estudio de factibilidad para implementar proyectos para...

Estudio de factibilidad para implementar

proyectos para generación solar

fotovoltaica en pequeñas empresas

colombianas con el fin de acceder a los

beneficios de la Ley 1715 de 2014.

Cristian Camilo Sabogal Venegas

Cód. 20122007058

Edixon León Cardozo

Cód. 20122007053

Universidad Distrital Francisco José De Caldas

Proyecto curricular de ingeniería eléctrica

Bogotá, Colombia

2018

Estudio de factibilidad para implementar

proyectos para generación solar

fotovoltaica en pequeñas empresas

colombianas con el fin de acceder a los

beneficios de la Ley 1715 de 2014.

Cristian Camilo Sabogal Venegas

Cód. 20122007058

Edixon León Cardozo

Cód. 20122007053

Trabajo de grado presentado como requisito para optar al título de ingeniero

Eléctrico

Director

Álvaro Espinel Ortega, PhD

Codirectora

Adriana Marcela Vega Escobar, PhD

Universidad Distrital Francisco José De Caldas

Proyecto curricular de ingeniería eléctrica

Bogotá, Colombia

2018

I

Dedicatoria y agradecimientos

A:

Inicialmente quiero agradecer y dedicar este logro a Dios y a la vida por permitirme

alcanzar otra meta más en mi camino, al profesor Álvaro Espinel Ortega por su

guía, su enseñanza, su comprensión, su paciencia y la dedicación que tuvo con

nuestros y con este trabajo de grado. A mi colega y amigo Edixon, gracias por la

comprensión, por saber escuchar y saber hablar, fue un placer realizar este

trabajo con él. Agradezco a mis padres que me apoyaron en todo momento,

gracias a su amor incondicional hoy doy otro paso más en mi carrera pasando a

otra etapa de mi vida. A mi hermano por sus correcciones y por el gran ejemplo

que es para mí. A Valeria por el apoyo, la motivación y las palabras de aliento que

han sido tan importantes en cada momento difícil, por acompañarme en cada

victoria y en cada derrota. Finalmente quiero agradecer a la Universidad Distrital

Francisco José de Caldas por brindarme las herramientas para formarme como

ingeniero, por llenarme de tantas enseñanzas no solo como profesional sino como

persona. A todos muchas gracias.

Cristian Camilo Sabogal Venegas.

A:

Mis padres y hermanos por nunca desfallecer y brindarme su incondicional amor,

apoyo y consejo en todos los momentos a través de este largo y arduo proceso, la

determinación y perseverancia que tuve para alcanzar esta meta fue gracias a

ustedes. De igual manera a la vida por concederme la oportunidad de formarme

profesionalmente en un área del conocimiento tan hermosa.

La universidad Distrital Francisco José de Caldas y sus docentes que

contribuyeron en mi formación profesional y académica, especialmente a Álvaro

Espinel Ortega por su total disposición para dirigir y apoyar el presente proyecto

de grado. Finalmente, a los compañeros y amigos que me acompañaron en ésta

experiencia, a Cristian, coautor de este trabajo el cual es un excelente compañero

y un inmejorable amigo.

Edixon León Cardozo.

II

Índice

Dedicatoria y agradecimientos ................................................................................. I

Índice ....................................................................................................................... II

Índice de figuras ..................................................................................................... IV

Índice de gráficos ................................................................................................... IV

Índice de tablas ....................................................................................................... V

Índice de ecuaciones .............................................................................................. VI

Abreviaturas .......................................................................................................... VII

Resumen ................................................................................................................. 1

Introducción ............................................................................................................. 2

CAPÍTULO 1 Descripción del problema .................................................................. 4

1.1 Planteamiento del problema .......................................................................... 4

1.2 Formulación del problema .............................................................................. 5

1.3 Objetivos ........................................................................................................ 5

Objetivo General ............................................................................................... 5

Objetivos Específicos........................................................................................ 5

1.4 Justificación ................................................................................................... 6

CAPÍTULO 2 Marco conceptual y estado del arte .............................................. 7

2.1 Definiciones ................................................................................................... 7

2.2 Desarrollo de las FNCER a nivel mundial ...................................................... 8

2.2.1 China ..................................................................................................... 10

2.2.2 Alemania ................................................................................................ 11

2.3 Desarrollo de las FNCER en Colombia ........................................................ 12

2.4 Marco referencial ......................................................................................... 15

CAPÍTULO 3 Las energías renovables y el marco legal colombiano .................... 17

3.1 Ley 1715 de 2014 ........................................................................................ 19

3.1.1 Beneficios de la Ley 1715 de 2014 ........................................................ 20

3.2 Resolución CREG 030 ................................................................................. 22

3.2.1 Condiciones para la integración ............................................................. 22

3.2.2 Alternativas de entrega de los excedentes de AGPE ............................ 23

3.2.3 Reconocimiento de excedentes de AGPE que utiliza FNCER ............... 23

CAPÍTULO 4 Metodología ..................................................................................... 24

III

4.1 Investigación y caracterización del consumo de energía por parte de

pequeñas empresas ........................................................................................... 24

4.2 Diseño de escenarios y estimación de la energía generada los sistemas

propuestos ......................................................................................................... 24

4.3 Análisis económico de las soluciones planteadas........................................ 24

4.4 Elaboración de un documento guía para la formulación y estructuración de

proyectos que puedan acceder a los incentivos que ofrece la ley 1715 de 2014

........................................................................................................................... 25

4.5 Diagrama de metodología ............................................................................ 25

CAPÍTULO 5 Planteamiento del estudio ............................................................... 27

5.1 Desarrollo de la investigación y caracterización del consumo de energía por

parte de pequeñas empresas. ........................................................................... 27

5.1.1 Aplicación del estudio en una empresa de la ciudad de Bogotá ............ 32

5.1.2 Escenarios propuestos .......................................................................... 39

5.2 Diseño soluciones para los escenarios propuestos y análisis económico para

las mismas ......................................................................................................... 40

5.2.1 Escenario No 1 – 3.662 Wp ................................................................... 42

5.2.2 Escenario No 2 - 2.532 Wp .................................................................... 44

5.2.3 Escenario No 3 – 7.600 W ..................................................................... 46

5.2.4 Resumen diseño de soluciones propuestas .......................................... 47

CAPÍTULO 6 Análisis financiero de los escenarios propuestos ............................ 48

6.1 Escenario No 1 – 3662 Wp .......................................................................... 49

6.1.1 Caso de estudio sin entregas de excedentes de energía a la red ......... 51

6.1.2 Caso de estudio con entregas de energía a la red escenario No 1 ....... 56

6.2 Escenario No 2 - 2.532 Wp .......................................................................... 60

6.2.1 Caso de estudio sin entregas de excedentes de energía a la red

escenario No 2 ................................................................................................ 61

6.2.1 Caso de estudio con entregas de excedentes de energía a la red

escenario No 2 ................................................................................................ 65

6.3 Escenario No 3 – 7600 W ............................................................................ 67


escenario No 3 ................................................................................................ 69


escenario No 3 ................................................................................................ 72

6.4 Resumen análisis financiero de soluciones propuestas ............................... 75

IV

6.4.1 Resumen casos de estudio sin entregas de excedentes de energía a la

red .................................................................................................................. 75

6.4.2 Resumen casos de estudio con entregas de excedentes de energía a la

red .................................................................................................................. 77

6.4.3 Resumen casos de estudio con y sin entregas de excedentes de energía

a la red ............................................................................................................ 78

CAPÍTULO 7 Documento guía para la formulación y estructuración de proyectos 78

7.1 Beneficios de implementar un proyecto solar. ............................................. 79

7.2 Identificación de requerimientos y planeación.............................................. 80

7.2.1 Elaboración análisis técnico ................................................................... 82

7.2.2 Elaboración análisis económico ............................................................. 83

7.3 Trámite certificados y acceso a beneficios tributarios .................................. 84

7.4 Trámites interconexión con la red eléctrica del operador de red .................. 85

Conclusiones ......................................................................................................... 87

Recomendaciones ................................................................................................. 89

Referencias ........................................................................................................... 90

Índice de figuras

Figura 1. Finalidad de la ley 1715 de 2014. .......................................................... 19

Figura 2. Promoción de la autogeneración y la generación distribuida. ................ 20

Figura 3. Diagrama de la metodología. ................................................................. 26

Figura 4. Analizador de redes PQA 824. ............................................................... 34

Figura 5. Mediciones realizadas en Croydon Colombia S.A.................................. 35

Figura 6. Desarrollo de un proyecto de energía renovable. .................................. 81

Figura 7. Etapas proyecto y aplicación a los incentivos. ....................................... 85

Figura 8. procedimiento conexión a OR de un AGPE. .......................................... 86

Índice de gráficos

Gráfico 1. Inversiones a nivel mundial en energía y combustibles renovables,

2006-2016. .............................................................................................................. 9

Gráfico 2. Adiciones anuales de energía solar FV entre los años 2006-2016 ....... 10

Gráfico 3. Matriz energética a final del año 2014. ................................................. 13

Gráfico 4. Certificados Emitidos hasta el 29 de diciembre del 2017. ..................... 14

Gráfico 5, Resultados encuesta, Pregunta 1. ........................................................ 28

V

Gráfico 6. Consumo de energía eléctrica en las Mipymes. ................................... 28

Gráfico 7. Costo de facturación mensual aproximado de las Mipymes ................. 29

Gráfico 8. Incidencia consumo de energía en la producción de la empresa. ........ 30

Gráfico 9. Participación de las Mipymes en proyectos FNCER ............................. 30

Gráfico 10. Motivos e inconvenientes de las Mipymes sobre la participación en

proyectos de FNCER. ........................................................................................... 31

Gráfico 11.Conocimientos sobre las bondades de la Ley 1715 de 2014 por parte

de las Mipymes. .................................................................................................... 31

Gráfico 12. Empresas interesadas en reducir costos de energía eléctrica. ........... 32

Gráfico 13. Empresas dispuestas en presentar ante la UPME proyectos que

accedan a los beneficios de la Ley 1715 de 2014. ................................................ 32

Gráfico 14. Consumo día típico entre semana, Fase A. ........................................ 36

Gráfico 15. Consumo día típico entre semana, Fase B. ........................................ 36

Gráfico 16. Consumo día típico entre semana, Fase C. ........................................ 37

Gráfico 17. Consumo típico día sábado Fase A. ................................................... 37

Gráfico 18. Consumo típico día sábado Fase B. ................................................... 38

Gráfico 19. Consumo típico día sábado Fase C. ................................................... 38

Gráfico 20. Consumo típico día domingo Fases A, B y C. .................................... 39

Gráfico 21. Flujo de caja escenario No 1. ............................................................. 55

Gráfico 22. Flujo de caja escenario No 1 con inyección a red. .............................. 58





Índice de tablas

Tabla 1. Clasificación de países según su capacidad total de generación a finales

de 2016. ................................................................................................................ 11

Tabla 2. Normograma marco normativo y energías renovables ............................ 18

Tabla 3. Cuadro de cargas .................................................................................... 33

Tabla 4. Características técnicas panel seleccionado. .......................................... 40

Tabla 5. Características técnicas inversor seleccionado. ...................................... 41

Tabla 6. Ficha técnica escenario No 1 .................................................................. 43

Tabla 7. Ficha técnica escenario No 2. ................................................................. 45

Tabla 8. Ficha técnica escenario No 3. ................................................................. 46

Tabla 9. Resumen parámetros técnicos soluciones planteadas. ........................... 48

Tabla 10. Resumen producción energética a través de los años de vida útil del

proyecto................................................................................................................. 48

Tabla 11. Costos sin incentivos del escenario No 1. ............................................. 50

Tabla 12. Cálculo energía generada escenario 1. ................................................. 52

VI

Tabla 13. Flujo de caja escenario No 1. ................................................................ 54

Tabla 14. Resultados evaluación financiera escenario No 1. ................................ 56

Tabla 15. Flujo de caja escenario No 1 con inyección a red. ................................ 59

Tabla 16. Resultados evaluación financiera escenario No 1 con inyección a red. 60

Tabla 17. Costos proyecto escenario No 2............................................................ 60

Tabla 18. Cálculo energía generada escenario 2. ................................................. 62

Tabla 19.Flujo de caja escenario No 2. ................................................................. 64




Tabla 23. Costos proyecto escenario No 3............................................................ 68

Tabla 24. Cálculo energía generada escenario No 3. ........................................... 69

Tabla 25. Flujo de caja escenario No 3. ................................................................ 71




Tabla 29. Resumen parámetros económicos soluciones planteadas. ................... 75

Tabla 30. Resumen producción energética y el ahorro reflejado a través de los

años de vida útil del proyecto. ............................................................................... 75

Tabla 31. Resultados evaluación financiera escenarios propuestos. .................... 76

Tabla 32. Resultados evaluación financiera escenarios propuestos con inyección a

red. ........................................................................................................................ 77

Tabla 33. Resumen análisis financiero. ................................................................. 78

Índice de ecuaciones

Ecuación 1. Consumo diario. ................................................................................. 40

Ecuación 2. Potencia pico a instalar. ..................................................................... 40

Ecuación 3.Temperatura de la celda. .................................................................... 41

Ecuación 4. Temperatura de la celda a 25,1 ºC. ................................................... 41

Ecuación 5.Delta de temperatura. ......................................................................... 41

Ecuación 6. Delta de Voltaje a máxima potencia. ................................................. 42

Ecuación 7. Voltaje a máxima potencia mínimo. ................................................... 42

Ecuación 8. Delta de voltaje de circuito abierto. .................................................... 42

Ecuación 9. Voltaje de circuito abierto mínimo. ..................................................... 42

Ecuación 10. Delta de potencia. ............................................................................ 42

Ecuación 11. Potencia mínima. ............................................................................. 42

Ecuación 12. Formula de producción de energía anual. ....................................... 43

Ecuación 13. Producción anual escenario No 1 – 3.662 Wp ................................. 43

Ecuación 14. Producción anual de los días hábiles escenario No 1 – 3.662 Wp .. 43

Ecuación 15. Producción anual días no hábiles escenario No 1 – 3.662 Wp ........ 44

VII

Ecuación 16. Cálculo ahorro emisiones CO2 Escenario 1. ................................... 44

Ecuación 17.Producción anual escenario No 2 - 2.532 Wp .................................. 45

Ecuación 18. Producción anual días hábiles escenario No 2 - 2.532 Wp ............. 45

Ecuación 19. Producción anual días no hábiles escenario No 2 - 2.532 Wp ........ 45


Ecuación 21. Producción anual escenario No 3 - 7.600 Wp ................................. 46

Ecuación 22. Producción anual días hábiles escenario No 3 - 7.600 Wp ............. 47

Ecuación 23. Producción anual días no hábiles escenario No 3 - 7.600 Wp ........ 47


Ecuación 25. Depreciación escenario No 1. .......................................................... 50

Ecuación 26. IVA escenario No 1. ......................................................................... 51

Ecuación 27. Incentivo renta escenario No 1 ........................................................ 51

Ecuación 28. Fórmula para la liquidación y facturación de excedentes de energía

inyectados a la red (CREG, 2018, p. 17). .............................................................. 56

Ecuación 29. Valor de la energía inyectada a la red que no supera a la importada

del operador de red. .............................................................................................. 57



Ecuación 32. Incentivo renta escenario No 2. ....................................................... 61



Ecuación 35. Incentivo renta escenario No 3. ....................................................... 68

Abreviaturas

BID Banco Interamericano de desarrollo

CIIU Clasificación Industrial Internacional Uniforme CREG Comisión de Regulación de Energía y Gas

DIAN Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales.

FiT Feed-in Tariffs

FNCE Fuentes No Convencionales de Energía

FNCER Fuentes No Convencionales de Energía Renovable.

GEE Gestión Eficiente de Energía

EES Almacenamiento de energía eléctrica

FNCE Fuentes No Convencionales de Energía

FNCER Fuentes No Convencionales de Energía Renovable.

IPC Índice de Precios al Consumidor

IRENA International Renewable Energy Agency

MEM Mercado de Energía Mayorista

MME Ministerio de Minas y Energía

MIPYMES Micros, Pequeñas y Medianas Empresas

PROURE Programa de Uso Racional y Eficiente de la Energía

REN21 Renewable Energy Policy Network for the 21st Century

SIN Sistema Interconectado Nacional

TIR Tasa Interna de Retorno

TRM Tasa Representativa del Mercado

USAID Agencia de los Estados Unidos para el Desarrollo Internacional.

VIII

VPN Valor Presente Neto

XM Expertos del Mercado

ZNI Zonas No Interconectadas

1

Resumen

Este documento contiene una revisión de la evolución histórica a nivel mundial y

nacional de las energías renovables, enfocándose principalmente en la energía

solar fotovoltaica y mostrando la evolución en tecnología, normatividad y la

disminución de precios asociados al desarrollo de este tipo de proyectos a nivel

mundial. Se resalta la participación de algunos países pioneros y líderes tanto en

desarrollo como en implementación de esta tecnología.

De igual forma, se realiza un recuento de algunas investigaciones asociadas a las

energías renovables y específicamente a la energía solar fotovoltaica tanto a nivel

mundial como a nivel nacional, en donde se visualiza los aportes y la importancia

de estos, en cuando a normatividad por parte de los países comprometidos con

incentivar el desarrollo en investigación e implementación de estas nuevas

tecnologías.

También se resalta la estructura actual de la matriz energética colombiana y se

exponen las debilidades causadas por la gran dependencia de la generación

hidráulica debido al fenómeno climático llamado “El niño” y cómo por medio de la

Ley 1715 de 2014 (Congreso de la república, 2014) se ha tratado de incentivar la

diversificación de dicha matriz.

El eje central de la investigación es el planteamiento de diferentes escenarios con

varios casos de estudio que se podrían presentar en el momento de implementar

un proyecto de autogeneración a pequeña escala en una pequeña empresa

colombiana. Esto con el fin de realizar un análisis técnico y económico que

demuestre la viabilidad de dichos proyectos.

Finalmente, se estructura un documento guía para la formulación y estructuración

de proyectos, donde se especifican los diferentes procedimientos y certificados

que se deben seguir y solicitar en el momento de llevar a cabo el desarrollo de un

proyecto asociado a la autogeneración de energía eléctrica en Colombia, más

específicamente en la ciudad de Bogotá.

2

Introducción

En el trascurso de las últimas décadas se ha extendido la polémica acerca del

calentamiento global, sus causas, sus consecuencias y las acciones que se deben

tomar para disminuir el avance de este problema. En los últimos años se han

hecho más evidente las consecuencias del calentamiento global, un claro ejemplo

es el aumento en la temperatura superficial de la tierra, que sobrepasa los

pronósticos realizados años atrás, así como lo menciona la Universidad de Alaska

Fairbanks (UAF) en conjunto con algunos científicos chinos en los datos

presentados en Nature Climate Change (Zhang, 2017), los cuales recalculan las

temperaturas globales promedio desde el 1998 hasta el año 2012 y en donde

afirman que “la tasa de calentamiento global había seguido aumentando a 0,112

grados Centígrados por década en lugar de disminuir a 0,05 grados por década,

como se pensaba anteriormente” (Zhang, 2017). Este aumento en las

temperatura, “ha elevado el nivel global del mar unas 8 pulgadas desde 1880”

(Central, 2017), justamente después de que se diera la Revolución Industrial,

época en donde se inició el desarrollo de tecnologías basadas en “la quema de

combustibles fósiles (petróleo, carbón y gas), que se usan para producir energía”,

(Greenpeace Colombia, 2017). Esta acción se considera como clave para el

calentamiento global, “ya que no sólo es el sector de mayor emisión de gases de

efecto invernadero sino el que genera el más rápido crecimiento de esas

emisiones” (Greenpeace Colombia, 2017). Es por esto que, de mantener las

tendencias de consumo y producción de energía, junto con el mal manejo de los

desechos generados en las últimas décadas, “los científicos esperan

aproximadamente 2 a 7 pies más de aumento del nivel del mar este siglo”.

(Central, 2017)

Sabiendo entonces que uno de los factores más claves en el cambio climático es

la producción de energía, es necesario “la sustitución de fuentes de energía sucias

(carbón, gas, nuclear y petróleo) por otras limpias (solar y eólica)” (Greenpeace

Colombia, 2017) con el fin de minimizar las emisiones de gases de efecto

invernadero (CO2). Para este fin, se han venido creado en los últimos años

diferentes coaliciones que reúnen a inversionistas para reunir fondos y así poder

financiar “las investigaciones de ciencia e innovación revolucionaria en las

energías verdes” (El Economista, 2017). Una de estas coaliciones es la Break-

through Energy Coalition, que se creó para “reunir a un grupo de inversores con el

objetivo de tener un impacto sobre el cambio climático y asegurar la financiación

necesaria”, (Gates, 2017) donde se encuentran involucrados grandes empresarios

como Bill Gates, Jack Ma, Masayoshi Son, entre otros. De igual manera, se han

venido desarrollado acuerdos intergubernamentales, en escenarios como la

Cumbre del Clima de París (COP21), seguidos por asambleas de la Agencia

Internacional de las Energías Renovables (IRENA) la cual “reúne a altos

representantes de 150 países, entre ellos los principales artífices del acuerdo

3

climático de París” (El Diario, 2016), en donde se discutió como punto central el

papel que cumplirán las energías renovables para minimizar el cambio climático.

A pesar de que Colombia no es uno de los países que más aporta a la

contaminación mundial, sí tiene una participación que “llega a 0,2% del total de

gases de efecto invernadero emitidos a la atmósfera” (Greenpeace Colombia,

2017), los cuales se pueden atribuir en cierta medida a la explotación y consumo

de combustibles fósiles para el uso del transporte y la producción de energía

termoeléctrica. Aunque dicha energía no es la fuente principal de abastecimiento

para el país, sí juega un papel fundamental en el suministro del servicio de

electricidad y al mismo tiempo es la encargada de respaldar la energía hidráulica

en tiempos de sequía. Dichas sequías han aumentado debido a los llamados

fenómenos del niño que se vienen presentando en los últimos años sobre el

territorio colombiano y que cada vez se hacen más fuertes a causa del cambio

climático. Este fenómeno ambiental ha puesto en evidencia las consecuencias de

la contaminación del medio ambiente, además de dejar expuestos problemas de

confiabilidad en el sistema eléctrico. Estas son las razones por las cuales

Colombia decide unirse a la Agencia Internacional de Energías Renovables (Irena)

con el propósito de diversificar su matriz eléctrica integrando las energías

renovables.

En respuesta al crecimiento y funcionamiento del sector empresarial colombiano,

la energía eléctrica es un actor prescindible en la cadena productiva que permite el

correcto desarrollo de la industria y el sector financiero. El presente trabajo de

investigación pretende contribuir a la diversificación de la matriz energética

colombiana por medio de energía solar fotovoltaica, estudiando la factibilidad de

implementar proyectos con esta fuente de energía en lo que respecta al marco de

la Ley 1715 de 2014, todo esto en el sector empresarial colombiano el cual puede

verse lucrado principalmente en beneficios económicos mientras aporta a la

sostenibilidad.

Planteando así la posibilidad que los consumidores y precisamente en este caso

las empresas sean considerados cogeneradores, los cuales podrán disponer de su

propia energía ya sea utilizándola en su beneficio o comercializándola en el

mercado nacional bajo los marcos normativos establecidos por el estado

colombiano, determinando su factibilidad en concordancia con los beneficios e

incentivos estipulados en la Ley 1715 de 2014.

4

CAPÍTULO 1 Descripción del problema

1.1 Planteamiento del problema

En la actualidad el planeta está sufriendo una serie de cambios ambientales

debido a fenómenos que se han nombrado por parte de la comunidad científica

como cambio climático y se ha incrementado a causa de la quema de

combustibles fósiles los cuales producen emisiones de gases que causan un

efecto invernadero. Dichos combustibles son utilizados para distintos fines, entre

los cuales está la generación de energía y el uso en medios de transporte. Las

distintas organizaciones nacionales e internacionales y la mayoría de países están

haciendo grandes esfuerzos en leyes, tratados, acuerdos, normativas y

programas, para contrarrestar los efectos negativos del calentamiento global,

demanda energética y uso de recursos naturales para la generación de

electricidad (Greenpeace, 2017).

Las razones para invertir, pensar, desarrollar metodologías y estrategias que

fortalezcan las fuentes no convencionales de energías renovables, conocidas

como FNCER en muchas naciones del mundo, fueron acordadas en el COP21,

Protocolo de Kyoto, Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente

(Pnuma), Agencia Internacional de Energía Renovable (IRENA), Agencia

Internacional de Energía (IEA), Red de Política de Energías Renovables (REN21),

Cumbre del Clima de París de 2017, Contratos de Compra de energía (PPA’s)

entre otras. Todas estas, con el fin de la reducir las emisiones de gases de efecto

invernadero, garantizar el abastecimiento energético y el desarrollo económico

sostenible del país inscrito.

Colombia ha decidido regular la integración de FNCER por medio de la Ley 1715

de 2014, en donde se establecen una serie de beneficios tributarios, arancelarios y

contables para la población colombiana que fomente la inversión, investigación y

desarrollo de tecnologías limpias para la producción de energía, la eficiencia

energética y la respuesta de la demanda, en el marco de la política energética

nacional (Congreso de la República, 2014).

Teniendo en cuenta que las empresas son la fuente de desarrollo económico,

social, financiero, tecnológico, sostenible y sustentable de la población del país, es

evidente la importancia de que las empresas colombianas ejecuten, gestionen,

manejen, reglamenten y desarrollen políticas ambientales, todo esto ligado con el

cumplimiento de normas, acuerdos de salubridad, ahorro energético, cumplimiento

a leyes sanitarias, ambientales, ecológicas y que aprovechen fácilmente los

beneficios establecidos las leyes vigentes. Sin embargo, aún falta mucha

conciencia y trabajo para producir su bien y/o servicio, empleando el uso de

electricidad o fuentes de energía que generan contaminantes y emisiones de

efecto invernadero y contaminantes al ambiente. Es por esto que se hace

necesario políticas públicas, metodologías y controles que permitan satisfacer la

5

demanda energética en el país, que beneficie el medio ambiente y se contrarreste

las afectaciones del cambio climático. Por esta razón se sancionó la Ley 1715 de

2014, la cual promueve los instrumentos necesarios para la promoción y

aprovechamiento de las fuentes no convencionales de energía, así como el

fomento de la inversión, la investigación y el desarrollo de tecnologías limpias para

la producción de energía por medio de las FNCER; la eficiencia energética y la

respuesta de la demanda eléctrica en el marco de la política energética nacional.

1.2 Formulación del problema

¿Qué aspectos técnicos, económicos, ambientales y legales debe tener en cuenta

un proyecto para implementar en una empresa un sistema de generación solar

fotovoltaica con el fin de hacerse acreedor a los beneficios tributarios establecidos

en la Ley 1715 de 2014?

1.3 Objetivos

Objetivo General

Realizar un estudio para determinar la factibilidad de implementar sistemas de generación solar fotovoltaica en pequeñas empresas ubicadas en la ciudad de Bogotá con el fin de obtener los beneficios tributarios establecidos en la ley 1715 de 2014.

Objetivos Específicos

Realizar la caracterización del consumo de energía por parte de pequeñas

empresas con el fin de identificar el tipo de cargas asociadas y el hábito de

uso de dichas cargas y de este modo poder cuantificar la demanda de

energía.

Plantear tres (3) escenarios con diferentes niveles de potencias pico,

realizando el diseño técnico de cada una de estas potencias, con el fin de

buscar la solución más factible de atender la demanda de energía a partir

de sistemas solares fotovoltaicos.

Evaluar el comportamiento de generación de energía y el costo asociado a

dicha energía a través de los años de vida útil de los sistemas planteados

para cada uno de los escenarios propuestos, con el fin de establecer la

rentabilidad que justifique la elaboración de proyectos para implementar

sistemas de generación solar fotovoltaica en pequeñas empresas

bogotanas y acceder a los incentivos tributarios de la ley 1715 de 2014.

Establecer un documento guía para la formulación y estructuración de

proyectos que pueda ser tomado como referencia por las empresas

bogotanas con el fin de tramitar ante la UPME, la viabilización del proyecto

con el fin de tener acceso a los incentivos que ofrece la ley 1715 de 2014.

6

1.4 Justificación

El crecimiento de un país se mide con base en el desarrollo de su infraestructura

energética. Debido a distintos factores como el clima, la oferta y demanda de los

insumos (caso generación térmica), la energía no presenta un precio uniforme y se

ve sometida a variaciones diarias en su costo. Económicamente hablando todos

los usuarios finales se ven afectados por dichas variaciones, teniendo en cuenta el

aumento en la demanda se hace necesario idear soluciones complementarias

para la generación de energía en el SIN (Sistema de Interconexión Nacional). Así

mismo, es necesario cambiar las fuentes tradicionales con las que se genera

energía eléctrica en el país con el fin de responder a la diversificación de la matriz

energética propuesta por la Unidad de Planeamiento Minero Energético –UPME

en los últimos planes de expansión (UPME, 2017).

El ámbito empresarial colombiano presenta un crecimiento proporcional a la

economía del país, así mismo, en las empresas aumentan tanto la emisión de

CO2, la contribución a la renta y el consumo energético. Todo esto se deriva en

una mayor demanda de recursos para producir la energía necesaria para

satisfacer las necesidades que se requieren en las diversas áreas del mercado.

Como la gran mayoría de la generación de energía se hace de manera hidráulica y

térmica (Macías Parra & Andrade, 2017), es conveniente plantear una alternativa

que permita diversificar la matriz energética en el país a fin de hacer menor la

dependencia de los métodos de generación de energía tradicionales.

Uno de los criterios a fortalecer al momento de implementar e interconectar

sistemas de generación de energía limpia es mejorar la confiabilidad del sistema,

esto se hace ya que el usuario final estaría actuando como autogenerador de

energía disminuyendo así la demanda total de energía. De acuerdo a esto se

podría plantear a su vez un flujo bidireccional de energía en el cual cabe la

posibilidad de suministrar los excedentes de energía a la red y poder obtener una

retribución económica por esta inyección de potencia al sistema. “Nuestro objetivo

es que Colombia cuente con una matriz más amigable con el medio ambiente y

más diversificada. De esta forma aseguramos la confiabilidad necesaria

sustituyendo poco a poco los combustibles fósiles que son más costosos y

contaminantes” (González Estrada, 2015). Adicionalmente, también se lograría

aumentar la confiabilidad del sistema eléctrico nacional que se ha visto afectada

por el fenómeno climático llamado “El Niño”. Este evento climatológico se

caracteriza por épocas de extensos veranos, donde se alcanzan largos periodos

sin precipitaciones de lluvias y con altos grados de temperatura debido a la intensa

radiación, dichos efectos producen sequias y por ende el agotamiento de las

reservas de agua tanto para consumo como para la generación de energía, tal

como sucedió en la crisis energética del que se presentó en 1992, cuando

Colombia sufrió un racionamiento de energía eléctrica (Mateus, 2016).

Posteriormente se presentaría una situación similar entre los años 2015 y 2016

cuando “el fenómeno climático provocó sequías en el territorio colombiano, […]

7

provocando déficit en la producción de energía de las instalaciones operadas

por ISAGEN y Empresas Públicas de Medellín” (Mateus, 2016, p. 75). Todo esto

demuestra lo expuestos que estamos en términos de confiabilidad energética por

el cambio climático que sigue presentándose periódicamente y cada vez con más

fuerza. Para finales del presente año (2018) y comienzos del año 2019 se estima

que existe entre un 60% y un 70% de probabilidades favorables de que se

presente un episodio de “El Niño” según el comunicado especial No 010 del

IDEAM (IDEAM, 2018, p. 1).

Con el fin de incentivar a las empresas a realizar investigación, desarrollo e

inversión en FNCER, el Congreso de la República aprobó la Ley 1715 de 2014 la

cual regula la integración de energías renovables no convencionales al SIN. En el

capítulo III de ésta ley se establecen los incentivos a los inversionistas que

realicen proyectos de generación y utilización de energía a partir de FNCER,

donde se destaca un descuento hasta del 50% sobre el impuesto a la renta a

quienes participen en proyectos e investigaciones que permitan generar energía

con métodos no convencionales (Congreso de la República, 2014).

Debido a que la implementación sistemas que generan energía eléctrica en el país

a partir de FNCER representa una mínima cantidad principalmente en las

empresas, se tiene la percepción que una inversión en este tipo de proyectos no

es del todo rentable. Por este motivo el presente estudio de factibilidad busca

documentar e informar a los empresarios sobre las bondades y beneficios al

participar con un proyecto de FNCER para fortalecer su(s) proceso(s)

productivo(s) y satisfacer la demanda energética.

CAPÍTULO 2 Marco conceptual y estado del arte

Para el desarrollo del presente trabajo, se hace necesario una revisión constante

de las definiciones de los términos implementados, la evolución histórica y el

estado actual de las tendencias tecnológicas y legales a nivel mundial, así como a

nivel nacional. Por este motivo se realizará un resumen de los aspectos que son

fundamentales para el progreso de esta investigación.

2.1 Definiciones

Autogeneración: Aquella actividad realizada por personas naturales o jurídicas

que producen energía eléctrica principalmente, para atender sus propias

necesidades. En el evento en que se generen excedentes de energía eléctrica a

partir de tal actividad, estos podrán entregarse a la red, en los términos que

establezca la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) para tal fin.

Autogeneración a gran escala: Autogeneración cuya potencia máxima supera el

límite establecido por la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME).

8

Autogeneración a pequeña escala: Autogeneración cuya potencia máxima no

supera el límite establecido por la Unidad de Planeación Minero-Energética

(UPME).

Contador Bidireccional: Contador que acumula la diferencia entre los pulsos

recibidos por sus entradas de cuenta ascendente y cuenta descendente.

Excedente de energía: La energía sobrante una vez cubiertas las necesidades de

consumo propias, producto de una actividad de autogeneración o cogeneración.

Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER): Se consideran

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

geotérmica, la solar y los mares. Otras fuentes podrán ser consideradas como

FNCER según lo determine la UPME.

Generación Distribuida (GD): Es la producción de energía eléctrica, cerca de los

centros de consumo, conectada a un Sistema de Distribución Local (SDL). La

capacidad de la generación distribuida se definirá en función de la capacidad del

sistema en donde se va a conectar, según los términos del código de conexión y

las demás disposiciones que la CREG defina para tal fin.

Respuesta de la demanda: Consiste en cambios en el consumo de energía

eléctrica por parte del consumidor, con respecto a un patrón usual de consumo, en

respuesta a señales de precios o incentivos diseñados para inducir bajos

consumos.

Sistema Energético Nacional (SIN): Conjunto de fuentes energéticas,

infraestructura, agentes productores, transportadores, distribuidores,

comercializadores y consumidores que dan lugar a la explotación, transformación,

transporte, distribución, comercialización y consumo de energía en sus diferentes

formas, entendidas como energía eléctrica, combustibles líquidos, sólidos o

gaseosos, u otra.

Zonas No Interconectadas (ZNI): Se entiende por Zonas No Interconectadas a

los municipios, corregimientos, localidades y caseríos no conectadas al Sistema

Interconectado Nacional (SIN).

2.2 Desarrollo de las FNCER a nivel mundial

Debido a la creciente tendencia a nivel mundial que se ha desarrollado en los

últimos años, ya son muchos los países de distintos continentes que por medio de

políticas de apoyo a la investigación e implementación de las fuentes no

convencionales de energía renovables (FNCER) y el interés de nuevos

inversionistas en esta área, han logrado que estas energías limpias entren a

competir en el mercado energético e inclusive “ya existen países, como

Dinamarca, México o India, que obtienen energía de las renovables a precios

inferiores que la procedente de los combustibles fósiles y de la nuclear” (Bejerano,

9

2017). Pero a pesar de todo esto, es posible que los esfuerzos no sean

suficientes, ya que con el propósito de cumplir las metas que se plantearon en el

acuerdo que se llevó a cabo en la ciudad de París en el 2015, donde se estableció

mantener como un límite seguro 1,5°C el aumento de la temperatura mundial, 117

países en el 2016, plantearon diferentes objetivos de eficiencia energética y en

materia de energías renovables, los cuales servirían únicamente para alcanzarían

niveles de temperatura mundial de los 2,3°C a 3,5°C. (REN21, 2017)

Gráfico 1. Inversiones a nivel mundial en energía y combustibles renovables, 2006-2016.

Fuente: REN21, 2017, pág. 12

En el año 2016 existió una disminución en cuanto a las inversiones realizadas a

nivel mundial en energías y combustibles renovables como se puede apreciar en

el gráfico 1. A pesar de esto y probablemente debido a la disminución de los

precios en las energías, como se mencionó anteriormente, una de las energías

con mayor implementación en los últimos años, la energía solar, tuvo un

crecimiento interesante con una capacidad instalada en el 2016 de al menos 75

gigawatts (GW) como se puede ver en el gráfico 2, en donde se muestra el

comportamiento exponencial que ha venido teniendo esta tecnología en los

últimos diez años alrededor del mundo (REN21, 2017).

Aunque las metas propuestas para mantener la temperatura no se estén

alcanzando, el 2016 fue un buen año para las energías renovables, ya que se

logró añadir en este periodo una capacidad instalada de 161 gigawatts (GW), con

un 34% de aporte por parte de la energía eólica, un 15,5% de energía hidráulica y

un 47% de energía solar FV que equivale a los 75 gigawatts (GW) anteriormente

mencionados. (REN21, 2017)

10

Gráfico 2. Adiciones anuales de energía solar FV entre los años 2006-2016


2.2.1 China

Sin lugar a duda China es una potencia mundial, con gran importancia en el sector

económico e industrial, lo cual le ha costado muy costoso al medio ambiente. En el

2014 se presentaron niveles de contaminación demasiado altos y peligrosos para

la salud en muchas de las ciudades chinas, la “contaminación superó en muchos

lugares los 400 microgramos por metro cúbico, lo que multiplica por 16 el límite

recomendado por la Organización Mundial de la Salud” (Fundación Vida

Sostenible , 2014).

Debido a estos problemas ambientales se promovieron por medio de políticas el

uso de energías renovables, porque si bien China desde años atrás de esta crisis

ambiental ya era una potencia en la producción de paneles solares FV y turbinas

eólicas, su producción de estas tecnologías superaba la tasa de utilización de

estas mismas (Chun, y otros, 2016). Pero fijando metas, haciendo inversiones y

creando nuevas leyes que incentivaran a la investigación, el desarrollo y la

implementación de FNCER, como por ejemplo la ley “Measures on Grid Company

Full Purchase of Electricity from Renewable Energy” establecida en el 2007, la

cual “determina que las empresas de distribución deben conectar a la red eléctrica

todas las instalaciones que generen energía a partir de fuentes renovables. Así

mismo, están obligadas a comprar toda la energía con este origen”, (Herrero,

2013), estableciendo multas por el incumplimiento. Otro ejemplo son los $360

miles de millones de dólares que se proponen invertir en el 2020 en energías

renovables, este país ha logrado posicionarse como uno de los principales

inversionistas en energía y combustibles de energías renovables, así como

también encabezar las listas de capacidad total de generación a finales del 2016

en muchas de las tecnologías como se muestra en la tabla 1 (REN21, 2017).

11

Tabla 1. Clasificación de países según su capacidad total de generación a finales de 2016.


El desarrollo de este mercado se le debe atribuir a empresas como “Panda Green

Energy” que con proyectos como el que se encuentra ubicado en Datong, con una

capacidad instalada de 50 MW y con un diseño visual muy amigable, con la forma

de un panda, busca incitar a los niños para que conozcan estas nuevas

tecnologías. (Mohorte, 2017). Evidentemente, hay que resaltar del mismo modo,

ideas emprendedoras e innovadoras como “los paneles solares a prueba de olas”

creados por Sungrow, instalados en un lago que se formó después de derrumbar

una mina de carbón abandonada (Bradsher, 2017). Adicionalmente, existen

propuestas que desafían la lógica de un proyecto eficiente y rentable, como lo es

la “autovía de paneles solares” que se construyó a pesar de los argumentos en

contra (elevados costos, baja eficiencia por temperatura, orientación ineficiente

hacia el sol, entre otros), pero que abren la puerta para nuevos avances en el

futuro (Mohorte, 2017). Gracias a estos miles de ciudadanos y empresarios chinos

que creyeron y comenzaron a incorporarse en este nuevo mercado, es que hoy en

día este país puede encabezar dichas listas.

2.2.2 Alemania

Un país que se ha forjado a través de la historia con pequeños pero certeros

pasos para llegar a donde se encuentra hoy en día. Teniendo una matriz eléctrica

basada en combustibles fósiles y energía nuclear, Alemania inició un camino hacia

12

la transición varias décadas atrás. A fines de los años sesentas se empezaban a

mencionar que era necesario una política energética para controlar el monopolio

energético que se tenía por medio de los combustibles fósiles y la energía nuclear.

Esto fue seguido en los años setenta por una crisis que se presentó en el petróleo,

la cual divisaba una posible crisis económica y que desató políticas sobre la

eficiencia energética.

Para los años ochenta, las energías renovables y la eficiencia energética

empezaron a aparecer como una solución factible, con propuestas consistentes en

textos como “Growth and properity without oil and uranium”, seguidas por

instituciones y políticos que se posicionaron a favor de las energías renovables

mostrando un camino alterno a los combustibles fósiles.

Para finales de los ochenta y principios de los setenta, le empezaban a nombrar

leyes que favorecían a las energías renovables y también se establecieron las

primeras Feed-in Tariffs (FiT) de Alemania para impulsar la energía solar.

Posteriormente en el comienzo del nuevo siglo, se desarrollaron nuevas leyes que

favorecieron también a la energía eólica. Toda esta transformación se ha conocido

en este país con el nombre de “Energiewende”. (Álverez Pelegry & Ortiz Martínez,

2016). Entre los años 2009 y 2012 la penetración de la energía fotovoltaica era tal

que causó problemas en las redes de distribución, la capacidad instalada de este

país supera la demanda máxima anual en algunas ocasiones. (Chun, y otros,

2016)

Actualmente, Alemania se está involucrando en un nuevo mercado en expansión,

basado en el almacenamiento de energía eléctrica (EES). También se plantea

metas para el año 2050, que apuntan a satisfacer el 80% de su demanda con

energías renovables. (Chun, y otros, 2016)

2.3 Desarrollo de las FNCER en Colombia

Debido al crecimiento presentado a través de los últimos años del llamado

“fenómeno del niño”, que como se mencionó anteriormente, demuestran los

efectos del cambio climático y afectan la confiabilidad del sistema eléctrico de

Colombia dado a la gran dependencia del recurso hidráulico, nuestro país

comenzó a realizar diversas acciones para involucrar a las energías renovables.

Según un informe de la UPME presentado en el año 2015, para diciembre del año

2014, las plantas eólicas y de cogeneración biomasa tenían una participación del

0,6% en la matriz energética (gráfico 3), lo que demostraba la mínima influencia de

este tipo de tecnologías en este entonces (UPME, Integración de las energías

renovables no convencionales en Colombia, 2015).

13

Gráfico 3. Matriz energética a final del año 2014.

Fuente: UPME, 2015.

Con dichos índices de participación tan escasos de las energías renovables,

Colombia presenta la Ley 1715 en el año 2014, la cual mostraba el interés de

involucrar masivamente las fuentes no convencionales para la producción de

energía por medio de recursos renovables, introduciendo incentivos tributarios

para promover la implementación de estas. Adicionalmente, empieza a formar

parte de asociaciones conformadas por países interesados en el cambio climático,

como la AILAC por sus siglas de Asociación Independiente de Latinoamérica y el

Caribe, formó también parte de la cumbre del clima en Paris y se convirtió en un

miembro de la Agencia Internacional de Energías Renovables – Irena en el año

2015, en donde fue elegida como vicepresidente para el periodo 2017-2018

(Cancillería, 2017).

Teniendo entonces esta nueva cara frente a las energías renovables, en el “PLAN

DE EXPANSIÓN DE REFERENCIA GENERACIÓN – TRANSMISIÓN 2016 –

2030” generado por la UPME, se presentan acercamientos con entidades

educativas universitarias y diferentes entidades estatales, para realizar las

actualizaciones pertinentes a “los Atlas Potenciales, específicamente radiación y

brillo solar, velocidad del viento e hidroenergía”, (UPME, 2016) en donde como

resultado se obtuvo el Atlas Interactivo del IDEAM que muestra el potencial con el

que cuenta el país para la explotación de las energías renovables. En este plan de

expansión se presentan también metodologías para la modelación del recurso

solar fotovoltaico y del eólico y se menciona que se espera un aumento en la

capacidad instalada de sistemas solares fotovoltaicos a nivel distribuidos en

ciudades como Bogotá, Cali, Medellín y Barranquilla. Lo cual, se está presentando

actualmente, gracias en parte también, a que los precios en las tecnologías de

energía solar por ejemplo presentaron una disminución a nivel mundial. Esto dio

pie para que el sector industrial de Colombia se interesara en invertir en proyectos

14

de generación distribuidos, un claro ejemplo es la empresa de calzado Bosi

quienes “instalaron en el techo de su planta de producción en Itagüí, Antioquia,

348 paneles solares que les permiten ahorrar entre el 20 y el 22 por ciento de la

energía que requieren para la elaboración de calzado.” (El Tiempo, 2017). Del

mismo modo en Barranquilla, la empresa Tecnoglass, realizó la instalación de

8.400 paneles fotovoltaicos para la generación de 3 megavatios (MW) con el fin de

satisfacer el consumo de energía de la compañía (El Tiempo, 2017). Estas

empresas son solo una pequeña muestra de la tendencia que se está

desplegando actualmente, ya que según el informe número 7, presentado por la

UPME, en donde muestra los proyectos recibidos con el fin de hacerse acreedores

a los incentivos tributarios de la Ley 1715 de 2014, existen 164 empresas entre

diversos sectores como alojamiento y servicios de comida, información y

comunicaciones, construcción, industrias manufactureras entre otras, que se

encuentra beneficiadas por incentivos de esta Ley (UPME, 2017). Según este

mismo informe, hasta el 29 de diciembre de 2017 el tipo de incentivos del cual

mayor cantidad de certificados se han emitidos, es el que agrupa el incentivo al

IVA, arancel, impuesto sobre la renta y la depreciación acelerada como se puede

observar en el gráfico 4.

Gráfico 4. Certificados Emitidos hasta el 29 de diciembre del 2017.

Fuente: UPME, 2017.

15

Paralelo a esto se han llevado a cabo proyectos de generación centralizada, como

es el caso del parque eólico Jepírachi, ubicado en La Guajira, liderado por la

empresa EPM, el cual cuenta con 15 aerogeneradores, cada uno con una

capacidad de 1.300 kilovatios (kW), para un total de 19,5 megavatios (MW) de

potencia nominal, conectados al sistema interconectado nacional (SIN) por medio

de una subestación que eleva la tensión a 110 kV (EPM, 2010). Otro proyecto de

generación centralizada es Celsia Solar Yumbo, la primera granja solar en inyectar

al SIN, con una capacidad instalada de 9,8 megavatios (MW) inicio operación el

tres de septiembre de 2017, un proyecto desarrollado por las empresas Celsia y

Epsa, que se conforma de 35.000 paneles solares FV y 9 inversores y que

evidencia los avances que se están llevando a cabo en materia de energías

renovables (Celsia, 2017).

2.4 Marco referencial

Como se mencionó anteriormente el cambio climático junto con el calentamiento

global han derivado en la confección de planes, políticas, investigaciones y

acciones que permitan amedrentar el daño que se está causando al medio

ambiente. Mediante el uso y gestión de iniciativas como el uso racional y eficiente

de la energía, la integración de nuevas fuentes de generación de energía se

pretende dar una nueva orientación al ver que cctualmente, la explotación y

producción energética del país está constituida a grandes rasgos en un 93% de

recursos primarios de origen fósil, aproximadamente un 4% de hidroenergía y un

3% de biomasa y residuos (UPME, Integración de las energías renovables no

convencionales en Colombia, 2015).

La energía solar fotovoltaica, al ser un recurso inagotable, amigable con el medio

ambiente y de más accesibilidad en comparación a otras FNCER, es un actor

importante a tener en cuenta al momento de llevar a cabo una diversificación en la

matriz energética del país. Dicho esto, hay que resaltar que: Colombia se

encuentra ubicada en una zona privilegiada del trópico, donde la posición del sol

no posee mayor variación durante el año y, por consiguiente, la luminiscencia

mantiene un valor constante. “Esta localización en el mundo les facilita a los

ingenieros la gestión de diseñar sistemas fotovoltaicos y reducir los costos de sus

diseños, debido a que no es necesario la instalación de sistemas de rastreo

mecánico tal como se realiza en países con clima estacional, donde éste opera

durante todo el año”. (Bitar S & Chamas B, 2017). Según las fuentes disponibles

de información de recurso solar indican que el país cuenta con una irradiación

promedio de 4,5 kWh/m2/d (UPME & IDEAM, Atlas de Radiación Solar de

Colombia, 2005) superando el promedio mundial de 3,9 kWh/m2/d, y está muy por

encima del promedio recibido en Alemania (3,0 kWh/m2/d) (ArticSun, s.f.) país que

hace mayor uso de la energía solar FV a nivel mundial, con aprox. 36 GW de

capacidad instalada a 2013 (REN21, 2014).

16

En todas las latitudes del mundo se están implementando sistemas fotovoltaicos

ya sea aislados o interconectados, dichos sistemas de generación de energía no

podrían ser llevados a cabo sin una previa validación los debidos estudios

técnicos, económicos y financieros que garanticen el rendimiento esperado por el

proyecto a ejecutar. Debido a las distintas condiciones meteorológicas,

ambientales, sociales y económicas de cada latitud. Los resultados varían en

función de las condiciones nombradas anteriormente, en seguida, se listan

algunas investigaciones que estudiaron la factibilidad de implementar sistemas

solares fotovoltaicos en algunos específicamente en Colombia.

En el año 2017 Aneider Angulo de la Universidad Distrital Francisco José de

Caldas se encargó del estudio: “Diseño de estrategias para la viabilidad de

incorporación de energía fotovoltaica en pequeñas empresas en el marco de la

Ley 1715 de 2014”, el cual realizó una caracterización y análisis de las Mypimes

de la ciudad de Bogotá, así mismo una encuesta sobre los hábitos de consumo

energético en distintas empresas encuestadas para así plantear una serie de

soluciones energéticas en distintos escenarios planteados. Con conclusiones

bastante importantes como que la Ley 1715 de 2014 es una herramienta

competitiva que busca que el servicio eléctrico sea abastecido en su cadena de

valor para producir su producto y/o bien, por medio de la participación de

incentivos tributarios, arancelarios y comerciales, los cuales no afectan la

economía propia de la empresa (Angulo, 2017). Demostrando así la viabilidad de

implementación de esta serie de proyectos específicamente en la ciudad de

Bogotá.

En otro caso colombiano Susana M. Bitar S y Fernando Chamas B de la

Universidad de Los Andes realizaron un estudio de factibilidad para la

implementación de sistemas fotovoltaicos como fuente de energía en el sector

industrial de Colombia (Bitar S & Chamas B, 2017). En dicho estudio llevaron a

cabo un escenario que determinaría la factibilidad de implementar dichos

sistemas, teniendo en cuenta el mejor escenario en lo que respecta a la obtención

de los beneficios tributarios estipulados por la ley 1715 de 2014. Así mismo

determinando los materiales más óptimos para desarrollar un proyecto de esta

índole, teniendo en cuenta parámetros geográficos de las industrias, nivel de

industrial al que pertenecen. Realizando un análisis de insumos, retorno de la

inversión y beneficios en varias ciudades principales de Colombia, concluyendo y

destacando la vital importancia que tienen los incentivos tributarios en la

realización e implementación satisfactoria de este tipo de proyectos.

En el año 2015 Laura Lucía Aldana Rodríguez de la Universidad de Los Andes se

planteó como objetivo realizar un análisis del impacto de la Ley 1715 de 2014 en

la viabilidad de la implementación de proyectos con FNCER en Colombia

(Rodríquez, 2015). Abordando como temática principal la identificación del impacto

económico de los incentivos y mecanismos dispuestos en la Ley 1715 de 2014

sobre los proyectos de FNCER, realizando análisis financieros con y sin beneficios

17

de la ley y así mismo sus respectivos flujos de caja. Dichos escenarios (con y sin

los beneficios) permiten ver la diferencia que implica la entrada en vigencia de la

ley y el cambio que genera esta misma en la puesta en marcha y viabilidad de

proyectos con FNCER. Además, hace una importante observación en lo que

respecta al área de inyecciones a la red y sus consecuencias en el factor

económico del inversionista sin olvidar la ausencia de reglamentación para este

ítem.

En los estudios mencionados anteriormente es de vital importancia concluir la

importancia que tiene obtener y hacerse acreedor a los incentivos tributarios que

se obtienen a partir de la puesta en marcha de proyectos de generación de

energía eléctrica a partir de sistemas fotovoltaicos. Resaltando en el caso

colombiano avances importantes como la Ley 1715 de 2014 y otras regulaciones y

decretos que junto con la implementación de nuevas leyes ayuden a fomentar la

realización de dichos proyectos. De igual manera se evidencia en los estudios

analizados que hay tanto vacíos en la ley como falta de información en ciertos

aspectos regulatorios los cuales aún no han sido especificados en Colombia.

CAPÍTULO 3 Las energías renovables y el marco legal

colombiano

En lo que respecta a las competencias administrativas que se establecieron con la

publicación de la ley 1715 de 2014 la CREG, el Ministerio de Ambiente y

Desarrollo, el Ministerio de Mina y Energía y la UPME se han encargado de

expedir los correspondientes decretos y resoluciones que permiten definir los

mecanismos de trabajo, lineamientos, actividades y otros ítems que cubren la

generación de energía a partir de FNCER. En el siguiente normograma se

sintetizo el marco regulatorio y su relación a la energía renovable.

18

Norma/Tipo-ámbito

Relacionada con energía renovable

Si No Ley 142 de 1994 Por la cual se establece el régimen de los servicios públicos domiciliarios y se dictan otras disposiciones

X

Ley 143 de 1994 Por la cual se establece el régimen para la generación, interconexión, transmisión, distribución y comercialización de electricidad en el territorio nacional.

X

Ley 286 de 1996 Por la cual se modifican parcialmente las Leyes 142 y 143 de 1994

X

Ley 697 de 2001 Mediante la cual se fomenta el uso racional y eficiente de la energía, se promueve la utilización de energías alternativas y se dictan otras disposiciones.

X

Ley 1665 de 2013 Por medio de la cual se aprueba el “Estatuto de la Agencia Internacional de Energías Renovables -IRENA”,

X

Ley 629 de 2000 Por medio de la cual se aprueba el "Protocolo de Kyoto de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático"

X

Ley 1715 de 2014 Por medio de la cual se regula la integración de las energías renovables no convencionales al Sistema Energético Nacional.

X

Ley 788 de 2002 Por la cual se expiden normas en materia tributaria y penal del orden nacional y territorial y se dictan otras disposiciones.

x

Resolución 1283 de 2016 Por la cual se establece el procedimiento y requisitos para la expedición de la certificación de beneficio ambiental por nuevas inversiones en proyectos FNCER y gestión eficiente de la energía, para obtener los beneficios tributarios de la Ley 1715 de 2014 y se adoptan otras determinaciones.

X

Decreto 2143 de 2015 Por el cual se adiciona el Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y energía en lo relacionado con la definición de los lineamientos para la aplicación de los incentivos establecidos en el Capítulo III de la Ley 1715 de 2014.

X

Resolución UPME 0520 de 2007 Por la cual se establece el registro de proyectos de generación con el cual deben ser registrados los proyectos de generación y cogeneración de energía eléctrica a operar en el sistema interconectado nacional.

X

Resolución 638 de 2007 Por medio de la cual se modifica el artículo 4° y anexos 1, 2 y 3 y se adicionan dos artículos a la Resolución UPME número 0520 del 9 de octubre de 2007.

X

Resolución 0563 de 2012 Por la cual se establece el procedimiento y los requisitos para obtener la exclusión de impuestos sobre las ventas IVA y/o reducción en la renta de elementos, equipos y maquinaria destinados a proyectos, programas o actividades de reducción en el consumo de energía y eficiencia energética.

X

Resolución número 143 de 2016 Por la cual se modifica el artículo quinto y se adicionan artículos y anexos a la Resolución UPME 0520 de 2007.

X

Resolución CREG 024 de 2015 Por la cual se regula la actividad de autogeneración a gran escala en el Sistema Interconectado Nacional (SIN).

X

Resolución CREG 030 de 2018 Por la cual se regulan las actividades de autogeneración a pequeña escala y de generación distribuida en el Sistema Interconectado Nacional.

X

Tabla 2. Normograma marco normativo y energías renovables

Fuente: Elaboración propia.

19

3.1 Ley 1715 de 2014

El Ministerio de Minas y Energía suscribió la Ley 1715 de 2014 mediante la cual

pretende armonizar e integrar la utilización de fuentes no convencionales de

energía al sistema energético nacional. Teniendo como prioridad aquellas de

carácter renovable. La Ley 1714 de 2015 tiene por objeto promover el desarrollo y

la utilización de las fuentes no convencionales de energía –FNCE-, principalmente

aquellas de carácter renovable, en el Sistema Energético Nacional, mediante su

integración al mercado eléctrico, su participación en las Zonas No Interconectadas

–ZNI y en otros usos energéticos corno medio necesario para el desarrollo

económico sostenible, la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y

la seguridad del abastecimiento energético (Congreso de la República, 2014).

Con este fin, el gobierno colombiano se dio a la tarea de definir los instrumentos

tributarios, contables y arancelarios con el objetivo de incentivar la inversión en

este tipo de proyectos, así mismo ha creado diferentes fondos, instituciones,

entidades nacionales y bases legales que ayuden a implementar este tipo de

proyectos. La ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. muestra la f

inalidad de la ley 1715 del 2014 para el fomento de las FNCER:

Figura 1. Finalidad de la ley 1715 de 2014.

Fuente: Jornada de reencuentro – 20 años, UPME 2014.

Competencias administrativas

El gobierno nacional mediante la Ley 1715 de 2014 delegó las distintas

competencias administrativas a distintas entidades estatales las cuales serán de

20

vital importancia para la aplicación de los beneficios y bondades de la ley a su vez

cada entidad estará encargada de expedir las reglamentaciones expedidas en

cumplimiento de dichas competencias.

- Ministerio de Minas y Energía –MME- - Comisión de Regulación de Energía y Gas –CREG– - Unidad de Planeación Minero Energética –UPME– - Ministerio de Hacienda y Crédito Público - Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible - Autoridad Nacional de Licencias Ambientales - Corporaciones Autónomas Regionales

Promoción

El Gobierno Nacional promoverá la generación con FNCE y la gestión eficiente de

la energía mediante la expedición de los lineamientos de política energética,

regulación técnica y económica, beneficios fiscales, campañas publicitarias y

demás actividades necesarias conforme a las competencias y principios

establecidos en esta ley y la Ley 142 y143 de 1994. (Congreso de la República,

2014)

Figura 2. Promoción de la autogeneración y la generación distribuida.

Fuente: Jornada de reencuentro – 20 años, UPME 2014.

3.1.1 Beneficios de la Ley 1715 de 2014

El gobierno nacional mediante la Ley 1715 de 2014 busca incentivar la puesta en

marcha de nuevos proyectos de generación de energía a partir de fuentes no

21

convencionales; todo esto a partir de incentivos a la investigación, desarrollo de

nuevas tecnologías y mejoras en el uso racional y eficiente de la energía. Los

emprendedores y empresarios colombianos son los más beneficiados con la

promulgación de esta ley, pues el estado pondrá a su disposición cuatro beneficios

tributarios si deciden emprender proyectos utilizando fuentes alternativas de

energía.

Tributarios

Deducción especial en el impuesto sobre la renta

En conformidad a los siguientes ítems: Artículo 11 de la Ley 1715 de 2014 y al

Artículo 2.2.3.8.2.1. del Decreto 2143 de 2015 (Decreto 1073 de 2015).

“Los obligados a declarar renta tendrán derecho a reducir anualmente de su renta,

por los 5 años siguientes al año gravable en que hayan realizado la inversión, el

cincuenta por ciento (50%) del valor total de la inversión realizada. El valor a

deducir por este concepto, en ningún caso podrá ser superior al 50% de la renta

líquida del contribuyente determinado antes de restar el valor de la inversión”.

(Congreso de la república, 2014)

Exclusión del IVA en productos y servicios

En conformidad a los siguientes ítems: Artículo 12 de la Ley 1715 de 2014.

Artículo 2.2.3.8.3.1 del Decreto 2143 de 2015 (Decreto 1073 de 2015).

Los equipos, elementos, maquinaria y servicios nacionales o importados que se

destinen a la pre-inversión e inversión, para la producción y utilización de energía

a partir de las fuentes no convencionales, así como para la medición y evaluación

de los potenciales recursos estarán excluidos de IVA. Para tal efecto, el Ministerio

de Medio Ambiente certificará los equipos y servicios excluidos del gravamen, con

base en una lista expedida por la UPME. (Congreso de la república, 2014)

Exclusión del gravamen arancelario

En conformidad a los siguientes ítems: Artículo 13 de la Ley 1715. Decreto 2143

de 2015 Arts. 2.2.3.8.4.1.

Las personas naturales o jurídicas que a partir de la vigencia de la presente ley

sean titulares de nuevas inversiones en nuevos proyectos de FNCE gozarán de

exención del pago de los Derechos Arancelarios de Importación de maquinaria,

equipos, materiales e insumos destinados exclusivamente para labores de pre-

inversión y de inversión de proyectos con dichas fuentes. Este beneficio

arancelario será aplicable y recaerá sobre maquinaria, equipos, materiales e

insumos que no sean producidos por la industria nacional y su único medio de

adquisición esté sujeto a la importación de los mismos. (Congreso de la república,

2014)

22

Contables

Depreciación acelerada

En conformidad a los siguientes ítems: Artículo 14 de la Ley 1715de 2014.

Artículo 2.2.3.8.5.1. del Decreto 2143 de 2015 (incorporado al Decreto 1073 de

2015).

La depreciación acelerada será aplicable a las maquinaras, equipos y obras civiles

necesarias para la pre-inversión, inversión y operación de la generación con

FNCE, que sean adquiridos y/o construidos, exclusivamente para ese fin, a partir

de la vigencia de la presente 1ey. Para estos efectos, la tasa anual de

depreciación será no mayor de veinte por ciento (20%) como tasa global anual. La

tasa podrá ser variada anualmente por el titular del proyecto, previa comunicación

a la DIAN, sin exceder el límite señalado en este artículo, excepto en los casos en

que la ley autorice porcentajes globales mayores. (Congreso de la república, 2014)

3.2 Resolución CREG 030

Por medio de la Resolución GREG 030 de 2018 se definieron las reglas para que

los usuarios puedan producir y vender energía eléctrica al Sistema Interconectado

Nacional –SIN integrando la autogeneración a pequeña escala (AGPE) y la

generación distribuida (GD). (CREG, 2018)

3.2.1 Condiciones para la integración

Determina las condiciones para la integración a la red de la autogeneración y la

generación distribuida al SIN, determinando estándares técnicos para realizar la

conexión en el Nivel 1 de tensión para lo cual el GD o AGPE deberá verificar en la

página web del operador de red, que la red a la que se desea conectar tenga

disponibilidad y cumpla con:

a) La sumatoria de la potencia instalada de los GD o AGPE que entregan energía a

la red debe ser igual o menor al 15% de la capacidad nominal del circuito,

transformador o subestación donde se solicita el punto de conexión. La capacidad

nominal de una red está determinada por la capacidad del transformador.

b) La cantidad de energía en una hora que pueden entregar los GD o AGPE que

entregan energía a la red, cuyo sistema de producción de energía sea distinto al

compuesto por fotovoltaico sin capacidad de almacenamiento, conectados al

mismo circuito o transformador del nivel de tensión 1, no debe superar el 50% de

promedio anual de las horas de mínima demanda diaria de energía registradas

para el año anterior al de solicitud de conexión.

c) La cantidad de energía en una hora que pueden entregar los GD o AGPE que

entregan energía a la red, cuyo sistema de producción de energía sea el

compuesto por fotovoltaico sin capacidad de almacenamiento, conectados al

mismo circuito o transformador del nivel de tensión 1, no debe superar el 50% de

promedio anual de las horas de mínima demanda diaria de energía registradas

23

para el año anterior al de solicitud de conexión en la franja horaria comprendida

entre 6 am y 6 pm.

Además, determina que los operadores de red deben disponer de información

suficiente para que un autogenerador a pequeña escala –AGPE o un Generador

distribuido –GD conozcan el estado de la red y las características básicas del

punto de conexión deseado.

3.2.2 Alternativas de entrega de los excedentes de AGPE

Un AGPE que utiliza FNCER podrá entregar sus excedentes de acuerdo con lo

siguiente:

a) A un comercializador que atiende mercado regulado, directamente sin

convocatoria pública, siempre y cuando no exista relación de control entre el

comprador y el vendedor, entendido este en los términos del numeral 4 del

artículo 45 del Decreto 2153 de 1992. En este caso, el precio máximo de venta es

el precio definido en el Artículo 17 de la Resolución CREG 030 de 2018.

b) A generadores o comercializadores que destinen dicha energía a la atención

exclusiva de usuarios no regulados. En este caso, el precio de venta es pactado

libremente.

c) Al comercializador integrado con el OR, quien está obligado a recibir los

excedentes ofrecidos. En este caso, el precio de venta es el precio definido en el

Artículo 17 de la Resolución CREG 030 de 2018.

3.2.3 Reconocimiento de excedentes de AGPE que utiliza FNCER

Al cierre de cada periodo de facturación, los excedentes se reconocerán como

créditos de energía al AGPE que utiliza FNCER de acuerdo con las siguientes

reglas:

Para AGPE con capacidad instalada menor o igual a 0,1 MW:

a) Los excedentes que sean menores o iguales a su importación serán

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

de facturación.

Por estos excedentes, el comercializador cobrará al AGPE por cada kWh el costo

de comercialización que corresponde al componente Cvm,i,j, de la Resolución 119

de 2007 o aquella que la modifique o sustituya.

b) Los excedentes que sobrepasen su importación de energía eléctrica de la

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

energía correspondiente.

Esta resolución aplica a los autogeneradores a pequeña escala y generadores

distribuidos conectados al SIN, a los comercializadores que los atienden, a los

operadores de red y transmisores nacionales. También aplica a las conexiones de

24

los autogeneradores a gran escala mayores a 1 MW y menores o iguales 5 MW

(CREG, 2018)

CAPÍTULO 4 Metodología

En el presente capítulo se muestran las 4 fases que se estructuraron y llevaron a

cabo para cumplir de manera satisfactoria con los objetivos propuestos por el

presente estudio.

Posteriormente, se enlistan los contenidos de estas 4 fases.

4.1 Investigación y caracterización del consumo de energía por parte

de pequeñas empresas

Para el presente ítem se parte de una encuesta dirigida al sector de las Mypimes

la cual permite establecer los hábitos de consumo, costos de facturación,

conocimiento de las leyes que incentivan la implementación de FNCER,

participación en este tipo de proyectos, conocimiento de la Ley 1715 de 2014 y la

disposición para realizar inversiones en proyectos que involucren FNCER.

Adicionalmente, por medio de la identificación de cargas instaladas en un sector

de una empresa ubicada en la ciudad de Bogotá, se creará una identificación

preliminar del perfil de carga de una empresa, que posteriormente será

plenamente identificado por medio de mediciones de tensión, corriente, potencia y

energía con la ayuda de un Analizador de Redes PQA.

4.2 Diseño de escenarios y estimación de la energía generada los

sistemas propuestos

Una vez caracterizado el perfil de carga y el consumo de energía, se procede a

estimar cuales son las mejores opciones para plantear una solución energética

basada en energía solar fotovoltaica, todo esto con el fin de plantear tres (3)

escenarios, los cuales serán diseñados y descritos técnicamente, evaluando las

condiciones de radiación, temperatura y posicionamiento geográfico presentadas

en la ciudad de Bogotá.

Posterior a esto, se realiza la estimación de la producción de energía de cada uno

de los escenarios teniendo en cuenta las condiciones de la ciudad de Bogotá

como se mencionó anteriormente.

4.3 Análisis económico de las soluciones planteadas

Teniendo definidos los diseños de cada uno de los escenarios, se realizan los

respectivos presupuestos para cada uno de ellos, definiendo los costos asociados

25

a los estudios, materiales, instalación, administración, imprevistos y utilidades de

los sistemas.

Posteriormente, se procede a realizar el respectivo flujo de caja con el fin de

determinar la TIR y la viabilidad económica del proyecto, teniendo en cuenta los

beneficios establecidos por la Ley 1715 de 2014, el reconocimiento de la energía

generada por parte del operador de red y dado el caso, los excedentes entregados

a la red según los parámetros establecidos en el Artículo 17 de la Resolución

CREG 030 de 2018.

4.4 Elaboración de un documento guía para la formulación y

estructuración de proyectos que puedan acceder a los incentivos que

ofrece la ley 1715 de 2014

Se delimitan a nivel técnico, económico, ambiental y legal los lineamientos básicos

requeridos para implementar sistemas de generación solar fotovoltaica en

pequeñas empresas bogotanas, con el fin de acceder a los incentivos tributarios

de la Ley 1715 de 2014. Todo esto teniendo en cuenta las regulaciones actuales

del mercado y los trámites y permisos que se deben obtener ante las distintas

entidades encargadas de esta serie de proyectos.

Por último, se llega al último objetivo del trabajo propuesto, la elaboración de un

documento guía que permita a las pequeñas empresas de Bogotá conocer,

plantear, formular, estructurar y -de ser posible- inscribir un proyecto ante la UPME

que se haga acreedor a los beneficios tributarios otorgados por la Ley 1715 de

2014. Dicha guía contiene los pasos necesarios para elaborar un proyecto

rentable, realizable y que contenga todos los requerimientos establecidos para

lograr la consecución de un proyecto de generación de energía eléctrica a partir de

FNCER.

4.5 Diagrama de metodología

Finalmente, se sintetiza la metodología por medio de un diagrama como se puede

ver en la figura 3.

26

Figura 3. Diagrama de la metodología.

Fuente: Elaboración propia

Metodología

Caracterización del consumo de energía de

pequeñas empresas

Aplicación del estudio a una empresa de la

ciudad de Bogotá

Mediciones de energía

Caracterización de las

cagas

Análisis de encuesta

realizada al sector

empresarial

Diseño de escenarios que puedan satisfacer la demanda determinada

Diseño técnico

Planteamiento de las

potencias pico de cada uno

de los escenarios

Diseño a partir de la radiación,

temperatura y ubicación geográfica.

Estimación de la producción de energía de

cada escenario

Análisis económico

Presupuestos

Costos de estudios,

materiales, instalación

, A.I.U.

Flujos de caja

Análisis de TIR, VPN y

PAYBACK

Documento guía

Lineamientos básicos

Técnicos Ambientales Económicos Legales

27

CAPÍTULO 5 Planteamiento del estudio

5.1 Desarrollo de la investigación y caracterización del consumo de

energía por parte de pequeñas empresas.

Para el desarrollo de la parte inicial se toma como referencia la encuesta realizada

entre el mes de abril y el mes de agosto del año 2017, por el ingeniero Aneider

Angulo, la cual permite delimitar el área de trabajo a la cual se enfoca el presente

proyecto. Dicha encuesta se “dirigido a los empresarios del sector manufactura

perteneciente a la Sección C -Industrias Manufactureras del CIIU, que

representa las industrias de fabricación y elaboración desde productos

alimenticios, químicos, textiles, calzado, autopartes, papelería, metalúrgico,

refinería de petróleo con sus derivados, caucho, plásticos, productos informáticos

y electrónicos, entre otros (Angulo, 2017, pág. 58)”. En esta encuesta se enviaron

6586 formularios, de los cuales se obtuvieron 242 respuestas de empresas

colombianas, en el formulario se solicitaba información a cada una de las

empresas acerca del sector económico al que pertenece la empresa (bienes o

servicios), consumo de energía eléctrica, costos de facturación, si los costos de la

energía eléctrica inciden en el costo final del bien o servicio que presta la

empresa, se solicita información de igual manera sobre el conocimiento, desarrollo

o interés por desarrollar proyectos con FNCER, adicionalmente, cuestiona si existe

o no conocimiento de la Ley 1715 de 2014 y sus beneficios (Angulo, 2017).

Teniendo en cuenta los “criterios para clasificación de las mipymes en Colombia”

(Melo & Fonseca, 2014, pág. 299), según la Ley 905 de 2004, las pequeñas

empresas tienen entre 11 y 50 empleados. Por lo tanto, este estudio se desarrolla

de acuerdo a la información proporcionada en la encuesta por este grupo de

empresas, las cuales equivalen a un 27,3 % (66 empresas) del total de empresas

encuestadas.

Se enlistan las preguntas que hacen parte de la encuesta y que son tomadas en

cuenta al momento de definir los escenarios a desarrollar en el presente estudio.

1. ¿En qué sector de la economía está su empresa?

De acuerdo con los resultados obtenidos por la encuesta que se toma como

referencia, el sector económico de las Mipymes, constituidas por las micros,

pequeñas y medianas definidas por el número de personas que las conforman,

dicha encuesta también cuenta con un pequeño sector conformado por grandes

empresas. Siendo el sector de las micro empresas y los servicios el predominante

se deriva así el primer frente que se debe atender de acuerdo a un mercado

potencial. Analizando esto junto con la predisposición de los sectores

empresariales de conocer e invertir en proyectos que involucren FNCER se realiza

un filtro que ayude a potencializar el éxito de la guía.

28

Gráfico 5, Resultados encuesta, Pregunta 1. Fuente: Elaboración propia con base en encuesta de: (Angulo, 2017)

2. ¿Cuánto es el consumo promedio mensual de energía eléctrica que tiene

su empresa?

A la hora de conocer el consumo promedio mensual por parte de las empresas

encuestadas predomina el consumo más bajo en las micro empresas y este va

aumentado en función del tamaño de la empresa. Dicho esto, se propone realizar

tres (3) escenarios los cuales puedan cubrir las necesidades energéticas de una

parte de la empresa y que tengan una viabilidad técnica, económica y financiera.

Gráfico 6. Consumo de energía eléctrica en las Mipymes.

Fuente: Elaboración propia con base en encuesta de: (Angulo, 2017)

3. ¿Cuánto es el costo de facturación del consumo mensual de energía

eléctrica en su empresa?

29

Gráfico 7. Costo de facturación mensual aproximado de las Mipymes Fuente: Elaboración propia con base en encuesta de: (Angulo, 2017)

Teniendo los valores de la facturación de las empresas encuestadas se puede

verificar el impacto que van a tener los modelos planteados tanto en la facturación

como en el periodo de retorno de inversión del proyecto una vez sea instalado

alguno de los 3 modelos planteados para cada escenario y verificando cuál de los

3 es el más factible económicamente hablando.

4. ¿Los costos de energía eléctrica que su empresa consume inciden

considerablemente en el valor del bien y/o servicio que produce o presta?

La incidencia o impacto que tiene el coste de la energía eléctrica se hace

fundamental en las empresas, teniendo en cuenta que se están manejando

micros, pequeñas y medianas empresas el costo mensual de la energía incide

directamente en las utilidades de la empresa, teniendo esto en cuenta se pretende

a través del modelo más adecuado mejorar la rentabilidad de los productos y/o

servicios de la empresa.

30

Gráfico 8. Incidencia consumo de energía en la producción de la empresa. Fuente: Elaboración propia con base en encuesta de: (Angulo, 2017)

5. ¿Ha participado en proyectos que involucren energías renovables?

¿Si la respuesta es No, por qué no ha podido participar?

El porcentaje de empresas que conocen y han participado en iniciativas que

involucran las FNCER es muy bajo, sin embargo, la predisposición a tener una

fuente sustentable y gratuita de energía es considerable; esto reforzado con una

solvencia económica de los proyectos es el recurso principal para realizar cartilla

que pretende desarrollar el presente proyecto la cual servirá como guía para que

un proyecto que involucre energía solar fotovoltaica sea el aliciente para que los

empresarios se animen a realizar inversiones en FNCER.

Gráfico 9. Participación de las Mipymes en proyectos FNCER Fuente: Elaboración propia con base en encuesta de: (Angulo, 2017)

31

¿Si la respuesta es No, por qué no ha podido participar?

Gráfico 10. Motivos e inconvenientes de las Mipymes sobre la participación en proyectos de

FNCER. Fuente: Elaboración propia con base en encuesta de: (Angulo, 2017)

6. ¿Conoce la ley 1715 de 2014? (Angulo, 2017)

El desconocimiento de la Ley 1715 de 2014 sumado al agrado de la idea de

generar energía eléctrica para el consumo propio son un factor determinante que

impulsa la formulación de proyectos de este tipo para las pequeñas empresas

como lo acota el presente proyecto. En respuesta a estos acontecimientos se

pretende de igual manera dar una guía clara, rentable y acertada para la

planificación, diseño, inscripción ante la UPME y ejecución de un proyecto solar

fotovoltaico en la ciudad de Bogotá.

Gráfico 11.Conocimientos sobre las bondades de la Ley 1715 de 2014 por parte de las Mipymes.


32

7. ¿Le gustaría generar su propia energía con el fin de disminuir los costos de

su factura? (Angulo, 2017)

Gráfico 12. Empresas interesadas en reducir costos de energía eléctrica.


8. ¿Su empresa está dispuesta a invertir en la estructuración, formulación y

presentación de un proyecto para generar su propia energía con fuentes

renovables no convencionales el cual debe ser aprobado con el fin de

acceder a los incentivos tributarios que ofrece la Ley 1715 de 2014?

Gráfico 13. Empresas dispuestas en presentar ante la UPME proyectos que accedan a los

beneficios de la Ley 1715 de 2014. Fuente: Elaboración propia con base en encuesta de: (Angulo, 2017)

5.1.1 Aplicación del estudio en una empresa de la ciudad de Bogotá

Derivado de la encuesta mencionada anteriormente, Croydon Colombia S.A., una

importante empresa del sector textil, manifestó su interés en desarrollar proyectos

solares fotovoltaicos que permitan reducir el pago en la facturación de la energía

33

eléctrica y de igual manera acceder a los beneficios tributarios otorgados por la

Ley 1715 de 2014 expuestos por los desarrolladores del presente proyecto en

conjunto con el autor de la encuesta realizada (Angulo, 2017), con el

acompañamiento institucional por parte del Director del presente proyecto de

grado.

El área de proyectos de la empresa autorizó el acceso y reconocimiento de las

instalaciones eléctricas, en este reconocimiento se lograron identificar posibles

áreas para la implementación de un proyecto solar fotovoltaico. Hecho esto, se

hace el reconocimiento de las cargas que tiene este sector de su industria con el

objetivo de plantear el proyecto piloto, el cual servirá como base de estudio para la

viabilidad técnica y económica de desarrollar un proyecto de generación a partir de

paneles solares fotovoltaicos.

En primera instancia, se realizó la identificación de las cargas que serían

alimentadas por el sistema solar fotovoltaico, tomando la iluminación de cuatro

áreas, un pasillo y una batería de baños. Adicionalmente, se alimentaria del mismo

modo diferentes electrodomésticos; Todas las cargas se encuentran depositadas

en la Tabla 3 con la estimación del número de horas de uso, la potencia por

elemento y la energía estimada que consumen los elementos en un día.

Área Tipo Potencia Unit (W)

Cantidad Potencia

Total (W)

Horas de uso diario

Consumo diario de Energía

(Wh)

Showroom Luminarias 32 16 512 10 5.120

Cafetería

Luminarias 32 2 64 10 640

Luminaria LED 9 2 18 10 180

Horno Microondas

1.000 4 4.000 1 4.000

Nevera 110 1 110 24 2.640

Greca 700 1 700 6 4.200

Ventas Nacionales

Luminarias 32 19 608 10 6.080

Ventas por Catalogo

Luminarias 32 14 448 10 4.480

Pasillo Luminaria LED 75 8 600 4 2.400

Baño Luminarias 32 8 256 14 3.584

Tabla 3. Cuadro de cargas Fuente: Elaboración propia con base en la visita a las instalaciones de Croydon Colombia S.A.

34

Con el objetivo de obtener un perfil de la carga con alto nivel de exactitud, se

utilizó un Analizador de Redes PQA 824, el cual se puede visualizar en la Figura 4.

Este analizador permite la visualización en tiempo real de parámetros como

Tensiones, Corrientes, Potencias, Energías, Cosϕ, entre otros. Adicionalmente

cuenta con una capacidad de memoria de 3 meses con 251 parámetros, todo esto

bajo el cumplimiento de las normas de seguridad IEC / EN61010-1, seguridad de

accesos de medida IEC / EN61010-031, IEC / EN61010-2-032, con una categoría

de sobre tensión CAT IV 600V respecto Tierra, max 1000V entre entradas.

Proporcionado por los laboratorios de la facultad de ingeniería de la universidad

Distrital Francisco José de Caldas para realizar mediciones de tensión, corriente,

potencia y energía por un periodo de ocho (8) días, obteniendo así el perfil de

carga que se muestra en Figura 5.

Figura 4. Analizador de redes PQA 824. Fuente: (HT, 2017)

Con el objetivo de seguir los protocolos de seguridad de la empresa, la conexión

fue realizada por el personal especializado en electricidad de Croydon, bajo la

dirección y supervisión de los autores. El analizador de red configurado para una

conexión trifásica se instaló en el tablero de donde se derivaban los circuitos de

las cargas seleccionadas, realizando el posterior cerramiento y señalización como

se muestra en la siguiente figura.

35

Figura 5. Mediciones realizadas en Croydon Colombia S.A.


A partir de las mediciones realizadas con el analizador de redes, el cual entrega

datos de potencia de cada una de las fases monitoreadas, se presenta el perfil de

carga de cada una de las fases, tanto para un día regular entre los días del lunes

al viernes, como para el día sábado y domingo. En el Gráfico 14 se muestra la

potencia a través de las veinticuatro (24) horas del día, lo que reflejaría la energía

consumida un día típico entre el lunes y el viernes en la llamada “Fase A”. De igual

manera, en el mismo gráfico mencionado anteriormente se puede apreciar que

existe una potencia máxima cercana a los 870 W, pero que hacia el mediodía y en

las horas de la tarde la demanda se disminuye alcanzando una potencia pico de

670 W aproximadamente.

36

Gráfico 14. Consumo día típico entre semana, Fase A. Fuente: Elaboración propia con base en mediciones realizadas

Se puede observar también el día típico entre el lunes y el viernes de la “Fase B”

en el Gráfico 15, aquí se aprecia que existe un máximo en la potencia demandada

en 2000 W aproximadamente, y su vez en las horas de la mañana, existe una

potencia menor de 1070 W aproximadamente.

Gráfico 15. Consumo día típico entre semana, Fase B. Fuente: Elaboración propia con base en mediciones realizadas

De igual manera, en el Gráfico 16 se presenta el día típico entre el lunes y el

viernes para la “Fase C”. En esta fase se puede visualizar un perfil de carga

mucho más uniforme con una potencia máxima de 792 W aproximadamente.

0

200

400

600

800

1000

12

:00

12

:48

1:3

6

2:2

43

:12

4:0

0

4:4

8

5:3

6

6:2

4

7:1

2

8:0

08

:48

9:3

6

10

:24

11

:12

12

:00

12

:48

13

:36

14

:24

15

:12

16

:00

16

:48

17

:36

18

:24

19

:12

20

:00

20

:48

21

:36

22

:24

23

:12

Po

ten

cia

(W

)Día típico entre el lunes y el viernes Fase A

0

500

1000

1500

2000

2500

12

:00

12

:48

1:3

6

2:2

43

:12

4:0

0

4:4

8

5:3

6

6:2

4

7:1

2

8:0

08

:48

9:3

6

10

:24

11

:12

12

:00

12

:48

13

:36

14

:24

15

:12

16

:00

16

:48

17

:36

18

:24

19

:12

20

:00

20

:48

21

:36

22

:24

23

:12

Po

ten

cia

(W)

Día típico entre el lunes y el viernes Fase B

37

Gráfico 16. Consumo día típico entre semana, Fase C. Fuente: Elaboración propia con base en mediciones realizadas

Para el día sábado, se tiene que en la Fase A solo se presenta consumo en las

horas de la madrugada como se puede ver en el Gráfico 17, para esta fase, en

este día se tiene una potencia pico de 870 W aproximadamente.

Gráfico 17. Consumo típico día sábado Fase A. Fuente: Elaboración propia con base en mediciones realizadas

En cuanto a la Fase B del día sábado, la cual se muestra en el Gráfico 18, se

refleja que tiene un consumo considerable en las horas de la mañana hasta el

mediodía, con una potencia pico de 930 W aproximadamente.

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

12

:00

12

:47

1:3

42

:21

3:0

83

:55

4:4

25

:29

6:1

67

:03

7:5

08

:37

9:2

41

0:1

11

0:5

81

1:4

51

2:3

21

3:1

91

4:0

61

4:5

31

5:4

01

6:2

71

7:1

41

8:0

11

8:4

81

9:3

52

0:2

22

1:0

92

1:5

62

2:4

32

3:3

0

Po

ten

cia

(W)

Día típico entre el lunes y el viernes Fase C

0

200

400

600

800

1000

12

:00

12

:48

1:3

6

2:2

43

:12

4:0

0

4:4

8

5:3

6

6:2

4

7:1

2

8:0

08

:48

9:3

6

10

:24

11

:12

12

:00

12

:48

13

:36

14

:24

15

:12

16

:00

16

:48

17

:36

18

:24

19

:12

20

:00

20

:48

21

:36

22

:24

23

:12

Po

ten

cia

W

Sábado Fase A

38

Gráfico 18. Consumo típico día sábado Fase B. Fuente: Elaboración propia con base en mediciones realizadas

En cuanto a la Fase C, en el día sábado tiene un consumo prolongado en las

horas de la mañana como se puede observar en el Gráfico 19, con una potencia

máxima de 780 W aproximadamente.

Gráfico 19. Consumo típico día sábado Fase C. Fuente: Elaboración propia con base en mediciones realizadas

En el Gráfico 20 en la sección a, b y c se encuentran los datos recolectados de

potencia a través de las 24 horas del día domingo de las fases A, B y C

respectivamente, aquí se puede constatar que el día domingo no se tuene ningún

consumo en las zonas de estudio.

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

12

:00

12

:48

1:3

6

2:2

43

:12

4:0

0

4:4

8

5:3

6

6:2

4

7:1

2

8:0

08

:48

9:3

6

10

:24

11

:12

12

:00

12

:48

13

:36

14

:24

15

:12

16

:00

16

:48

17

:36

18

:24

19

:12

20

:00

20

:48

21

:36

22

:24

23

:12

Po

ten

cia

(W)

Sábado Fase B

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

12

:00

12

:47

1:3

42

:21

3:0

83

:55

4:4

25

:29

6:1

67

:03

7:5

08

:37

9:2

41

0:1

11

0:5

81

1:4

51

2:3

21

3:1

91

4:0

61

4:5

31

5:4

01

6:2

71

7:1

41

8:0

11

8:4

81

9:3

52

0:2

22

1:0

92

1:5

62

2:4

32

3:3

0

Po

ten

cia

(W)

Sábado Fase C

39

Gráfico 20. Consumo típico día domingo Fases A, B y C. Fuente: Elaboración propia con base en mediciones realizadas

5.1.2 Escenarios propuestos

Teniendo en cuenta la encuesta mencionada anteriormente y la recopilación de

datos de los perfiles de carga mostrados en el anterior numeral, se proponen los

siguientes escenarios con el fin de plantear soluciones que permitan generar parte

de la energía demandada por una empresa pequeña, tomando como caso de

estudio, la pequeña área de la compañía Croydon S.A. la cual cuenta con cargas

de iluminación, hornos microondas, cafeteras, cargas que se podrían encontrar

fácilmente en cualquier empresa pequeña del sector industrial dedicada al prestar

un servicio o desarrollo de bienes.

El primer escenario que se plantea es de 3.662 Wp el cual se obtiene de la

potencia trifásica máxima que se presenta en durante los días típicos entre los

días lunes al viernes mencionado anteriormente y a su vez este escenario cubriría

la potencia trifásica del sábado que es menor.

El segundo escenario que se plantea es de 2.532 Wp que se obtiene de la

potencia trifásica mínima que se presenta en durante los días típicos entre los días

lunes al viernes mencionado anteriormente.

El tercer escenario fue determinado a partir del consumo de energía declarado por

las empresas que respondieron a las encuestas, específicamente los resultados

de la pregunta 2 especificados en la Gráfica 6 donde se puede observar que la

mayoría de empresas pequeñas tienen un consumo de 800 kWh en un mes, por lo

tanto, para satisfacer este consumo se debe instalar un sistema solar fotovoltaico

con una capacidad instalada de 7,62 kWp. Esta capacidad instalada se determinó

de la siguiente manera:

40

Ecuación 1. Consumo diario.

800 𝑘𝑊ℎ 𝑚𝑒𝑠

30 𝑑í𝑎𝑠= 26,6 𝑘𝑊ℎ 𝑑í𝑎 (1)

Ecuación 2. Potencia pico a instalar.

26,6 𝑘𝑊ℎ 𝑑í𝑎

3,5 ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑟𝑎𝑑𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑖𝑎𝑟𝑖𝑎= 7,62 𝑘𝑊𝑝 (2)

La ecuación 2 en donde se calcula potencia pico a instalar fue hecha con base en

los datos del Atlas de radiación solar del IDEAM (UPME & IDEAM, Atlas de

Radiación Solar de Colombia, 2005), para la ciudad de Bogotá tomando el

escenario de radiación más baja a través de los 12 meses del año, el cual se

presenta en el mes de mayo y es de 3,5 horas de radiación estándar.

5.2 Diseño soluciones para los escenarios propuestos y análisis

económico para las mismas

Para el diseño y evaluación de los distintos escenarios se seleccionaron los

materiales de acuerdo con un análisis técnico y económico de los equipos

existentes en el mercado colombiano.

Panel LX-250P

Rated power Pmpp [Wp] 250,00

Pmpp range from 250,00

Pmpp range to 256.49

Rated current Impp [A] 8,14

Rated voltage Vmpp [V] 30.75

Short-circuit current Isc [A] 8,59

Open-circuit voltage Uoc [V]

37,31

Efficiency at STC 15,38%

Efficiency at 200 W/𝒎𝟐 14,94

NOCT [°C] 45±2°C

Temperature coefficient [V] -0,32%/°C

Temperature coefficient [I] 0.05%/°C

Temperature coefficient [P] -0,45%/°C

Tabla 4. Características técnicas panel seleccionado. Fuente: (Luxor Solar)

41

Micro Grid Tie Inverter IP65

Mecommended PV Modules 300W X 4 sets

Maximum DC input Range 50V

MPPT Voltage Range 14-20V / 25-40V

Operation Voltage Range 10,5-30V / 22-50V

Individual Circuit Maximum Input Current 20A

Tabla 5. Características técnicas inversor seleccionado.

(Greenenergy Star, sf)

A partir de esto se decidieron utilizar para las soluciones del presente proyecto los

paneles policristalinos del fabricante Luxor Solar, específicamente la referencia

“ECO LINE P60/250 W”. Del mismo modo se seleccionó el inversor “1200W MPPT

Solar Micro Grid Tie Inverter IP65”, el cual tiene capacidad para conectar hasta

cuatro paneles. Anteriormente, se presentaron las características técnicas de cada

uno de estos equipos en las tablas 4 y 5, donde se puede determinar que son

compatibles en cuanto a los parámetros técnicos decisivos para su conexión.

Dado que los datos del panel ofrecidos por el fabricante, están relacionados con

valores estándar que en muchas de las ocasiones no corresponden con los

valores que se encuentran en el lugar de instalación, es necesario realizar la

respectiva corrección de temperatura. Teniendo en cuenta las características del

panel presentadas en la tabla 4, y haciendo uso de la ecuación 3 se logra

encontrar la temperatura de la celda para posteriormente verificar las pérdidas del

sistema asociadas a altas temperaturas. Dado a que el caso de estudio se

encuentra ubicado en la ciudad de Bogotá, se toma 25,1 grados centígrados dado

a que esta temperatura es la más alta que se ha registrado en la ciudad según el

IDEAM (IDEAM, 2017).

Ecuación 3.Temperatura de la celda.

Tc(TAx,Gx) = TAx + (NOTC−20°C

800W/𝑚2 ) Gx (3)

Dónde:

TC = Temperatura de la celda.

TAx = Temperatura ambiente para la corrección.

NOCT = Temperatura normal de operación de la celda.

Gx = Radiación solar

Ecuación 4. Temperatura de la celda a 25,1 ºC.

𝐓𝐜(𝟐𝟓,𝟏°𝐂,𝟏𝟎𝟎𝟎𝐖/𝐦𝟐) = 25,1°C + (45°C − 20°C

800W𝑚2

) (1000W

𝑚2) = 𝟓𝟔, 𝟑𝟓 °𝐂

(4)

Luego la diferencia de temperatura será:

Ecuación 5.Delta de temperatura.

∆𝑻 = 56,35°𝐶 − 25°𝐶 = 𝟑𝟏, 𝟑𝟓°𝑪 (5)

42

Corrección del Voltaje de Máxima Potencia (𝐕𝐌𝐏)

Ecuación 6. Delta de Voltaje a máxima potencia.

∆𝐕𝐌𝐏 (𝟐𝟓,𝟏°𝐂) = (−0,32%

°C) (31,35 °C) = −10,032 % (6)

Por tanto: Ecuación 7. Voltaje a máxima potencia mínimo.

𝐕𝐌𝐏(𝐦í𝐧𝐢𝐦𝐨)(𝟐𝟓,𝟏°𝐜) = (30,75 v)(0,89968) = 𝟐𝟕, 𝟔𝟔𝟓 𝐯𝐨𝐥𝐭𝐢𝐨𝐬 (7)

Corrección del Voltaje de Circuito Abierto (𝐕𝐎𝐂)

Ecuación 8. Delta de voltaje de circuito abierto.

∆𝐕𝐎𝐂 (𝟐𝟓,𝟏°𝐜) = (−0,32%

°C) (31,35°C) = −10,032 % (8)

Por tanto: Ecuación 9. Voltaje de circuito abierto mínimo.

𝐕𝐎𝐂(𝐦í𝐧𝐢𝐦𝐨)(𝟐𝟓,𝟏°𝐜) = (37,31 v)(0,89968) = 𝟑𝟑. 𝟓𝟔𝟕 𝐯𝐨𝐥𝐭𝐢𝐨𝐬 (9)

Corrección de la máxima Potencia (𝐏𝐌𝐀𝐗)

Ecuación 10. Delta de potencia. ∆𝐏𝐌𝐀𝐗 (𝟐𝟓,𝟏°𝐜) = (−0,41

%

°C) (31,35°C) = −12,85 % (10)

Por tanto: Ecuación 11. Potencia mínima.

𝐏𝐌𝐀𝐗(𝐦í𝐧𝐢𝐦𝐨)(𝟐𝟓,𝟏°𝐜) = (250 w)(0,871465) = 𝟐𝟏𝟕. 𝟖𝟔𝟔 𝐰 (11)

De lo anterior se puede inferir que las pérdidas no superarían el 15% debido a que la temperatura en Bogotá no alcanza niveles tan elevados.

5.2.1 Escenario No 1 – 3.662 Wp

Como se determinó en el numeral 5.1.3 se desea obtener un sistema con una

potencia instalada de 3.662 Wp, se utilizarán los paneles e inversores

seleccionados y presentados en el numeral 5.2 los cuales harán parte de un

sistema interconectado a la red con las siguientes características, componentes y

costos como se puede apreciar en la Tabla 6:

Características Sistema

Potencia nominal 4500 Wp

Numero de paneles 18

Numero de Inversores 5

Pérdidas o FR planta 0,82 %

43

Potencia salida AC 3690 W

Tabla 6. Ficha técnica escenario No 1 Fuente: Elaboración propia

Con el objetivo de suplir la potencia de salida AC establecida en el diseño, se

aumentaron el número de paneles sobre dimensionando la potencia nominal de

vatios pico como se denota en la Tabla 6.

Cálculo de producción anual energética

Para calcular la producción anual energética del sistema que se desea instalar se

toma como referencia la siguiente ecuación planteada por (Dunlop, 2009)

Ecuación 12. Formula de producción de energía anual.

𝐸𝑒𝑎 [𝑘𝑤ℎ

𝑎ñ𝑜] =

𝑃𝑁 ∗ 𝑒 ∗ 𝑅𝑐

𝐻𝑝𝑟∗ 365 𝑑í𝑎𝑠 (12)

Dónde:

𝐸𝑒𝑎 = Producción anual energética

𝑃𝑁 = Potencia nominal de la planta

𝑒 = Eficiencia de la planta = 18 %

𝑅𝑐 = Radiación solar en la ciudad donde se ejecutará el proyecto

𝐻𝑝𝑟 = Irrandiancia solar promedio en condiciones nominales de ensayo (1000

W/𝑚2)

Para el presente escenario teniendo en cuenta que se consumiera la totalidad de

la energía generada en todos los días del primer año, el cálculo se realiza de la

siguiente manera:

Ecuación 13. Producción anual escenario No 1 – 3.662 Wp


𝑎ñ𝑜] =

4500𝑊 ∗ (1 − 18%) ∗ (3,5 𝑘𝑊ℎ𝑚2𝑑í𝑎⁄ )

1000 𝑊𝑚2⁄

∗ 365 𝑑í𝑎𝑠 (13)

𝐸𝑒𝑎 = 4.713,98 [𝑘𝑤ℎ

𝑎ñ𝑜]

Debido a que en muchas de las pequeñas empresas los días no hábiles como los

domingos y los festivos e inclusive en los días sábados se disminuye el consumo

de energía, el cálculo de realizaría de la siguiente manera teniendo un aproximado

de 244 días hábiles:

Ecuación 14. Producción anual de los días hábiles escenario No 1 – 3.662 Wp


𝑎ñ𝑜] =

4000𝑊 ∗ (1 − 18%) ∗ (3,5 𝑘𝑊ℎ𝑚2𝑑í𝑎⁄ )

1000 𝑊𝑚2⁄

∗ 244 𝑑í𝑎𝑠 (14)

44

𝐸𝑒𝑎 = 2.801,12 [𝑘𝑤ℎ

𝑎ñ𝑜]

La anterior, sería entonces la energía generada para consumir directamente por la

empresa. A continuación, se tiene el cálculo de la energía generada en los días no

hábiles. Energía que sería inyectada a la red y que representaría un costo

diferente el cual se mostrara más adelante.

Ecuación 15. Producción anual días no hábiles escenario No 1 – 3.662 Wp


𝑎ñ𝑜] =

4500𝑊 ∗ (1 − 18%) ∗ (3,5 𝑘𝑊ℎ𝑚2𝑑í𝑎⁄ )

1000 𝑊𝑚2⁄

∗ 121 𝑑í𝑎𝑠 (15)

𝐸𝑒𝑎 = 1.389,085 [𝑘𝑊ℎ

𝑎ñ𝑜]

Cálculo de reducciones de gases de efecto invernadero GEI

El Ministerio de Minas y Energía adopta el factor de emisión correspondiente del

año 2015 para electricidad, de 0.1990 KgCO2/kWh, para el cálculo de las

reducciones de emisiones de Gases de Efecto Invernadero Todo esto, para los

proyectos de generación de energía eléctrica que se encuentran conectados al

Sistema Interconectado Nacional. (UPME, 2016)

Para el Escenario 1, el cálculo seria la producción anual multiplicada por el factor

mencionado anteriormente.

Ecuación 16. Cálculo ahorro emisiones CO2 Escenario 1.

𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝐶𝑂2 = 𝑘𝑊ℎ ∗ 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑒𝑚𝑖𝑠𝑖ó𝑛 (16)

𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝐶𝑂2 = 4713𝑘𝑊ℎ ∗ 0.199 𝑘𝑔𝐶𝑂2/𝑘𝑤ℎ

𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝐶𝑂2 = 0.94 𝑇𝑜𝑛 𝐶𝑂2 𝑎𝑙 𝑎ñ𝑜

Proyectando este cálculo en los 25 años de vida útil del proyecto, se tiene que en

total la planta del Escenario 1 tendría una reducción de 21,72 Toneladas de CO2 a

la atmosfera.

5.2.2 Escenario No 2 - 2.532 Wp


potencia instalada de 2.532 W, se utilizarán los paneles e inversores mencionados

en el numeral 5.2 los cuales harán parte de un sistema interconectado a la red con

las siguientes características, componentes y costos como se puede apreciar en la

Tabla 7.

45


Potencia nominal 3250 W


Numero de inversores 4

Pérdidas o FR planta 0,82

Potencia salida AC 2665 W Tabla 7. Ficha técnica escenario No 2.


Del mismo modo que en el escenario No 1 con el objetivo de suplir la potencia de

salida AC establecida en el diseño, se aumentaron el número de paneles sobre

dimensionando la potencia nominal de vatios pico como se denota en la Tabla 7.

Calculo de producción anual energética

Para calcular la producción anual energética del sistema que se desea instalar se

toma como referencia la siguiente ecuación planteada por (Dunlop, 2009)

Del mismo modo que en el escenario No 1 se realiza el cálculo teniendo en cuenta

que se consumiera la totalidad de la energía generada en todos los días del año.

Entonces, para el presente escenario el cálculo se realiza de la siguiente manera:

Ecuación 17.Producción anual escenario No 2 - 2.532 Wp


𝑎ñ𝑜] =

3250𝑊 ∗ (1 − 18%) ∗ (3,5 𝑘𝑊ℎ𝑚2𝑑í𝑎⁄ )

1000 𝑊𝑚2⁄

∗ 365 𝑑í𝑎𝑠 (17)

𝐸𝑒𝑎 = 3404,54 [𝑘𝑤ℎ

𝑎ñ𝑜]

Realizando las mismas suposiciones que en el escenario No 1 se realiza el cálculo

de la energía producida en los días hábiles, la cual supliría la demanda generada

por la misma empresa y se consumiría en su totalidad. El cálculo de realizaría de

la siguiente manera teniendo un aproximado de 244 días hábiles:

Ecuación 18. Producción anual días hábiles escenario No 2 - 2.532 Wp


𝑎ñ𝑜] =

3250𝑊 ∗ (1 − 18%) ∗ (3,5 𝑘𝑊ℎ𝑚2𝑑í𝑎⁄ )

1000 𝑊𝑚2⁄

∗ 244 𝑑í𝑎𝑠 (18)

𝐸𝑒𝑎 = 2.275,91 [𝑘𝑤ℎ

𝑎ñ𝑜]

En la siguiente ecuación, se presenta el cálculo de la energía generada en los días

no hábiles. Energía que sería inyectada a la red y que representaría un costo

diferente el cual se mostrara más adelante.

Ecuación 19. Producción anual días no hábiles escenario No 2 - 2.532 Wp


𝑎ñ𝑜] =

3250𝑊 ∗ (1 − 18%) ∗ (3,5 𝑘𝑊ℎ𝑚2𝑑í𝑎⁄ )

1000 𝑊𝑚2⁄

∗ 121 𝑑í𝑎𝑠 (19)

46

𝐸𝑒𝑎 = 1.28,63 [𝑘𝑤ℎ

𝑎ñ𝑜]



mencionado en el numera 5.2.1.



𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝐶𝑂2 = 3404 𝑘𝑊ℎ ∗ 0.199 𝑘𝑔𝐶𝑂2/𝑘𝑤ℎ




la atmosfera.

5.2.3 Escenario No 3 – 7.600 W


potencia instalada de 7.600 Wp, se utilizarán los paneles e inversores

seleccionados y presentados en el numeral 5.2 los cuales harán parte de un

sistema interconectado a la red con las siguientes características, componentes y

costos como se puede aprecia en la Tabla 8:


Potencia nominal 9500 Wp


Numero de inversores 10

Pérdidas o FR planta 0,82 %

Potencia salida AC 7790 W

Tabla 8. Ficha técnica escenario No 3. Fuente: Elaboración propia.

Calculo de producción anual energética

P Para calcular la producción anual energética del sistema que se desea instalar

se toma como referencia la siguiente ecuación planteada por (Dunlop, 2009). Para

el presente escenario el cálculo se realiza de la siguiente manera:

Ecuación 21. Producción anual escenario No 3 - 7.600 Wp


𝑎ñ𝑜] =

9500𝑊 ∗ (1 − 18%) ∗ (3,5 𝑘𝑊ℎ𝑚2𝑑í𝑎⁄ )

1000 𝑊𝑚2⁄

∗ 365 𝑑í𝑎𝑠 (21)

47

𝐸𝑒𝑎 = 9.951,73 [𝑘𝑤ℎ

𝑎ñ𝑜]

Realizando las mismas suposiciones que en el escenario No 1 y No 2 se realiza el

cálculo de la energía producida en los días hábiles, la cual supliría la demanda

generada por la misma empresa y se consumiría en su totalidad. El cálculo de

realizaría de la siguiente manera teniendo un aproximado de 244 días hábiles:

Ecuación 22. Producción anual días hábiles escenario No 3 - 7.600 Wp


𝑎ñ𝑜] =

9500𝑊 ∗ (1 − 18%) ∗ (3,5 𝑘𝑊ℎ𝑚2𝑑í𝑎⁄ )

1000 𝑊𝑚2⁄

∗ 244 𝑑í𝑎𝑠 (22)

𝐸𝑒𝑎 = 6.652,66 [𝑘𝑤ℎ

𝑎ñ𝑜]

En seguida se presenta el cálculo de la energía generada en los días no hábiles.

Energía que sería inyectada a la red y que representaría un costo diferente el cual

se mostrara más adelante.

Ecuación 23. Producción anual días no hábiles escenario No 3 - 7.600 Wp


𝑎ñ𝑜] =

9500𝑊 ∗ (1 − 18%) ∗ (3,5 𝑘𝑊ℎ𝑚2𝑑í𝑎⁄ )

1000 𝑊𝑚2⁄

∗ 121 𝑑í𝑎𝑠 (23)

𝐸𝑒𝑎 = 3.299,095 [𝑘𝑤ℎ

𝑎ñ𝑜]



mencionado en el numera 5.2.1.



𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝐶𝑂2 = 9846 𝑘𝑊ℎ ∗ 0.199 𝑘𝑔𝐶𝑂2/𝑘𝑤ℎ




la atmosfera.

5.2.4 Resumen diseño de soluciones propuestas

Seguidamente, se muestra una tabla resumen comparando los principales

aspectos y características de las tres soluciones propuestas por el presente

trabajo de grado con el fin de visualizar y comparar las diferencias presentadas

entre las tres soluciones.

48

Características Sistemas

Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3

Numero de paneles 18 13 38

Numero de inversores 5 4 10

Potencia nominal (Wp) 4500 3250 9500

Potencia salida AC 3690 2665 7790

Tabla 9. Resumen parámetros técnicos soluciones planteadas. Fuente: Elaboración propia

De igual manera en la Tabla 10 la se ilustra la estimación de la producción de

energía anual a través de los años de vida útil del proyecto teniendo en cuenta la

disminución de la eficiencia que plantea el fabricante del panel seleccionado, así

mismo se muestra también la reducción de GEI.

Producción energética


kWh Gen

Ahorro GEI Ton CO2

kWh Gen

Ahorro GEI Ton CO2

kWh Gen

Ahorro GEI Ton CO2

Año 1 4.669 0,93 3.372 0,67 9.752 1,94

Año 5 4.494 0,89 3.245 0,65 9.387 1,87

Año 10 4.289 0,85 3.098 0,62 8.960 1,78

Año 15 4.101 0,82 2.962 0,59 8.566 1,70

Año 20 3.928 0,78 2.837 0,56 8.205 1,63

Año 25 3.800 0,76 2.745 0,55 7.938 1,58 Tabla 10. Resumen producción energética a través de los años de vida útil del proyecto.


CAPÍTULO 6 Análisis financiero de los escenarios propuestos

En la presente sección se utilizó un flujo de caja libre o flujo de fondos con el

objetivo de evaluar la viabilidad que tienen las distintas soluciones energéticas

planteadas por los autores, todo esto en las condiciones actuales presentadas al

momento de realizar el estudio. Dicho flujo de caja se construye a partir de la

determinación de egresos e ingresos que tiene el proyecto en un periodo de

tiempo determinado. Para el presente estudio se realizó el análisis financiero con

base la Tasa Interna de Retorno –TIR y el Valor Presente Neto –VPN, parámetros

que determinarán la viabilidad o no de una solución.

El precio por cada kWh que se cobra es fijado con una indexación anual atada a la

inflación o a indicadores como el Índice de Precios al Consumidor (IPC) más

algunos puntos como afirman (Higuera Aguilar & Carmona Valencia, 2017). Con

base en esta afirmación y para efectos del presente estudio, se toma una inflación

49

del 3.9%, la cual se estima a partir de un promedio de datos de inflación promedio

en Colombia en los últimos diez (10) años tomados del Banco Mundial (The World

Bank, 2018).

Para realizar un análisis económico de cada una de las posibilidades existentes se

plantea en primer lugar la hipótesis de que toda la energía producida por el

autogenerador será consumida, es decir que no se entregará en ningún momento

energía a la red y por el contrario la red serviría como respaldo para la carga

alimentada. Esta hipótesis se planteará para los tres escenarios propuestos.

En segundo lugar, se plantea la hipótesis de que sí existe entrega de excedentes

de energía a la red y que adicionalmente estos excedentes superan 1.5 veces la

energía consumida al operador de red. Este caso será planteado en el escenario

No. 1, el cual se determinó a partir de la potencia trifásica máxima que se presenta

durante las mediciones realizadas, tal cual como se expresa en el numeral 5.1.3.

En tercer lugar, se plantea la hipótesis de que sí existe entrega de excedentes a la

red y que esta energía equivale al cincuenta por ciento (50%) de la energía

consumida al operador de red. Este caso de estudio se planteará en el segundo

escenario, el cual se determinó a partir de la potencia trifásica mínima que se

presenta durante las mediciones realizadas, tal cual como se explicó

anteriormente en el numeral 5.1.3.

Por último, se plantea la hipótesis de que sí existe entrega de energía a la red,

pero que dicha energía es igual a la energía consumida al operador de red. Este

caso de estudio se planteará en el escenario No, 3, el cual fue determinado a

partir del consumo de energía declarado por las empresas que respondieron a las

encuestas, como se menciona en el numeral 5.1.3.

Las anteriores hipótesis se plantean con el fin de observar las variaciones de la

rentabilidad del proyecto con respecto a los cambios del valor de la energía

generada. Esto debido a que existen diferencias entre el costo de la energía

ahorrada, la energía suministrada a la red sin exceder la consumida al operador

de red y la energía entregada a la red que excede la energía consumida al

operador de red.

6.1 Escenario No 1 – 3662 Wp

Con el objetivo de implementar un proyecto solar fotovoltaico que acceda a los

beneficios tributarios de la Ley 1715 de 2014 y además sea capaz de suplir la

demanda energética del escenario propuesto, es necesario realizar una tabla que

contemple los distintos costos asociados a un proyecto de esta magnitud, la cual

incluye los insumos, los materiales para la estructura y lo referente a los estudios

técnicos como se puede ver en la Tabla 11.

50

Costos del proyecto

Elementos Precio unitario

Cantidad Valor sin IVA

Valor con IVA

Paneles $ 453.782 18 $ 8.168.067 $ 9.720.000

Inversores $ 1.540.990 5 $ 7.704.950 $ 9.168.891

Accesorios y estructura $ 3.000.000 1 $ 3.000.000 $ 3.570.000

Estudios y diseños 1 $ 3.774.603 $ 4.491.778

Instalación 1 $ 2.830.953 $ 3.368.834

A.I.U 1 $ 2.947.143 $ 3.507.100

Total sin IVA $ 28.425.716

IVA $ 5.400.886

Total $ 33.826.602

Tabla 11. Costos sin incentivos del escenario No 1. Fuente: Elaboración propia.

Cabe aclarar que no se incluyeron dentro del presupuesto los costos asociados a

mantenimiento ya que el mantenimiento de los paneles es extremadamente

sencillo y su costo equivalente se puede asumir igual a cero.

Tal y como se expuso en el capítulo 3, el gobierno nacional de Colombia

implementó la Ley 1715 de 2014 con el fin de promover el desarrollo y la

utilización de las fuentes no convencionales de energía, estableciendo el marco

legal y los instrumentos que permitan el fomento de la inversión, investigación y

desarrollo de tecnologías limpias para producción de energía eléctrica.

La Mypime que desee implementar alguna de las soluciones formuladas en el

presente proyecto de grado podrá acceder a los incentivos tributarios estipulados

en el Capítulo III de la Ley 1715 de 2014 (incentivos a la inversión en proyectos de

fuentes no convencionales de energía) (Congreso de la República, 2014),

Incentivo Depreciación acelerada

Para la depreciación acelerada de una carga impositiva como es el caso de las

inversiones en este tipo proyectos, para esto se toma el valor de la inversión inicial

y se divide entre el periodo sobre el cual se desea depreciar el bien (5 años según

el artículo 14 de la Ley 1715 de 2014 (Congreso de la república, 2014)),

multiplicado por la tarifa general del impuesto de renta igual al 33%. Así que la

depreciación para el escenario analizado actualmente se calcula de la siguiente

manera:

𝑑𝑒𝑝𝑟𝑒𝑐𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = (𝐼𝑛𝑣 𝐼𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙

5 𝑎ñ𝑜𝑠) ∗ 33%

Ecuación 25. Depreciación escenario No 1.

𝑑𝑒𝑝𝑟𝑒𝑐𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = ($33.826.602

5 𝑎ñ𝑜𝑠) ∗ 33% = $ 2.232.556 𝐶𝑜𝑝𝑠 (25)

51

Incentivo IVA

Se excluye del IVA a todas los equipos, elementos, maquinaria y servicios

nacionales o importados que se destinen a la pre inversión e inversión1, para la

producción y utilización de energía a partir de las fuentes no convencionales,

El incentivo el IVA se calcula sobre el total del impuesto al valor agregado del

proyecto a realizar:

Ecuación 26. IVA escenario No 1.

𝐼𝑉𝐴 = $ 5.400.886 (26)

.

Impuesto sobre la renta

Para aplicar a dicho incentivo y como recomiendan (Higuera Aguilar & Carmona

Valencia, 2017, pág. 90) en su trabajo de grado: “Se debe tener en cuenta el valor

del impuesto sobre la renta y se asume que el inversionista tiene renta líquida de

al menos el valor que vaya a invertir en la planta solar. También se recomienda

hacer toda la inversión en un solo año fiscal para maximizar el beneficio”.

De acuerdo al artículo 11 de la Ley 1715 de 2014: Los obligados a declarar renta

que realicen directamente inversiones en este sentido, tendrán derecho a reducir

anualmente de su renta, por los 5 años siguientes al año gravable en que hayan

realizado la inversión, el cincuenta por ciento (50%) del valor total de inversión

realizada (Congreso de la república, 2014, pág. 11). Suponiendo entonces, que el

impuesto a la renta del siguiente año gravable al que se realizó la inversión sea

igual o superior a la mitad del costo del proyecto se calcula el incentivo tributario2

de la siguiente manera:

𝐼𝑛𝑐𝑒𝑛𝑡𝑖𝑣𝑜 𝑅𝑒𝑛𝑡𝑎 = 𝐼𝑛𝑣𝐼𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 ∗ 50%

Ecuación 27. Incentivo renta escenario No 1

𝐼𝑛𝑐𝑒𝑛𝑡𝑖𝑣𝑜 𝑅𝑒𝑛𝑡𝑎 = $33.826.602 ∗ 50% = $ 16.913.301 𝐶𝑜𝑝𝑠 (27)


Con el objetivo de realizar posteriormente el respectivo flujo de caja se procede a

realizar el cálculo la generación de energía para un periodo de veinticinco (25)

años los cuales se consideran como la vida útil media de una instalación

fotovoltaica según el fabricante. Hecho esto, se puede observar en la Tabla 12 el

1 Para tal efecto, el Ministerio de Medio Ambiente certificará los equipos y servicios excluidos del gravamen, con base en una lista expedida por la UPME 2 Para los efectos de la obtención del presente beneficio tributario, la inversión causante del mismo deberá obtener la certificación de beneficio ambiental por el Ministerio de Ambiente y ser debidamente certificada como tal por el Ministerio de Medio Ambiente y Desarrollo Sostenible, en concordancia con lo establecido en el artículo 158-2* del Estatuto Tributario.

52

porcentaje de desempeño de los paneles seleccionados y el valor de la energía

que generaran en los años de vida útil del proyecto. Todo esto bajo el caso de

estudio donde se plantea que toda la energía generada será consumida por la

misma empresa, lo que quiere decir que no se realizará entrega de excedentes a

la red y como se mencionó anteriormente en el numeral 4.3 donde se cita la

Resolución CREG 030de 2018 (CREG, 2018), la auto generación de energía que

no supere el consumo mensual se restará de la facturación con el mismo costo del

que se compre al operador de red. Entonces se estaría pagando la energía

generada al mismo precio que la energía comprada al operador de red.

Inicialmente a un costo de $454 COPs y teniendo en cuenta una inflación de 3.9%.

Año

Desempeño panel

Energía generada (kWh/año)

Ahorro anual

0 97,00% 4713,98 $ 2.140.145

1 96,44% 4668,51 $ 2.202.166

2 95,88% 4623,75 $ 2.266.112

3 95,32% 4579,68 $ 2.332.048

4 94,76% 4536,28 $ 2.400.037

5 94,20% 4493,55 $ 2.470.149

6 93,64% 4451,47 $ 2.542.452

7 93,08% 4410,04 $ 2.617.020

8 92,52% 4369,24 $ 2.693.926

9 91,96% 4329,06 $ 2.773.250

10 91,40% 4289,49 $ 2.855.071

11 90,84% 4250,52 $ 2.939.471

12 90,28% 4212,15 $ 3.026.538

13 89,53% 4174,44 $ 3.116.420

14 88,78% 4137,38 $ 3.209.214

15 88,03% 4100,96 $ 3.305.021

16 87,28% 4065,16 $ 3.403.945

17 86,53% 4029,99 $ 3.506.096

18 85,78% 3995,42 $ 3.611.585

19 85,03% 3961,44 $ 3.720.530

20 84,28% 3928,06 $ 3.833.051

21 83,53% 3895,25 $ 3.949.274

22 82,78% 3863,00 $ 4.069.329

23 82,03% 3831,31 $ 4.193.350

24 81,28% 3800,17 $ 4.321.478

25 80,53% 3769,57 $ 4.453.858

Tabla 12. Cálculo energía generada escenario 1. Fuente: Elaboración propia con base en la ecuación (13) de (Dunlop, 2009)

53

Una vez se determina el costo de la solución energética correspondiente al

escenario No 1 y teniendo en cuenta los ingresos y egresos que tiene el proyecto

se procede a construir el flujo de caja respectivo con el fin de evaluar el resultado

del VPN y la TIR de la solución. La gráfica del flujo de caja se puede apreciar a

continuación:

54

Tabla 13. Flujo de caja escenario No 1. Fuente: Elaboración propia.

Año Inversion inicialDesempeño

panel

Precio kwh

año

Incentivo

Renta

Incentivo

IVA

Depreciación

acelerada

Energía generada

(kWh/año)Ahorro anual

Flujo de caja

operativo

Fujo de caja

acumulado

0 $ 33.826.602 97% $ 454 $ 5.400.886 $ 0 -$ 28.425.716 -$ 28.425.716

1 96,44% $ 472 $ 16.913.301 $ 2.232.556 4713,98 $ 2.223.610 $ 21.369.467 -$ 7.056.249

2 95,88% $ 490 $ 2.232.556 4668,51 $ 2.288.050 $ 4.520.606 -$ 2.535.643

3 95,32% $ 509 $ 2.232.556 4623,75 $ 2.354.491 $ 4.587.047 $ 2.051.404

4 94,76% $ 529 $ 2.232.556 4579,68 $ 2.422.998 $ 4.655.553 $ 6.706.957

5 94,20% $ 550 $ 2.232.556 4536,28 $ 2.493.639 $ 4.726.195 $ 11.433.152

6 93,64% $ 571 4493,55 $ 2.566.485 $ 2.566.485 $ 13.999.636

7 93,08% $ 593 4451,47 $ 2.641.608 $ 2.641.608 $ 16.641.244

8 92,52% $ 617 4410,04 $ 2.719.083 $ 2.719.083 $ 19.360.327

9 91,96% $ 641 4369,24 $ 2.798.989 $ 2.798.989 $ 22.159.316

10 91,40% $ 666 4329,06 $ 2.881.407 $ 2.881.407 $ 25.040.723

11 90,84% $ 692 4289,49 $ 2.966.418 $ 2.966.418 $ 28.007.141

12 90,28% $ 719 4250,52 $ 3.054.111 $ 3.054.111 $ 31.061.252

13 89,53% $ 747 4212,15 $ 3.144.573 $ 3.144.573 $ 34.205.826

14 88,78% $ 776 4174,44 $ 3.237.960 $ 3.237.960 $ 37.443.786

15 88,03% $ 806 4137,38 $ 3.334.373 $ 3.334.373 $ 40.778.159

16 87,28% $ 837 4100,96 $ 3.433.916 $ 3.433.916 $ 44.212.075

17 86,53% $ 870 4065,16 $ 3.536.699 $ 3.536.699 $ 47.748.774

18 85,78% $ 904 4029,99 $ 3.642.834 $ 3.642.834 $ 51.391.608

19 85,03% $ 939 3995,42 $ 3.752.437 $ 3.752.437 $ 55.144.045

20 84,28% $ 976 3961,44 $ 3.865.631 $ 3.865.631 $ 59.009.676

21 83,53% $ 1.014 3928,06 $ 3.982.540 $ 3.982.540 $ 62.992.217

22 82,78% $ 1.053 3895,25 $ 4.103.296 $ 4.103.296 $ 67.095.513

23 82,03% $ 1.094 3863,00 $ 4.228.033 $ 4.228.033 $ 71.323.545

24 81,28% $ 1.137 3831,31 $ 4.356.891 $ 4.356.891 $ 75.680.436

25 80,53% $ 1.182 3800,17 $ 4.490.016 $ 4.490.016 $ 80.170.452

FLUJO DE CAJA PROYECTO

Línea de egresos Linea de ingresos

55

Gráfico 21. Flujo de caja escenario No 1. Fuente: Elaboración propia.

-$ 40.000.000

-$ 20.000.000

$ 0

$ 20.000.000

$ 40.000.000

$ 60.000.000

$ 80.000.000

$ 100.000.000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

Flujo de caja acumulado Escenario 1

56

En la Tabla 14 se muestra el resultado de VPN, TIR y Payback de la solución

planteada

VPN $ 216.161.959

TIR 26.44%

PAYBACK 3.55 Tabla 14. Resultados evaluación financiera escenario No 1.


6.1.2 Caso de estudio con entregas de energía a la red escenario No 1

Se realiza la suposición de que toda la energía generada en los días hábiles es

consumida por la empresa. Como se mencionó anteriormente en el numeral 4.3

donde se cita la Resolución CREG 030de 2018 (CREG, 2018), la auto generación

de energía que no supere el consumo mensual se restará de la facturación con el

mismo costo del que se compre al operador de red. Por este motivo inicialmente

se factura la energía a un costo de $454 COPs y aumenta en los siguientes años

teniendo en cuenta una inflación de 3.9%.

Por otra parte, asumiendo la suposición que toda la energía generada los días no

hábiles se entrega como excedente a la red y que esta equivale a 1.5 veces la

energía consumida proveniente del operador de red en el primer año, luego se

verá afectada dicha entrega de excedentes por la disminución de la eficiencia del

sistema. Teniendo en cuenta la Resolución CREG 030 de 2018 (CREG, 2018), se

tiene que cuando existan ventas de excedentes de energía se cancelarán por

parte del operador de red hacia el auto generador, con la siguiente fórmula

establecida para AGPE con capacidad instalada menor a 0.1 MW (CREG, 2018).

Ecuación 28. Fórmula para la liquidación y facturación de excedentes de energía inyectados a la red (CREG, 2018, p. 17).

𝑉𝐸𝑖,𝑗,𝑛,𝑓 = (𝐸𝑥𝑝1𝑖,𝑗,𝑛,𝑓−1 − 𝐼𝑚𝑝𝑖,𝑗,𝑛,𝑓−1) ∗ 𝐶𝑈𝑉𝑛,𝑚,𝑖,𝑗− [𝐸𝑥𝑝1𝑖,𝑗,𝑛,𝑓−1 ∗ 𝐶𝑣𝑚,𝑖,𝑗]

+ ∑ 𝐸𝑥𝑝2ℎ,𝑖,𝑗,𝑛,𝑓−1 ∗ 𝑃𝐵ℎ,𝑓−1

ℎ=ℎ𝑥,ℎ𝑥+1,…,𝐻

(25)

Dónde:

𝑖: Comercializador 𝑖

𝑗: Mercado de comercialización 𝑗

𝑛: Nivel de tensión 𝑛

𝑚: Mes 𝑚

𝑓: Periodo de facturación 𝑓

ℎ𝑥: Es la hora cuando los excedentes sobrepasan la importación de energía eléctrica en el periodo de facturación 𝑓 − 1. Para determinar ℎ𝑥 se debe tener en cuenta toda la importación y exportación sobre

57

el periodo de facturación 𝑓 − 1. H es el número total de horas del

periodo de facturación 𝑓 − 1.

𝑉𝐸𝑖,𝑗,𝑛,𝑓: Valoración del excedente del AGPE, en $, en el periodo 𝑓. Es

ingreso para el usuario cuando esta variable sea mayor a cero.

𝐸𝑥𝑝1𝑖,𝑗,𝑛,𝑓−1: Sumatoria de la exportación de energía del AGPE durante cada hora

del periodo 𝑓 − 1, en kWh. Este variable puede tomar valores entre cero (0) y 𝐼𝑚𝑝𝑖,𝑗,𝑛,𝑓−1

𝐼𝑚𝑝𝑖,𝑗,𝑛,𝑓−1: Sumatoria de la importación de energía del AGPE durante cada hora

del periodo 𝑓 − 1, en kWh.

𝐶𝑈𝑉𝑛,𝑚,𝑖,𝑗: Componente variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio

en $/kWh, del comercializador que lo atiende, según lo establecido en la Resolución CREG 119 de 2007 o aquella que la modifique o sustituya. En el caso de usuarios no regulados es el costo del servicio pactado.

𝐶𝑣𝑚,𝑖,𝑗: Margen de comercialización en $/kWh, según lo establecido en la

Resolución CREG 119 de 2007 o aquella que la modifique o sustituya. En el caso de usuarios no regulados es el costo del servicio pactado.

𝐸𝑥𝑝2ℎ,𝑖,𝑗,𝑛,𝑓−1: Exportación horaria de energía del AGPE durante cada hora del

periodo 𝑓 − 1, en kWh que supera 𝐼𝑚𝑝𝑖,𝑗,𝑛,𝑓−1.

𝑃𝐵ℎ,𝑓−1: Precio de bolsa horario de las horas del periodo 𝑓 − 1, en kWh

siempre y cuando no supere el precio de escasez ponderado. Cuando el precio de bolsa supere el precio de escasez de activación definido en la Resolución CREG 140 de 2017 todas aquellas que la modifiquen o sustituyan, será igual al precio de escasez ponderado.

Todo lo anterior, fue tomado literalmente de la Resolución CREG 030 de 2018 (CREG, 2018, p. 17).

Centrando el análisis en la energía generada por el sistema solar fotovoltaico, se

despeja el costo asociado a esta energía según la formula presentada

anteriormente y teniendo en cuenta el costo 𝐶𝑈𝑉 del operador de red Codensa

debido a la zona de estudio de este trabajo. El cual se estable en $43,0573 COPs

(Codensa, 2018). El precio de la energía inyectada a la red que no supera a la

importada del operador de red será el siguiente:

Ecuación 29. Valor de la energía inyectada a la red que no supera a la importada del operador de red.

𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑖𝑛𝑦𝑒𝑐𝑡𝑎𝑑𝑎 𝑎 𝑙𝑎 𝑟𝑒𝑑 = 𝐶𝑈 − 𝐶𝑣 (26)

𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑖𝑛𝑦𝑒𝑐𝑡𝑎𝑑𝑎 𝑎 𝑙𝑎 𝑟𝑒𝑑 = $454 COPs − $43,0573 COPs

𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑖𝑛𝑦𝑒𝑐𝑡𝑎𝑑𝑎 𝑎 𝑙𝑎 𝑟𝑒𝑑 = $410,9427 COPs

58

Del mismo modo, a partir de la Ecuación 28 y tomando un valor promedio del

precio máximo de bolsa, hallado según los datos registrados en XM en el presente

año 2018 (XM, 2018). Se tiene que el valor de la energía inyectada a la red que

supera a la importada del operador de red será de $134,19 COPs, resaltando que

este valor es un valor común en la bolsa, pero podría disminuir o aumentar, para

efectos de esta investigación se mantendrá constante. Para los dos valores

anteriormente especificados se tiene una inflación de 3.9%.

Habiendo especificado dichos valores se procede a construir el flujo de caja

respectivo con el fin de evaluar el resultado del VPN y la TIR de la solución. La

gráfica del flujo de caja se puede apreciar a continuación:

Para el siguiente flujo de caja se contaron como días laborales o hábiles los días

del lunes al viernes no festivos del año 2018, teniendo entonces un total de 244

días (Colombia working days, 2018). Para los días no hábiles, se contaron los días

sábados y domingos, adicionalmente se agregan a esta cuenta los días festivos,

de este modo se tiene un total de 121 días.

Adicionalmente, para este flujo de caja se toma la producción de energía del

sistema mencionada en la Ecuación 14 para los días hábiles y la Ecuación 15 para

los días no hábiles, teniendo en cuenta a través de los años la disminución de la

eficiencia especificada por el fabricante. Para la energía importada del operador

de red se toma un valor constante a través de los 25 años de 926,053 kWh año

según las proporciones planteadas en la hipótesis de este caso.

Gráfico 22. Flujo de caja escenario No 1 con inyección a red.


-$ 40.000.000

-$ 20.000.000

$ 0

$ 20.000.000

$ 40.000.000

$ 60.000.000

$ 80.000.000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

Flujo de caja acumulado Escenario 1 con inyección a red

59

Tabla 15. Flujo de caja escenario No 1 con inyección a red.



panel

Precio kwh

año Dias

habiles

Precio kwh año

Excedentes ≤

Importaciones

Precio kwh año

Excedentes >

Importaciones

Incentivo

Renta

Incentivo

IVA

Depreciación

acelerada

Energía generada

días habiles

(kWh/año)

Ahorro anual

por energía

de días

habiles

Energía

generada

días no

habiles

(kWh/año)

Ahorro anual por

energía de días no

habiles ≤

Importaciones

Ahorro anual por

energía de días

no habiles >

Importaciones

Flujo de caja

operativo

Fujo de caja

acumulado

0 $ 33.826.602 97% $ 454 $ 411 $ 134 $ 5.400.886 $ 0 $ 0 -$ 124.267 -$ 28.425.716 -$ 28.425.716

1 96,44% $ 472 $ 427 $ 139 $ 16.913.301 $ 2.232.556 3151,26 $ 1.486.468 1562,72 $ 395.396 $ 88.766 $ 21.116.487 -$ 7.309.229

2 95,88% $ 490 $ 444 $ 145 $ 2.232.556 3121,05 $ 1.529.632 1547,73 $ 410.817 $ 90.057 $ 4.263.062 -$ 3.046.167

3 95,32% $ 509 $ 461 $ 151 $ 2.232.556 3091,30 $ 1.574.139 1532,98 $ 426.839 $ 91.349 $ 4.324.882 $ 1.278.715

4 94,76% $ 529 $ 479 $ 156 $ 2.232.556 3062,00 $ 1.620.032 1518,45 $ 443.486 $ 92.640 $ 4.388.713 $ 5.667.428

5 94,20% $ 550 $ 498 $ 162 $ 2.232.556 3033,16 $ 1.667.358 1504,15 $ 460.781 $ 93.929 $ 4.454.623 $ 10.122.052

6 93,64% $ 571 $ 517 $ 169 3004,76 $ 1.716.162 1490,06 $ 478.752 $ 95.214 $ 2.290.128 $ 12.412.180

7 93,08% $ 593 $ 537 $ 175 2976,79 $ 1.766.496 1476,19 $ 497.423 $ 96.495 $ 2.360.414 $ 14.772.593

8 92,52% $ 617 $ 558 $ 182 2949,25 $ 1.818.408 1462,54 $ 516.823 $ 97.769 $ 2.433.000 $ 17.205.593

9 91,96% $ 641 $ 580 $ 189 2922,13 $ 1.871.952 1449,09 $ 536.979 $ 99.035 $ 2.507.966 $ 19.713.559

10 91,40% $ 666 $ 602 $ 197 2895,42 $ 1.927.181 1435,84 $ 557.921 $ 100.292 $ 2.585.394 $ 22.298.953

11 90,84% $ 692 $ 626 $ 204 2869,12 $ 1.984.152 1422,80 $ 579.680 $ 101.537 $ 2.665.369 $ 24.964.322

12 90,28% $ 719 $ 650 $ 212 2843,21 $ 2.042.922 1409,95 $ 602.287 $ 102.769 $ 2.747.979 $ 27.712.300

13 89,53% $ 747 $ 676 $ 221 2817,76 $ 2.103.592 1397,33 $ 625.777 $ 103.992 $ 2.833.361 $ 30.545.661

14 88,78% $ 776 $ 702 $ 229 2792,74 $ 2.166.228 1384,93 $ 650.182 $ 105.203 $ 2.921.614 $ 33.467.275

15 88,03% $ 806 $ 729 $ 238 2768,16 $ 2.230.898 1372,73 $ 675.539 $ 106.402 $ 3.012.840 $ 36.480.115

16 87,28% $ 837 $ 758 $ 247 2744,00 $ 2.297.673 1360,75 $ 701.885 $ 107.587 $ 3.107.144 $ 39.587.259

17 86,53% $ 870 $ 787 $ 257 2720,25 $ 2.366.625 1348,98 $ 729.259 $ 108.755 $ 3.204.638 $ 42.791.897

18 85,78% $ 904 $ 818 $ 267 2696,92 $ 2.437.831 1337,41 $ 757.700 $ 109.904 $ 3.305.435 $ 46.097.332

19 85,03% $ 939 $ 850 $ 278 2673,99 $ 2.511.369 1326,03 $ 787.250 $ 111.034 $ 3.409.652 $ 49.506.984

20 84,28% $ 976 $ 883 $ 288 2651,45 $ 2.587.321 1314,86 $ 817.953 $ 112.141 $ 3.517.414 $ 53.024.399

21 83,53% $ 1.014 $ 918 $ 300 2629,30 $ 2.665.772 1303,88 $ 849.853 $ 113.223 $ 3.628.847 $ 56.653.246

22 82,78% $ 1.053 $ 954 $ 311 2607,54 $ 2.746.809 1293,08 $ 882.997 $ 114.278 $ 3.744.084 $ 60.397.330

23 82,03% $ 1.094 $ 991 $ 324 2586,15 $ 2.830.523 1282,47 $ 917.434 $ 115.303 $ 3.863.261 $ 64.260.591

24 81,28% $ 1.137 $ 1.029 $ 336 2565,13 $ 2.917.010 1272,05 $ 953.214 $ 116.297 $ 3.986.521 $ 68.247.111

25 80,53% $ 1.182 $ 1.069 $ 349 2544,47 $ 3.006.367 1261,81 $ 990.389 $ 117.255 $ 4.114.011 $ 72.361.122



60


planteada.

VPN $ 188.170.787

TIR 24.66%

PAYBACK 3.7

Tabla 16. Resultados evaluación financiera escenario No 1 con inyección a red. Fuente: Elaboración propia.

6.2 Escenario No 2 - 2.532 Wp

Con el objetivo de implementar un proyecto solar fotovoltaico que acceda a los

beneficios tributarios de la Ley 1715 de 2014 y además sea capaz de suplir la

demanda energética del escenario propuesto es necesario realizar una tabla que

contemple los distintos costos asociados a un proyecto de esta magnitud, la cual

incluye los insumos, los materiales para la estructura y lo referente a los estudios

técnicos como se muestra en la Tabla 17.

Costos del proyecto

Elementos Precio unitario

Cantidad Valor sin IVA

Valor con IVA

Paneles $ 453.782 13 $ 5.899.160 $ 7.020.000

Inversores $ 1.540.990 4 $ 6.163.960 $ 7.335.112



Instalación 1 $ 2.475.730 $ 2.946.119

A.I.U 1 $ 2.184.468 $ 2.599.517


IVA $ 4.344.179

Total $ 27.208.276

Tabla 17. Costos proyecto escenario No 2. Fuente: Elaboración propia.




Los cálculos de los incentivos tributarios del escenario No 2 se realizan de la

misma forma expuesta en el numeral 6.1 del presente estudio. Se muestran los

resultados de dichos cálculos con los costos del escenario No 2.

61


La depreciación para el escenario analizado actualmente se calcula de la siguiente

manera:


𝑑𝑒𝑝𝑟𝑒𝑐𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = ($27.208.276

5 𝑎ñ𝑜𝑠) ∗ 33% = $ 1.795.746 𝐶𝑜𝑝𝑠 (30)

Incentivo IVA




𝐼𝑉𝐴 = $ 4.344.179Cops (31)


Teniendo en cuenta lo mencionado en el numeral 6.1, se calcula el incentivo

tributario de la siguiente manera:

Ecuación 32. Incentivo renta escenario No 2.

𝐼𝑛𝑐𝑒𝑛𝑡𝑖𝑣𝑜 𝑅𝑒𝑛𝑡𝑎 = 27.208.276 ∗ 50% = $ 13,604,138 𝐶𝑜𝑝𝑠 (32)


escenario No 2

Una vez se tiene el valor del estimado de la generación energética anua el cual

será de 3404,54 kWh a partir del año cero (0) como se muestra en el numeral

5.2.2, se procede a realizar el cálculo para un periodo de veinticinco (25) años los

cuales se consideran como la vida útil media de una instalación fotovoltaica, hecho

esto se puede analizar en la Tabla 18 el porcentaje de desempeño de los paneles

seleccionados y el valor de la energía que generaran en los años de vida útil del

proyecto.

62

Año Desempeño panel

Energía generada

(kWh/año)

Ahorro anual

0 97,00% 3404,54 $ 1.545.660

1 96,44% 3371,70 $ 1.590.453

2 95,88% 3339,38 $ 1.636.637

3 95,32% 3307,55 $ 1.684.257

4 94,76% 3276,20 $ 1.733.360

5 94,20% 3245,34 $ 1.783.996

6 93,64% 3214,95 $ 1.836.215

7 93,08% 3185,03 $ 1.890.070

8 92,52% 3155,56 $ 1.945.613

9 91,96% 3126,54 $ 2.002.903

10 91,40% 3097,96 $ 2.061.995

11 90,84% 3069,82 $ 2.122.952

12 90,28% 3042,11 $ 2.185.833

13 89,53% 3014,87 $ 2.250.748

14 88,78% 2988,11 $ 2.317.765

15 88,03% 2961,80 $ 2.386.959

16 87,28% 2935,95 $ 2.458.405

17 86,53% 2910,55 $ 2.532.180

18 85,78% 2885,58 $ 2.608.367

19 85,03% 2861,04 $ 2.687.050

20 84,28% 2836,93 $ 2.768.315

21 83,53% 2813,23 $ 2.852.254

22 82,78% 2789,95 $ 2.938.960

23 82,03% 2767,06 $ 3.028.531

24 81,28% 2744,57 $ 3.121.067

25 80,53% 2722,47 $ 3.216.675

Tabla 18. Cálculo energía generada escenario 2. Fuente: Elaboración propia con base en la ecuación de (Dunlop, 2009)





continuación:

63


-$ 30.000.000

-$ 20.000.000

-$ 10.000.000

$ 0

$ 10.000.000

$ 20.000.000

$ 30.000.000

$ 40.000.000

$ 50.000.000

$ 60.000.000

$ 70.000.000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25


64

Tabla 19.Flujo de caja escenario No 2. Fuente: Elaboración propia.


panel

Precio kwh

añoIncentivo Renta Incentivo IVA

Depreciación

acelerada

Energía generada


Flujo de caja

operativo

Fujo de caja

acumulado

0 $ 27.208.276 97% $ 454 $ 4.344.179 $ 0 -$ 22.864.098 -$ 22.864.098

1 96,44% $ 472 $ 13.604.138 $ 1.795.746 3404,54 $ 1.605.941 $ 17.005.825 -$ 5.858.273

2 95,88% $ 490 $ 1.795.746 3371,70 $ 1.652.481 $ 3.448.227 -$ 2.410.046

3 95,32% $ 509 $ 1.795.746 3339,38 $ 1.700.466 $ 3.496.212 $ 1.086.166

4 94,76% $ 529 $ 1.795.746 3307,55 $ 1.749.943 $ 3.545.689 $ 4.631.855

5 94,20% $ 550 $ 1.795.746 3276,20 $ 1.800.961 $ 3.596.708 $ 8.228.563

6 93,64% $ 571 3245,34 $ 1.853.572 $ 1.853.572 $ 10.082.135

7 93,08% $ 593 3214,95 $ 1.907.828 $ 1.907.828 $ 11.989.963

8 92,52% $ 617 3185,03 $ 1.963.782 $ 1.963.782 $ 13.953.745

9 91,96% $ 641 3155,56 $ 2.021.492 $ 2.021.492 $ 15.975.237

10 91,40% $ 666 3126,54 $ 2.081.016 $ 2.081.016 $ 18.056.253

11 90,84% $ 692 3097,96 $ 2.142.413 $ 2.142.413 $ 20.198.667

12 90,28% $ 719 3069,82 $ 2.205.747 $ 2.205.747 $ 22.404.413

13 89,53% $ 747 3042,11 $ 2.271.081 $ 2.271.081 $ 24.675.494

14 88,78% $ 776 3014,87 $ 2.338.527 $ 2.338.527 $ 27.014.021

15 88,03% $ 806 2988,11 $ 2.408.158 $ 2.408.158 $ 29.422.179

16 87,28% $ 837 2961,80 $ 2.480.051 $ 2.480.051 $ 31.902.230

17 86,53% $ 870 2935,95 $ 2.554.283 $ 2.554.283 $ 34.456.513

18 85,78% $ 904 2910,55 $ 2.630.935 $ 2.630.935 $ 37.087.448

19 85,03% $ 939 2885,58 $ 2.710.094 $ 2.710.094 $ 39.797.542

20 84,28% $ 976 2861,04 $ 2.791.845 $ 2.791.845 $ 42.589.386

21 83,53% $ 1.014 2836,93 $ 2.876.279 $ 2.876.279 $ 45.465.665

22 82,78% $ 1.053 2813,23 $ 2.963.492 $ 2.963.492 $ 48.429.157

23 82,03% $ 1.094 2789,95 $ 3.053.579 $ 3.053.579 $ 51.482.736

24 81,28% $ 1.137 2767,06 $ 3.146.643 $ 3.146.643 $ 54.629.380

25 80,53% $ 1.182 2744,57 $ 3.242.789 $ 3.242.789 $ 57.872.169



65


planteada

VPN $ 151.899.573

TIR 24,77%

PAYBACK 3,69 Tabla 20. Resultados evaluación financiera escenario No 2.



escenario No 2

Realizando la suposición de que toda la energía generada en los días hábiles es



de energía que no supere el consumo mensual se restara de la facturación con el





hábiles se entrega como excedente a la red y que esta equivale a la mitad de la

energía consumida proveniente del operador de red. Teniendo en cuenta la

Resolución CREG 030 de 2018 (CREG, 2018), se tiene que cuando existan ventas

de excedentes de energía se cancelaran por parte del operador de red hacia el

auto generador, con la fórmula expuesta en la Ecuación 28, establecida para

AGPE con capacidad instalada menor a 0.1 MW (CREG, 2018). Con base en esto

y como se mostró en la ecuación 24, el costo de la energía inyectada a la red será

de $410,9427 COPs con una inflación de 3.9%.

Habiendo especificado dicho valor se procede a construir el flujo de caja


gráfica del flujo de caja se puede apreciar a continuación:









eficiencia especificada por el fabricante.

66

Tabla 21. Flujo de caja escenario No 2 con inyección a red. Fuente: Elaboración propia.


panel

Precio kwh

año

Precio kwh año

Excedentes ≤

Importaciones

Incentivo Renta Incentivo IVADepreciación

acelerada

Energía

generada

días habiles

(kWh/año)

Ahorro anual

por energía

de días

habiles

Energía

generada

días no

habiles

(kWh/año)

Ahorro anual

por energía de

días no

habiles ≤

Importaciones

Flujo de caja

operativo

Fujo de caja

acumulado

0 $ 27.208.276 97% $ 454 $ 411 $ 4.344.179 $ 0 $ 0 -$ 22.864.098 -$ 22.864.098

1 96,44% $ 472 $ 427 $ 13.604.138 $ 1.795.746 2275,91 $ 1.073.560 1128,63 $ 481.889 $ 16.955.334 -$ 5.908.763

2 95,88% $ 490 $ 444 $ 1.795.746 2254,09 $ 1.104.735 1117,81 $ 495.883 $ 3.396.363 -$ 2.512.400

3 95,32% $ 509 $ 461 $ 1.795.746 2232,60 $ 1.136.878 1107,15 $ 510.311 $ 3.442.935 $ 930.535

4 94,76% $ 529 $ 479 $ 1.795.746 2211,45 $ 1.170.023 1096,66 $ 525.189 $ 3.490.958 $ 4.421.493

5 94,20% $ 550 $ 498 $ 1.795.746 2190,61 $ 1.204.203 1086,33 $ 540.531 $ 3.540.480 $ 7.961.973

6 93,64% $ 571 $ 517 2170,10 $ 1.239.451 1076,16 $ 556.353 $ 1.795.803 $ 9.757.777

7 93,08% $ 593 $ 537 2149,90 $ 1.275.802 1066,14 $ 572.670 $ 1.848.472 $ 11.606.249

8 92,52% $ 617 $ 558 2130,01 $ 1.313.295 1056,28 $ 589.499 $ 1.902.794 $ 13.509.043

9 91,96% $ 641 $ 580 2110,42 $ 1.351.965 1046,56 $ 606.857 $ 1.958.822 $ 15.467.865

10 91,40% $ 666 $ 602 2091,13 $ 1.391.853 1037,00 $ 624.762 $ 2.016.614 $ 17.484.479

11 90,84% $ 692 $ 626 2072,14 $ 1.432.998 1027,58 $ 643.231 $ 2.076.229 $ 19.560.708

12 90,28% $ 719 $ 650 2053,43 $ 1.475.444 1018,30 $ 662.283 $ 2.137.727 $ 21.698.435

13 89,53% $ 747 $ 676 2035,05 $ 1.519.261 1009,18 $ 681.951 $ 2.201.213 $ 23.899.648

14 88,78% $ 776 $ 702 2016,98 $ 1.564.498 1000,22 $ 702.257 $ 2.266.755 $ 26.166.403

15 88,03% $ 806 $ 729 1999,22 $ 1.611.204 991,42 $ 723.222 $ 2.334.426 $ 28.500.829

16 87,28% $ 837 $ 758 1981,78 $ 1.659.430 982,77 $ 744.869 $ 2.404.299 $ 30.905.129

17 86,53% $ 870 $ 787 1964,63 $ 1.709.229 974,26 $ 767.222 $ 2.476.451 $ 33.381.580

18 85,78% $ 904 $ 818 1947,77 $ 1.760.655 965,90 $ 790.306 $ 2.550.962 $ 35.932.542

19 85,03% $ 939 $ 850 1931,21 $ 1.813.766 957,69 $ 814.146 $ 2.627.912 $ 38.560.454

20 84,28% $ 976 $ 883 1914,94 $ 1.868.621 949,62 $ 838.768 $ 2.707.389 $ 41.267.843

21 83,53% $ 1.014 $ 918 1898,94 $ 1.925.279 941,69 $ 864.201 $ 2.789.480 $ 44.057.323

22 82,78% $ 1.053 $ 954 1883,22 $ 1.983.806 933,89 $ 890.472 $ 2.874.278 $ 46.931.602

23 82,03% $ 1.094 $ 991 1867,77 $ 2.044.267 926,23 $ 917.611 $ 2.961.878 $ 49.893.479

24 81,28% $ 1.137 $ 1.029 1852,59 $ 2.106.730 918,70 $ 945.649 $ 3.052.378 $ 52.945.857

25 80,53% $ 1.182 $ 1.069 1837,67 $ 2.171.265 911,31 $ 974.616 $ 3.145.881 $ 56.091.739



67




planteada.

VPN $ 145.907.852

TIR 24.29%

PAYBACK 3.73


6.3 Escenario No 3 – 7600 W

Nuevamente con el objetivo de implementar un proyecto solar fotovoltaico que

acceda a los beneficios tributarios de la Ley 1715 de 2014 y además sea capaz de

suplir la demanda energética del escenario propuesto es necesario realizar una

tabla que contemple los distintos costos asociados a un proyecto de esta

magnitud, la cual incluye los insumos, los materiales para la estructura y lo

referente a los estudios técnicos como se puede observar en la Tabla 23.

-$ 30.000.000

-$ 20.000.000

-$ 10.000.000

$ 0

$ 10.000.000

$ 20.000.000

$ 30.000.000

$ 40.000.000

$ 50.000.000

$ 60.000.000

$ 70.000.000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

Flujo de caja acumulado Escenario 2 con inyección a red

68

Costos del proyecto

Elementos Precio unitario Cantidad Valor sin IVA Valor con IVA

Paneles $ 453.782 38 $ 17.243.697 $ 20.520.000

Inversores $ 1.540.990 10 $ 15.409.900 $ 18.337.781



Instalación 1 $ 6.316.112 $ 7.516.173

A.I.U 1 $ 5.573.040 $ 6.631.917


IVA $ 11.082.918

Total $ 69.414.066

Tabla 23. Costos proyecto escenario No 3. Fuente: Elaboración propia




Los cálculos de los incentivos tributarios del escenario No 3 se realizan de la

misma forma expuesta en el numeral 6.1 del presente estudio. Se muestran en

seguida los resultados de dichos cálculos con los costos del escenario No 3.


El escenario analizado actualmente se calcula de la siguiente manera:


𝑑𝑒𝑝𝑟𝑒𝑐𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = ($ 69.414.066

5) ∗ 33% = $ 4.581.328 𝐶𝑜𝑝𝑠 (33)

Incentivo IVA




𝐼𝑉𝐴 = $ 11.082.918


Teniendo en cuenta lo mencionado en el numeral 6.1, se calcula el incentivo

tributario de la siguiente manera:

Ecuación 35. Incentivo renta escenario No 3.

𝐼𝑛𝑐𝑒𝑛𝑡𝑖𝑣𝑜 𝑅𝑒𝑛𝑡𝑎 = $ 69.414.066 ∗ 50% ∗ 33% = $ 34.707.033 𝐶𝑜𝑝𝑠 (35)

69


escenario No 3

Una vez se tiene el valor del estimado de la generación energética anual el cual

será de 9847 kWh a partir del año cero (0) como se muestra en el numeral 5.2.3,

se procede a realizar el cálculo para un periodo de veinticinco (25) años los cuales

se consideran como la vida útil media de una instalación fotovoltaica, hecho esto

se puede observar en la Tabla 24 el porcentaje de desempeño de los paneles

seleccionados y el valor de la energía que generarán en los años de vida útil del

proyecto.

Año Desempeño panel

Energía generada

(kWh/año)

Ahorro anual

0 97,00% 9846,97 $ 4.470.524

1 96,44% 9752,01 $ 4.600.080

2 95,88% 9658,50 $ 4.733.657

3 95,32% 9566,44 $ 4.871.389

4 94,76% 9475,79 $ 5.013.411

5 94,20% 9386,53 $ 5.159.866

6 93,64% 9298,63 $ 5.310.900

7 93,08% 9212,08 $ 5.466.663

8 92,52% 9126,85 $ 5.627.313

9 91,96% 9042,92 $ 5.793.011

10 91,40% 8960,27 $ 5.963.925

11 90,84% 8878,87 $ 6.140.229

12 90,28% 8798,71 $ 6.322.102

13 89,53% 8719,94 $ 6.509.855

14 88,78% 8642,52 $ 6.703.691

15 88,03% 8566,44 $ 6.903.821

16 87,28% 8491,67 $ 7.110.463

17 86,53% 8418,19 $ 7.323.845

18 85,78% 8345,98 $ 7.544.201

19 85,03% 8275,02 $ 7.771.774

20 84,28% 8205,28 $ 8.006.819

21 83,53% 8136,74 $ 8.249.595

22 82,78% 8069,38 $ 8.500.376

23 82,03% 8003,19 $ 8.759.443

24 81,28% 7938,14 $ 9.027.087

25 80,53% 7874,21 $ 9.303.614

Tabla 24. Cálculo energía generada escenario No 3. Fuente: Elaboración propia.

70





continuación:


-$ 100.000.000

-$ 50.000.000

$ 0

$ 50.000.000

$ 100.000.000

$ 150.000.000

$ 200.000.000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25


71

Tabla 25. Flujo de caja escenario No 3. Fuente: Elaboración propia.


panel

Precio kwh

año

Incentivo

Renta

Incentivo

IVA

Depreciación

acelerada

Energía generada


Flujo de caja

operativo

Fujo de caja

acumulado

0 $ 33.826.602 97% $ 454 $ 5.400.886 $ 0 -$ 28.425.716 -$ 28.425.716

1 96,44% $ 472 $ 16.913.301 $ 2.232.556 4713,98 $ 2.223.610 $ 21.369.467 -$ 7.056.249

2 95,88% $ 490 $ 2.232.556 4668,51 $ 2.288.050 $ 4.520.606 -$ 2.535.643

3 95,32% $ 509 $ 2.232.556 4623,75 $ 2.354.491 $ 4.587.047 $ 2.051.404

4 94,76% $ 529 $ 2.232.556 4579,68 $ 2.422.998 $ 4.655.553 $ 6.706.957

5 94,20% $ 550 $ 2.232.556 4536,28 $ 2.493.639 $ 4.726.195 $ 11.433.152

6 93,64% $ 571 4493,55 $ 2.566.485 $ 2.566.485 $ 13.999.636

7 93,08% $ 593 4451,47 $ 2.641.608 $ 2.641.608 $ 16.641.244

8 92,52% $ 617 4410,04 $ 2.719.083 $ 2.719.083 $ 19.360.327

9 91,96% $ 641 4369,24 $ 2.798.989 $ 2.798.989 $ 22.159.316

10 91,40% $ 666 4329,06 $ 2.881.407 $ 2.881.407 $ 25.040.723

11 90,84% $ 692 4289,49 $ 2.966.418 $ 2.966.418 $ 28.007.141

12 90,28% $ 719 4250,52 $ 3.054.111 $ 3.054.111 $ 31.061.252

13 89,53% $ 747 4212,15 $ 3.144.573 $ 3.144.573 $ 34.205.826

14 88,78% $ 776 4174,44 $ 3.237.960 $ 3.237.960 $ 37.443.786

15 88,03% $ 806 4137,38 $ 3.334.373 $ 3.334.373 $ 40.778.159

16 87,28% $ 837 4100,96 $ 3.433.916 $ 3.433.916 $ 44.212.075

17 86,53% $ 870 4065,16 $ 3.536.699 $ 3.536.699 $ 47.748.774

18 85,78% $ 904 4029,99 $ 3.642.834 $ 3.642.834 $ 51.391.608

19 85,03% $ 939 3995,42 $ 3.752.437 $ 3.752.437 $ 55.144.045

20 84,28% $ 976 3961,44 $ 3.865.631 $ 3.865.631 $ 59.009.676

21 83,53% $ 1.014 3928,06 $ 3.982.540 $ 3.982.540 $ 62.992.217

22 82,78% $ 1.053 3895,25 $ 4.103.296 $ 4.103.296 $ 67.095.513

23 82,03% $ 1.094 3863,00 $ 4.228.033 $ 4.228.033 $ 71.323.545

24 81,28% $ 1.137 3831,31 $ 4.356.891 $ 4.356.891 $ 75.680.436

25 80,53% $ 1.182 3800,17 $ 4.490.016 $ 4.490.016 $ 80.170.452



72


planteada

VPN $ 453.429.872 TIR 26,73% PAYBACK 3,53

Tabla 26. Resultados evaluación financiera escenario No 3. Fuente: Elaboración propia.


escenario No 3

Se realiza la suposición de que toda la energía generada en los días hábiles es



de energía que no supere el consumo mensual se restará de la facturación con el





hábiles se entrega como excedente a la red y que dicha energía es igual la

energía consumida proveniente del operador de red. Teniendo en cuenta la

Resolución CREG 030 de 2018 (CREG, 2018), se tiene que cuando existan ventas

de excedentes de energía se cancelarán por parte del operador de red hacia el

auto generador, con la fórmula expuesta en la Ecuación 28, establecida para

AGPE con capacidad instalada menor a 0.1 MW (CREG, 2018). Con base en esto

y como se mostró en la ecuación 24, el costo de la energía inyectada a la red será

de $410,9427 COPs con una inflación de 3.9%.

Habiendo especificado dicho valor se procede a construir el flujo de caja


gráfica del flujo de caja se puede apreciar a continuación.









eficiencia especificada por el fabricante. Para la energía importada del operador

de red se toma un valor constante a través de los 25 años de 3.299,065 kWh año

según las proporciones planteadas en la hipótesis de este caso.

73



-$ 100.000.000

-$ 50.000.000

$ 0

$ 50.000.000

$ 100.000.000

$ 150.000.000

$ 200.000.000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

Fujo de caja acumulado Escenario 3 con inyección a red

74

Tabla 27. Flujo de caja escenario No 3 con inyección a red.



panel

Precio kwh

año Dias

habiles

Precio kwh año

Excedentes ≤

Importaciones

Incentivo Renta Incentivo IVADepreciación

acelerada

Energía generada

días habiles

(kWh/año)

Ahorro anual

por energía

de días

habiles

Energía

generada

días no

habiles

(kWh/año)

Ahorro anual

por energía de

días no habiles

≤

Importaciones

Flujo de caja

operativo

Fujo de caja

acumulado

0 $ 69.414.066 97% $ 454 $ 411 $ 11.082.918 $ 0 $ 0 -$ 58.331.148 -$ 58.331.148

1 96,44% $ 472 $ 427 $ 34.707.033 $ 4.581.328 6582,63 $ 3.105.067 3264,34 $ 1.393.773 $ 43.787.201 -$ 14.543.947

2 95,88% $ 490 $ 444 $ 4.581.328 6519,52 $ 3.195.232 3233,04 $ 1.434.245 $ 9.210.806 -$ 5.333.141

3 95,32% $ 509 $ 461 $ 4.581.328 6457,37 $ 3.288.201 3202,22 $ 1.475.976 $ 9.345.506 $ 4.012.365

4 94,76% $ 529 $ 479 $ 4.581.328 6396,18 $ 3.384.067 3171,88 $ 1.519.008 $ 9.484.403 $ 13.496.768

5 94,20% $ 550 $ 498 $ 4.581.328 6335,93 $ 3.482.925 3142,00 $ 1.563.382 $ 9.627.635 $ 23.124.402

6 93,64% $ 571 $ 517 6276,60 $ 3.584.873 3112,58 $ 1.609.143 $ 5.194.016 $ 28.318.418

7 93,08% $ 593 $ 537 6218,18 $ 3.690.013 3083,61 $ 1.656.338 $ 5.346.351 $ 33.664.769

8 92,52% $ 617 $ 558 6160,65 $ 3.798.452 3055,08 $ 1.705.013 $ 5.503.465 $ 39.168.234

9 91,96% $ 641 $ 580 6104,00 $ 3.910.299 3026,98 $ 1.755.217 $ 5.665.517 $ 44.833.751

10 91,40% $ 666 $ 602 6048,20 $ 4.025.667 2999,31 $ 1.807.003 $ 5.832.669 $ 50.666.420

11 90,84% $ 692 $ 626 5993,26 $ 4.144.672 2972,07 $ 1.860.421 $ 6.005.093 $ 56.671.513

12 90,28% $ 719 $ 650 5939,16 $ 4.267.437 2945,24 $ 1.915.526 $ 6.182.963 $ 62.854.477

13 89,53% $ 747 $ 676 5885,98 $ 4.394.171 2918,87 $ 1.972.413 $ 6.366.584 $ 69.221.061

14 88,78% $ 776 $ 702 5833,73 $ 4.525.011 2892,95 $ 2.031.143 $ 6.556.154 $ 75.777.215

15 88,03% $ 806 $ 729 5782,37 $ 4.660.099 2867,49 $ 2.091.780 $ 6.751.879 $ 82.529.094

16 87,28% $ 837 $ 758 5731,90 $ 4.799.583 2842,46 $ 2.154.391 $ 6.953.974 $ 89.483.068

17 86,53% $ 870 $ 787 5682,31 $ 4.943.616 2817,86 $ 2.219.043 $ 7.162.659 $ 96.645.727

18 85,78% $ 904 $ 818 5633,56 $ 5.092.357 2793,69 $ 2.285.808 $ 7.378.166 $ 104.023.893

19 85,03% $ 939 $ 850 5585,66 $ 5.245.970 2769,94 $ 2.354.761 $ 7.600.731 $ 111.624.623

20 84,28% $ 976 $ 883 5538,58 $ 5.404.626 2746,59 $ 2.425.976 $ 7.830.602 $ 119.455.225

21 83,53% $ 1.014 $ 918 5492,32 $ 5.568.501 2723,65 $ 2.499.535 $ 8.068.036 $ 127.523.261

22 82,78% $ 1.053 $ 954 5446,86 $ 5.737.778 2701,10 $ 2.575.519 $ 8.313.297 $ 135.836.558

23 82,03% $ 1.094 $ 991 5402,18 $ 5.912.649 2678,95 $ 2.654.013 $ 8.566.662 $ 144.403.220

24 81,28% $ 1.137 $ 1.029 5358,27 $ 6.093.310 2657,17 $ 2.735.106 $ 8.828.416 $ 153.231.637

25 80,53% $ 1.182 $ 1.069 5315,12 $ 6.279.966 2635,77 $ 2.818.891 $ 9.098.857 $ 162.330.493



75


planteada.

VPN $ 436.099.969

TIR 26.22%

PAYBACK 3.57


6.4 Resumen análisis financiero de soluciones propuestas

A continuación, se muestra una tabla resumen comparando los principales

aspectos y características de las tres soluciones propuestas con el fin de visualizar

y comparar las diferencias presentadas entre las tres soluciones.

Características Sistemas


Potencia nominal (Wp) 4500 3250 9400

Potencia salida AC 3690 2665 7708

Precio W instalado $ 7.904 $ 8.372 $ 7.384

Incentivo renta $ 16.913.301 $ 13.604.138 $ 34.707.033

Incentivo IVA $ 5.678.791 $ 4.344.179 $ 11.082.918

Incentivo depreciación $ 2.347.433 $ 1.795.746 $ 4.581.328

Costo de la solución $ 35.567.166 $ 27.208.276 $ 69.414.066

Costo en USD (W inst) $ 2,43 $ 2,70 $ 2,38

Tabla 29. Resumen parámetros económicos soluciones planteadas. Fuente: Elaboración propia

6.4.1 Resumen casos de estudio sin entregas de excedentes de

energía a la red

En la Tabla 30 se ilustra el ahorro anual de energía teniendo en cuenta el precio

del kWh que se ahorraría e incluyendo el aumento de este mismo a través de los

años.

Producción energética


kWh Gen Ahorro anual kWh Gen Ahorro anual kWh Gen Ahorro anual

Año 1 4.669 2.202.166 3.372 1.590.453 9.752 4.600.080

Año 5 4.494 2.470.149 3.245 1.783.996 9.387 5.159.866

Año 10 4.289 2.855.071 3.098 2.061.995 8.960 5.963.925

Año 15 4.101 3.305.021 2.962 2.386.959 8.566 6.903.821

Año 20 3.928 3.833.051 2.837 2.768.315 8.205 8.006.819

Año 25 3.770 4.453.858 2.722 3.216.675 7.874 9.303.614 Tabla 30. Resumen producción energética y el ahorro reflejado a través de los años de vida útil del

proyecto. Fuente: Elaboración propia

76

Del mismo modo se realiza un análisis comparativo entre los resultados de las tres

soluciones evaluando el TIR, VPN y Payback. Y posterior a esto se pretende

determinar la viabilidad de las soluciones propuestas.

Resumen análisis financiero


Inversión $ 33.826.602 $ 27.208.276 $ 69.414.066

TIR 26,44% 24,77% 26,73%

VPN $ 216.161.959 $ 151.899.573 $ 453.429.872

Payback 3,55 3,69 3,53

Tabla 31. Resultados evaluación financiera escenarios propuestos. Fuente: Elaboración propia.

En cuanto al resultado de los costos iniciales obtenidos a partir de la ejecución de

un presupuesto que busca cumplir con el objetivo final de tener una instalación

solar fotovoltaica que sea capaz de atender el perfil de carga seleccionado de

acuerdo a las encuestas del numeral 5-1 y a las mediciones realizadas en el

numeral 5.1.1.

Se obtuvo que el escenario más costoso de atender es el Escenario 3, el cual

corresponde a las empresas encuestada abarcando un consumo de 800 kWh

mes, teniendo un costo de la solución de aproximadamente $70.000.0000 de

pesos, no obstante, este escenario es el que presenta: un VPN superior a los

demás, un periodo de retorno a la inversión más corto, incentivos tributarios más

altos, un ahorro energético anual más alto y una TIR más alta en las condiciones

planteadas.

Respecto al escenario 1 (3662Wp) y el escenario 2 (2532Wp), en los cuales hay

poco más de 1000W pico de diferencia, la variación en cuanto a la inversión inicial

es considerable si se observan los beneficios tributarios, el periodo de

recuperación de la inversión y el VPN de las soluciones, considerando el objetivo

de maximizar la inversión se tiene que en ambos casos el valor presente neto de

los dos escenarios será positivo, lo cual indica la viabilidad de ambos escenarios

en el marco propuesto. Acorde a esto los autores recomiendan ejecutar cualquiera

de estas dos soluciones haciendo énfasis en la solución del escenario 1, ya que

esta presentara un mayor ahorro energético, una TIR más atractiva teniendo en

cuenta la inversión comparada con los otros dos escenarios y de igual manera se

mantiene un balance adecuado entre la generación, posible venta de excedentes,

consumo propio de energía y costes del proyecto. Determinando que el escenario

más atractivo para implementar es el escenario 1 debido al potencial y la inversión

económica tangible para un empresario.

Con la finalidad de optimizar el rendimiento del proyecto se debe tener en cuenta

que todos los cálculos se realizaron suponiendo para todos los casos las

condiciones de liquidez más favorables (renta supera al 50% del valor del

77

proyecto) para así poder realizar un mejor análisis de oportunidades por parte de

los inversionistas determinar si se toma la decisión de invertir o no.

6.4.2 Resumen casos de estudio con entregas de excedentes de

energía a la red

Con el fin de evaluar los escenarios posibles de venta de excedentes de energía

inyectados a la red partiendo de la regulación de la Ley 1715 de 2014 (Congreso

de la república, 2014) presentada en la Resolución CREG 030 de 2018 (CREG,

2018), se presenta la Tabla 31 donde se realiza un análisis comparativo entre los

resultados de las tres soluciones evaluando el TIR, VPN y Payback. Y posterior a

esto se pretende determinar la viabilidad de las soluciones propuestas.



Inversión $ 35.567.166 $ 27.208.276 $ 69.414.066

TIR 24,66% 24,29% 26,22%

VPN $ 188.170.787 $ 145.907.852 $ 436.099.969

Payback 3,70 3,73 3,57

Tabla 32. Resultados evaluación financiera escenarios propuestos con inyección a red. Fuente: Elaboración propia.

En cuanto a la rentabilidad de los proyectos se obtuvo una disminución en los tres

escenarios en el caso en que se inyecta energía a la red en comparación del caso

en el que no se inyecta energía a la red expuestos resumidamente y analizados en

el numeral 6.4.1. El caso que tuvo mayor disminución de la rentabilidad fue el

planteado en el escenario 1 donde la TIR se disminuyó un 1,63% en comparación

al mismo escenario sin inyección a red. Esto se debió a la disminución en el costo

del kWh inyectado a la red, que cuando no supera a las importaciones de energía

provenientes de la red sufre una disminución de $43,0573 COPs (Codensa, 2018)

correspondiente al margen de comercialización. Adicionalmente, cuando la

energía inyectada supera las importaciones de energía provenientes de la red

sufre una disminución aun mayor que para efectos de este estudio se tomó como

$134,19 COPs, que es notablemente menor al costo del kWh cobrado por el

operador de red. Este valor está realmente sujeto a disminuciones o aumentos

drásticos dependiendo del comportamiento del mercado, pero no será mayor que

el precio de escasez de activación definido en la Resolución CREG 140 de 2017

(CREG, 2017) todas aquellas que la modifiquen o sustituyan, cuando supere dicho

precio, será igual al precio de escasez ponderado.

Inclusive cuando la energía inyectada no excede la importada de la red se obtiene

una disminución en la rentabilidad menos pronunciada pero igualmente

considerable dado que sigue existiendo una disminución en el precio de la energía

para el flujo económico del proyecto.

78

De los casos de estudio planteados en los escenarios 2 y 3 en los cuales se

inyectan excedentes de energía a la red en diferentes proporciones, se obtuvo una

disminución en la rentabilidad del proyecto más pronunciada cuando se inyecta

mayor cantidad de energía a la red.

De igual manera los tres escenarios a pesar de las hipótesis planteadas resultaron

ser rentables y con un tiempo de recuperación relativamente corto.

6.4.3 Resumen casos de estudio con y sin entregas de excedentes de

energía a la red

Finalmente se procede a realizar un cuadro comparativo el cual se puede

consultar en la Tabla 33, donde se recopilan los resultados obtenidos tras haber

planteado diferentes posibilidades de aprovechamiento de la energía generada por

los diferentes escenarios. Entre los cuales está la posibilidad de no entregar

excedentes de energía a la res, otra opción es que sí exista entrega de energía

pero que esta energía no supere a la importación de energía proveniente de la

red, y la última posibilidad es que la entrega de excedentes supere a las

importaciones de energía provenientes de la red.

De la siguiente tabla resumen se puede observar cómo se disminuye la TIR en

todos y cada uno de los casos en donde existen entregas de excedentes de

energía a la red. Adicionalmente, se puede visualizar el aumento del tiempo de

retorno de la inversión del mismo modo cuando existen entregas de energía a la

red en comparación cuando no existen. Finalmente, se aprecia claramente que el

valor presente neto que representa cada escenario es mayo cuando no existe

venta de excedentes de energía.



No entrega excedentes

Entrega excedentes


Entregando excedentes


Entrega excedentes

Inversión $ 33.826.602 $ 27.208.276 $ 69.414.066

TIR 26,44% 24,66% 24,77% 24,29% 26,73% 26,22%

VPN $ 216.161.959 $ 188.170.787 $ 151.899.573 $ 145.907.852 $ 453.429.872 $ 436.099.969

Payback 3,55 3,70 3,69 3,73 3,53 3,57

Tabla 33. Resumen análisis financiero. Fuente: Elaboración propia

CAPÍTULO 7 Documento guía para la formulación y

estructuración de proyectos

Uno de los objetivos específicos es dejar una guía clara y oportuna para que los

pequeños empresarios de la ciudad de Bogotá se animen a apostar por el uso de

energía solar en sus empresas; todo esto, basados en un sólido análisis del marco

legal colombiano, las repercusiones ambientales y la viabilidad tanto técnica como

79

financiera de un proyecto de estas características. Para cumplir satisfactoriamente

los beneficios esperados para una empresa al implementar un proyecto de

generación pro medio de energía solar, los autores plantean la siguiente ruta

metodológica la cual se debe cumplir con el objetivo final de tener un proyecto,

rentable, amigable con el medio ambiente, reconocido y energéticamente

favorable para el desarrollador.

La guía elaborada constituye todas las etapas que se deben seguir para lograr un

proyecto de generación solar en la ciudad de Bogotá e indica cómo emprender

cada paso requerido.

7.1 Beneficios de implementar un proyecto solar.

Los alicientes para que las empresas decidan emprender un proyecto de energía

solar se traducen en una serie de beneficios ya sean tributarios, ambientales y

competitivos. Ya que gozarían de una buena reputación al hacer parte de la

innovación tecnológica de la energía solar, para ello es necesario trazar un plan de

acción que permita tener claro cómo se debe realizar la adecuada estructuración

un proyecto, los procedimientos a realizar, licencias necesarias, autoridades que

regulan las distintas partes del proceso, leyes y formatos que se deben seguir para

la inscripción de proyectos, obtención de beneficios y trámites para conectarse la

red del operador de red.

El primer paso para incentivar a los empresarios a invertir en fuentes no

convencionales de energía renovable –FNCER específicamente solar fotovoltaica,

fuente principal del presente proyecto. La propuesta consiste en dar a conocer la

serie de beneficios que se obtienen al desarrollar, invertir y ejecutar proyectos de

esta índole, a continuación, se lista una serie de beneficios que hacen atractiva la

inversión en proyectos de generación.

Beneficios económicos

Reducción en el coste de la factura de energía eléctrica y la posibilidad de ser independiente parcialmente de los precios de energía eléctrica.

Acceso a beneficios tributarios e incentivos estipulados por el Gobierno Nacional.

Genera una serie de beneficios económicos a largo plazo.

Publicidad casi que gratuita para la empresa al realizar emprendimiento en proyectos de energía.

Permite encontrar un refugio fiscal amigable el medio ambiente.

El mantenimiento de los módulos es extremadamente sencillo y no requiere mayores gastos.

Producción de energía para auto consumo con una fuente ilimitada e inagotable como el sol

Posibilidad de venta de excedentes al Operador de Red.

80

Beneficios ambientales

Ayuda a reducir las emisiones de gases de invernadero y los efectos que generan cambio climático.

Contribuye a menores pérdidas en la transmisión de energía en el caso de sistemas interconectados a la red.

Genera un comportamiento y conciencia social que impulse el uso de energías limpias.

Reduce la necesidad de uso de combustibles fósiles.

A gran escala, aumenta la confiabilidad del sistema energético colombiano altamente dependiente de la generación hídrica, problema que se potencia en fenómenos del niño.

Una vez analizados esta serie de impactos y beneficios es idóneo que el

empresario decida ahondar en el tema y quiera obtener más información sobre

cómo es posible llevar a cabo un proyecto sustentable y económicamente viable.

7.2 Identificación de requerimientos y planeación.

En esta fase del proceso el empresario se debe formular la siguiente pregunta:

¿Cómo es posible implementar energía solar en mi empresa?

En respuesta a esta pregunta los autores han formulado una serie de

requerimientos básicos para que el empresario evalué el potencial que tiene su

empresa para formular y ejecutar un proyecto de generación solar fotovoltaica.

Requisitos para implementar un sistema de generación solar:

Consumos de energía importantes en la factura: Se debe poder tener acceso a la facturación de la empresa, preferiblemente el último año como mínimo, esto con el fin de tener conocimiento de los perfiles de consumo y costos de la energía facturada por parte del Operador de Red. Así mismo se recomienda que la empresa tenga un consumo energético considerable, dicho requisito es fundamental la proyección del ahorro tanto energético como monetario que tendrá la empresa que decida implementar una solución de un sistema de generación de energía solar.

Disposición de las áreas adecuadas para la instalación de paneles solares y equipos asociados.

Que manifieste la intención de invertir en un proyecto que impacte en sus finanzas, índices de sostenibilidad e imagen corporativa.

Radiación solar en la zona que se desea implementar el proyecto.

En este orden de ideas se recomienda al empresario seguir los siguientes

lineamientos en función de buscar el éxito del proyecto:

Desarrollo técnico y financiero

Registro y aplicación de incentivos ante la UPME permisos y autorizaciones ambientales.

Interconexión.

81

Para ello se elaboró un diagrama que muestra el procedimiento que se debe

seguir para la correcta realización de un proyecto, el cual se muestra en el ¡Error! N

o se encuentra el origen de la referencia.. Aclarando que los ítems de

Beneficios y permisos e Interconexión están realizados acorde a los lineamientos

de la guía invierta y gane con energía (UPME, 2016) y la Resolución Creg 030 de

2018 (CREG, 2018).

Figura 6. Desarrollo de un proyecto de energía renovable. Fuente: Elaboración propia con base en: (UPME, 2016) (CREG, 2018)

Análisis técnico y

económico Beneficios y

permisos Interconexión

Registro proyectos

de generación ante

la UPME

Aplicación a los

incentivos.

Contacto con el

OR

Estudio de pre-

factibilidad

Aplicación a los

incentivos tributarios

Estudio técnico

Ejecución, desarrollo y construcción del proyecto

Aval del proyecto

Solicitud

interconexión

Idea de

proyecto

Estudios de

ingeniería de

conexión

Estudio

financiero

Decidir si se

inicia

Aprobación

interconexión

82

7.2.1 Elaboración análisis técnico

Un proyecto puede ser inscrito ante la UPME en Fase1, Fase 2 y Fase 3 de

acuerdo con el estado de avance del proyecto. Para efectos del presente trabajo

de grado se decide solo enseñar los requerimientos básicos para la etapa de

prefactibilidad con el fin de que el empresario conozca los requisitos mínimos que

se deben tener para comenzar la etapa de planificación e inversión de un proyecto

que utilice FNCER.

Los siguientes serán los requisitos para estar inscritos en las diferentes

fases. Toda la documentación es de acuerdo a la normatividad para la Inscripción

de Proyectos de Generación la cual acoge la Resolución 143 de 2016, Resolución

0520 de 2007 y Resolución 0638 de 2007.

Estudio de pre-factibilidad.

Es un estudio en donde se seleccionan entre diferentes alternativas de un

proyecto la más atractiva de acuerdo a una evaluación preliminar de la viabilidad

técnica y económica del proyecto. Esto implica el desarrollo de estudios de

topografía, geología, parámetros técnicos del proyecto, así como un análisis

ambiental, entre otros.

Requisitos estudio de Prefactibilidad:

Adicional a la información resultado del proyecto en perfil se debe presentar:

I. Carta de presentación: Es el documento en el que se presenta la

información más relevante del proyecto, como:

Nombre del proyecto.

Tipo de proyecto.

Fecha de elaboración.

Solicitante: Empresa, entidad o comunidad interesada.

Localización del proyecto georreferenciada.

Fase del proyecto.

Costo total.

Teléfono, correo electrónico o dirección para facilitar la

comunicación.

II. Especificaciones técnicas

Comprende un análisis de las alternativas identificadas en la etapa de perfil y

presentar el resultado de identificar de la mejor alternativa para satisfacer la

necesidad energética.

III. Planos de las alternativas del proyecto

Se solicita presentar planos de localización del proyecto en donde se incluya esquemáticamente las alternativas que se estudiaron para satisfacer la necesidad energética.

83

IV. Presupuesto

Estimado de la inversión con sus respectivos costos unitarios y las cantidades de

obra del proyecto, incluyendo un estimado de los costos para desarrollar la

factibilidad.

V. Análisis de Precios unitarios –APU

Costos desagregados de las actividades relacionadas en el presupuesto.

VI. Cronograma de actividades

Estimado del tiempo requerido para desarrollar la prefactibilidad, relacionado con

las actividades del presupuesto.

7.2.2 Elaboración análisis económico

En búsqueda de la mayor utilidad para el inversionista los autores plantean una

serie de ítems fundamentales para tener la certeza de que la rentabilidad el

proyecto será la más adecuada, están claros los objetivos del proyecto y que sea

más fácil evaluar los costos y beneficios del mismo. De igual manera permite

realizar una proyección de la energía que se va a generar por el sistema a lo largo

de la vida útil del mismo y las cifras de lo que éste ahorra.

Un plan de negocios adecuado para una empresa que quiera realizar una

inversión deberá incluir:

Perfil de la compañía.

Descripción de la tecnología a utilizar y ubicación.

Perfil de la industria.

Planeación financiera (costos e ingresos)

Lista de incentivos por parte del gobierno y otros factores que impulsen este

tipo de proyectos.

Resumen de análisis ambientales.

Estudios de casos de éxito

De esta manera para realizar un plan de negocios completo es necesario y de vital

incluir la información financiera que tendrá el proyecto, a continuación, se

muestran una serie de parámetros económicos considerados para la elaboración

de los análisis realizados para el desarrollo del presente estudio y que también se

dejan como consigna para la presente guía de elaboración de proyectos.

Información general del proyecto

Capacidad nominal.

Factor de capacidad o planta.

Potencia AC de salida.

Vida útil del proyecto.

Precio kW instalado.

84

Ingresos

Beneficios tributarios: Depreciación, IVA, impuestos a la renta, arancelarios.

Ahorros por energía generada para autoconsumo.

Costos

Costo de los paneles, inversores, insumos etc.

Costos de instalación.

Costos de la estructura.

Costos de diseños.

Operación y mantenimiento (O&M).

Una vez sean determinados los parámetros determinados anteriormente se

procede a hacer el respectivo análisis financiero de la solución tal como se expone

en el capítulo 5.3, para así determinar los aspectos financieros que influyen en la

decisión final para determinar así la viabilidad o no de realizar una inversión en

este tipo de proyecto.

7.3 Trámite certificados y acceso a beneficios tributarios

Para efecto de la tramitología, procedimiento, indicaciones, certificados

ambientales, beneficios tributarios, notificaciones, registro y demás, los autores

proponen seguir la metodología propuesta en la cartilla Invierta y Gane con

Energía publicada por la UPME. La cual sintetiza e incluye los procedimientos

necesarios para acceder a los incentivos tributarios estipulados por la Ley 1715 de

2014.

Seguido este procedimiento y con apoyo del análisis técnico y económico

propuesto en el numeral 6.2, se espera tener un proyecto con incentivos

aprobados y viabilidad listos para ser ejecutado en las distintas fases de

inscripción de proyectos ante la UPME.

Para ello se ilustra en la siguiente grafica el procedimiento global que propone la

cartilla en cuanto a las etapas del proyecto y aplicación a los incentivos tributarios

con el fin de tener un resultado satisfactorio. Cabe aclarar que para cualquier duda

se debe procurar acudir a la cartilla ya que esta tiene una metodología bien

definida en cuanto a la aplicación de incentivos se refiere.

85

Figura 7. Etapas proyecto y aplicación a los incentivos. Fuente: invierta y Gane con Energía –IGE (UPME, 2016)

7.4 Trámites interconexión con la red eléctrica del operador de red

Los trámites para la interconexión eléctrica se presentan como un plus ya que al

momento de realizar el presente proyecto la Comisión de Regulación de Energía y

Gas –CREG expidió la Resolución CREG 030 de 2018 para autogeneración a

pequeña escala y generación distribuida y que define una serie de mecanismos

para que los usuarios ya sean residenciales, comerciales o industriales estén en

capacidad de suplir su propia demanda y adicionalmente contemplar la posibilidad

de entregar excedentes al Sistema Interconectado los cuales tendrán una

retribución económica.

El presente estudio tiene como cobertura la ciudad de Bogotá, así que la guía se

proyecta con base en el Operador de Red de la ciudad el cual es Codensa, a partir

de esto y los parámetros establecidos por la Resolución CREG 030 de 2018 se

elaboró un instructivo que permita conectarse a la red de dicho operador y

entregar excedentes producto de su autogeneración. La página del operador de

red destinada para esto es: https://www.codensa.com.co/resolucion-creg-030

El siguiente instructivo aplica para un Autogenerador a Pequeña Escala con

capacidad menor o igual a 0.1MW y que desea entregar energía a la red pública

en conformidad con los requerimientos de los Artículos 1 y 2 de la Resolución

CREG 030 de 2018, (CREG, 2018)

https://www.codensa.com.co/resolucion-creg-030

86

Figura 8. procedimiento conexión a OR de un AGPE. uente: Elaboración propia con base en web de Codensa. (Codensa, 2018)

Hay

disponibilidad

1. Verificar en la

página web del OR

disponibilidad de la

red con el # de cuenta

2. Diligenciar y enviar

formato solicitud de

conexión

Respuesta OR

¿Cumple

requisitos?

¿Cumple

requisitos

prueba?

4. Programa fecha

prueba técnica

AGPE que desea entregar excedentes a la red

Interconexión al OR

Remite razones, y

asigna pendientes por

corregir.

Realizar proceso

alternativo

87

Conclusiones

De las encuestas que se muestran en el numeral 5.1 se observó en el Gráfico 6,

aproximadamente el 44,7% de las empresas encuestadas tienen un consumo de

energía mensual superior a los 800 kWh mes. Es decir que, para la mayoría de las

empresas pequeñas pertenecientes a la encuesta, el costo asociado al consumo

de energía es considerablemente alto como se puede ver en el Gráfico 7.

Llegando a ser un factor fundamental para la economía de la empresa como se

declara en el Gráfico 8. Por lo tanto, si se lograra disminuir dicho gasto, se podría

implementar este capital para desarrollo tecnológico de la empresa o inclusive

para disminuir el costo final de los productos y/o servicios.

Del Gráfico 9 se puede visualizar que más del 80% de las empresas no han

participado con proyectos de energía renovables debido a la falta de información o

al desconocimiento de los procesos a seguir según lo mencionado en el Gráfico

10. Pero que según lo que se puede analizar en los gráficos 12 y 13, existe una

gran empatía por realizar este tipo de proyectos. Adicionalmente, el

desconocimiento de la Ley 1715 de 2014 y de sus incentivos, hace que estos

proyectos se vean inalcanzables y poco rentables. Por lo tanto, se concluye que

es necesario un mecanismo más efectivo de divulgación de la Ley y sus

beneficios, donde se den a conocer las bondades tanto económicas como

ambientales de desarrollar estos proyectos y lo rentables que pueden llegar a ser.

Respecto a la comparativa realizada en el Capítulo 6 y con base en los resultados

de los numerales 6.1.1 y 6.2.1 y a partir del análisis financiero de los tres

escenarios sin contemplar entregas de excedentes a la red la cual se puede

visualizar en la Tabla 30, es pertinente denotar que el Escenario No 2 como el

más óptimo para efectos económicos de inversión inicial por parte de los

potenciales clientes que son objeto de estudio del presente trabajo de grado. Esto

debido a que requiere la inversión más baja de las tres soluciones planteadas

($27.208.276 Cops), pero tiene un periodo de recuperación de la inversión más

alto (3,69 años) frente a los resultados del Escenario 1 (3,55 años) y 3 (3,53 años),

en lo que respecta a la TIR es un poco más baja que la del Escenario 1,

evaluando al rentabilidad se recomienda el Escenario 1, pero como el estudio está

orientado al sector de las pequeñas empresas cabe resaltar que se recomienda el

Escenario 2 debido a que es un escenario de inversión con un coste más bajo y

que un empresario puede solventar con más facilidad. En cuanto al escenario

preferible por rendimiento del VPN, TIR y Payback el rendimiento más alto se

observa en el Escenario No 1 ya que este, a pesar de tener una inversión inicial un

poco más alta proyecta unos mejores resultados que benefician al inversionista

respecto a los otros dos.

Adicionalmente, en el capítulo 6 también se observó que la mayor rentabilidad de

los proyectos de autogeneración a partir de energía solar fotovoltaica, se obtiene

88

cuando no existe ningún tipo de inyección de energía hacia la red. Esto debido a

que la fórmula tarifaria que reconoce los excedentes de energía inyectados a la

red, disminuye el costo en un 10% en comparación con la tarifa comercial, en el

mejor de los casos cuando los excedentes no superan las importaciones de

energía provenientes de la red. En el peor de los casos, cuando los excedentes

inyectados a la red superan a las importaciones, la disminución podría ser mucho

más crítica, alcanzando valores cercanos a tan solo el 14% de la tarifa comercial,

lo que disminuiría los ingresos directos del proyecto y afectaría la rentabilidad del

mismo.

Dada la rentabilidad de implementar proyectos de generación de energía solar

fotovoltaica en pequeñas empresas de la ciudad de Bogotá, es pertinente resaltar

el impacto positivo que tiene sobre el sector empresarial elegido el ahorro a largo

plazo en un gasto que en la mayoría de veces es bastante costoso como lo es el

servicio de energía eléctrica, dando así un alivio en un periodo de mínimo 20 años

a las empresas que decidan implementar este tipo de proyectos. Dando un valor

agregado a lo nombrado anteriormente, a la disminución de emisión de gases de

efecto invernadero GEI pro parte de las empresas lo cual fortalece la imagen de la

empresa desarrolladora al mismo tiempo que contribuye a la reducción de

contaminantes en el planeta.

Realizando la comparación entre los casos de estudio planteados con y sin

entregas de excedentes se notó que la rentabilidad disminuyo en un 1,63%

cuando los excedentes superaron a las importaciones de energía. Por otra parte,

cuando las inyecciones de energía hacia la red no superan las importaciones, se

tiene una disminución de la rentabilidad del 0,34%. Esto debido a los diferentes

costos de la energía que se mencionaron anteriormente.

A partir de esto se puede afirmar que la mayor rentabilidad posible para estos

sistemas, se logra al consumir toda la energía generada por el sistema,

disminuyendo así el consumo de la red y por ende la facturación de esta energía

por parte del operador de red. Es por esto que se recomienda que los diseños de

los sistemas estén hechos para suplir cargas constantes y fijas. De este modo, se

logra evitar la inyección de energía a la red y por el contrario se utiliza la red como

una fuente de respaldo para suplir la energía demandada por la carga

seleccionada.

El documento guía para la formulación y estructuración de proyectos realizado en

el Capítulo 7 es una herramienta bastante valiosa para los empresarios que

desconocen o ignoran el potencial de un proyecto de generación de energía a

partir de una fuente no convencional como lo es en este caso la solar. La guía

atiende en gran manera los vacíos que tiene el empresario respecto a este tipo de

proyectos, además de contar con un soporte técnico y financiero realizado en los

capítulos anteriores el cual es fundamental para estructurar los requerimientos y

procedimientos esenciales para llevar a cabo con éxito un proyecto de generación

89

solar fotovoltaica. Enseñando de manera clara y concisa los pilares fundamentales

que se deben cumplir para dar vía libre a una nueva erogación en este tipo de

proyectos.

Recomendaciones

En cuanto a la regulación que reconoce la venta de excedentes a la red (CREG

030) por parte de AGPE y GD, es pertinente realizar un estudio que presente el

análisis de las condiciones y procedimientos que establece cada operador de red

en aras de incluir a su red un generador que inyecte energía en cierto periodo

determinado de tiempo. Esto con el fin de tener un panorama claro de cómo es la

disposición y establecimiento de procedimientos por parte de los operadores de

red frente a la inclusión de nuevos agentes en su red, lo mencionado

anteriormente incluiría una actualización de los procedimientos y requisitos, ya

que, como la regulación es muy joven los organismos van modificando estos ítems

con el fin de complementar los vacíos que se presentan a la hora de proponer

conexiones nuevas.

Adicionalmente, con respecto a dicha regulación se recomiendo a la comunidad

académica realizar un estudio que evalué la estabilidad financiera de un proyecto

que inyecte excedentes superiores a las importaciones de energía provenientes de

la red y que por la formula tarifaria establecida en el artículo 18 de la resolución

CREG 030 de 2018 (CREG, 2018) estaría sujeto a la variabilidad de los precios de

bolsa del mercado eléctrico colombiano.

Se recomienda a las empresas colombianas buscar información y asesoría de

diferentes entidades institucionales tales como la Unidad de Planeación Minero

Energética (UPME), Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), el

Ministerio de Minas y Energía (MinMinas) y de la comunidad académica

universitaria colombiana, con el fin de resolver las dudas relacionadas con el

desarrollo de proyectos relacionados con energías renovables. De igual manera se

incita a las empresas colombianas a invertir tanto en el desarrollo de nuevos

proyectos como en investigación ya que estas nuevas tendencias energéticas

podrían reactivar parte de la economía del sector industrial colombiano, generando

así un mayor desarrollo del país.

Se recomiendo a los inversionistas que están interesados o que se encuentran en

el desarrollo de proyectos asociados a “las fuentes no convencionales de energía,

principalmente aquellas de carácter renovable, lo mismo que para el fomento de la

inversión, investigación y desarrollo de tecnologías limpias para producción de

energía, la eficiencia energética y la respuesta de la demanda” (Congreso de la

república, 2014), que socialicen sus inquietudes con la Unidad de Planeación

Minero Energética (UPME), quien está encargada de la socialización de la Ley

90

1715 de 2014 (Congreso de la república, 2014) y que realiza un excelente trabajo

en cuanto a la atención de las dudas asociadas con dicha Ley.

Por último, se recomienda al proyecto curricular de ingeniería eléctrica de la

Universidad Distrital Francisco José de Caldas, diseñar diferentes estrategias tales

como publicaciones en la web, seminarios, conferencias, entre otras actividades

que permitan la divulgación y exposición de estos trabajos de grado, que no solo

queden almacenados en la biblioteca donde solo tiene acceso la comunidad

científica, sino que también sean expuestos a las empresas del sector empresarial

colombiano, que como se mostró anteriormente se encuentran interesadas en

estas nuevas tendencias pero se limitan debido a la falta de información a la que

tienen acceso.

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