistemas de generación con energía solar fotovoltaica tienen su inicio

en proyectos de comunicaciones en la década de los 80s destacando el proyecto de

telecomunicaciones rurales de Telecom, instalando paneles solares para radioteléfonos

rurales, en los siguientes años fue aumentando el uso de estas tecnologías en

electrificaciones rurales e industrias (H. Rodríguez Murcia, noviembre 2008.)

Debido a que en el país los avances sobre diseños de instalaciones de energía solar

fotovoltaica han aparecido en los últimos años promovidos entre otras cosas por la

entrada en vigencia de la Ley 1715 de 2014, y se han considerado desactualizadas las

normas nacionales sobre este tipo de instalaciones, se toma como referencia de diseño

los aportes internaciones de países de Europa y específicamente países como España

22


que están a la vanguardia del diseño y montaje de este tipo de instalaciones

fotovoltaicas, teniendo en cuenta su gran trayectoria, experiencia y la comodidad de

interpretar los documentos fuente de esta nacionalidad. (J.Zfrilla & G. Arce, 2018)

23


Fig. 3.Diagrama de bloques para Diseño y dimensionamiento de instalaciones

fotovoltaicas acopladas a red Eléctrica (Elaboración propia con base en O.

Perpiñán Lamigueiro, marzo 2015)

24


En cuanto al diseño y dimensionamiento de instalaciones fotovoltaicas acopladas con

redes eléctricas del operador de red se deben tener en consideración aspectos como:

• Orientación e inclinación: En los sistemas fotovoltaicos, la orientación de la

planta fotovoltaica debe ser hacia el horizonte Sur en el hemisferio Norte y hacia

el horizonte Norte en el hemisferio Sur. La inclinación del generador debe

maximizar la generación de energía. Una recomendación sencilla consiste en

inclinar los paneles fotovoltaicos tantos grados como la latitud del lugar, esto

siempre y cuando sea posible de acuerdo al lugar de instalación disponible. (O.

Perpiñán Lamigueiro, Marzo 2015)

• Configuración eléctrica de la planta fotovoltaica: La conexión entre un sistema

fotovoltaico y un inversor involucra según el número de módulos fotovoltaicos a

utilizar, definir el número de ramas que compone la instalación fotovoltaica, con

el fin de garantizar una tensión y una corriente de trabajo óptimas. La cantidad

de módulos en cada rama determina la tensión que entregará la planta

fotovoltaica, mientras que el número de ramas determina el valor máximo de

corriente que entrega el sistema fotovoltaico. (O. Perpiñán Lamigueiro, Marzo

2015)

• Búsqueda del punto MPP (Punto de máxima Potencia): Una de las funciones del

sistema de control de un inversor de conexión a red es la localización y

seguimiento del MPP de la instalación fotovoltaica. Este punto debe ser

localizado mediante un algoritmo de búsqueda. El MPP depende de las

condiciones de radiación y temperatura, y, por tanto, su posición será cambiante

con el tiempo. En general, el sistema de control recibirá información sobre el

comportamiento del sistema (por ejemplo, tensión y corriente) y, con base en el

algoritmo empleado, dará ordenes que indiquen el punto de trabajo. (O.

Perpiñán Lamigueiro, Marzo 2015)

• Radicación solar incidente: Se debe tener claridad del índice de radiación solar

que incide en el área de instalación de una planta fotovoltaica. La radiación

efectiva estima las pérdidas por reflexión, efecto relacionado con el ángulo

formado entre la línea que une el generador con el sol y la perpendicular al plano

del módulo. Teniendo en cuenta que la radiación directa debe ser

proporcionalmente superior a la radiación difusa, y que las pérdidas por

25


reflexión disminuyen si el apuntamiento al sol mejora, se deben diseñar sistemas

fotovoltaicos con la mejor orientación e inclinación posible, (cuando no se

cuente con sistemas de seguimiento solar para paneles solares). (O. Perpiñán

Lamigueiro, Marzo 2015)

Los cálculo y ecuaciones para el diseño de sistemas fotovoltaicos se desarrollan a lo

largo de este documento.

1.1.2. Disposición final de los paneles solares

El constante desarrollo y el bajo de costos de las instalaciones de energía solar en los

últimos años han causado que la generación de energía eléctrica mediante fuentes

fotovoltaicas sea más accesible, dando lugar a un aumento exponencial al uso a nivel

comercial y a nivel doméstico.

De acuerdo a lo anterior que se deben tener en cuenta diversos aspectos de la gestión y

manejo de los residuos sólidos que deben ser aplicados en las diferentes etapas de la

disposición final de los paneles solares al fin de su ciclo de vida.

De acuerdo al decreto 1713 del 2002, un residuo sólido es “cualquier objeto, material,

sustancia o elemento sólido resultante del consumo o uso de un bien en actividades

domésticas, industriales, comerciales, institucionales, de servicios, que el generador

abandona, rechaza o entrega”. Los residuos sólidos se clasifican en diferentes categorías

según sus características; entre estas categorías se encuentran los residuos ordinarios,

orgánicos, peligrosos, hospitalarios, entre otros. (Republica de Colombia, 2002)

La gestión de los residuos sólidos va más allá que su clasificación; si un residuo es

aprovechable (es decir, que es susceptible de incorporación a un proceso productivo),

debe ser recuperado o por el contrario si es residuo es peligroso y debe tratarse con

extremo cuidado.

De acuerdo a lo anterior en el caso actual de estudio, la disposición final de los paneles

solares, se debe resaltar que en el caso de los marcos metálicos de las estructuras, los

cuales no tienen ninguna peligrosidad y pueden ser recuperados y reutilizados en la

producción de paneles solares nuevos, es decir se estaría presentando la modalidad de

aprovechamiento de residuos sólidos, la cual se define como la prolongación y

adecuación de la vida útil de los mismos, y que devuelve a los materiales la posibilidad

26


de ser utilizados en su función original o relacionada. (Ministerio de Ambiente y

Desarrollo Sostenible, 2018)

Por otro lado, los componentes químicos como metales pesados que están presentes en

las celdas fotovoltaicas de los paneles solares presentan toxicidad al medio ambiente y

la salud humana, por lo que su disposición final se debe aislar y confinarlos de forma

definitiva en instalaciones o lugares especialmente seleccionados y diseñados para

evitar la contaminación y los riesgos a la salud humana y al ambiente. (Republica de

Colombia, 2002)

Actualmente el ministerio de ambiente, viene implementando herramientas de trabajo

para la disposición final de residuos perjudiciales para el ambiente, desde el año 2014

publico una aplicación llamada “Red Posconsumo”, esta herramienta tiene como

estrategia el trabajo conjunto entre fabricantes o importadores y el MADS en

responsabilizarse de la información y pone a disposición de la ciudadanía los lugares

más cercanos donde se realiza la gestión de disposición de residuos, las formas de llegar

y los tiempos de recorrido, esta herramienta maneja el concepto de responsabilidad

extendida del producto, está orientada para productos como: baterías de automóviles,

bombillas, computadores y electrónicos, llantas, medicamentos vencidos, neveras, pilas

y plaguicidas, pero se evidencia que específicamente para fotoceldas no se tiene una

cadena para la disposición final (Miniambiente, 2017). Debido a esto para mitigar

impactos ambientales es necesario trabajar con metodologias internacionales como el

Analisis de Ciclo de Vida (ACV) estandar ISO 14040, que establece un proceso para la

evaluación de cargas e impactos ambientales asociados a la elaboración de un producto

desde la composición de materiales hasta el post-uso,un claro ejemplo de este análisis es

el realizado por la Union Carbide Corporation (UCC) en donde para la obtención de

silicio solar más puro realizan un procedimiento innovador, que consiste en la

hidrogenación del silicio en un reactor fluido a 500ºC y 3,5 MPa, con un catalizador de

bases de cobre y una serie de destilaciones fraccionadas que eliminan impurezas. En la

última destilación, tiene lugar un proceso de pirólisis, a partir del cual se obtiene el

silicio de grado solar, con una pureza de 1x a 1x , este proceso en unión con

algunas otras decisiones como el uso de marcos reciclados, uso de catalizadores menos

contaminantes y aplicación de varias medidas de reducción de impacto ambiental sobre

cada una de las fases de producción , garantizan que cuando el producto finalice su

27


etapa de uso, estos desechos no sean altamente contaminantes y su disposición sea

menos peligrosa. (Enrique H, 2008)

1.2 Marco Legal y Regulatorio

En el marco regulatorio Colombia no contaba con una reglamentación completa para

proyectos energéticos con fuentes no convencionales de energía renovables, y fue hasta

2014 cuando se estableció la ley 1715 “Por medio de la cual se regula la integración de

las energías renovables no convencionales al Sistema Energético Nacional”, también

conocida como la ley de energías renovables, esta ley promueve y beneficia los

proyectos de generación de energía eléctrica a partir de energías renovables y da las

directrices y condiciones para la ejecución de este tipo de proyectos, fuentes de energía

entre las que está incluida la energía solar.

La ley 1715 entre otras directrices delega a Comisión de Regulación de Energía y Gas

(CREG) para generar la regulación necesaria para la puesta en marcha de este tipo de

proyectos, dado esto la CREG genera, la resolución 030 de 2018 “Por la cual se regulan

las actividades de autogeneración a pequeña escala y de generación distribuida en el

Sistema Interconectado Nacional” (CREG Resolución 030 de 2018, 2018), en esta

resolución la CREG establece que se debe permitir la conexión de estos proyectos al

SIN, por medio del Sistema de Transmisión Regional (STR) y el Sistema de

Distribución Local (SDL), exigiendo a los operadores de red y comercializadores

establecer los requisitos técnicos que se deben cumplir para llevar a cabo estas

conexiones, para posteriormente unificarlos y realizar un solo tipo de solicitud para

cualquier proyecto del país.

Por otra parte, la ley establece que para obtener los beneficios tributarios que esta ley

ofrece se requiere registrar el proyecto ante la UPME y tramitar una certificación

ambiental ante la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA). Por su parte

la UPME por medio de la resolución 045 de 2016 “Por la cual se establecen los

procedimientos y requisitos para emitir la certificación y avalar los proyectos de Fuentes

No Convencionales de Energía (FNCE), con miras a obtener el beneficio de la exclusión

de IVA y la exención de gravamen arancelario de que tratan los artículos 12 y 13 de la

Ley 1715 de 2014, y se toman otras determinaciones”, establece los requisitos que debe

28


cumplir el proyecto que se quiera registrar. En cuanto a la ANLA, el Ministerio de

Ambiente y Desarrollo Sostenible estableció sus requerimientos por medio de la

resolución 1283 de 2016 “Por la cual se establece el procedimiento y requisitos para la

expedición de la certificación de beneficio ambiental por nuevas inversiones en

proyectos de Fuentes No Convencionales de Energías Renovables – FNCER y gestión

eficiente de la energía, para obtener los beneficios tributarios de que tratan los artículos

11, 12, 13 y 14 de la Ley 1715 de 2014 y se adoptan otras determinaciones” (Ministerio

de Ambiente y Desarrollo Sostenible, resolución 1283 de 2016, 2016).

Dentro de las directrices de la ley, también se cuenta con el decreto 2143 de 2015 del

Ministerio de Minas y Energía, “Por la cual se adiciona el Decreto único Reglamentario

del Sector Administrativo de Minas y Energía, 1073 de 2015, en lo relacionado con la

definición de los lineamientos para la aplicación de incentivos establecidos en el

Capítulo III de la Ley 1715 de 2014”, con el que el ministerio de Minas y Energía

adopta en el decreto 1373 de 2015 (Decreto Único Reglamentario del Sector de Minas y

Energía) las disposiciones de la ley 1715 en materia de proyectos de autogeneración con

fuentes de energía renovable y los beneficios que le aplican.

Adicional para entrega de excedentes de autogeneración a pequeña escala el ministerio

de minas y energías público el decreto 348 de 2017, el cual adiciona al decreto 1073 del

2015 una sección referente a los lineamientos de política pública en materia de gestión

eficiente de energía y entrega de excedentes de generación a pequeña escala,

estableciendo su ámbito de aplicación, parámetros para ser considerado autogenerador a

pequeña escala, condiciones para la conexión y entrega de excedente para

autogeneradores a pequeña escala, contrato de respaldo (no aplica para autogeneradores

con capacidad instalada menor o igual a 0,1 MW) y remuneración de excedentes de

energía. ( Decreto 348 de 2017, 2017)

Dado lo resiente de la resolución CREG 030 de 2018, este proyecto pretende realizar la

guía de aplicación para el diseño del proyecto teniendo en cuenta todos estos

requerimientos que se han establecido para los proyectos con Fuentes No

Convencionales de Energía Renovables, específicamente la energía solar fotovoltaica.

29


En cuanto a la normativa técnica vigente cabe destacar que se deben seguir los

parámetros de la NTC 2050 y el RETIE.

NTC 2050: la sección 690 de esta norma (Sistemas Solares Fotovoltaicos) entrega las

disposiciones técnicas bajo las cuales se debe realizar la instalación y enfocar los

diseños para proyectos de energía solar fotovoltaica; realizando las definiciones del

sistema y equipos necesaria (Cómo paneles solares, inversor, regulador, batería, etc.),

también las protecciones que se deben utilizar, métodos permitidos, conexiones, puesta

a tierra entre otros. (NTC 2050, 1998)

RETIE 2013: El Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas RETIE 2013 en su

artículo 20.22 declara lo siguiente para los paneles solares fotovoltaicos: “Los paneles

solares fotovoltaicos para proveer energía eléctrica a instalaciones domiciliarias o

similares y establecimientos públicos, deben cumplir los requisitos de reconocimiento

Internacional y demostrarlo mediante Certificado de Conformidad de Producto

expedido por un organismo de certificación acreditado.

La instalación eléctrica y el montaje de los paneles deben hacerse conforme a la Sección

690 de la NTC 2050, por un profesional competente, quien debe declarar el

Cumplimiento del RETIE.” Adicionalmente en el Numeral 20.28 declara como

instalación especial a las instalaciones solares fotovoltaicas. (RETIE, 2013)

También se debe tener en consideración las siguientes normas técnicas colombianas:

- NTC 1736: “Energía solar. Definiciones y nomenclatura”.

- NTC 2775: “Energía solar fotovoltaica. Terminología y definiciones”.

- NTC 4405: “Eficiencia energética. Evaluación de la eficiencia de los sistemas solares

fotovoltaicos y sus componentes”.

- NTC 2883: “Módulos fotovoltaicos (FV) de silicio cristalino para aplicación terrestre.

Calificación del diseño y aprobación de tipo”

También es pertinente resaltar que este tipo de proyectos puede aportar al desarrollo de

los planes de energización rural sostenible (PERS) que de acuerdo al instituto de

planificación y promoción de soluciones energéticas para las zonas no interconectadas

defines que: “Son planes estructurados a partir de un análisis de los elementos

30


regionales relevantes en materia de emprendimiento, productividad y energización rural

que permiten identificar, formular y estructurar lineamientos y estrategias de desarrollo

energético rural así como proyectos integrales y sostenibles de suministro y

aprovechamiento de energía para un período de mínimo 15 años, donde no solamente su

objeto sea proveer el servicio, sino que apoyen el crecimiento y el desarrollo de las

comunidades rurales de las regiones objetivo”.

Proceso de implementación y legalización de un proyecto de autogeneración a

pequeña escala

Para poder ejecutar un proyecto de autogeneración a pequeña escala, en el marco de la

Ley 1715 de 2014 y poder beneficiarse de los incentivos que ésta otorga, se debe

identificar las competencias administrativas que establece la Ley y como relacionar el

proyecto a cada una de las entidades competentes:

Ministerio Minas y energía: Lineamientos de política energética en materia de

generación con FNCER (Fuente No Convencional de Energía Renovable).

CREG: Establecer los procedimientos para la conexión, operación y comercialización

de energía autogenerada.

UPME: Definir y actualizar listado de fuentes de generación de energía no

convencional. Definir potencia máxima de autogeneración a pequeña escala (La cual

está definida en 1 MW). Programas de divulgación masiva.

Ministerio de Hacienda: Otorgar subvenciones y otras ayudas para el fomento de

investigación y desarrollo de las FNCE.

Min. Ambiente y desarrollo sostenible: incorporar en las políticas ambientales, los

principios y criterios ambientales de las FNCE, que conlleven beneficios ambientales,

para impulsarlas a nivel nacional. Establecer el procedimiento y los requisitos para la

expedición de la certificación de beneficios ambientales, para el otorgamiento de los

beneficios tributarios por el uso de FNCE.

ANLA: Establecer un ciclo de evaluación rápido para proyectos relativos a proyectos de

FNCE, entre otros que conlleven beneficios para el medio ambiente.

31


A continuación, mediante los diagramas de flujo mostrados en la figura N° 4 y la figura

N° 5, se resume el proceso para la solicitud de certificación de Beneficio Ambiental

para proyectos de Fuentes No Convencionales de Energías Renovables y gestión

eficiente de la energía, en la primera figura se especifica los pasos del proceso a tramitar

en UPME y ANLA, en la posterior figura se ilustra el proceso que se debe realizar ante

la CREG para finalmente radicarlo al operador de red es posible realizar este proceso en

paraleló al primero, por esto se explica independiente.

Seguidamente se explicará de manera más detalla el proceso en cada una de las

entidades correspondientes para aplicar a un proyecto de Fuentes No Convencionales de

Energías Renovables y gestión eficiente de la energía en el marco de la Ley 1715 de

2014.

32


Cálculo y diseño del

sistema

Solicitud de aval del proyecto ante

la UPME10 días calendario según Resolución

UPME 703 de 2018

Solicitud de Certificación de

incentivo ambiental frente a la ANLA

De 40 a 85 días hábiles.Según Resolución 1283 de 2016 del MADS y Resolución 1303 de

2018 del MADS.

PROYECTO DE ENERGÍA SOLAR

¿Se obtuvo certificación ANLA de beneficios

tributarios?

SI

NO

Compra de equipos

¿Requiere importación?

SI Compra e importación de equipos

Compra de equipos en el mercado local.

Montaje y conexión de equipos

NO

Tiempo sujeto a complejidad de la instalación, condiciones de

terreno, clima y demás

Plazo sujeto a tiempos de los distribuidores

Enmarcado en la Ley 1715 de 2014

Certificación para incentivos de

proyectos FNCE de la UPME

35 días calendario.* Resolución UPME

703 de 2018

Aceptación del proyecto

SI

NO

OBTENCIÓN DE BENEFICIOS Y EJECUCIÓN DE PROYECTO DE

ENERGÍA SOLAR

Adicionar información

faltante

Solicitud de información

adicional por la ANLA

Adicionar información

faltante

Recibir notificación por parte de la ANLA

Entregar información requerida y diligenciar los anexos 2, 3, 4 y 5 de la resolución 703 de 2018

De acuerdo a la resolución UPME 703 de 2018, un proyecto se puede avalar en etapa de Preinversión, invers ión y Operación.

De acuerdo a la resolución UPME 703 de 2018, un proyecto se puede avalar en etapa de Preinversión, invers ión y Operación.

Entregar información requerida y diligenciar el Formato único de solicitud y los Formatos 1 y 2 de las resoluciones MADS 1283 de 2016 y 1303 de 2018

El diseño del debe incluir el punto de conexión a red, potencia p ico de la planta FV, energía generada, área de ocupación, entre otros parámetros, los cuales se desarrollan en el aplicativo Excel y la guía de implementación del presente trabajo.

Plazo sujeto a tiempos de los distribuidores

Fig. 4.Diagrama de flujo del proceso para la solicitud de certificación de Beneficio

Ambiental para proyectos de Fuentes No Convencionales de Energías Renovables

ante la UPME Y ANLA (Elaboración propia)

33


PROYECTO DE ENERGÍA SOLAR

Certificación de conformidad RETIE.

Sujeta a tiempos de el ente certificador y si se presentan o

no, no conformidades.

Radicación de formularios y diseño ante

Operador de Red

Visita de recibo de obra y pruebas al sistema, por parte del Operador de

Red.

Instalación de medidor

bidireccional.

PUESTA EN MARCHA DEL PROYECTO DE ENERGÍA SOLAR

(5 – 7) días hábiles según resolución CREG 030 de

2018.

(2 – 7) días hábiles según lo establecido en la

resolución CREG 030 de 2018

1 día hábil según la resolución CREG 030

de 2018

Enmarcado en la Ley 1715 de 2014

Proyecto aprobado por operador de red con vigencia de 6 meses.

Aceptación del proyecto

SI

NO

Recibo de Obra Aprobado

SI

NO

Construcción del proyecto

En esta instancia de solicitud de conexión del proyecto a la red del OR, se debe diligenciar y adjuntar la información solicitada por el operador de red en su página de internet, según lo establecido por la resolución CREG 030 de 2018.

Una vez aprobada la solicitud de conexión. Se tiene un periodo de 6 meses para realizar la instalación de la planta fotovoltaica, según lo indicado por la resolución CREG 030 de 2018.

La visita de verificación del OR, tiene la finalidad de evaluar el desempeño de la planta FV, la no afectación negativa de la red del OR y que se cumpla con las condiciones iniciales presentadas en la solicitud de conexión.

Fig. 5.Diagrama de flujo del proceso para la solicitud de certificación de Beneficio

Ambiental para proyectos de Fuentes No Convencionales de Energías Renovables

ante la CREG (Elaboración propia)

34


1.2.1.1. Lineamientos de la Resolución CREG 030

La Comisión de Regulación de Energía y Gas por medio de la resolución CREG 030 de

2018 “Por la cual se regulan las actividades de autogeneración a pequeña escala y de

generación distribuida en el Sistema Interconectado Nacional”, en donde establece los

lineamientos que deben seguir los operadores de red y comercializadores de energía

para aceptar la conexión de proyectos con fuentes no convencionales de energía al

sistema interconectado nacional, destacando los siguientes aspectos:

La resolución CREG 030 de 2018 fijó las reglas para que los usuarios residenciales,

comerciales e industriales puedan generar energía y conectarse al sistema

interconectado nacional.

También se establece como es el procedimiento para el reconocimiento de excedentes

de energía en caso que los haya.

Todas las empresas de energía están obligadas a permitir y facilitar el proceso.

Para conectarse a la red eléctrica del operador de red, la resolución establece dos rangos,

uno para autogeneradores menores a 100 kW y otro para autogeneradores entre 100 kW

y 1000 kW.

a. Requisitos para Conexión a la red para AGPE menores a 100 kW de

acuerdo a la resolución CREG 030 (CREG Resolución 030 de 2018, 2018)

i. Revisar la disponibilidad de la red: Las empresas prestadoras del servicio en

su página web, deben publicar la disponibilidad de sus redes para realizar la

conexión.

Para el caso de conexión en el nivel de tensión 1 la potencia instalada debe

ser menor o igual al 15% de la capacidad nominal del transformador que

alimente el predio.

ii. Llenar el formulario simplificado: Las empresas prestadoras del servicio en

su página web, deben publicar un formato para realizar la solicitud de

autorización de conexión, diligenciando una información básica sobre la

instalación.

35


iii. Revisar el estado de la solicitud: En la página web del prestador del servicio,

se podrá adelantar todo el trámite y verificar el estado de la solicitud.

iv. Instalar el sistema de autogeneración: Una vez aprobada la conexión, se

cuenta con seis meses para instalar el sistema de autogeneración.

v. Revisar la instalación: Cuando se instale el sistema, el prestador del servicio

revisará y podrá realizar pruebas para verificar su operación y procederá a

conectarlo a la red.

vi. Autogenerar energía eléctrica: Cuando todo esté aprobado y en orden el

prestador del servicio conectará la instalación a la red.

b. Requisitos para la Conexión a la red para AGPE entre 100 kW y 1000 kW o

sin disponibilidad de red. (CREG Resolución 030 de 2018, 2018)

i. Estudio de conexión simplificado: En el cual se indique los trabajos

eléctricos necesarios para conectar el sistema de energía solar.

ii. Formulario de solicitud y presentación de estudio: Trámite en línea, en el

cual se presenta al operador de red.

iii. Revisar el estado de la solicitud: En la página web del prestador del

servicio, se podrá adelantar todo el trámite y verificar el estado de la

solicitud.

iv. Contrato de conexión: En cual se establecen las condiciones de conexión,

capacidad a instalar, fecha de conexión, entre otras características. El

plazo para la firma es de 5 días hábiles.

v. Instalar el sistema de autogeneración: Con la aprobación y el contrato

firmado se procede a instalar el sistema.

vi. Pruebas de equipos: El plan de pruebas por parte del prestador del

servicio se informa con 48 horas de anterioridad.

vii. Puesta en servicio: Según fecha establecida en el contrato.

36


c. Sistema de medición: La energía consumida de la red y la autogenerada

aportada a la red se debe registrar mediante un medidor horario bidireccional,

que registre cada hora del día la energía que se consume de manera separada de

la energía que se vende.

d. Sistema de Facturación y venta de excedentes: (CREG Resolución 030 de

2018) (Artículo 17). Reconocimiento de excedentes de AGPE que utiliza fuentes

no convencionales de energía (FNCER)se dividen en dos grandes grupos

capacidades menores a 0,1 MW y mayores al valor:

i. Facturación y venta para sistemas AGPE con capacidad menor o igual a

0,1 MW:

➢ “Los excedentes que sean menores o iguales a su importación serán

permutados por su importación de energía eléctrica de la red en el

periodo de facturación”.

“Por estos excedentes, el comercializador cobrará al AGPE por cada

kWh el costo de comercialización”.

Aproximadamente se venderá al 90% del kWh.

➢ “Los excedentes que sobrepasen su importación de energía eléctrica de la

red en el periodo de facturación, se liquidarán al precio horario de bolsa

de la energía correspondiente”.

Aproximadamente se venderá entre el 30% y 40% del kWh.

ii. Facturación y venta para sistemas AGPE con capacidad mayor a 0,1 MW:

➢ “Los excedentes que sean menores o iguales a su importación serán

permutados por su importación de energía eléctrica de la red en el

periodo de facturación”.

“Por estos excedentes, el comercializador cobrará al AGPE por cada

kWh el costo de comercialización y el servicio del sistema”.

37


➢ “Los excedentes que sobrepasen su importación de energía eléctrica de la

red en el periodo de facturación, se liquidarán al precio horario de bolsa

de la energía correspondiente”.

Aproximadamente se venderá entre el 30% y 40% del kWh.

e. Ejemplos de los métodos de facturación

A continuación, se mencionarán algunos ejemplos en métodos de facturación de energía

para autogeneradores a pequeña escala con fuentes no convencionales de energía:

NOTA ACLARTORIA: De acuerdo a la ley 1715 del 2014 en referencia a la

resolución de la CREG 030, dentro de la bidireccionalidad de la conducción de energía

entre la red eléctrica del OR y el predio donde se instala la planta de autogeneración

fotovoltaica, solo se considera excedente de energía eléctrica cuando la autogeneración

abastece el 100% del requerimiento energético del predio y aun así sobra energía

durante el periodo de facturación, es decir solo es posible vender la energía eléctrica

producida por la planta auto generadora en el caso donde el balance de un periodo de

facturación la energía generada por la fuente fotovoltaica es superior a la consumida en

el predio(observar caso 3)

i. Ejemplo de facturación de energía para AGPE con FNCER – CASO 1.

En este caso el total de energía generada con la planta solar fotovoltaica, es

inferior al total de energía consumida de la red eléctrica del operador de red; por

este motivo en la facturación únicamente se hace el cruce de energía y se

descuenta lo que se dejó de consumir del operador de red.

38


Fig. 6.Comportamiento de energía – Ejemplo 1 (Elaboración propia)

Fig. 7.Consumo de energía – Ejemplo 1(Elaboración propia)

Como se observa en las figuras 6 y 7, para este ejemplo en color verde se tiene la

energía consumida en el predio, en color azul la energía consumida de la red

eléctrica del operador de red o comercializador y en color amarillo la energía

proveniente de generación fotovoltaica.

39


En la figura 6 se observa el comportamiento del consumo de energía en el

predio, en donde entre 6pm y 12 am y 12 am y 6 am no se tiene generación

fotovoltaica y el consumo de energía es totalmente de la red del OR; mientras

que de 6 am a 6 pm se tiene energía solar para autoconsumo, por lo que el

consumo del predio es compartido entre la red eléctrica convencional y la

energía solar autogenerada.

En la figura 7 se observa el total de energía consumida por el predio, la energía

solar autogenerada y la energía consumida de la red, totalizando los valores de la

figura 6, se observa entonces que la energía solar auto consumida es menor a la

energía consumida de la red eléctrica convencional. Para este caso se tiene el

siguiente ejemplo de facturación, en el cual se toma como valores de ejemplo el

valor de kW y comercialización del mes de noviembre del 2018 aplicados para

el sector industrial:

Precio kWh: 450 COP

Costo comercialización: 55 COP

Precio de bolsa: 170 COP

En este caso la energía solar auto consumida se descuenta con el mismo precio

del kWh del OR.

ii. Ejemplo de facturación de energía para AGPE con FNCER – CASO 2.

En este caso el total de energía generada con la planta solar fotovoltaica, es igual

al total de energía consumida de la red eléctrica del operador de red, aunque en

horario diurno se presenta salida de energía hacia la red eléctrica externa,

haciendo el balance total de energía incluyendo la energía importada de la red

eléctrica en horario nocturno, este balance sería equilibrado, es decir en el

40


periodo de facturación la energía exportada es igual a la importada. Por este

motivo en la facturación se hace el cruce de energía, se realiza el cobro por de la

energía importada del operador de red, se descuenta la energía exportada al

operador de red y se realiza el cobro de comercialización sobre la energía

exportada, que fluyó por la red eléctrica del operador de red en horas del día,

durante el periodo de facturación.

Fig. 8. Comportamiento de energía – Ejemplo 2 (Elaboración propia)

Fig. 9.Consumo de energía –Ejemplo 2. (Elaboración propia)

41


Al igual que en el ejemplo anterior, en este caso las figuras 8 y 9, muestran en

color verde la energía consumida en el predio, en color azul la energía

consumida de la red eléctrica del operador de red o comercializador y en color

amarillo la energía proveniente de generación fotovoltaica.

En la figura 8 se observa el comportamiento del consumo de energía en el

predio, en donde entre 6pm y 12 am y 12 am y 6 am no se tiene generación

fotovoltaica y el consumo de energía es totalmente de la red del OR; mientras

que de 6 am a 6 pm se tiene energía solar para autoconsumo, en este caso la

energía solar autogenerada es mayor que la consumida en el predio, por lo que

no se consume energía eléctrica de la red del OR y se genera un excedente en

ese periodo de tiempo.

En la figura 9 se observa el total de energía consumida por el predio, la energía

solar autogenerada y la energía consumida de la red, totalizando los valores de la

figura 9, se observa entonces que la energía solar auto consumida es mayor a la

energía consumida de la red eléctrica convencional y en el intercambio de

energía los 300 kWh excedentes de energía solar en la franja de 6am a 6 pm, se

cruzan con los 300 kWh consumidos de la red eléctrica convencional entre 6pm

y 6am, por esta razón en el balance global de la figura 9 se tiene que la energía

solar autogenerada total, es la necesaria para cubrir el consumo total de energía

del predio. Para este caso se presenta el siguiente ejemplo de facturación:

Precio kWh: 450 COP



En este caso la energía solar auto consumida se descuenta con el mismo precio

del kWh del OR.

42


En este caso se realiza el cruce entre la energía solar excedente en la franja de

6am a 6pm y la energía consumida del OR entre la 6 pm y las 6 am, también con

el mismo precio del kWh del OR.

Adicionalmente sobre la energía solar excedente en la franja de 6am a 6pm el

OR debe realizar un cobro por comercialización, ya que esta energía excedente

fluye por sus redes eléctricas, para ello el OR tiene un valor de comercialización

por kWh.

iii. Ejemplo de facturación de energía para AGPE con FNCER – CASO 3.

En este caso el total de energía generada con la planta solar fotovoltaica, es

superior al total de energía consumida de la red eléctrica del operador de red,

teniendo que en el horario diurno se presentan salida de energía hacia la red

eléctrica externa. Por este motivo en la facturación se hace el cruce de energía,

se descuenta lo que se dejó de consumir del operador de red, se realiza el cobro

de comercialización por la energía que fluyó por la red eléctrica del operador de

red en horas del día hasta que esta energía sea igual a la energía consumida de la

red eléctrica externa y la energía excedente de la planta fotovoltaica se liquida

con precio de bolsa del kWh.

Fig. 10. Comportamiento de energía Ejemplo 3. (Elaboración propia)

43


Fig. 11.Consumo de energía Ejemplo 3 (Elaboración propia)

Tal como en los casos anteriores, las figuras 10 y 11, muestran en color verde la energía

consumida en el predio, en color azul la energía consumida de la red eléctrica del

operador de red o comercializador y en color amarillo la energía proveniente de

generación fotovoltaica.

En la figura 10 se observa el comportamiento del consumo de energía en el predio, en

donde entre 6pm y 12 am y 12 am y 6 am no se tiene generación fotovoltaica y el

consumo de energía es totalmente de la red del OR; mientras que de 6 am a 6 pm se

tiene energía solar para autoconsumo, en este caso la energía solar autogenerada es

mayor que la consumida en el predio, por lo que no se consume energía eléctrica de la

red del OR y se genera un excedente en ese periodo de tiempo.

En la figura 10 se observa el total de energía consumida por el predio, la energía solar

autogenerada y la energía consumida de la red, totalizando los valores de la figura 10, se

observa entonces que la energía solar auto consumida es mayor a la energía consumida

de la red eléctrica convencional y en el intercambio de energía los 350 kWh excedentes

de energía solar en la franja de 6am a 6 pm, se cruzan con los 300 kWh consumidos de

44


la red eléctrica convencional entre 6pm y 6am, por esta razón en el balance global de la

figura 11 se tiene que la energía solar autogenerada total, es la necesaria para cubrir el

consumo total de energía del predio y aún se queda un excedente de 50 kWh. Para este

caso se presenta el siguiente ejemplo de facturación

Precio kWh: 450 COP



En este caso la energía solar auto consumida se descuenta con el mismo precio del kWh

del OR.

En este caso se realiza el cruce entre la energía solar excedente en la franja de 6am a

6pm y la energía consumida del OR entre la 6 pm y las 6 am, también con el mismo

precio del kWh del OR.

Adicionalmente sobre la energía solar excedente en la franja de 6am a 6pm el OR debe

realizar un cobro por comercialización, ya que esta energía excedente fluye por sus

redes eléctricas, para ello el OR tiene un valor de comercialización por kWh.

Por último, para la energía solar generada excedente, que supera la energía total

consumida de la red eléctrica de OR, el OR o comercializador está obligado a comprar

dicha energía, con tarifa de generación.

45


1.2.1.2. Lineamientos de la UPME: Resolución UPME 703 de 2018. (UPME, 2018)

“Por la cual se establecen el procedimiento y los requisitos para obtener la certificación

que avala los proyectos de Fuentes No Convencionales de Energía (FNCE), con miras a

obtener el beneficio de la exclusión del IVA y la exención de gravamen arancelario de

que tratan los artículos 12 y 13 de la Ley 1715 de 2014, y se adoptan otras

disposiciones”

La resolución UPME 703 de 2018 modifica la resolución UPME 045 de 2016,

reestructurando el procedimiento para la solicitud de certificación de aval del proyecto

para obtención de beneficios que otorga la Ley 1715.

Dentro de los Requisitos y el procedimiento que establece la UPME, se destacan los

siguientes requisitos:

i. Carta de presentación de la solicitud dirigida al Director General de la UPME,

debidamente firmada por el título del proyecto.

ii. Formato único de solicitud para incentivos a la inversión en proyectos de FNCE

(capítulo III de la Ley 1715 de 2014), diligenciado de conformidad con el Anexo

No.2

iii. Descripción general del proyecto, de conformidad con el Anexo No 3 y

documento soporte.

iv. Formato de especificaciones de los elementos, equipos, y/o maquinaria, partidas

arancelarias en caso de importación, cantidades, unidad de medida, marca,

modelo o referencia, fabricante, proveedor, descripción de su función para el

proyecto y sus costos con la debida discriminación del IVA, diligenciado de

conformidad con el Anexo No. 4.

NOTA: Según la circular N°18 del 2019 de la UPME a partir del 25 de mayo

del 2019 de conformidad con lo establecido en la ley 1955 del 2019, se

encuentran exceptos del impuesto de IVA los siguientes equipos (UPME, 2019):

- Inversor de energía para sistemas de energía solar con paneles

-Paneles Solares

46


-Controlador de carga para sistemas de energía con paneles

Por lo que no es necesario realizar el transmite de exclusión de IVA de dichos

elementos.

v. Formato de especificaciones de los servicios, donde se debe especificar el

servicio, su alcance para el proyecto, el proveedor y sus costos con la debida

discriminación del IVA, diligenciado de conformidad con el Anexo No. 5.

vi. Catálogos o fichas técnicas que incluyen las especificaciones técnicas de los

elementos equipo y/o maquinaria objeto de la solicitud.

vii. Documentos en el cual se especifique los estándares de cumplimiento de calidad

para cada uno de los elementos, equipos y/o maquinaria objeto de la solicitud.

viii. Copia de las ofertas o contratos de los servicios que son objeto de la solicitud de

conformidad con lo establecido en el Anexo No. 1.

ix. Planos descriptivos debidamente firmados por el profesional competente.

x. Si el proyecto se encuentra en etapa de construcción, deberá presentar el acta de

inicio de obra.

Procedimiento de acuerdo Resolución UPME 703 de 2018: (UPME, 2018)

Para presentar la solicitud de certificación objeto de la presente resolución, el interesado

deberá inscribir previamente el proyecto en el registro de proyectos de generación

eléctrica de la UPME. (Este requisito no aplica para proyectos de generación eléctrica

de capacidad menor o igual a 1 MW).

Una vez realizado el registro del proyecto, podrá continuar con el trámite de solicitud de

certificación.

Para decidir sobre la pertinencia de evaluar la solicitud, se verificará el cumplimiento de

los requisitos exigidos en el presente artículo, y dentro de los diez días calendario

siguiente a la fecha de su presentación, la UPME informará al o los solicitantes.

El rechazo de la solicitud implica que el o los solicitantes no enviaron la totalidad de la

información.

47


La aceptación de la solicitud implica el inicio de la evaluación, en la cual la UPME

verificará que la documentación aportada, cumpla con los tres fines establecidos en el

objeto de la resolución.

A partir de la aceptación de la solicitud, la UPME dispondrá de hasta treinta y cinco

(35) días calendario para decidir acerca de la solicitud.

El o los solicitantes contarán con un término de un mes para allegar la información

requerida.

La certificación del proyecto que emita la UPME podrá ser favorable, favorable

parcialmente o desfavorable.

En caso de que la certificación sea favorable parcialmente, en la comunicación de

respuesta se especificará los elementos, equipos y/o servicios que fueron negados,

exponiendo la debida justificación.

En caso de que la certificación sea desfavorable, en la comunicación de respuesta se

consignarán las razones de la improcedencia de la solicitud objeto de la evaluación.

Los Formularios a diligenciar correspondientes a la resolución UPME 703 de 2018, se

muestran en los anexos.

1.2.1.3. Lineamientos de la ANLA (Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible,

resolución 1283 de 2016, 2016)

la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) siguiendo lo señalado en la

resolución 1283 de 2016 del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, establece

el procedimiento para obtener la certificación ambiental, para proyectos con FNCER,

que avale la obtención de los beneficios de IVA, Exención de renta, arancel y

depreciación acelerada de los que trata la ley 1715 de 2014.

El Trámite para la Evaluación de Solicitud de Certificación Ambiental para Proyectos

de Fuentes no Convencionales de Energía y Gestión Eficiente de la Energía se enlista a

continuación:

48


i. Formato Único de Beneficios Tributarios para Fuentes No Convencionales de

energías renovables y gestión eficiente de la energía, firmado por el

representante legal o apoderado del solicitante según el caso, el cual puede ser

consultado en los anexos de la Resolución 1283 de 2016, adicionalmente se debe

anexar la siguiente información:

ii. Copia de la cédula de ciudadanía y/o extranjería, si se trata de personas

naturales.

iii. Certificado de existencia y representación legal cuando se trate de personas

jurídicas, con fecha de expedición no superior a un mes de la presentación de la

solicitud.

iv. Poder debidamente otorgado cuando se actué mediante apoderado.

v. Descripción del proyecto en el que se realizará la nueva inversión.

vi. Descripción detallada de la nueva inversión en proyectos de FNCER o gestión

eficiente de la energía, según el caso, la cual debe incluir como mínimo:

vii. Descripción y cuantificación detallada de los beneficios ambientales asociados

al proyecto objeto de la nueva inversión.

viii. Catálogos, planos descriptivos debidamente firmados por el desarrollador del

proyecto y/o documentos que incluyan las especificaciones técnicas de los

elementos, equipos y/o maquinaria objeto de la solicitud.

ix. Diligenciar el Formato 1 de la resolución 1283 de 2016“Especificaciones del

Elemento, Equipo, Maquinaria”. para lo cual debe tener en cuenta la lista de

bienes y servicios expedida por la UPME. (anexo 5 del presente documento)

x. Cuando se incluyan servicios, se debe aportar el Formato 2 de la resolución

1283 de 2016 “Especificaciones de los Servicios”, para lo cual debe tener en

cuenta la lista de bienes y servicios expedida por la UPME. (anexo 6 del

presente documento)

xi. Comunicación expedida por la UPME en la que se avale el proyecto de FNCER,

así como los bienes y servicios para los cuales se solicita la certificación

ambiental.

49


Cuando se trate de una solicitud de certificación ambiental para acceder al beneficio de

deducción especial de Renta y Complementarios se deberá: Señalar abajo la gravedad

del juramento, que la inversión no se realiza por mandato de una autoridad ambiental

para mitigar el impacto ambiental producido por la obra o actividad objeto de una

licencia ambiental.

50


CAPITULO 2.

2.1. Estructuración de la guía de implementación enfocada a un proyecto de

energía solar fotovoltaica de autogeneración a pequeña escala (AGPE).

La Ley 1715 de 2014 “Por medio de la cual se regula la integración de las energías

renovables no convencionales al sistema energético nacional” establece que cualquier

persona natural o jurídica puede ser un autogenerador a pequeña escala de energía

eléctrica y brinda incentivos para ello, entre los cuales se encuentran que los

comercializadores de energía están obligados a comprar los excedentes de energía que

entreguen los AGPE a sus redes eléctricas, para lo cual delega a la CREG la regulación

necesaria para poder realizar este intercambio de energía entre comercializadores y

autogeneradores a pequeña escala. (Ley 1715, 2014) Por otra parte, también se

establecen incentivos como deducción especial en el impuesto renta hasta por el 50%

del valor del proyecto con fuentes de energía no convencionales renovables,

exoneración de IVA para bienes y servicios utilizados en estos proyectos y depreciación

acelerada de estos equipos. Para regular, avalar y certificar la obtención de estos

incentivos tributarios, la Ley delega en la UPME y la ANLA la regulación de los

mismos. Por este motivo, con el fin de orientar hacia la ejecución de un proyecto de

autogeneración a pequeña escala con fuentes no convencionales de energía renovable,

este trabajo pretende generar una guía que aporte a desarrollar un proceso estructurado

para aplicar al diseño e implementación de este tipo de proyectos enmarcados en la LEY

1715 DE 2014.

Para la estructuración de la guía de implementación enfocada a un proyecto de energía

solar fotovoltaica de Autogeneración a Pequeña Escala (AGPE), se pretende explicar el

proceso de implementación de un proyecto de energía solar fotovoltaica de

autogeneración a pequeña escala, desde la información necesaria para el diseño y

dimensionamiento del sistema fotovoltaico, hasta los lineamientos establecidos por la

Ley 1715 de 2014, la resolución CREG 030 de 2018, la resolución UPME 703 de 2018

y la resolución 1283 de 2016 del Ministerio de Minas y Energía; las cuales determinan

los requerimientos y requisitos necesarios para el registro del proyecto ante el

comercializador de energía y para la obtención de aval ante la UPME y certificación

51


ambiental ante la ANLA para la obtención de beneficios tributarios de los que trata la

Ley 1715 de 2014.

Con la guía de implementación generada en el presente trabajo de grado, se pretende

aportar un documento sólido que sea soporte para resolver la mayor cantidad de

interrogantes que se puedan presentar alrededor de la implementación de un proyecto de

energía solar fotovoltaica para autogeneradores a pequeña escala que quieran acceder a

todos los incentivos que brinda la Ley 1715 de 2014. En este sentido esta guía pretende

llegar a potenciales usuarios de sistemas fotovoltaicos, diseñadores y personas que

trabajen en este tipo de instalaciones fotovoltaicas, como una herramienta de referencia

y apoyo en la implementación de sistemas fotovoltaicos de autogeneración a pequeña

escala, enmarcadas en la Ley 1715 de 2014.

Para dar contenido y fundamento a la guía de implementación en primer lugar, se debe

contar con la información técnica y reglamentaria suficiente y necesaria para cumplir

con todos los requisitos que exige un proyecto de este tipo. Una vez seleccionada y

clasificada la información se procede a la estructuración de la guía.

A continuación, en la figura 12 se presentará un mapa conceptual donde se evidencia

paso a paso la construcción de la guía de implementación anteriormente mencionada.

52


Recopilación de

información técnica y

reglamentaria.

Plantear contenido de la

guía.

Plantear las generalidades.

Estructuración de guía de implementación.

Verificación de la ruta por parte de los autores, aprobada.

SI

Referenciar Formatos de la UPME y la ANLA

requeridos.

Adicionar Referencias bibliográficas.

NO

Elaboración de la Introducción.

¿Es suficiente la información para el contenido de la guía?

SI

NO

Guía de implementación de un proyecto de AGPE con FNCER enmarcado en la Ley 1715

de 2014 estructurada.

Relacionar la Autogeneración a Pequeña escala para sistemas

Ongrid.

Indicar la ruta propuesta para implementación de la guía.

Este preliminar pretende recoger toda la información técnica que permita realizar los respectivos cálculos del diseño fotovoltaico y la información reglamentaria que permita obtener los beneficios de Ley a que haya lugar con este tipo de proyectos; e información normat iva que debe cumplir este tipo de instalaciones.

El contenido de la guía se plantea con base en la secuencia se pasos que proponen las resoluciones UPME 703 de 2018, MADS 1283 de 2016, MADS 1203 de 2018 y CREG 030 de 2018.

1. Dimensionamiento y cálculos del sistema FV.

2. Viabilidad económica del proyecto fotovoltaico.

3. Solici tud de aval del proyecto para beneficios tributarios

ante la UPME

4.Registro del proyecto ante la ANLA.

5. Registrar el proyecto ante el operador de red.

Esta ruta se propone interpretando los requerimientos y recogiendo la secuencia se pasos que proponen las resoluciones UPME 703 de 2018, MADS 1283 de 2016, MADS 1203 de 2018 y CREG 030 de 2018.

Aquí se ex pone la ruta de internet de obtención de los formatos requeridos por la UPME y la ANLA y se enl ista la información mas relevante de dichos formatos.

Fig. 12.Diagrama de flujo de implementación de la guía (Elaboración propia)

53


2.1.1. Información de relevancia que se debe considerar en el desarrollo de la guía

de implementación.

La siguiente es la información de mayor relevancia que se propone tener a disposición

para el manejo de la guía de implementación:

Información de entrada:

- Datos personales del propietario del proyecto.

- Incentivos de Ley a los que se aplica.

- Ubicación geográfica para la ejecución del proyecto.

- Red eléctrica a la que está conectado el predio.

- Energía promedio consumida por el predio.

- Nivel de tensión eléctrica de funcionamiento.

- Días y horas de trabajo de la instalación eléctrica existente

Información Calculada:

- Energía que suplirá el proyecto fotovoltaico.

- Capacidad instalada de la planta fotovoltaica (Eficiencia y factor de planta).

- Iva del proyecto.

Información de salida:

- Costo económico del proyecto.

- Ahorro de emisiones de CO2 con la ejecución del proyecto.

- Ahorro económico

- Disminución de consumo energético de la red eléctrica del comercializador

-

54


Variables y parámetros del sistema:

- Área disponible para la instalación de paneles solares.

- Equipos y materiales a utilizar (contemplando marcas, proveedores etc.).

- Servicios a contratar.

- Etapa del proyecto (Reinversión, Inversión u operación)

- Radiación solar.

2.1.2. Estructuración de la guía de implementación.

Para la estructuración de la guía de implementación se propone el siguiente contenido:

I. Objetivos:

En este ítem se presenta el enfoque que se pretende manejar durante el

desarrollo de la guía de implementación, para ellos se establecen un objetivo

general y 4 objetivos específicos que describen los lineamientos a seguir.

II. Introducción:

En la introducción se pretende orientar al usuario de la guía, hacia la finalidad de

la misma, haciendo énfasis en la implementación del proyecto dentro del marco

de la Ley 1715 de 2014, de tal modo que se pueda realizar la obtención de los

beneficios tributarios de los que allí se hace mención, relacionando también las

entidades que intervienen en el proceso de aplicar a los incentivos.

III. Generalidades:

En las generalidades de la guía se pretende relacionar los términos y definiciones

que se usarán en el contenido de la misma y que son de gran relevancia para su

entendimiento y uso.

IV. Autogeneración a Pequeña Escala para sistemas fotovoltaicos “Ongrid”:

En esta sección de la guía se plantea relacionar la autogeneración a pequeña

escala y los sistemas fotovoltaicos “Ongrid”, haciendo énfasis los puntos a favor

de un sistema “Ongrid” y las características especiales que se deben considerar

en este tipo de sistemas.

55


V. Explicación detallada de la Ruta propuesta:

Para describir con mayor detalle el diagrama de flujo de la figura 12, la guía de

implementación se propone una ruta para el abordaje de proyectos de energía

solar fotovoltaica para sistemas Ongrid, enmarcado en la ley 1715 de 2014. Esta

ruta consta de los siguientes ítems.

• Dimensionamiento y cálculos del sistema de energía solar:

Se pretende por medio de este ítem mostrar las principales variables que

intervienen en el cálculo y dimensionamiento de un sistema de energía solar

y su consideración.

• Viabilidad económica del proyecto fotovoltaico:

Con este ítem se pretende enfocar al usuario de la guía hacia como

determinar la viabilidad del proyecto fotovoltaico en términos económicos

del proyecto; mostrando las principales variables a considerar, para realizar o

no, una inversión de este tipo.

• Registro del proyecto y solicitud de beneficios tributarios ante la UPME:

Dentro de los lineamientos que entrega la Ley 1715 de 2014 para proyectos

de autogeneración a pequeña escala con fuentes no convencionales

renovables, establece que la Unidad de Planeación Minero Energética debe

dar el aval de los equipos y servicios objeto de incentivos, dentro de los

proyectos de AGPE a ejecutar.

• Registro del proyecto ante la ANLA:



renovables, establece que la Autoridad Nacional de licencias Ambientales

debe dar certificación ambiental para los proyectos a ejecutar de AGPE, una

vez el proyecto cuente con el aval de la UPME de los equipos y servicios

objeto de incentivos, dentro de los proyectos de AGPE a ejecutar.

• Registro del proyecto ante el operador de red:

56




renovables, establece que la Comisión de Regulación de Energía y Gas debe

establecer el procedimiento que deben seguir los operadores de red,

comercializadores de energía y AGPE, para la entrega de excedentes por

parte del AGPE al Sistema Interconectado Nacional para los proyectos con

fuentes no convencionales de energía renovable a ejecutar.

VI. Formatos de la UPME y la ANLA requeridos:

Teniendo en cuenta que existes diferentes formatos y anexos dentro de las

resoluciones CREG 030 de 2018, UPME 703 de 2018 y 1283 de 2016 del

Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, que deben ser diligenciados

para realizar los procesos que establecen estas resoluciones, en este ítem se

pretende publicar esta información para explicar con más detalle el

procedimiento propuesto. De manera adicional se dan rutas de descargue para

cada uno de los formatos mencionados, donde agregado se destacará la

información relevante para su diligenciamiento.

VII. Bibliografía.

En este ítem se relaciona toda la bibliografía objeto de consulta para la

elaboración de la guía de implementación.

Por otra parte, se debe tener en cuenta la verificación, pruebas y ajustes de la guía.

En este sentido la verificación y pertinencia de la información allí suministrada será

objeto de revisión por parte de los integrantes del presente trabajo, concertando de esta

manera la información más adecuada para dicho documento.

En cuanto a las pruebas y los ajustes de la guía de implementación, estos se realizarán

bajo simulaciones de la ruta propuesta en la guía de implementación, para encontrar

posibles falencias, como cálculos sin relacionar o falta de información; para así poder

retroalimentar el documento y que su versión final sea una herramienta verdaderamente

útil para una implementación real.

57


CAPITULO 3.

3.1. Estructuración de aplicativo Excel enfocada a un proyecto de energía solar

fotovoltaica de autogeneración a pequeña escala (AGPE), evaluando su viabilidad

económica a partir de los beneficios tributarios estipulado en la ley 1715 de 2014.

De acuerdo a la ley 1715 del 2014 “Por medio de la cual se regula la integración de las

energías renovables no convencionales al sistema energético nacional”, establece que

cualquier persona natural o jurídica puede ser un autogenerador a pequeña escala de

energía eléctrica y brinda incentivos para ello.

En búsqueda de facilitar la implementación de un proyecto descrito como en el anterior

ítem, se presenta un aplicativo en el programa Excel, el cual se elabora con el objetivo

fundamental de realizar de manera rápida y básica un estudio económico de la inversión

del proyecto vs el ahorro económico del costo de kWh consumido (valor dado por el

operador de red), de esta manera facilitando la decisión para su implementación y

elaboración, adicional se realiza una evaluación técnica en la cual se obtiene:

- Estimación de la cantidad de paneles solares a utilizar.

- Estimación de área requerida para la instalación del proyecto.

- Cálculo de la energía generada con el proyecto a evaluar.

- Cálculo de la inversión total del proyecto.

- Estimación del incentivo económico por beneficios tributarios.

- Estimación del ahorro económico por excedentes de energía aportados a la red

de distribución.

- Cálculo de Tasa Interna de Retorno, TIR, y Valor Presente Neto, VPN, para

determinar viabilidad económica del proyecto y tiempo de recuperación de la

inversión.

58


3.1.1. Información de relevancia a considerar para el uso del aplicativo.

La siguiente es la información de mayor relevancia que se propone tener a disposición

para el manejo del aplicativo Excel:

- Energía promedio consumida durante el mes (kW), en caso de no tener el valor

se debe tener claro los equipos eléctricos que se van a alimentar.

- Días de servicio eléctrico del mes (días)

- Horas de uso en el día (h)

- Valor del kW este valor lo da el operador de red.

- Ubicación geográfica para la ejecución del proyecto.

- Capacidad instalada de la planta fotovoltaica (Eficiencia y factor de planta).

-

3.1.2. Instructivo para el diligenciamiento del aplicativo Excel

La aplicación Excel para realizar el estudio económico de un proyecto de energía solar

fotovoltaico de autogeneración a pequeña escala, según lo estipulado en la ley 1715 de

2014, se compone de tres interfaces, en las cuales el usuario debe interactuar:

a. Datos Básicos de entrada

b. estudio Económico

c. Comportamiento de flujo de caja y curva de proyección económica.

Fig. 13.Menú de la aplicación Excel (Elaboración propia)

59


a. Información Básica de Entrada

La primera sección de la aplicación se ingresa con el icono de la izquierda

de la figura 13, este módulo consiste en el diligenciamiento de datos básico

de entrada, mencionados en el literal 2.1.1., a continuación, en la figura

N°14 se explican cada uno de los espacios a diligenciar para continuar con el

proceso dentro del aplicativo Excel.

Fig. 14.Módulo de diligenciamiento de datos básicos. (Elaboración propia)

Como se evidencia en la figura 14 los datos a digitar se encuentran de un

color distinto para diferenciar y facilitar su llenado, también se tiene en la

parte superior un botón de ayuda el cual lo lleva a una ventana donde se

explica cada uno de los valores que se deben llenar.

i. Localización Geográfica: como se observa en la figura N° 15 en este

espacio se debe elegir dentro de un listado la ciudad en donde se tiene

planeado la implementación de un proyecto fotovoltaico a pequeña escala,

de acuerdo con la cuidad que se elija variara el valor del índice de radiación

que se extrae a partir del dato otorgado en la página del IDEAM.

60


Fig. 15.Diligenciamiento de la localización geográfica. (Elaboración propia)

ii. Eficiencia del sistema: Esté ítem realiza referencia a la eficiencia que se

planea tener en el sistema fotovoltaico, para obtener este valor se debe tener

en cuenta todas las pérdidas del sistema, si se desconoce las diferentes

variables por defecto trae el valor típico y calculado para este porcentaje.

(Figura N° 16)

Fig. 16.Llenado de eficiencia del sistema. (Elaboración propia)

iii. Energía promedio consumida durante el mes: se diligencia la energía

promedio consumida en el predio donde se desea instalar el sistema

fotovoltaico, como se ilustra en la figura N°17, en caso de no conocer la

energía promedio que se consume se tiene la alternativa de oprimir en el

botón mostrado en la figura y este lo llevara a la interfaz mostrada en la

figura N° 18 en donde se llenara de manera fácil los equipos eléctricos más

comunes y poder calcular la energía promedio. Cabe destacar que todos los

valores de energía se deben entregar en kW/mes

61


Fig. 17.Energía promedio consumida durante el mes. (Elaboración propia)

Fig. 18.cálculo de la Energía promedio consumida. (Elaboración propia)

El cálculo de la energía promedio consumida del predio, se realiza en base a la

NTC2050, en la cual se diversifica la carga instalada en una vivienda. Esté

cálculo se realiza de la siguiente manera:

Se calcula la potencia instalada del sistema, la cual es la suma matemática de las

potencias indicadas en las placas características de los equipos. (Haro, 2015)

(ecu. 1)

Seguidamente se convierte la potencia activa a potencia aparente, esto se realiza

en base a la aplicación del triángulo de potencias, de la siguiente manera:

(ecu. 2)

Finalmente se debe diversificar la carga de acuerdo a la tabla 220-30 de la Norma

técnica colombiana 2050 sección 220-10, en donde se toma un porcentaje de carga

62


dependiendo del equipo instalado, para tener mayor claridad se presenta a

continuación la figura 19. (ICONTEC, 1998)

Fig. 19. Diversificación de las cargas de acuerdo a la NTC-2050. (ICONTEC, 1998)

iv. Días en servicio Eléctrico y Horas de uso diario: En estos dos ítems se

debe digitar la cantidad días del mes, en que se usa los equipos que

consumen energía del sitio, y adicional las horas de uso en que mantienen

estos equipos trabajando.

Fig. 20.Días y Horas de servicio eléctrico. (Elaboración propia)

v. Valor actual del kWh: Cómo se observa en la figura N° 21, en esta casilla

se debe diligenciar el valor actual del kWh, este lo otorga el operador de red,

63


esta información se encuentra en la página de internet del operador de red de

cada región

Fig. 21.Diligenciamiento del valor del kWh. (Elaboración propia)

Vi. Potencia del sistema a instalar: como se observa en la figura 22 en el

espacio señalado se debe llenar la potencia pico del sistema fotovoltaico a

instalar, se debe tener claro que potencia se quiere suplir con el diseño del

sistema a diseñar.

Fig. 22.llenado de Potencia del sistema a instalar. (Elaboración propia)

b. Estudio Económico

Para acceder a esta interfaz se debe oprimir en el botón economía que se logra

observan en la figura N° 22 en la parte inferior derecha. En esta interfaz se

encuentra la evaluación económica del proyecto, la descripción de los gastos del

sistema fotovoltaico y la descripción de la inversión económica del proyecto a

64


implementar, a continuación, cada segmento se explicará de manera más

detallada.

i. Evaluación económica: En esta interfaz se encuentra la comparación

económica entre el valor pagado con el sistema actual vs el valor a pagar

por energía consumida con el sistema fotovoltaico a pequeña escala.

Como se muestra en la figura N° 23 se muestra el valor que se obtiene

por el beneficio de venta por excedentes de energía, adicional a esta

información se visualiza el ahorro mensual que se obtiene con los

beneficios de la ley 1715 del 2014.

Fig. 23.Interfaz evaluación económica. (Elaboración propia)

ii. Sistema Fotovoltaico: En la segunda parte de este módulo se encuentra

toda la información acerca del sistema fotovoltaico propuesto a instalar,

como se observa en Figura N° 24, se visualiza el valor de instalación del

proyecto, en este valor se tiene en cuenta los materiales y equipos a

utilizar, pero no se incluye valor de instalación. Adicional a lo anterior la

aplicación nos entrega el cálculo de la energía producida durante el día,

mes y año, y finalmente nos da algunos datos técnicos de instalación

como el número de paneles que se deben utilizar para el proyecto y el

área en metros cuadrados que se necesita para la implementación.

65


Fig. 24.Modulo Sistema fotovoltaico. (Elaboración propia)

iii. Proyección Económica del proyecto: En el módulo final de la segunda

interfaz se encuentra todo lo relacionado con la proyección económica

del proyecto a implementar, es decir los beneficios adicionales que se

otorgan con la implementación de un proyecto de este tipo bajo la

cobertura de la ley 1715 del 2014. (Figura N° 25)

También se encuentra en esta interfaz el Cálculo de Tasa Interna de

Retorno, TIR, y Valor Presente Neto, VPN, para determinar viabilidad

económica del proyecto y tiempo de recuperación de la inversión.

El tiempo de inversión en años hace referencia al tiempo de vida útil del

proyecto el cual se estima en 20 años de acuerdo a especificaciones

técnicas de la vida útil de paneles solares.

Fig. 25.Módulo de proyección económica del proyecto. (Elaboración propia)

c. Comportamiento de flujo de caja y curva de proyección económica.

Para acceder a este módulo se realiza mediante el botón ubicado en la parte

inferior izquierda de la anterior interfaz como se observa en la Figura N°25.

En este módulo se encuentra de manera gráfica la información visualizada en el

segundo modulo (Estudio económico),las dos graficas de la figura N°26 muestra

66


el comportamiento de flujo de caja donde se evidencia la barra del primer mes

indicando sentido negativo esto es por la inversión inicial del proyecto, y

nuevamente se observa el sentido negativo el cual es el mantenimiento a 10 años

promedio del sistema, también se evidencia en los primeros años la ganancia que

se obtiene en el ahorro con el nuevo sistema, esta distribución depende de la

meta que se ponga para la recuperación de la inversión en años.

Para la recuperación económica, se deben manejar ciertos criterios como el

tiempo de recuperación, para escoger este tiempo se debe tener en cuenta el

ahorro mensual y los ahorros en incentivos de la inversión.

Fig. 26.Comportamiento de flujo de caja y Curva de proyección económica.

(Elaboración propia)

67


CAPITULO 4.

4.1. Caso tipo de la finca productora de huevos de la vereda Jucual del municipio

de fosca Cundinamarca.

La producción de energía prevista para la finca productora de huevos se enmarca dentro

del caso 1 descrito en la sección 1.2.1.1 literal i. que relaciona los casos de facturación

de acuerdo a la CREG 030 de 2018; que establece que la producción de energía con la

solución propuesta es inferior a la requerida para su abastecimiento.

Por lo anterior se contempla un proyecto On Grid.

4.1.1. Datos del proyecto:

PROYECTO FOTOVOLTAICO

DIRECCIÓN DEL PROYECTO: Vereda Jucual – Fosca, Cundinamarca

CIUDAD/MUNICIPIO: Fosca, Cundinamarca

COORDENADAS: 4.338662 N; -73.972891 W

OPERADOR DE RED ENEL CODENSA

FUENTE DE ENERGIA: Sol

TIPO DE SISTEMA: Solar Fotovoltaico

TECNOLOGÍA A UTILIZAR Paneles Solares fotovoltaicos

PUNTO DE CONEXIÓN: E24270TR1

VOLTAJE PRIMARIO: 11400 V

VOLTAJE SECUNDARIO: 208-120 V

POTENCIA PICO: 3 kW

NIVEL DE TENSIÓN: I

ENERGIA PROMEDIO CONSUMIDA DURANTE EL MES [kWh - MES] 960 [kWh - MES]

DIAS DE SERVICIO ELECTRICO AL MES [D] 26

HORAS DE USO AL DIA [h] 8

VALOR DEL kW [$] 360

AREA EFECTIVA DE INSTALACION [m²] 20.17

AREA DISPONIBLE [m²] 90

Tabla 1.Datos básicos del proyecto. (Elaboración propia)

68


4.1.2. Descripción Del Proyecto:

Se pretende instalar sobre el tejado como se observa en la figura 28 y 29 de uno de los

galpones existentes en la finca una totalidad de 12 paneles solares de 270W,

organizados en tres filas de paneles, cada fila con cuatro módulos fotovoltaicos, y cada

fila conectada a un microinversor de 1kW, para una totalidad de 3kW de potencia pico.

Al encenderse los microinversores se sincronizará de manera automática con la

frecuencia de la red y la tensión del sistema. Los microinversores estarán conectados a

un interruptor del tablero de distribución del predio.

Para este proyecto se debe considerar el uso de un medidor bidireccional.

4.1.3. Condiciones del predio:

El predio donde se encuentra ubicada la finca productora de huevo está alimentado por

una acometida aérea en baja tensión desde la red del operador de red. Se tiene una carga

contratada de 3 kW. El transformador del sector es de 10 kVA, identificado con CD

E24270.

Fig. 27. iluminación del galpón. (Elaboración propia)

69


Fig. 28.Estructura de los Gallineros. (Elaboración propia)

Fig. 29.Panorámica de la estructura de los gallineros (Elaboración propia)

70


.

Fig. 30.Maquina clasificadora de huevo. (Elaboración propia)

Fig. 31.Tejado donde se proyecta la instalación de paneles solares. (Elaboración

propia)

Ubicación:

Vereda Jucual, Fosca, Cundinamarca.

Latitud: 4.338555, longitud: -73.972777.

71


4.2. Dimensionamiento del proyecto

4.2.1. Cuadro de cargas:

Elemento/

Maquinaria

Potencia

(W)Cantidad

Potencia

total (W)Tensión (V)

Corriente

(A)

Protección

(A)

Factor de

potenciaCarga (kVA)

Iluminación 30 30 900 120 4,33 1x20 0,95 85,5

Tomacorriente 180 5 900 120 4,33 1x20 0,95 85,5

Máquina

Clasificadora de

huevo

746 2 1492 120 7,18 3x20 0,85 1268,2

Reverbero 200 1 200 120 0,96 1x20 0,9 180

Nevera 350 1 350 120 1,68 1x20 0,9 315

Tablero de

distribución -

Galpón

Tabla 2.Cuadro de Cargas Existentes (Elaboración propia)

De acuerdo al cuadro de cargas anterior se realiza cálculo de la capacidad instalada,

donde: (Haro, 2015)

(ecu. 1)

De acuerdo a lo anterior, se procede a realizar el cálculo de demanda máxima del

sistema: (Haro, 2015)

(ecu. 3)

Donde esta ecuación involucra la potencia máxima consumida en el predio sobre un

determinado tiempo en donde se encuentra la carga total en funcionamiento, usualmente

este tiempo esta entre 15 minutos y 60 minutos, en este caso tipo se tomará 60 minutos,

el cual es el tiempo promedio en donde toda la carga esta encendida y funcionando.

De acuerdo a los resultados anteriores se calcula el factor de utilización del sistema de

acuerdo a la siguiente formula:

. (ecu. 4)

72


Parte de la carga del tomacorriente a la

que se aplica el factor de demanda (VA)-

Tabla 220-13

Factor de

demanda %

Carga

Demandada

(W)

Carga

Demandada

(VA)

Factor de

utilización

%

Primero 10 000 VA o menos 100 10000 10000 50

Carga total en (kVA): 3473,2 kVA.

4.2.2. Consulta de la disponibilidad de carga del transformador ante el

operador de red:

Para este proyecto el operador de red es ENEL CODENSA, quien en su página web

tiene habilitada una herramienta para esta consulta, de conformidad con lo establecido

en la resolución CREG 030 de 2018.

A continuación, se presenta la disponibilidad obtenida (figura 32 y figura 33):

Fig. 32.Disponibilidad de carga de Transformador que alimenta el predio.

(Obtenida de operador de red)

Fig. 33.Disponibilidad de carga de Transformador que alimenta el predio.

(Obtenida de operador de red)

73


Los círculos verdes indican la disponibilidad del transformador para permitir conexión

de autogeneradores, y el porcentaje de capacidad y energía en 0% indican que no hay

autogeneradores conectados a este transformador.

4.2.3. Dimensionamiento de conductores:

Los conductores se seleccionaron en base la corriente nominal de la carga y al ajuste

de la protección, los conductores especificados serán los mínimos que deberán

utilizarse.

Los conductores especificados deberán cumplir con lo siguiente:

• De acuerdo al artículo 27.4.3 c) del Retie 2013: “La corriente de disparo del

interruptor no debe superar la corriente a la cual el aislamiento del conductor o los

equipos asociados, alcancen la temperatura máxima de operación permitida. “En

resumen, los conductores deben dimensionarse garantizando una corriente superior o

igual a las protecciones calculadas en el numeral ‘3.7’

• Se toma como referencia los conductores de la Tabla 310-16 de la NTC 2050

referencia en este documento en la figura 34, “capacidad de corriente permisible en

conductores aislados para 0 a 2000 voltios nominales...”

Fig. 34.Dimensionamiento de los conductores (NTC 2050)

74


• Para los conductores de puesta a tierra se debe seleccionar en base a la Tabla 250-95

de la NTC 2050 que es de acuerdo al ajuste de protección.

• Los conductores de cada fase y neutro, deberán ser de la misma longitud, ser del

mismo material conductor, ser del mismo calibre y tener el mismo aislamiento.

A continuación, en la Tabla 3, se muestra los calibres seleccionados:

TramoDistancia

(km)Carga (kVA)

Corriente

(A)

Momento

eléctrico

(kVA.m)

Material

conductor

(Cu-AWG)

Capacidad del

Conductor (A)

NTC2050 Tabla

310-16

Factor Ajuste

NTC2050

sección310

sección 318

Capacidad del

Conductor (A)

con el Factor

de Ajuste

Módulos FV a

Inversor0,004 0,3 8,76 1,12 12 30 100% 30

inversor 1 a

inversor 20,006 1,0 1,20 6 12 30 100% 30

inversor 2 a

inversor 30,006 2 2,41 12 12 30 100% 30

Inversor 3 a

Tablero 0,009 3 8,33 27 10 35 100% 35

Tabla 3.Caracteristica principal de los conductores a usar. (Elaboración propia)

4.2.4. Selección de protecciones en BT:

La conexión del sistema fotovoltaico a la red del operador de red, se realiza a través

de una protección termomagnética que soporte la corriente de la acometida en AC a la

salida de los microinversores, la cual se conecta al tablero eléctrico de distribución

general del predio.

Para la selección de las protecciones de BT se debe tener en cuenta dos aspectos:

1) El ajuste de corriente de la protección no debe ser menor a la corriente nominal

requerida.

2) De acuerdo a la NTC 2050 El ajuste de corriente de la protección puede ser

dimensionado 1,25 de la corriente nominal de la carga requerida.

Tramos Carga

(kVA)

Corriente

de Carga

(A)

Corriente de

Carga (A) al

125%

Calibre

Conductor

AWG

Capacidad

Conductor

(A)

Protección

(A)

Inversor

a Tablero 3 8,33 10,5 10 35 3x20

Se selecciona la protección de 3x20A.

75


4.2.5. Cálculo de pérdidas de energía.

La potencia eléctrica que se pierde en una línea, debido al paso de corriente eléctrica

por el conductor de la misma, solo se hace referencia a la potencia activa consumida

por el conductor de la línea (la que no llega al receptor), por lo que para el cálculo de

la misma se deberá tener en cuenta tanto la resistencia del conductor de la línea, como

la corriente que circula por el mismo.

En la línea trifásica, al existir tres conductores de línea, la potencia activa total pérdida

en la línea, en la Tabla 4 se visualiza las pérdidas calculadas se calcula por medio de

la siguiente expresión (Universidad politécnica de valencia, 2011):

(ecu. 5)

Donde:

: Pérdida de potencia [W]

R: Resistencia del conductor de línea [Ω]

: Intensidad de línea máxima prevista [A]

La resistencia del conductor de línea es: (ecu. 6)

76


(ecu. 7)

Cálculo de pérdidas de energía utilizando método establecido por CODENSA en

Likinormas:

En Likinormas en otras normas, en Niveles de tensión de conexión de cargas de

clientes, se encuentra el título: Estimación de pérdidas de energía anuales.

A continuación, se realizan las estimaciones previas necesarias.

CÁLCULO DE PÉRDIDAS BT

Tramos Carga

(kVA)

Corriente

de carga

(A)

Distancia

(M) Calibre Material Tipo

Resistencia

(ohm/km)

Pérdidas

RI^2(W)

Pérdidas

3Ø (W)

Módulos

FV a

Inversor

0,3 8,76 4 12 Cobre

Conductor

Monopolar

THW

6,56 0,50 0,50

inversor

1 a

inversor

2

1,0 2,78 6 12 Cobre

Conductor

Monopolar

THW

6,56 0,05 0,15

inversor

2 a

inversor

3

2 5,55 6 12 Cobre

Conductor

Monopolar

THW

6,56 0,20 0,61

Inversor

3 a

Tablero

5 13,88 9 10 Cobre

Conductor

Monopolar

THW

3,94 0,76 2,28

Total 3,54

Tabla 4.Cálculo de pérdidas Conductores de Baja Tensión. (Elaboración propia)

77


- Factor de carga:

Nota: El factor de carga es el mismo factor de planta para las plantas fotovoltaicas,

tomando como factor de potencia 1 (Likinormas, CODENSA).

(ecu. 8)

Donde:

DE es la demanda de energía anual

FP es el factor de potencia.

Smáx es la potencia máxima del sistema

- Factor de pérdidas:

Nota: x es un factor de relación entre el factor de carga y el factor de pérdidas.

entregado por CODENSA equivalente a 0.1247 (Likinormas, CODENSA)

(ecu. 9)

Donde:

FC es el factor de carga

X es el factor de relación

- Pérdidas de potencia promedio (Universidad politécnica de valencia, 2011):

(ecu. 10)

Donde Plmáx son las pérdidas en demanda máxima.

78


(ecu. 11)

- Extensión de pérdidas de potencia promedio.

(ecu. 12)

4.2.6. Cálculo de regulación de tensión:

Debido a que los conductores utilizados son demasiado pequeños se realiza el cálculo

por el método de caída de tensión, el cual estable que para circuitos trifásicos es:

(ecu. 13)

(ecu. 14)

(ecu. 15)

Donde:

ΔV: Caída de tensión

L: Longitud del circuito en km

I: Corriente del circuito en A

Zef: Impedancia eficaz en Ohm/km

79


Conduit de

PVC

Conduit de

Aluminio

Conduit de

Acero

Conduit de PVC

o Aluminio

Conduit de

Acero

14 10,17 10,17 10,17 0,19 0,24

12 6,56 6,56 6,56 0,177 0,223

10 3,94 3,94 3,94 0,164 0,207

8 2,56 2,56 2,56 0,171 0,213

Resistencia a Corriente Alterna R

(ohm/km)Calibre

AWG/kcmil

Reactancia Inductiva XL

(ohm/km)

Resistencia eléctrica C.A y reactancia inductiva para Cables de Cobre, instalación

trifásica para 600V a 60 Hz y 75°C. Tres conductores sencillos en tubo conduit

Tabla 5.Valor de Resistencia y Reactancia de los conductores. (NTC 2050)

Parcial Total

inversor 1 a

inversor 21 1,2 0,006 6 cobre 12 6,00212 0,0750265 208 0,0361 0,0361

inversor 2 a

inversor 32 2,4 0,006 12 cobre 12 6,00212 0,150053 208 0,0721 0,1082

Inversor 3 a

Tablero 3 8,3 0,009 27 cobre 10 3,63708 0,47212096 208 0,2270 0,3352

Regulación %Tramos

Carga

(kVA)

Distancia

(km)

Corriente de

carga (A)

Momento

(kVA-m)Material

Calibre

(AWG)Caída Tensión

Impedancia Z

(Ω/km)Tensión

Tabla 6.Cálculo de Regulación para acometida en B.T en Cu. (Elaboración

propia)

4.2.7. Especificaciones técnicas del equipo de medida.

De acuerdo a la resolución de la CREG 030 de 2018 se establece que los

autogeneradores a pequeña escala (AGPE) que entreguen excedentes a la red, deben

contar con un medidor de energía bidireccional. En el formulario para solicitud de

conexión simplificada, autorizamos a CODENSA para suministrar el medidor. (Tabla

7)

El medidor debe tener las siguientes características:

Medidor Trifásico de Lectura Directa

Precisión: Clase 1.

Rango de Corriente: 5(120)- 5(160).

Voltaje: 57 a 480VAC

80


Según las generalidades 7.4.3.1 de Likinormas – CODENSA, para medida trifásica

directa se debe cumplir con las especificaciones que aparecen en la Tabla 7.

Tabla 7.Especificaciones de medidor (Likinormas, CODENSA)

4.2.8. Determinación de hora solar pico y factor de pérdidas (PR)

A continuación, se realizará el análisis de la hora solar pico y cálculo de las diferentes

pérdidas del sistema, con el fin de realizar el cálculo pertinente de potencia pico en los

paneles solares, para elegir los equipos a utilizar.

Hora solar pico: Número de horas en que debería haber una irradiación (Potencia

incidente por unidad de superficie) de 1000 W/m², para igualar la energía diaria

incidente realmente en un área determinada.es decir para una energía solar incidente

de 5000 W/ m² se obtiene una HSP de 5. (O. Perpiñán Lamigueiro, Marzo 2015)

En la Tabla 8 se muestra la temperatura ambiente y las horas de sol pico para Bogotá

para cada mes del año. Estos valores son tomados de las tablas del IDEAM.

81


DATOS HSP (Aeropuerto El Dorado)

Temperatura ambiente para Bogotá (Aeropuerto El

Dorado)

Mes T. ambiente

(°C)

HSP

(kWh/m2*día)

ENERO 13,3 4,7

FEBRERO 13,7 4,3

MARZO 13,9 4,3

ABRIL 14,1 3,7

MAYO 14,1 3,5

JUNIO 13,9 3,7

JULIO 13,5 3,9

AGOSTO 13,6 4,2

SEPTIEMBRE 13,5 3,9

OCTUBRE 13,5 4,0

NOVIEMBRE 13,6 4,0

DICIEMBRE 13,4 4,2

Tabla 8.Datos HSP (IDEAM, 2019)

El valor del PR se obtiene de multiplicar cada una de las pérdidas que se tienen en la

instalación. A continuación, se muestran los valores porcentuales típicos en una

instalación, en caso de no tener forma de calcularlos o para realizar una estimación

rápida (Tabla 9):

82


VALORES TÍPICOS DE PÉRDIDAS.

Pérdidas por cableado 1% - 2%

Pérdidas del inversor 3% - 10%

pérdidas disparidad

(mismatching) 2% - 5%

Pérdidas por suciedad 0% - 8%

Pérdidas reflectancia y

transmisión 2% - 6%

Pérdidas Transformadores 1% - 5%

Pérdidas disponibilidad 1% - 5%

Tolerancia de Potencia de los

módulos 2% - 10%

Tabla 9.Valores típicos de pérdidas. (Elaboración propia)

Los valores de pérdidas dependen de las características de los componentes que se

utilicen en la instalación, por ende, es necesario hacer una evaluación individual de las

fichas técnicas. Los valores encontrados y utilizados son los siguientes:

- Pérdidas por inclinación y orientación:

Las pérdidas por orientación e inclinación se producen cuando en el panel solar, el

azimut no está orientado hacia el sur y la inclinación no coincide con la latitud del

predio, aunque cabe aclarar que cuando una latitud es menor a 10 grados, se optimiza

la inclinación en dichos 10 grados, para evitar retenciones de agua y contaminación en

el panel.

Para este caso de estudio se pretende colocar los paneles utilizando la inclinación y

orientación del techo, el cual cuenta con una inclinación de 15º. Ya que el tejado es a

dos aguas se utilizará la parte del techo inclinada hacia el occidente.

83


Para calcular las pérdidas por inclinación y orientación se utiliza la siguiente ecuación

(O. Perpiñán Lamigueiro, Marzo 2015):

(ecu. 16)

Donde:

= Ángulo de inclinación.

= Azimut.

- Pérdidas por sombra:

En este caso las pérdidas por sombra en los paneles solares son despreciables, ya que

el techo de la construcción no tiene edificaciones cercanas ni árboles que les generen

sombra, sin embargo, al estar debajo del nivel de una carretera que pasa por su lado,

en la que los carros, le podrían generar sombra momentánea, se estimará un porcentaje

de pérdidas del 1%, lo que nos entregará un PR por sombra de 0,99. (Universidad

politécnica de valencia, 2011)

- Pérdidas por suciedad:

Las pérdidas por suciedad se presentan cuando los paneles solares, acumulan polvo o

partículas en su superficie, debido a que es un factor que depende de la limpieza

periódica de la planta fotovoltaica y las condiciones ambientales del predio, se debe

estimar dentro de los valores típicos utilizados. Teniendo en cuenta que es una zona

rural y que cerca al predio pasa una carretera no pavimentada, asumiremos unas

pérdidas por suciedad de 3%. (Universidad politécnica de valencia, 2011)

- Pérdidas reflectancia y transmisión:

las pérdidas por reflectancia y transmisión están dadas por la radiación incidente en la

celda fotovoltaica que no se convierte en energía eléctrica. Las pérdidas por

84


reflectancia se presentan por la radiación que golpea la celda y rebota y las pérdidas

por transmisión se presentan cuando la radiación atraviesa la celda. la eficiencia de los

paneles está directamente relacionada con estos fenómenos. Éstas se pueden estimar

en un valor típico utilizado entre 2% y 6%. De este modo tomaremos un valor de

pérdidas del 2%. (Universidad politécnica de valencia, 2011)

- Pérdidas por disponibilidad:

La disponibilidad de una planta fotovoltaica se refiere a los periodos de tiempo en los

que la instalación es utilizable, este parámetro presenta pérdidas debido a periodos de

inactividad causados por operaciones de mantenimiento o fallos. En este caso se

asumirá una pérdida por disponibilidad de 1% teniendo en cuenta los probables

mantenimientos y la muy baja probabilidad de fallas. (Universidad politécnica de

valencia, 2011)

- Pérdidas Transformadores:

las pérdidas por transformadores se asumen mínimas ya que vienen dadas por la red

eléctrica del operador de red, la cual debe cumplir con toda la regulación existente de

calidad de potencia y servicio, por tal motivo se asumen unas pérdidas del 1%.

(Universidad politécnica de valencia, 2011)

- Pérdidas por tolerancia de potencia de los módulos:

La tolerancia de potencia de los módulos solares, es un rango de potencia por la cual

el módulo entrega una potencia mayor o menor en ese rango, a la nominal producida

en un instante determinado. (Universidad politécnica de valencia, 2011)

Para el caso de los paneles solares seleccionados en este proyecto la tolerancia de

potencia es de 0 – 5 W por panel. A continuación, se presenta el porcentaje de

pérdidas por tolerancia de potencia y en la Tabla 10 se encuentra las características

térmicas del panel solar:

(ecu. 17)

85


Otro factor clave que se debe tener para el cálculo del PR son las pérdidas de

temperatura, las cuales se calculan de la siguiente manera (Universidad politécnica de

valencia, 2011):

(ecu. 18)

(ecu. 29)

(ecu. 20)

Donde:

E = Energía irradiada durante la HSP.

TONC = Temperatura de Operación Nominal de la Celda.

g = coeficiente de temperatura de la potencia, el cual se puede determinar a partir de

las características térmicas del panel solar.

CARACTERISTICAS TÉRMICAS DEL PANEL SOLAR

Temperatura Operativa nominal de la célula TONC °C 46 +/- 2

Temperatura coeficiente de Pmax (g) ϒ %/°C -0,42

Temperatura coeficiente de Voc βvoc %/°C -0,32

Temperatura coeficiente de Isc αisc %/°C 0,05

Temperatura coeficiente de Vmpp βvmpp %/°C -0,42

Tabla 10.Características térmicas del panel solar (Ficha técnica)

Por ejemplo, para el mes de noviembre las pérdidas por temperatura estarían

determinadas por:

86


Para el cálculo del factor de rendimiento total (PR total) para el mes de noviembre, se

deben multiplicar todos los factores de rendimiento descritos anteriormente:

En la Tabla 11, se muestran los valores utilizados en las distintas pérdidas consideradas.

Valores Utilizados Factor Rendimiento

(PR)

Factor Rendimiento

(PR)

Pérdidas por inclinación y

orientación 3,45% 1 - 0,0345 0,975

Pérdidas por Sombra 1,00% 1 - 0, 01 0,990

Pérdidas por suciedad 3,00% 1 - 0,03 0,970

pérdidas disparidad

(mismatching) 2,50% 1 - 0,025 0,975

Pérdidas reflectancia y

transmisión 2,00% 1 - 0,02 0,980

Pérdidas por cableado 0,12% 1 - 0,0012 0,999

Pérdidas del inversor 5% 1 - 0,05 0,95

Pérdidas Transformadores 1,00% 1 - 0,01 0,990

Pérdidas disponibilidad 1,00% 1 - 0,01 0,990

Tolerancia de Potencia de los

módulos 2,00% 1 - 0,02 0,980

Tabla 11.Valores Utilizados para el factor de rendimiento (Elaboración propia)

Teniendo la estimación de los principales factores de pérdidas en la instalación, en la

Tabla 12 se muestra el factor de pérdidas total de la instalación.

87


Pérdidas totales en la instalación

Mes T. ambiente T. modulo Pérdidas temp. PR temp PRtotal

ENERO 13,3 45,8 0,087 0,913 0,737

FEBRERO 13,7 46,2 0,089 0,911 0,735

MARZO 13,9 46,4 0,090 0,910 0,735

ABRIL 14,1 46,6 0,091 0,909 0,734

MAYO 14,1 46,6 0,091 0,909 0,734

JUNIO 13,9 46,4 0,090 0,910 0,735

JULIO 13,5 46,0 0,088 0,912 0,736

AGOSTO 13,6 46,1 0,088 0,912 0,736

SEPTIEMBRE 13,5 46,0 0,088 0,912 0,736

OCTUBRE 13,5 46,0 0,088 0,912 0,736

NOVIEMBRE 13,6 46,1 0,089 0,911 0,736

DICIEMBRE 13,4 45,9 0,088 0,912 0,737

PROMEDIOS 13,7 46,2 0,089 0,911 0,736

Tabla 12.Pérdidas totales en la instalación. (Elaboración propia)

4.2.9. Equipos a utilizar:

A continuación, se relacionan los principales equipos fotovoltaicos necesarios para el

desarrollo del caso tipo.

88


• Paneles solares:

Para el dimensionamiento de los paneles solares se debe calcular la potencia pico a

instalar en el sistema fotovoltaico, para ello se debe tener en cuenta la energía que se

proyecta generar con este sistema.

A partir de la ecuación 21 (Universidad politécnica de valencia, 2011):

(ecu. 21)

Donde,

HSP: Horas Sol Pico.

Pfv: Potencia del campo fotovoltaico.

PR: Factor de rendimiento total de la instalación (Performance Ratio).

ndías: Número de días de cálculo.

Se despeja la potencia fotovoltaica

Para este caso tipo se desea generar el 30% de la energía consumida por el predio con

los paneles solares, es decir se consume al mes 960 [kWh - MES] y su 30% seria 288

[kWh - MES]

Los diferentes valores remplazados se toman de los cálculos de pérdida y horas solar

pico determinados anteriormente.

De lo anterior ya se obtiene el valor de la potencia pico del campo fotovoltaico, de

acuerdo a esto dependiendo de la potencia del panel solar seleccionado se obtendrá la

cantidad de paneles que conformaran este sistema, dividiendo la potencia pico del

sistema total sobre la potencia del panel.

89


Se tienen en consideración tres tipos de paneles solares de los cuales se seleccionará el

panel solar que presente una mejor eficiencia, ya que los tres tipos de paneles son

similares en cuanto a dimensiones y precios.

- Panel solar Yingli solar 270 W: Panel policristalino de silicio, con las siguientes

características (Tabla 13):

Datos relevantes del panel solar Yingli – 270 W

Ppk

(W)

Voc

(V)

Vmpp

(V)

Impp

(A)

Isc

(A)

Eficiencia

(%)

Largo

(mm)

Ancho

(mm) Precio ($)

270 37,9 30,7 8,8 9,27 16,7 1650 992 $ 475.950

Tabla 13.Características panel solar Yingli – 270W. (Tomado de Catalogo)

- Panel solar Trinasolar 270 W: Panel multicristalino de silicio, con las siguientes


Datos relevantes del panel solar Trinasolar - Honey – 270w

Ppk

(W)

Voc

(V)

Vmpp

(V)

Impp

(A)

Isc

(A)

Eficiencia

(%)

Largo

(mm)

Ancho

(mm)

Precio ($)

270 38,4 30,9 8,73 9,18 16,5 1650 992 $ 500.635

Tabla 14.Características panel solar Trina – 270W. (Tomado de Catalogo)

- Panel solar Jinko solar 270 W: Panel policristalino de silicio, con las siguientes


Datos relevantes del panel solar Jinko solar – JKM270PP – 270w

Ppk

(W) Voc (V)

Vmpp

(V)

Impp

(A) Isc (A)

Eficiencia

(%)

Largo

(mm)

Ancho

(mm)

Precio ($)

270 38,4 31,7 8,52 9,09 16,5 1650 992 $ 460.690

Tabla 15. Características panel solar Jinko – 270W. (Tomado de Catalogo)

90


Para este caso se trabajará con el panel solar Yingli 270 W teniendo en cuenta que

es el que presenta una mayor eficiencia, lo cual garantiza un mayor

aprovechamiento del recurso solar, el costo de los tres paneles es muy similar de

acuerdo a la información obtenía por los tres proveedores, es decir el costo no

realiza gran diferencia para la selección del panel más apropiado.

Para este caso tipo se calcula que en el sistema se utilizara 12 paneles solares.

• Inversor o Microinversor:

De acuerdo al valor de potencia pico calculada anteriormente se busca en el

mercado el equipo inversor más apropiado para este sistema, el cual debe

manejar la potencia pico del campo fotovoltaico y acoplarse a las condiciones

de voltaje y frecuencia de la instalación eléctrica en la que se vaya a

implementar.

Se tienen en consideración tres tipos de inversores de conexión a la red, de los

que se selecciona el inversor que se ajusta de la mejor manera a los

requerimientos de este caso tipo; en los anexos del presente documento se

encontrarán las fichas técnicas de estos inversores.

- Microinversor APsystems YC1000-3: Microinversor trifásico con las siguientes

características técnicas (Tabla 16):

DATOS DEL INVERSOR – TENSIÓN 208 V

Vdc max Vdc min Idc max

Ppv

max ηeur ηmax Precio ($)

60 16 14,8 1000 94,5 95 $ 960.250

Tabla 16.Datos del inversor APsystems. (Tomado de Catalogo)

- Inversor Sunny Boy 3.0: Inversor monofásico en la Tabla 17 se tiene las

características técnicas :

91


DATOS DEL INVERSOR – TENSIÓN 208 V


Ppv

max ηeur ηmax Precio ($)

600 100 15 5500 96,4 97 $ 3.800.000

Tabla 17.Datos del inversor Sunny Boy. (Tomado de Catalogo)

- Inversor Fronius Symo 3.0-3-M: Inversor trifásico, en la Tabla 18 se encuentra

las características técnicas:

DATOS DEL INVERSOR – TENSIÓN 400/230 V

Vdc

max Vdc min Idc max Ppv max ηeur ηmax Precio ($)

1000 150 16 6000 96,5 98 $ 4.120.235

Tabla 18.Datos del inversor Fronius Symo. (Tomado de Catalogo)

Para este caso de selecciona el Microinversor APSystems YC1000-3, ya que es

trifásico de conexión a red y con la tensión de salida requerida , cabe destacar que en

este caso tipo se debe utilizar tres microinversores APSystems YC1000-3, para

entregar la potencia requerida, a diferencia de los otros dos dispositivos en los cuales

en un solo dispositivo manejan la potencia requerida, pero a la salida debe conectarse

un transformador para obtener la tensión nominal de red requerida y el otro es un

dispositivo monofásico.

El Microinversor APSystems YC1000-3 cuenta con cuatro entradas independientes, a

las que se conecta un panel solar por entrada, por lo que no se debe hacer

configuraciones externas de paneles solares, como cadenas en serie o paralelo. En la

figura 35 se muestra la conexión interna del Microinversor.

De acuerdo a la potencia pico del sistema ya calculada (3,3 kW), es necesario utilizar

3 microinversores, ya que cada Microinversor maneja una potencia de 1 kW

92


Fig. 35.Esquema de conexión interna del microinversor APSystems YC1000-3.

(Tomado de Catalogo)

Estos microinversores cuentan con características anti-isla, la cual cumple

normatividad internacional IEEE 1547. El numeral 4.4.1. de esta norma garantiza que,

en la formación de una isla, cuando el sistema de interconexión detecte la isla, dejará

de energizar el sistema eléctrico que esté alimentando, durante los dos segundos

posteriores a la formación de una isla. (IEEE Standard 1547, 2018)

93


Diagrama unifilar del sistema fotovoltaico.

Fig. 36.Diagrama unifilar del sistema fotovoltaico (Elaboración propia)

4.3. Análisis energético

Valores del Campo Fotovoltaico

Para el cálculo del campo fotovoltaico se debe tener en cuenta las características de los

módulos y de los inversores, con los cuales se puede determinar la potencia teórica del

sistema, ver Tablas 19, 20 y 21.

94


Todas las siguientes características se encuentran dentro de las fichas técnicas. Datos del

panel solar – 270 W

Ppk (W) Voc (V)

Vmpp

(V)

Impp

(A) Isc (A)

Largo

(mm)

Ancho

(mm)

Superficie

(m2)

270 37,9 30,7 8,8 9,27 1640 990 1,6236

Tabla 19.Datos del panel solar. (Elaboración propia)

DATOS DEL INVERSOR.


Ppv

max ηeur ηmax

60 16 14,8 1000 94,5 95

Tabla 20.Datos del inversor. (Elaboración propia)

La potencia del campo fotovoltaico viene ligada a la cantidad de módulos y a la

potencia pico de los inversores, por lo tanto, se tiene que:


Numero de Inversores 3

Potencia pico de Inversores (W) 1000

Cantidad de Paneles por Inversor 4

Total, de Paneles 12

Potencia Max en DC (W) 3240

95



Potencia Max en AC (W) (Debido a potencia

nominal de los microinversores) 3000

Área por Panel 1,6236

Área de Separación 0,0574


Área Total de ocupada (m²) 20,17

Tabla 21.Valores del campo fotovoltaico. (Elaboración propia)

Como se observa en la Tabla 21 la potencia del campo fotovoltaico (Pfv) es de 3 kW

con un área ocupada de 20,17 m2.

4.3.1. Cálculo de Energía Producida:

Para el cálculo de producción de energía se debe tener en cuenta varios factores, entre

ellos la radiación solar, el cual depende de la ubicación en que se encuentre el

proyecto, el factor de rendimiento de la instalación y la potencia calculada del

proyecto con el sistema de paneles.

El cálculo viene determinado por la siguiente ecuación (Universidad politécnica de

valencia, 2011):

(ecu. 22)

Donde,

HSP: Horas Sol Pico.

Pfv: Potencia del campo fotovoltaico.

PR: Factor de rendimiento total de la instalación (Performance Ratio).

ndías: Número de días de cálculo.

Debido a que la potencia nominal de salida de los microinversores es de 3 kW, se

trabaja con este valor para realizar el cálculo de energía producida, ya que es la

96


máxima potencia que podrá entregar la instalación fotovoltaica al tablero AC al que se

conecte, por otra parte, se mantiene el número de paneles dimensionado

anteriormente, ya que, para producir los 3 kW con los paneles seleccionados, se tiene

que se requieren 11,11 paneles solares, como se muestra a continuación:

Esto implica que se debe aproximar al número entero mayor (12 paneles solares), ya

que no es posible trabajar la cantidad de paneles a instalar en números decimales.

Por otra parte, al tener 3240 W instalados en paneles solares, correspondientes a 12

paneles, se tiene la posibilidad de que cuando los niveles de radiación son bajos, se

pueda generar una energía mayor a la que se generaría con 3000 W instalados a una

radiación menor.

Para el cálculo de la energía producida utilizando el ejemplo para el mes de

noviembre obtenemos (Universidad politécnica de valencia, 2011):

(ecu. 23)

Lo que nos lleva a obtener la energía producida del sistema para cada mes del año en

la Tabla 22:

97


Cálculo de Energía Producida

Mes Número de

días HSP PRtotal

Energía

del sistema

día (kWh-

día)

Energía del

sistema

semana (kWh-

semana)

Energía del

sistema

mes (kWh-

mes)

ENERO 31 4,7 0,737 10,35 72,45 320,85

FEBRERO 28 4,3 0,735 9,51 66,60 266,40

MARZO 31 4,3 0,735 9,53 66,71 295,41

ABRIL 30 3,7 0,734 8,19 57,30 245,59

MAYO 31 3,5 0,734 7,72 54,04 239,32

JUNIO 30 3,7 0,735 8,06 56,45 241,93

JULIO 31 3,9 0,736 8,65 60,55 268,16

AGOSTO 31 4,2 0,736 9,20 64,43 285,31

SEPTIEMBRE 30 3,9 0,736 8,72 61,03 261,56

OCTUBRE 31 4,0 0,736 8,75 61,23 271,15

NOVIEMBRE 30 4,0 0,736 8,87 62,09 266,11

DICIEMBRE 31 4,2 0,737 9,37 65,60 290,53

PROMEDIO 4,0 0,736 8,91 62,37 271,03

TOTAL,

ENERGÍA

PRODUCIDA

AÑO (kWh-

año)

3252,32

Tabla 22.Cálculo de energía producida (Elaboración propia)

98


Con esto obtenemos que la energía promedio mensual es de 271,03 kWh-mes y la

energía promedio producida en un año con el sistema fotovoltaico es de 3252,32

kWh-año.

Ahorro de Emisiones CO2.

Emisiones de CO2 calculados para el consumo anual producida por los paneles

solares, tomada como el ahorro en emisiones, ya que es la cantidad de kg CO2/año

que se dejara de emitir. Para el cálculo se tuvo en cuenta la resolución UPME 804 de

2017, que determina el factor marginal de emisión de gases de efecto invernadero en

el Sistema Interconectado Nacional – SIN. En la Tabla 23 se encuentra los resultados

del ahorro de emisiones para este caso

Factor marginal de emisión GEI 0,367 kg CO2/kWh

Energía anual producida 3252,32 KWh

Beneficio ambiental 1193,6 kg CO2/año

Tabla 23.Beneficio ambiental. (Elaboración propia)

1193,6 kg CO2/año se dejarán de emitir a la atmosfera por la implementación de la

solución fotovoltaica.

99


4.4. Presupuesto económico.

En la Tabla 24 se muestra el presupuesto económico del proyecto.

Tabla 24.Presupuesto del proyecto (Elaboración propia)

El presupuesto inicial del proyecto no contempla costos futuros como el mantenimiento

y reposición de los equipos, pero cabe destacar que estos gastos futuros son parte de la

garantía de la vida útil de los mismos y deben ser contemplados en el comportamiento

económico del proyecto durante su vida útil.

Los costos de adecuación de la infraestructura en este caso tipo no aplican, cómo se

observa en las figuras 28 y 29 el área útil de instalación se encuentra completamente

adecuado y apto para la implementación, pero es de destacar que este costo es adicional

y depende directamente del terreno donde se propone ejecutar el proyecto.

4.4.1. Cálculo económico

Para el cálculo económico del proyecto utilizaremos cifras de costos y de energía.

Adicionalmente los siguientes datos de consumo de energía del predio de este caso

tipo.

Cabe resaltar que para realizar la venta de excedente de acuerdo a la resolución 030 de

la CREG, solo es posible vender energía al operador de red, cuando la generación

eléctrica de la planta auto generadora fotovoltaica es mayor al consumo en kWh en un

periodo de facturación.

100


Promedio de energía mensual consumida: 960 kWh-mes.

Precio kWh: 458 COP.

El valor de kWh de este caso tipo se obtiene del valor de establecido en la factura de

energía del predio para el momento en que se realizaron los cálculos requeridos. En la

figura 37 se muestra un apartado de la factura con el costo de este kWh.

Fig. 37.Componente tarifario. (Servicio público)

Precio kWh-mes: 439.680 COP.

El valor en pesos de kWh-mes se obtiene de multiplicar el consumo promedio

mensual de energía por el valor del kWh.

Valor de la inversión inicial del proyecto: 15.130.994 COP

Tasa de interés utilizada: IPC = 4%

Se selecciona esta tasa relacionada al IPC ya que indica una variación anual de precios

para bienes y servicios que da una noción del incremento en bienes y servicios, con lo

cual se puede tener una referencia de incremento del cobro de la energía eléctrica.

Se asigna este el valor de 4 % estimando un posible incremento a ese valor con la base

de que el IPC para el mes de agosto se ubicó en 3,75%. (DANE, 2019)

4.4.1. Valor Futuro (VF):

El valor futuro está determinado por la siguiente expresión (Altuve, 2004):

101


(ecu.24)

Donde

VA = Valor presente.

i = Tasa de interés

n = Periodo de tiempo

4.4.2. Valor Presente Neto (VAN):

Con el propósito de considerar todos los movimientos financieros del proyecto para

los 20 años de vida útil del mismo y determinar la viabilidad de la inversión,

calculamos el VAN del proyecto.

El valor presente neto (VAN) está determinado por la siguiente expresión (Altuve,

2004):

(ecu. 35)

En la Tabla 25 se muestran los datos económicos del proyecto incluyendo los cálculos

de VF y VAN.

En donde tenemos los siguientes datos:

- Ahorro anual: el valor de la anualidad nombrada como ahorro anual,

corresponde al valor de la energía generada con la planta fotovoltaica y que se

dejaría de pagar al operador de red.

- Venta de excedentes: Este valor corresponde al valor en pesos para la energía

exportada a la red del OR.

- Beneficio de renta: Este valor corresponde al 50% del costo total del proyecto

que se podría deducir del proyecto por beneficio de exención en el pago de

impuesto de renta. Esto según el Artículo 11 de la Ley 1715 de 2014, el cual

estable lo siguiente:

102


“Incentivos a la generación de energías no convencionales. Como fomento a la

investigación, desarrollo e inversión en el ámbito de la producción y

utilización de energía a partir de FNCE, la gestión eficiente de la energía, los

obligados a declarar renta que realicen directamente inversiones en este

sentido, tendrán derecho a reducir anualmente de su renta, por los 5 años

siguientes al año gravable en que hayan realizado la inversión, el cincuenta por

ciento (50%) del valor total de la inversión realizada.

El valor a deducir por este concepto, en ningún caso podrá ser superior al 50%

de la renta líquida de la contribuyente determinada antes de restar el valor de

la inversión.

Para los efectos de la obtención del presente beneficio tributario, la inversión

causante del mismo deberá obtener la certificación de beneficio ambiental por

el Ministerio de Ambiente y ser debidamente certificada como tal por el

Ministerio de Medio Ambiente y Desarrollo Sostenible, en concordancia con

lo establecido en el artículo 158-2 del Estatuto Tributario”.

Lo que implica que se tienen cinco años a partir del siguiente año en que se

realiza la inversión, para deducir del impuesto de renta el 50% del valor de la

inversión realizada, teniendo en cuenta el valor anual de impuesto de renta que

deba pagar, ya que en un año no se podrá deducir más del 50% del valor de la

renta a pagar en ese año.

Es decir que, si por ejemplo se debe pagar un monto determinado por impuesto

de renta en el primer año posterior al año de la inversión realizada, y el 50% de

la inversión realizada en menor a al 50% del valor del impuesto para ese

primer año, entonces se puede deducir en el primer año por beneficio de renta

el 50% del valor de la inversión. Pero en caso de que el valor de la inversión

sea mayor al 50% del valor del impuesto de renta a pagar es en ese primer año

posterior a la inversión, solo se podrá deducir el valor de la inversión igual al

50 % del valor de la renta a pagar y el valor restante de la inversión que

faltaría por deducir, se podrá deducir el segundo año posterior a año en que se

realizó la inversión, y así sucesivamente hasta deducir la totalidad del 50% de

la inversión realizada. Para ello se cuenta con cinco años.

103


Tabla 25.Valores económicos del proyecto (Elaboración propia)

De la Tabla 25 obtenemos un VAN de $45.531.952; al ser el VAN mayor que cero, se

infiere que es viable realizar la inversión en el proyecto.

En los siguientes gráficos (Figura 38 y 39),se muestra el flujo de caja del proyecto y el

comportamiento económico del mismo.

Fig. 38.Comportamiento del flujo de caja del proyecto (Elaboración propia)

104


Fig. 39.curva de proyección del proyecto (Elaboración propia)

4.4.3. Tasa interna de retorno (TIR):

La tasa interna de retorno es otro criterio para determinar si se realiza o no una

inversión en un proyecto, de la siguiente manera (Altuve, 2004).

Para una tasa de interés “i”:

• Si TIR > i, el proyecto de inversión es viable y será aceptado.

• Si TIR = i, la inversión tendrá mucha incertidumbre y será a riesgo del

inversionista realizar o no realizar la inversión.

• Si TIR <i, el proyecto es inviable y debe ser rechazado.

Para el cálculo de la TIR se utilizó la herramienta Excel ya que el número de flujos de

caja es alto, en este caso se utiliza la función TIR, a la cual a la cual se le introducen los

flujos de caja calculados del proyecto, obteniendo como TIR del proyecto, una tasa de

20%.

Teniendo en cuenta la TIR del 20% y el criterio anteriormente descrito se determinó es

viable realizar la inversión del proyecto.

105


4.4.4. Periodo de Recuperación de la Inversión (PIR):

La recuperación de la inversión muestra el periodo de tiempo durante el cual la suma de

flujo de caja entrega el valor de la inversión realizada. Es importante establecer este

lapso para identificar en qué periodo de tiempo de la vida útil del proyecto, los ingresos

obtenidos, representan una ganancia. (Altuve, 2004)

Para encontrar el PIR se utiliza la siguiente expresión:

(ecu. 26)

Donde:

a = Número del periodo que precede inmediatamente al de la recuperación del

desembolso inicial.

Io = Inversión inicial del proyecto.

b = Suma de los flujos de caja hasta llegar al final del periodo a.

Ft = Valor del flujo de caja que se generaría el año en el que se recuperase la inversión.

De esta manera se obtiene que la recuperación de la inversión se logrará en 3,9 años.

4.4.5. Costo de kW de Generación

Para conocer el valor del costo de generación de energía tendremos que realizar primero

el cálculo de energía producida durante la vida útil del proyecto, es decir los 20 años,

pero teniendo en cuenta las pérdidas por envejecimiento de los módulos, tal y como se

muestra a continuación en la Tabla 26

106


:Pérdida de Potencia Generada por Envejecimiento de los

Módulos Fotovoltaicos (0,5%/año)

Año Energía (kWh) Año Energía (kWh)

1 3252,32 11 3093,31

2 3236,05 12 3077,84

3 3219,87 13 3062,45

4 3203,77 14 3047,14

5 3187,76 15 3031,91

6 3171,82 16 3016,75

7 3155,96 17 3001,66

8 3140,18 18 2986,66

9 3124,48 19 2971,72

10 3108,85 20 2956,86

Energía Producida en 20 años

(kWh) 62047,37

Tabla 26.Pérdidas de potencia general por envejecimiento de los módulos

fotovoltaicos. (Elaboración propia)

Ahora, teniendo la energía producida por la instalación durante su vida útil y el costo

total de la instalación que proviene de sumar el costo del proyecto, menos el beneficio

de renta, más el costo del cambio de equipos que se realiza a los 10 años de haber

instalados los equipos, tenemos que el costo de generación está dado por la siguiente

ecuación: (A. Santiago)

(ecu. 47)

107


108


CONCLUSIONES.

➢ Ante el crecimiento de la energía solar fotovoltaica en el país y el interés de las

personas por la sostenibilidad ambiental y energética, elaborar una guía de

implementación de sistemas fotovoltaicos de autogeneración a pequeña escala

resulta viable, ya que permite aclarar algunas dudas técnicas y económicas que

puedan surgir del comportamiento de este tipo de proyectos. Con lo que una

guía de implementación acompañada de una herramienta de dimensionamiento

constituye un insumo para todo tipo de personas interesadas que quieran tener

una estimación de una planta fotovoltaica a implementar en sus predios.

➢ Con el estudio técnico y normativo realizado para la estructuración de la guía de

implementación, se corrobora que la ley 1715 de 2014 se encuentra aplicada y

reglamentada por cada entidad con competencia dentro de los lineamientos que

esta ley fundamental. De este modo se tiene que la Unidad de Planeación

Minero Energética (UPME), la Comisión de Regulación de Energía y Gas

(CREG), los ministerios de Minas y Energía y de Ambiente y Desarrollo

Sostenible principalmente, ya han establecido sus procedimientos para aportar

en el desarrollo de proyectos de autogeneración a pequeña escala con energía

solar fotovoltaica, con el fin de que se tenga claro los procedimientos de

conexión a las redes eléctricas de los operadores de red, así como obtener a los

beneficios tributarios a los que se puede aplicar, con el desarrollo de este tipo de

proyectos y las condiciones de conexión a red y capacidad instalada para estas

instalaciones fotovoltaicas.

➢ Con el desarrollo del aplicativo Excel para determinar el comportamiento

económico de un proyecto de autogeneración a pequeña escala con energía solar

fotovoltaica se puede determinar la viabilidad económica de este tipo de

proyectos y tener una estimación de los movimientos económicos del proyecto

durante toda su vida útil, considerando la inversión inicial realizada, el ahorro de

dinero por la energía que se deja de pagar al operador red, determinar si se

recupera la inversión y el tiempo de recuperación de la inversión. Lo cual

109


constituye una herramienta útil en la toma de decisión sobre la inversión en este

tipo de instalaciones fotovoltaicas.

➢ La verificación del funcionamiento del procedimiento propuesto en la guía de

implementación y el aplicativo Excel se pudo realizar mediante el simulacro de

un caso tipo de estudio, el cual permitiera aplicar la guía y el aplicativo en Excel

a un proyecto en condiciones reales, que permitiera determinar variables como

potencia pico de la planta fotovoltaica en los límites permitidos según el punto

de conexión al operador de red, energía producida según las condiciones de

radiación del lugar, costo económico del proyecto, tiempo de recuperación de la

inversión, entre otros. De lo que se pudo comprobar el funcionamiento y realizar

las mejoras necesarias para un rendimiento óptimo de la guía y el aplicativo.

➢ En términos de generación de energía eléctrica sostenible y en concordancia con

los objetivos mundiales de desarrollo sostenible firmados por Colombia, la Ley

1715 de 2014 es un gran aporte a la promoción de la generación de energía

eléctrica con fuentes no convencionales de energía renovables, ya que los

beneficios tributarios que otorga, permiten a todo tipo de usuarios, realizar la

inversiones necesarias en proyectos de autogeneración a pequeña escala con

fuentes de energía no convencionales renovables, con la posibilidad de recuperar

la inversión económica realizada, teniendo en cuenta variables como el ahorro

en la factura de energía, la deducción especial en el impuesto de renta de estas

inversiones y demás beneficios que otorga esta Ley.

➢ La promoción y uso de la energía solar fotovoltaica se presenta como una gran

alternativa en la transición de fuentes convencionales de energía a fuentes no

convencionales de energía renovables, dado su facilidad en la instalación, la

posibilidad de implementación en sitios de consumo para autogeneradores a

pequeña escala y el rápido desarrollo que la tecnología fotovoltaica ha

presentado, lo cual hace que sea una tecnología cada vez más eficiente y

competitiva en términos económicos. Aunque se debe tener especial atención en

las condiciones geográficas del sitio de instalación de las plantas fotovoltaicas

ya que es necesario considerar la radiación solar del lugar, si la instalación se

realizará sobre tejado, placa (Terraza) o en terreno firme (granjas solares), si se

110


cuenta con red eléctrica para conexión “On Grid” o si es necesario el uso de

baterías.

111


ANEXOS

ANEXO 1--Lista de bienes excluidos de IVA y exentos de gravámenes

arancelarios. (UPME, 2018)

LISTA DE BIENES EXCLUIDOS DEL IVA Y EXENTOS DE GRAVAMEN

ARANCELARIO

Los elementos, equipos y/o maquinaria que hacen parte de la infraestructura eléctrica se

encuentran al final del listado, el cual es válido para cualquier tipo de proyecto FNCE*

PROYECTOS Y SISTEMAS PARA USO ENERGÉTICO DE LA BIOMASA

EQUIPO ETAPA COMENTARIO / CONDICIONAL

Requeridos para desarrollo de proyectos de Biogás

Biodigestores Inversión

Acorde con el tamaño de la planta o la

capacidad. Debe cumplir con estándares

de calidad.

Materiales para construcción

digestores, post-digestores y

tanques de almacenamiento

Inversión



de calidad.

112


Equipos de medición de

producción de biogás y

concentración de Metano

Inversión



de calidad.

Equipos para desulfurización

de biogás (y remoción de

impurezas)

Inversión



de calidad.

Equipos para remoción de CO2

de biogás (equipos para

producción de biometano)

Inversión



de calidad.

Ventiladores / sopladores para

flujo de biogás Inversión



de calidad.

Válvulas Inversión



de calidad.

Trampas: De ácido sulfhídrico,

de llama, de agua. Inversión



de calidad.

Calderas Inversión



de calidad.

Hornos Inversión



de calidad.

Teas de emergencia Inversión



de calidad.

113


Bombas para flujo de sustratos

en plantas de biogás Inversión



de calidad.

Tuberías en plantas de biogás,

incluyendo tuberías de

polietileno de alta densidad

Inversión



de calidad.

Dispositivos de control y

automatización de procesos

anaerobios

Inversión



de calidad.

Requeridos para desarrollo de proyectos de Gasificación

Gasificador Inversión



de calidad.

Sistema de purificación del gas Inversión



de calidad.

Turbinas: de gas y de vapor Inversión



de calidad.

Generadores: de vapor Inversión



de calidad.

Requeridos para desarrollo de proyectos de Pirolización

Bunkers (almacenamiento de

residuos) Inversión



de calidad.

114


Trituradoras Inversión



de calidad.

Hornos rotatorios para pirolisis Inversión



de calidad.

Cámaras de combustión. Inversión



de calidad.

Separador magnético Inversión



de calidad.

Turbo-generadores Inversión



de calidad.

Calderas Inversión



de calidad.

Filtros de manga Inversión



de calidad.

Catalizadores Inversión



de calidad.

Ventiladores Inversión



de calidad.

115


Requeridos para el desarrollo de proyectos de producción de energía de cultivos

energéticos

Equipos y componentes para la

producción de cultivos

energéticos

Inversión

Entre otros, equipos como: torre de

madereo, skidder, harvester, brazo

cargador, carreto cosechador, winche o

cabestrante, astillador de madera,

tractores, grúas y grapas. Acorde con el

tamaño de la planta o la capacidad.

Debe cumplir con estándares de calidad.

Sistemas de riego y drenaje Inversión

Equipos para el sistema de riego y

drenaje empleados en el establecimiento

de cultivos con propósitos energéticos

(incluye tuberías de PVC, CPVC,

válvulas, tanques, bombas). Acorde con

el tamaño de la planta o la capacidad.


Equipo para mecanización del

terreno y extracción de madera Inversión

Subsoladores, rastra, caballoneador,

taipa, cortamalezas, sembradora. Acorde

con el tamaño de la planta o la


de calidad.

Sistemas de generación / cogeneración

Motores de CI diseñados para

operar con biogás o

biocombustibles

Inversión

Que vayan a ser operados

exclusivamente o en más de un 50% de

su producción con dicho tipo de

combustible. Cuando sea sólo fuente

no convencional de energía y esté

acorde con el tamaño de la planta o la


de calidad.

116


Calderas para operar con

biomasa, biogás o sus

derivados, así como equipos

para adaptación de calderas

para uso con biomasa, biogás o

sus derivados

Inversión

Si es necesario que sean calderas para

operar con este tipo de combustible.

Cuando sea sólo fuente no convencional

de energía y acorde con el tamaño de la

planta o la capacidad. Debe cumplir con

estándares de calidad.

Turbinas de condensación para

operar con biogás Inversión


de energía y este acorde con el tamaño

de la planta o la capacidad. Debe

cumplir con estándares de calidad.

Turbinas de contra-presión

para operar con biogás Inversión





Incineradores de residuos y sus

componentes para la

recuperación de calor para la

tecnología “waste to energy”

Inversión





Bio-refinerias para

transformación de residuos

sólidos urbanos en

biocombustibles líquidos

Inversión





Generadores Inversión





Recuperadores de calor Inversión





117


Sistemas de pretratamiento de

agua Inversión





Sistemas de tratamiento de

gases de chimenea de las

calderas

Inversión





Sistemas recuperadores de

condensados Inversión





Sistemas cerrados de

refrigeración de auxiliares y

turbina

Inversión





Sistema abierto de

refrigeración mediante torres

de enfriamiento con agua o

aerocondensadores

Inversión





Sistemas de calentamiento de

agua / recuperación de calor

residual

Inversión





Válvulas, reguladores y

sistemas de control Inversión





Sistemas de generación / cogeneración

118


Sistema de retorno de

condensado, precalentamiento

y desgasificador

Inversión





Planta de tratamiento de agua Inversión





Sistema de aire comprimido Inversión





Laboratorio Inversión





Sistema de racks y tuberías Inversión





Sistemas de drenajes y

canalizaciones subterráneas Inversión





Sistema de estructuras Inversión





119


Otras tecnologías

Maquinas pelletizadoras Inversión



de calidad.

Equipos para la preparación y

transformación de biomasa Inversión

Equipos de torrefacción, secadores de

biomasa, maquinas briquetizadoras.



de calidad.

PROYECTOS Y SISTEMAS PARA PEQUEÑOS APROVECHAMIENTOS

HIDROELÉCTRICOS


Equipos y componentes para planta

Desarenador Inversión



de calidad.

Tanque de carga Inversión



de calidad.

Tuberías Inversión



de calidad.

Chimeneas de equilibrio,

aliviaderos Inversión



de calidad.

120


Válvulas y compuertas Inversión



de calidad.

Turbinas Inversión



de calidad.

Dispositivos de regulación y

tubos difusores Inversión



de calidad.

Bombas y motores Inversión



de calidad.

Elementos hidromecánicos Inversión

Rejas coladeras y equipo limpia rejas.



de calidad.




de calidad.

Transformador de excitación y

rectificador Inversión



de calidad.

Equipo de regulación de

tensión, equipo de regulación

de velocidad, control,

protección y medida.

Inversión



de calidad.

Equipos de medición Preinversión

e Inversión



de calidad.

121


Obra civil Inversión

Presa, túneles, canales y conducciones,

taludes, terraplenes, puentes, pontones,

tomas de agua y obras de captación.



de calidad.

PROYECTOS Y SISTEMAS EÓLICOS


Requeridos para medición del potencial energético solar y otros parámetros.

Equipos LIDAR Preinversión



de calidad.

Equipos SODAR Preinversión



de calidad.

Torre de medición Preinversión



de calidad.

Anemómetros Preinversión

e Inversión



de calidad.

Veletas Preinversión

e Inversión



de calidad.

Data Logger Preinversión

e Inversión



de calidad.

122


Estación Meteorológica Preinversión

e Inversión

Medidores de velocidad y dirección de

viento, temperatura, humedad relativa,

presión, material particulado, requeridas

para la caracterización del potencial y

diseños de parques eólicos. Acorde con


Debe cumplir con estándares de

calidad.

Equipos de alimentación

DC/AC Preinversión

Alimentación para la estación de

medición de manera autónoma (Paneles

solares, reguladores DC, baterías).



de calidad.

Requeridos para el desarrollo del proyecto

Aerogenerador (como un todo) Inversión



de calidad.

Torre del aerogenerador

(materiales de construcción en

caso tal)

Inversión



de calidad.

Sistema de luces de

obstrucción y desviadores Inversión

Señalización instalada en las torres para

la aeronavegación. Acorde con el



PROYECTOS Y SISTEMAS GEOTÉRMICOS


123



Bombas: Centrífuga,

electrosumergible, de calor

geotérmica.

Inversión



de calidad.

Válvulas Inversión



de calidad.

Silenciadores Inversión



de calidad.

Desarenadoras Inversión



de calidad.

Tuberías: de vapor, salmuera Inversión



de calidad.

Separadores: ciclón de vapor,

final humedad Inversión



de calidad.

Tanques de almacenamiento Inversión



de calidad.

Intercambiadores de calor:

Evaporadores o Condensadores Inversión



de calidad.

124


Turbinas Inversión

Especial para aplicaciones geotérmicas

(materiales especiales y protección

contra la corrosión debido a la

naturaleza del vapor - especialmente en

rotor, aspas y tobera). Acorde con el






de calidad.

Instrumentos de medida de

presión (manómetro),

temperatura y flujo másico de

fluidos y vapor

Inversión



de calidad.

Eyectores de vapor (NCG &

H2S) Inversión



de calidad.

Compresores Inversión



de calidad.

Sistema de condensado:

Condensadores, Torres de

enfriamiento (Tipo húmedo,

tipo seco).

Inversión



de calidad.

Depuradores Inversión



de calidad.

125


Elementos estructurales de

Pozos (de producción y de re-

inyección)

Inversión



de calidad.

Removedores y filtros Inversión



de calidad.

Sistemas anti explosión

durante perforación Inversión



de calidad.

Cámara de flash Inversión



de calidad.

Sistema de recolección y

transporte de vapor a la planta Inversión



de calidad.

Sistema de recolección y

transporte de fluidos (salmuera

y condensado) a los pozos de

reinyección.

Inversión



de calidad.

Requeridos para exploración

Equipos para prospección

geofísica y geoquímica

Preinversión

e Inversión

Para aplicaciones geotérmicas. Acorde



de calidad.

126


Equipos de perforación Preinversión

e Inversión

Para aplicaciones geotérmicas en

perforaciones de gradiente y

perforaciones exploratorias profundas.



de calidad.

Equipos para monitoreo de

temperatura

Preinversión

e Inversión




de calidad.

Equipos de laboratorio para

análisis geoquímicos y

geológicos

Preinversión

e Inversión




de calidad.

Instalaciones superficiales para

prueba de pozos

Preinversión

e Inversión


capacidad. Acorde con el tamaño de la

planta o la capacidad. Debe cumplir con

estándares de calidad.

PROYECTOS Y SISTEMAS SOLARES FOTOVOLTAICOS

ELEMENTO, EQUIPO Y/O

MAQUINARIA ETAPA COMENTARIO / CONDICIONAL


Equipos de medición del

recurso solar Preinversión

Radiómetro, Piranómetro,

Pirheliómetro, Heliógrafo. Acorde con



127


Seguidor solar automático Preinversión

e Inversión



de calidad.

Datalogger Preinversión

e Inversión



de calidad.

Estacón Meteorológica Preinversión

e Inversión




para la caracterización y diseños de

parques solares. Acorde con el tamaño




Paneles/módulos o celdas

fotovoltaicas: De silicio

policristalino, silicio

monocristalino, silicio amorfo,

compuestas por uniones de

celdas de silicio policristalino,

monocristalino o amorfo o de

película delgada.

Inversión



de calidad.

Inversores o Microinversores:

Off Grid, Grid Tie o Híbrido. Inversión



de calidad.

Regulador o Controlador de

Carga Inversión



de calidad.

128


Baterías solares (de ciclo de

descarga profunda): Puede ser

de plomo-acido, ions de litio,

níquel cadmio, u otro.

Inversión



de calidad.

Medidor Bidireccional Inversión



de calidad.

Bases / marcos / estructuras

diseñadas para montar, anclar e

instalar paneles

Inversión



de calidad.

Cajas combinadoras Inversión



de calidad.

Sistemas de tracking Inversión



de calidad.

Conectores MC4 Inversión



de calidad.

Cable solar DC Inversión



de calidad.

PROYECTOS Y SISTEMAS SOLAR TÉRMICOS



129


Equipos de medición del

recurso solar Preinversión

Radiómetro, Piranómetro,

Pirheliómetro, Heliógrafo. Acorde con



Seguidor solar automático Preinversión

e Inversión



de calidad.

Datalogger Preinversión

e Inversión



de calidad.

Estacón Meteorológica Preinversión

e Inversión




para la caracterización y diseños de

parques solares. Acorde con el tamaño




Colectores: Puede ser de

tubos, de aletas (plano) con

vidrio o de aletas (plano) sin

vidrio

Inversión



de calidad.

Colectores de: cilindro

parabólico (CCP), discos

parabólicos, con torre central

con campo de helióstatos y sus

componentes

Inversión



de calidad.

130


Colectores para calentamiento

de piscinas Inversión



de calidad.

Equipos termosifónicos Inversión



de calidad.

Base / estructura para

colocación sobre techo Inversión



de calidad.

Tuberías Inversión



de calidad.

Bombas de circulación Inversión



de calidad.

Válvulas: De corte (esfera o de

bola), de seguridad,

antiretorno, de equilibrado, de

vaciado y drenaje, de llenado

automático, motorizada de 2 o

3 vías, mezcladora

termostática.

Inversión



de calidad.

Vaso o estanque de expansión Inversión



de calidad.

Purgadores y desaireadores Inversión



de calidad.

131


Termocupla Inversión



de calidad.

Aislamiento: Para tuberías,

depósitos y accesorios

hidráulicos.

Inversión



de calidad.

Tanque de almacenamiento

(debidamente aislado) Inversión



de calidad.

Intercambiador de calor:

Sumergidos en el interior del

depósito, serpentín, horquilla y

anula, o constituidos por doble

envolvente del depósito.

Inversión



de calidad.

Equipos de medición para el

sistema de control o de

telemonitorización:

Termómetros, manómetros,

flujómetros o caudalímetro y

medidor/contador.

Inversión



de calidad.

Manta Térmica Inversión



de calidad.

Manifol Inversión



de calidad.

OTROS PROYECTOS Y SISTEMAS


132


Equipos y componentes para el sistema

Sistemas de cubiertas de

Energía Solar – Tejas Inversión



de calidad.

Secadores Solares Inversión



de calidad.

Aire acondicionado termosolar Inversión



de calidad.

INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA (PARA TODOS LOS PROYECTOS DE

FNCE)*


Equipos y componentes para el sistema

Transformador Inversión Cumplir RETIE / IEC / NTC. Uso

exclusivo para FNCE

Bóvedas, puertas cortafuego,

compuertas de ventilación y

sellos cortafuego

Inversión Cumplir RETIE / IEC / NTC. Uso

exclusivo para FNCE

Celdas AC/DC Inversión Cumplir RETIE / IEC / NTC. Uso

exclusivo para FNCE

Contadores Inversión Cumplir RETIE / IEC / NTC. Uso

exclusivo para FNCE

Tableros de baja tensión

AC/DC Inversión

Cumplir RETIE / IEC / NTC. Uso

exclusivo para FNCE

133


Alambres y Cables en AC Inversión Cumplir RETIE / IEC / NTC. Uso

exclusivo para FNCE

Canalizaciones: Canaletas,

tubos o conjunto de tubos,

prefabricadas con barras o con

cables, ductos subterráneos,

entre otros


exclusivo para FNCE

Bandejas portacables Inversión Cumplir RETIE / IEC / NTC. Uso

exclusivo para FNCE

Barrajes Inversión Cumplir RETIE / IEC / NTC. Uso

exclusivo para FNCE

Cajas y Conduletas Inversión Cumplir RETIE / IEC / NTC. Uso

exclusivo para FNCE

Fusibles y Porta fusibles Inversión Cumplir RETIE / IEC / NTC. Uso

exclusivo para FNCE

Interruptores, Reconectadores,

Seccionadores y

Transferencias automáticas


exclusivo para FNCE

Interruptores Baja Tensión Inversión Cumplir RETIE / IEC / NTC. Uso

exclusivo para FNCE

Línea de transmisión Inversión

Estructuras, aisladores y aislamiento de

conductores, cables de guarda, señales

de aeronavegación, líneas subterráneas

y herrajes. Únicamente la línea que

cubre el proyecto de generación.


exclusivo para FNCE

134


Dispositivos de protección

contra sobretensiones

transitorias (DPS),

Descargadores de rayos,

apantallamiento.


exclusivo para FNCE

Unidades de potencia

ininterrumpida (UPS) Inversión


exclusivo para FNCE

Sistema de puesta a tierra Inversión Cumplir RETIE / IEC / NTC. Uso

exclusivo para FNCE

Sistema de monitoreo, control

y automatización Inversión


exclusivo para FNCE

Subestación o Power Station Inversión Cumplir RETIE / IEC / NTC. Uso

exclusivo para FNCE

BESS (Sistema de

almacenamiento con base en

baterías)

Inversión

Únicamente si es complementario del

proyecto de generación. Cumplir RETIE

/ IEC / NTC. Uso exclusivo para FNCE

Obra civil para el centro de

control (Asociada a la central

de generación)


exclusivo para FNCE

135


ANEXO 2---Lista de servicios del IVA.(UPME, 2018)

LISTADO DE SERVICIOS EXCLUIDOS DEL IVA

PROYECTOS Y SISTEMAS SOLAR FOTOVOLTAICOS

SERVICIO ETAPA CONDICIONAL O

COMENTARIO

Asesoría y consultoría especializada Preinversión

e Inversión

Técnica; legal;

financiera; estudios de

suelos; estudios de

mercadeo; topográfica;

estudios geotécnicos;

instalación de

estaciones

meteorológicas;

estudios de flujo de

potencia y generación

de energía. Lo anterior,

específico para el

desarrollo del proyecto.

Alquiler de equipos LIDAR Preinversión

136


Certificación RETIE Inversión

Diseño e Ingeniería del sistema (Incluyendo

software especializado)

Preinversión

e Inversión

Incluye ingeniería

básica; ingeniería de

detalle.

Estudios de valoración de potencial Preinversión

Estudio de pre-factibilidad Preinversión

Estudio de factibilidad Inversión

Estudios estructurales Preinversión

e Inversión

Para estructuras en

techos

Estudios ambientales Preinversión

e Inversión

Diagnósticos

ambientales de

alternativas y estudios

de impacto ambiental.

Estudios especializados

(Únicamente estudios;

no la implementación

del DAA o EIA)

Estudios de conexión. Preinversión

e Inversión

No incluye costos

asociados con contratos

de conexión.

Transporte asociado al traslado de componentes

al sitio de instalación

Preinversión

e Inversión

Instalación y puesta en operación del sistema Inversión

Obras civiles y estructurales para el montaje del

sistema. Inversión

Preparación / adaptación del terreno para

instalación del sistema Inversión

137


PROYECTOS Y SISTEMAS SOLAR TÉRMICOS


COMENTARIO


e Inversión

Técnica; legal;


suelos; estudios de



instalación de

estaciones

meteorológicas;




específico para el






Preinversión

e Inversión

Incluye ingeniería


detalle.




Estudios estructurales Preinversión

e Inversión

Para estructuras en

techos


e Inversión

Diagnósticos

ambientales de

138







del DAA o EIA)


e Inversión

No incluye costos


de conexión.



Preinversión

e Inversión



sistema. Inversión



PROYECTOS Y SISTEMAS EÓLICOS


COMENTARIO


e Inversión

Técnica; legal;


suelos; estudios de



instalación de

estaciones

meteorológicas;



139



específico para el






Preinversión

e Inversión

Incluye ingeniería


detalle.





e Inversión

Diagnósticos

ambientales de






del DAA o EIA)


e Inversión

No incluye costos


de conexión.



Preinversión

e Inversión


Incluye izaje de cargas

y alquiler de

maquinarias. Lo

anterior, específico para

140


el desarrollo del

proyecto.


sistema. Inversión

Incluye instalación de

estaciones

meteorológicas.

Obras civiles y estructurales para efectos de

medición del recurso eólico Inversión



PROYECTOS Y SISTEMAS PARA USO ENERGÉTICO DE LA BIOMASA


COMENTARIO


e Inversión

Técnica; legal;


suelos; estudios de






específico para el






Preinversión

e Inversión

Incluye ingeniería


detalle.


141





e Inversión

Diagnósticos

ambientales de






del DAA o EIA)


e Inversión

No incluye costos


de conexión.



Preinversión

e Inversión



sistema. Inversión



Construcción de digestores; post-digestores y

tanques de almacenamiento Inversión

Construcción de lagunas Inversión

Construcción de instalaciones de recibo y

acopio de biomasa para ser usada con fines

energéticos

Inversión

PROYECTOS Y SISTEMAS GEOTÉRMICOS

142



COMENTARIO


e Inversión

Técnica; legal;


mercadeo; estudios de

suelos; topográfica;





específico para el


Alquiler equipos de perforación para

exploración geotérmica y pruebas de producción

de pozos geotérmicos

Preinversión

e Inversión

Alquiler equipos y plataformas de perforación Inversión




Preinversión

e Inversión

Incluye ingeniería


detalle.





e Inversión

Diagnósticos

ambientales de





143



del DAA o EIA)


e Inversión

No incluye costos


de conexión.

Estudios de gradiente térmico Preinversión

e Inversión

Geología / exploración. Recolección de

muestras de roca y ensayos de laboratorio

Preinversión

e Inversión

Datación radiométrica;

difracción de rayos X;

inclusiones fluidas y

observación

microscópica

Geoquímica / exploración. Recolección de

muestras de líquidos y gases y ensayos de

laboratorio para análisis de composición

química; análisis de isótopos.

Preinversión

e Inversión

Geofísica / exploración. Muestreo;

procesamiento y análisis de gravimetría;

magnetometría; magnetotelúrica y microsismos)

Preinversión

e Inversión



sistema. Inversión





Preinversión

e Inversión

Toma de fotografías aéreas; imágenes de

satélite; etc para elaboración de cartografía

Preinversión

e Inversión

144


PROYECTOS Y SISTEMAS PARA PEQUEÑOS APROVECHAMIENTOS

HIDROELÉCTRICOS


COMENTARIO


e Inversión

Técnica; legal;


suelos; estudios de

mercadeo; topográfica

y batimetrías; estudios

geotécnicos; estudios

de hidrología e

ingeniería hidráulica

(únicamente para

proyectos menores a 10

MW); instalación de

estaciones

meteorológicas;




específico para el





Preinversión

e Inversión

Incluye ingeniería


detalle.




145



e Inversión

Diagnósticos

ambientales de






del DAA o EIA)


e Inversión

No incluye costos


de conexión.



Preinversión

e Inversión


Incluye izaje de cargas

y alquiler de

maquinarias. Lo

anterior, específico para

el desarrollo del

proyecto.


sistema. Inversión



146


Anexo 3. Formato único de solicitud para incentivos a la inversión en proyectos de

FNCE(UPME, 2018)

ANEXO 2

FORMATO ÚNICO DE SOLICITUD PARA INCENTIVOS A LA INVERSIÓN

EN PROYECTOS DE FNCE

(CAPÍTULO III DE LA LEY 1715 DE 2014)

1. SOLICITANTES

1.1 Solicitante Principal 1.1 Solicitante Secundario

Nombre o razón social Nombre o razón social

Sector productivo Sector productivo

Código CIIU Código CIIU

C.C ó NIT C.C ó NIT

Departamento Departamento

Municipio Municipio

Dirección Dirección

Teléfono Teléfono

Nombre del

Representante Legal

(R.L.)

Nombre del

Representante Legal

(R.L.)

C.C o C.E

Representante

Legal

C.C o C.E

Representante

Legal

Correo Electrónico Correo Electrónico

147


Representante Legal Representante Legal

Nombre de la

persona de contacto

Nombre de la

persona de contacto

Teléfono de la

persona de contacto

Teléfono de la

persona de contacto

Correo Electrónico

persona de contacto

Correo Electrónico

persona de contacto

2. NOMBRE DEL PROYECTO DE FNCE

3. ETAPA DEL PROYECTO EN FNCE (Marque con una X)

Preinversión Inversión Operación

4. INCENTIVOS A LOS CUALES APLICA (Marque con una X)

Exclusión de

IVA

Depreciación

Acelerada

Exención de

Arancel

Deducción de

Renta

5. LUGAR DE UBICACIÓN DE LA INVERSION

,

Departamento Municipio

6. VALOR DE LA INVERSION OBJETO DEL BENEFICIO ANTES DE

IMPUESTOS

Valor total en COP

148


Firma del R.L. del solicitante

principal

Firma del R.L. del solicitante

secundario

C.C / C.E

C.C / C.E

A tener en cuenta:

1) El solicitante principal corresponde a la persona natural o jurídica quien adquiere los

bienes y servicios.

2) El solicitante secundario podrá corresponder a: importador, entidad bancaria que

adelanta el leasing, persona natural o jurídica que preste servicios de montaje y

operación para quién adquiere el bien.

149


Anexo 4. Generalidades del proyecto de FNCE.(UPME, 2018)

ANEXO 3

GENERALIDADES DEL PROYECTO DE FNCE


Nombre del

proyecto

Sector donde se

realizará el

proyecto

Tipo de proyecto Generación Eléctrica

Diferente a la Generación

Eléctrica

Tipo de generador

Tipo de FNCE

(Ley 1715 de

2014)

Recurso

Energético

Otro Relacionar Cual

Tecnología

Vapor Flash

Otro Relacionar Cual

Ubicación

Departamento

Municipio

Zona (Marcar con X) SIN ZNI

Coordenadas Latitud

150


(Magna Sirgas Origen

Bogotá) Longitud

Datos técnicos

Demanda Promedio mensual

últimos 12 meses (KWh/mes).

Situación actual del lugar

donde se realizará el proyecto.

Valor de la demanda que suplirá el

proyecto kWh/mes %

Área del Proyecto (m2)

Capacidad Instalada (kW)

Energía Generada (kWh/año)

Vida útil del proyecto

Eficiencia de la planta (%)

Factor de Planta (%)

Datos de

Conexión

¿Se conectará a la red? (Marcar

con X) SI NO

Punto de conexión en el que se

conectará el proyecto

Tensión (kV) En el punto de conexión

Nombre del Operador de Red

Periodo de

Ejecución

Fecha estimada de inicio de

construcción dd/mm/aaaa

Fecha estimada de entrada en

operación dd/mm/aaaa

Datos

Económicos

Costo total del proyecto antes de

IVA (COP)

151


IVA del proyecto (COP)

TRM (sólo si el costo original esté

en USD)

Fecha de la TRM dd/mm/aaaa

Costo de instalación del proyecto

(COP/kW)

Costo de generación sin el

proyecto (COP/kWh)

Valor actual de pago de

energía

Costo Nivelado de la Inversión -

LCOE (COP/kWh)

Datos

Ambientales

Emisiones de CO2eq generados sin

el proyecto (Ton/año)

Emisiones de CO2eq que se

generarían con el proyecto

(Ton/año).

OBSERVACIONES

1) En caso de ser un proyecto en ZNI, deberán ampliar información de la ubicación

(archivo en Excel) donde se presente: Departamento, Municipio, Veredas, No. Usuarios

/ Viviendas beneficiadas por vereda, Coordenadas.

2) La información presentada deberá estar debidamente soportada por lo establecido en

numeral 3 del artículo 4° de la presente resolución.

152


Anexo 5. Formato de especificaciones del elemento, equipo y/o maquinaria.(UPME,

2018)

ANEXO 4

FORMATO DE ESPECIFICACIONES DEL ELEMENTO, EQUIPO Y/O

MAQUINARIA


Nombre del

Elemento/Equipo

/Maquinaria

Subpa

rtida

aranc

elaria

Cant

idad

Uni

dad

de

Me

dida

Ma

rca

Mode

lo /

Refer

encia

Fabri

cante

Prove

edor

Fun

ción

Val

or

tota

l en

CO

P

(Si

n

incl

uir

IV

A)

Va

lor

IV

A

en

C

OP

153


Anexo 6. Formato de especificaciones de servicios.(UPME, 2018)

ANEXO 5

FORMATO DE ESPECIFICACIONES DE SERVICIOS


Servicio Proveedor Alcance Valor total en COP

(Sin incluir IVA) Valor IVA en COP

154


Anexo 7. Formato único de solicitud. ANLA (Ministerio de Ambiente y Desarrollo

Sostenible, resolución 1283 de 2016, 2016)

FORMATO ÚNICO DE SOLICITUD DE

CERTIFICACIÓN DE BENEFICIOS

AMBIENTALES PARA FUENTES NO

CONVENCIONALES DE ENERGÍA

RENOVABLE Y GESTIÓN EFICIENTE DE

LA ENERGIA

1. SOLICITANTES

1.1 Solicitante Principal 1.1 Solicitantes Secundarios

Nombre o razón social Nombre o razón social

Sector

productivo

Sector productivo

Código CIIU Código CIIU

C.C o NIT C.C o NIT

Domicilio Domicilio

Dirección Dirección

Teléfono Teléfono

Fax Fax

Correo

Electrónico

Correo

Electrónico

Persona de Persona de

155


contacto contacto

2. TIPO DE BENEFICIO AL QUE DESEA ACCEDER

IVA

RENTA

3. NOMBRE DEL PROYECTO EN FNCER O GESTIÓN EFICIENTE DE LA

ENERGÍA

4. ETAPA DEL PROYECTO EN FNCER O GESTION EFICIENTE DE LA

ENERGÍA

Pre

inve

rsió

n

Inve

rsió

n

Ope

raci

ón

4. LUGAR DE UBICACIÓN DE LA INVERSION

Departam

ento

Municipio

5. VALOR DE LA INVERSIÓN OBJETO DEL BENEFICIO

Valor Total en Pesos

______________________

___________

________________________

156


_________

Firma del solicitante

principal

Firma del solicitante

secundario

C

C

CC

Según lo definido en artículo 3 de la resolución

El solicitante principal corresponde al Usuario final o al contribuyente declarante del

impuesto renta y complementarios.

El solicitante secundario podrá corresponder a: importador, entidad bancaria que

adelanta el leasing, persona natural o jurídica que preste servicios de montaje y

operación para quien adquiere el bien.

157


ANEXO8.Especificaciones del elemento, equipos. (Ministerio de Ambiente y

Desarrollo Sostenible, resolución 1283 de 2016, 2016)

FORMATO 1.

ESPECIFICACIONES DEL ELEMENTO, EQUIPO O MAQUINARIA

ELE

MEN

TO

EQU

IPO

MAQ

UIN

ARI

A

SUBP

ARTI

DA

ARA

NCE

LARI

A

CA

NTI

DA

D

M

A

R

C

A

MO

DEL

O

REF

ERE

NCI

A

FAB

RIC

ANT

E

PRO

VEE

DOR

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Formato 1 Especificaciones del elemento equipo o maquinaria.

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Anexo 9. Especificaciones de los servicios (Ministerio de Ambiente y Desarrollo

Sostenible, resolución 1283 de 2016, 2016)

FORMATO 2

ESPECIFICACIONES DE LOS SERVICIOS

SERVICIO VALOR TOTAL (Sin Incluir IVA) VALOR IVA

Formato 2. Especificaciones servicios

Referencias

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