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GUÍA DE IMPLEMENTACIÓN ENFOCADA A UN PROYECTO DE
ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA DE AUTOGENERACIÓN A
PEQUEÑA ESCALA (AGPE), EVALUANDO SU VIABILIDAD
ECONÓMICA A PARTIR DE LOS BENEFICIOS TRIBUTARIOS
ESTIPULADO EN LA LEY 1715 DE 2014.
CRISTHIAN ERNESTO GARAY GONZÁLEZ
SERGIO ALEJANDRO GUZMÁN CHACÓN
UNIVERSIDAD DISTRITAL “FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS”
FACULTAD TECNOLÓGICA
INGENIERIA ELÉCTRICA POR CICLOS
BOGOTÁ D.C.
2019
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Guía de implementación enfocada a un proyecto de energía solar
fotovoltaica de Autogeneración a Pequeña Escala (AGPE,), evaluando su
viabilidad económica a partir de los beneficios tributarios según lo
estipulado en la ley 1715 de 2014.
Cristhian Ernesto Garay González y Sergio Alejandro Guzmán Chacón
Universidad Distrital Francisco José de Caldas
Trabajo de Grado elaborado para optar al Título de Ingeniero Eléctrico,
bajo la Dirección de la MSc.Yaqueline Garzón Rodríguez
Facultad de Tecnológica
Universidad Distrital Francisco José de Caldas
Facultad Tecnológica
Ingeniería Eléctrica por ciclos
Bogotá D.C. Colombia, septiembre 2019
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NOTA DE ACEPTACIÓN
Aprobado por el Comité de Grado en
cumplimiento de los requisitos exigidos por
la Universidad Distrital Francisco José de
Caldas para optar al título de
Ingeniero Eléctrico
__________________________________
Ing. MSc. Yaqueline Garzón Rodríguez
Directora del proyecto
__________________________________
Ing. PhD. Clara Inés Buriticá Arboleda
Jurado
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DEDICATORIA
A mi familia, la cual fue fuente de apoyo constante e incondicional en toda mi vida y más
aún en estos años de carrera profesional y en especial quiero expresar mi más grande
agradecimiento a mis padres que sin su ayuda hubiera sido imposible culminar esta etapa en
mi vida.
Cristhian Garay.
A Dios nuestro señor, quien nos ha dado la vida y la salud necesaria para realizar y culminar
este trabajo.
A nuestros padres por la educación ofrecida y por su constante e incondicional apoyo.
A mis compañeros y profesores con los que nos relacionamos de alguna u otra forma en el
transcurso de la carrera.
Sergio Guzmán.
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AGRADECIMIENTOS
Los autores expresan sus más sinceros agradecimientos:
A nuestras familias por su paciencia y por todo el apoyo que nos brindaron en este largo
proceso.
A la ingeniera Yaqueline Garzón Rodríguez director del proyecto por brindarnos su
amplia experiencia y conocimiento para la culminación del presente proyecto.
A todas las personas que directa o indirectamente nos brindaron su colaboración en la
realización del presente trabajo.
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CONTENIDO
LISTA DE FIGURAS ..................................................................................................................... 8
LISTA DE TABLAS ...................................................................................................................... 10
RESUMEN Y PALABRAS CLAVES ............................................................................................ 11
ABSTRACT AND KEYWORDS ................................................................................................... 12
OBJETIVOS. ............................................................................................................................... 13
INTRODUCCIÓN......................................................................................................................... 14
GLOSARIO .................................................................................................................................. 16
CAPITULO 1. ............................................................................................................................... 19
1.1. Marco Teórico .............................................................................................................. 19
1.1.1. Sistemas de energía solar fotovoltaica ............................................................... 19
1.1.2. Disposición final de los paneles solares.............................................................. 25
1.2 Marco Legal y Regulatorio ................................................................................................. 27
CAPITULO 2. ............................................................................................................................... 50
2.1. Estructuración de la guía de implementación enfocada a un proyecto de energía solar
fotovoltaica de autogeneración a pequeña escala (AGPE). .................................................... 50
2.1.1. Información de relevancia que se debe considerar en el desarrollo de la guía de implementación. ................................................................................................................... 53
2.1.2. Estructuración de la guía de implementación. .................................................... 54
CAPITULO 3. ............................................................................................................................... 57
3.1. Estructuración de aplicativo Excel enfocada a un proyecto de energía solar fotovoltaica
de autogeneración a pequeña escala (AGPE), evaluando su viabilidad económica a partir de
los beneficios tributarios estipulado en la ley 1715 de 2014. .................................................. 57
3.1.1. Información de relevancia a considerar para el uso del aplicativo. .................... 58
3.1.2. Instructivo para el diligenciamiento del aplicativo Excel ..................................... 58
CAPITULO 4. ............................................................................................................................... 67
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4.1. Caso tipo de la finca productora de huevos de la vereda Jucual del municipio de fosca
Cundinamarca.......................................................................................................................... 67
4.1.1. Datos del proyecto: .................................................................................................... 67
4.1.2. Descripción Del Proyecto: .......................................................................................... 68
4.1.3. Condiciones del predio: ............................................................................................. 68
4.2. Dimensionamiento del proyecto ....................................................................................... 71
4.2.1. Cuadro de cargas: ............................................................................................... 71
4.2.2. Consulta de la disponibilidad de carga del transformador ante el operador de red: 72
4.2.3. Dimensionamiento de conductores: .................................................................... 73
4.2.4. Selección de protecciones en BT: ....................................................................... 74
4.2.5. Cálculo de pérdidas de energía. ......................................................................... 75
4.2.6. Cálculo de regulación de tensión: ....................................................................... 78
4.2.7. Especificaciones técnicas del equipo de medida. ............................................... 79
4.2.8. Determinación de hora solar pico y factor de pérdidas (PR) .............................. 80
4.2.9. Equipos a utilizar: ................................................................................................ 87
4.3. Análisis energético ............................................................................................................ 93
4.3.1. Cálculo de Energía Producida: ............................................................................ 95
4.4. Presupuesto económico. ............................................................................................. 99
4.4.1. Cálculo económico .............................................................................................. 99
4.4.1. Valor Futuro (VF): .............................................................................................. 100
4.4.2. Valor Presente Neto (VAN): .............................................................................. 101
4.4.3. Tasa interna de retorno (TIR): ........................................................................... 104
4.4.4. Periodo de Recuperación de la Inversión (PIR): ............................................... 105
4.4.5. Costo de kW de Generación ............................................................................. 105
CONCLUSIONES. ..................................................................................................................... 108
ANEXOS .................................................................................................................................... 111
Referencias ................................................................................... ¡Error! Marcador no definido.
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LISTA DE FIGURAS
Fig. 1. Efecto fotoeléctrico. (Estructura de la materia, s.f.) ................................................................ 19
Fig. 2.Sistema solar fotovoltaico conectado a la red. (Sun Supply, s.f.) ............................................... 20
Fig. 3.Diagrama de bloques para Diseño y dimensionamiento de instalaciones fotovoltaicas acopladas a
red Eléctrica (Elaboración propia con base en O. Perpiñán Lamigueiro, marzo 2015) .......................... 23
Fig. 4.Diagrama de flujo del proceso para la solicitud de certificación de Beneficio Ambiental para
proyectos de Fuentes No Convencionales de Energías Renovables ante la UPME Y ANLA (Elaboración
propia) .......................................................................................................................................... 32
Fig. 5.Diagrama de flujo del proceso para la solicitud de certificación de Beneficio Ambiental para
proyectos de Fuentes No Convencionales de Energías Renovables ante la CREG (Elaboración propia) . 33
Fig. 6.Comportamiento de energía – Ejemplo 1 (Elaboración propia) ................................................. 38
Fig. 7.Consumo de energía – Ejemplo 1(Elaboración propia) ............................................................. 38
Fig. 8. Comportamiento de energía – Ejemplo 2 (Elaboración propia) ................................................ 40
Fig. 9.Consumo de energía –Ejemplo 2. (Elaboración propia) ............................................................ 40
Fig. 10. Comportamiento de energía Ejemplo 3. (Elaboración propia) ................................................ 42
Fig. 11.Consumo de energía Ejemplo 3 (Elaboración propia) ............................................................. 43
Fig. 12.Diagrama de flujo de implementación de la guía (Elaboración propia) ..................................... 52
Fig. 13.Menú de la aplicación Excel (Elaboración propia) ................................................................. 58
Fig. 14.Módulo de diligenciamiento de datos básicos. (Elaboración propia) ........................................ 59
Fig. 15.Diligenciamiento de la localización geográfica. (Elaboración propia) ...................................... 60
Fig. 16.Llenado de eficiencia del sistema. (Elaboración propia) ......................................................... 60
Fig. 17.Energía promedio consumida durante el mes. (Elaboración propia) ......................................... 61
Fig. 18.cálculo de la Energía promedio consumida. (Elaboración propia) ............................................ 61
Fig. 19. Diversificación de las cargas de acuerdo a la NTC-2050. (ICONTEC, 1998) ......................... 62
Fig. 20.Días y Horas de servicio eléctrico. (Elaboración propia) ......................................................... 62
Fig. 21.Diligenciamiento del valor del kWh. (Elaboración propia)...................................................... 63
Fig. 22.llenado de Potencia del sistema a instalar. (Elaboración propia) .............................................. 63
Fig. 23.Interfaz evaluación económica. (Elaboración propia) ............................................................. 64
Fig. 24.Modulo Sistema fotovoltaico. (Elaboración propia) ............................................................... 65
Fig. 25.Módulo de proyección económica del proyecto. (Elaboración propia) ..................................... 65
Fig. 26.Comportamiento de flujo de caja y Curva de proyección económica. (Elaboración propia)........ 66
Fig. 27. iluminación del galpón. (Elaboración propia) ....................................................................... 68
Fig. 28.Estructura de los Gallineros. (Elaboración propia) ................................................................. 69
Fig. 29.Panorámica de la estructura de los gallineros (Elaboración propia) .......................................... 69
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Fig. 30.Maquina clasificadora de huevo. (Elaboración propia) ........................................................... 70
Fig. 31.Tejado donde se proyecta la instalación de paneles solares. (Elaboración propia) ..................... 70
Fig. 32.Disponibilidad de carga de Transformador que alimenta el predio. (Obtenida de operador de red)
..................................................................................................................................................... 72
Fig. 33.Disponibilidad de carga de Transformador que alimenta el predio. (Obtenida de operador de red)
..................................................................................................................................................... 72
Fig. 34.Dimensionamiento de los conductores (NTC 2050) ............................................................... 73
Fig. 35.Esquema de conexión interna del microinversor APSystems YC1000-3. (Tomado de Catalogo) 92
Fig. 36.Diagrama unifilar del sistema fotovoltaico (Elaboración propia) ............................................. 93
Fig. 37.Componente tarifario. (Servicio público) ............................................................................ 100
Fig. 38.Comportamiento del flujo de caja del proyecto (Elaboración propia) ..................................... 103
Fig. 39.curva de proyección del proyecto (Elaboración propia) ........................................................ 104
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LISTA DE TABLAS
Tabla 1.Datos básicos del proyecto. (Elaboración propia) .................................................................. 67
Tabla 2.Cuadro de Cargas Existentes (Elaboración propia) ................................................................ 71
Tabla 3.Caracteristica principal de los conductores a usar. (Elaboración propia) .................................. 74
Tabla 4.Cálculo de pérdidas Conductores de Baja Tensión. (Elaboración propia)................................. 76
Tabla 5.Valor de Resistencia y Reactancia de los conductores. (NTC 2050) ........................................ 79
Tabla 6.Cálculo de Regulación para acometida en B.T en Cu. (Elaboración propia) ............................. 79
Tabla 7.Especificaciones de medidor (Likinormas, CODENSA) ........................................................ 80
Tabla 8.Datos HSP (IDEAM, 2019) ................................................................................................. 81
Tabla 9.Valores típicos de pérdidas. (Elaboración propia) .................................................................. 82
Tabla 10.Características térmicas del panel solar (Ficha técnica) ........................................................ 85
Tabla 11.Valores Utilizados para el factor de rendimiento (Elaboración propia) .................................. 86
Tabla 12.Pérdidas totales en la instalación. (Elaboración propia) ........................................................ 87
Tabla 13.Características panel solar Yingli – 270W. (Tomado de Catalogo) ........................................ 89
Tabla 14.Características panel solar Trina – 270W. (Tomado de Catalogo) ......................................... 89
Tabla 15. Características panel solar Jinko – 270W. (Tomado de Catalogo) ........................................ 89
Tabla 16.Datos del inversor APsystems. (Tomado de Catalogo) ......................................................... 90
Tabla 17.Datos del inversor Sunny Boy. (Tomado de Catalogo) ......................................................... 91
Tabla 18.Datos del inversor Fronius Symo. (Tomado de Catalogo) .................................................... 91
Tabla 19.Datos del panel solar. (Elaboración propia) ......................................................................... 94
Tabla 20.Datos del inversor. (Elaboración propia) ............................................................................. 94
Tabla 21.Valores del campo fotovoltaico. (Elaboración propia).......................................................... 95
Tabla 22.Cálculo de energía producida (Elaboración propia) ............................................................. 97
Tabla 23.Beneficio ambiental. (Elaboración propia) .......................................................................... 98
Tabla 24.Presupuesto del proyecto (Elaboración propia) .................................................................... 99
Tabla 25.Valores económicos del proyecto (Elaboración propia) ...................................................... 103
Tabla 26.Pérdidas de potencia general por envejecimiento de los módulos fotovoltaicos. (Elaboración
propia) ........................................................................................................................................ 106
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RESUMEN Y PALABRAS CLAVES
El Estado por medio de las garantías y beneficios otorgados en la ley 1715 de 2014
pretende impulsar el uso de fuentes no convencionales de energía renovables, para la
generación de energía eléctrica, permitiendo que todos los usuarios que decidan
autogenerar su propia energía eléctrica obtengan beneficios tributarios y adicionalmente
puedan vender sus excedentes de energía a la red de distribución. Lo anterior abre la
puerta de entrada a un nuevo mercado, el presente trabajo pretende ser una guía de
aplicación para proyectos de autogeneración a pequeña escala a partir de energía solar
fotovoltaica. Se pretende partir de conocer las necesidades energéticas, índice de
radiación solar (depende directamente se la ubicación geográfica), área disponible de
instalación y disponibilidad del punto de conexión a la red eléctrica del operador de red,
para hacer el estudio técnico y diseñar el sistema fotovoltaico a implementar en un sitio
determinado. Para este caso se pretende generar una aplicación Excel que permita a
través del ingreso de unos datos básicos de consumo de energía e índice de radiación
solar, obtener como resultado la capacidad del sistema a instalar, la cantidad de paneles
solares a utilizar y una estimación del costo, posteriormente describir y explicar el
procedimiento de registro de este tipo de proyectos ante las instituciones pertinentes y
realizar el estudio de incentivos económicos, que contempla aspectos ya reglamentados
para la obtención de beneficios tributarios y la venta de excedentes de energía como
autogeneradores a pequeña escala.
Finalmente, en este documento se encontrará la información básica para el estudio y
ejecución de un proyecto de energía solar fotovoltaica a pequeña escala, evaluando su
viabilidad económica a partir de los beneficios tributarios estipulados en la ley 1715 del
2014. Adicional a esto se presenta un estudio de caso tipo con el que se valida la
funcionalidad de la guía de implementación y del aplicativo en Excel para evaluar la
viabilidad y desarrollo del mismo.
Palabras claves: Energía solar, paneles solares, radiación solar, excedentes de energía,
autogeneración a pequeña escala, sistemas Ongrid, Fuentes No Convencionales de
Energía Renovable (FNCER), Sistema de Distribución Local (SDL), Sistema de
Transmisión Regional (STR), Sistema de Transmisión Nacional (STN).
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ABSTRACT AND KEYWORDS
The State, through the guarantees and benefits granted in Law 1715 of 2014, intends to
promote the use of non-conventional sources of renewable energy, for the generation of
electricity, allowing all users who decide to self-generate their own electricity to obtain
tax benefits. and additionally, they can sell their surplus energy to the distribution
network. The above opens the gateway to a new market, the present work aims to be an
application guide for small-scale self-generation projects based on photovoltaic solar
energy. It is intended to start by knowing the energy needs, solar radiation index (it
depends directly on the geographical location), available area of installation and
availability of the connection point to the grid operator's electrical network, to do the
technical study and design the system Photovoltaic to be implemented in a specific site.
For this case it is intended to generate an Excel application that allows, through the
entry of basic data on energy consumption and solar radiation index, to obtain as a
result the capacity of the system to be installed, the amount of solar panels to be used
and an estimate of the cost, then describe and explain the procedure for registering such
projects with the relevant institutions and carry out the study of economic incentives,
which includes aspects already regulated for obtaining tax benefits and the sale of
energy surpluses as small-scale self-generators .
Finally, in this document you will find the basic information for the study and execution
of a small-scale photovoltaic solar energy project, evaluating its economic viability
based on the tax benefits stipulated in Law 1715 of 2014. In addition to this, a type case
study that validates the functionality of the implementation guide and the application in
Excel to assess the feasibility and development of the same.
Keywords:
Solar energy, solar panels, solar radiation, surplus energy, small-scale self-generation,
Ongrid systems, Non-Conventional Renewable Energy Sources (FNCER), Local
Distribution System (SDL), Regional Transmission System (STR), Transmission
System National (STN).
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OBJETIVOS.
General:
Elaborar una guía para el diseño de un sistema de autogeneración a pequeña escala
(AGPE) de energía solar fotovoltaica Ongrid, para una capacidad instalada de 3 kW,
fundamentada en la ley 1715 de 2014 y todas sus normas reglamentarias que apliquen.
Específicos:
➢ Estructurar la guía de implementación para un sistema de autogeneración
pequeña escala de energía solar fotovoltaica Ongrid, a partir de un estudio
técnico, legal y normativo, considerando su respectiva validación, pruebas y
ajustes.
➢ Desarrollar aplicativo en Excel que permita realizar el estudio técnico y
económico para un sistema de autogeneración pequeña escala de energía solar
fotovoltaica Ongrid, el cual sirva de soporte en el uso final de la guía propuesta,
considerando su respectiva validación, pruebas y ajustes.
➢ Implementar la guía y el aplicativo Excel propuesto, en el caso tipo de la finca
productora de huevos de la vereda Jucual del municipio de Fosca Cundinamarca
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INTRODUCCIÓN
El suministro de energía eléctrica en el mundo es un tema de especial preocupación
desde el punto de vista del desarrollo sostenible, esto debido a que la generación de
energía eléctrica en gran cantidad proviene de la quema de combustibles fósiles. Los
combustibles derivados del petróleo, para producción de energía constituyen cerca del
33% de las fuentes primarias de energía, (BGR, Diciembre 2013) lo cual hace a este
campo un gran contribuyente a la producción total de gases de efecto invernadero. Por
esta razón en acuerdos internacionales se ha venido promoviendo el uso de fuentes de
energía renovable para satisfacer la demanda energética e ir aumentando la generación
de energía eléctrica con el uso de estas fuentes.
En el sector eléctrico colombiano hay un largo camino por recorrer en cuanto a energías
limpias o renovables se refiere, esto dado que aproximadamente el 6% de la energía
eléctrica generada del país proviene de fuentes no convencionales de energía
renovables, incluidas en las plantas menores y el 0,2% de autogeneradores (Xm filial de
ISA, 2016). Con el fin de aumentar el uso de estas fuentes de energía en el país, el
gobierno nacional por medio de la ley 1715 de 2014(“por medio de la cual se regula la
integración de las energías renovables no convencionales al sistema energético
nacional”)(Ley 1715, 2014), generó las condiciones que permitieran la integración al
sistema energético nacional de este tipo de energía, promoviendo su uso, garantiza
beneficios tributarios y arancelarios con el fin de promover el crecimiento de este tipo
de generación y permite vender a la red los excedentes de energía generados.
Con base en lo anterior se elabora este trabajo de grado en el cual se construirá una guía
para el diseño de un sistema de autogeneración a pequeña escala (AGPE) de energía
solar fotovoltaica, para una capacidad instalada de 3 kW, fundamentada en la ley 1715
de 2014 y todas sus normas reglamentarias que apliquen, inicialmente se realizará el
estudio legal y normativa para definir los pasos a seguir para la implementación de un
sistema de autogeneración de este tipo.
Seguido de esto se pretende realizar un estudio de incentivos económico para verificar
el comportamiento del retorno de la inversión y tasa interna de retorno, a partir de la
posibilidad de la venta de excedente de generación al operador de red y acceso a
beneficios tributarios otorgados por la ley 1715 de 2014, a continuación se analizarán
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los casos de aplicación internacional de leyes y normas que permiten la interconexión a
la red eléctrica y venta de excedentes para autogeneradores con fuentes de energía
renovables e identificar los posibles éxitos o fracasos de estos casos referidos al
contexto nacional.
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GLOSARIO
En el uso y manejo este documento es necesario considerar las siguientes definiciones y
conceptos:
Autogeneración: Aquella actividad realizada por personas naturales o jurídicas que
producen energía eléctrica principalmente, para atender sus propias necesidades.
(CREG Resolución 030 de 2018, 2018)
Autogenerador a pequeña escala, AGPE: Autogenerador con potencia instalada igual
o inferior a 1MW según el límite definido en el artículo primero de la Resolución
UPME 281 de 2015 o aquella que la modifique o sustituya. (CREG Resolución 030 de
2018, 2018)
Capacidad instalada: Es la carga instalada o capacidad nominal que puede soportar el
componente limitante de una instalación o sistema eléctrico. (CREG Resolución 030 de
2018, 2018)
Contador Bidireccional: Contador que acumula la diferencia entre los pulsos recibidos
por sus entradas de cuenta ascendente y cuenta descendente. (Ley 1715 , 2014)
Crédito de energía: Cantidad de energía exportada a la red por un AGPE con FNCER
que se permuta contra la importación de energía que éste realice durante un periodo de
facturación. (CREG Resolución 030 de 2018, 2018)
Energía solar: Energía obtenida a partir de aquella fuente no convencional de energía
renovable que consiste de la radiación electromagnética proveniente del sol. (Ley 1715,
2014)
Excedentes de energía: Toda exportación de energía eléctrica realizada por un
autogenerador. (CREG Resolución 030 de 2018, 2018)
Exportación de energía: Cantidad de energía entregada a la red por un autogenerador o
un generador distribuido. (CREG Resolución 030 de 2018, 2018)
Fuentes convencionales de energía: Son aquellos recursos de energía que son
utilizados de forma intensiva y ampliamente comercializados en el país. (Ley 1715,
2014)
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FNCER: Son las fuentes no convencionales de energía renovables tales como la
biomasa, los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos, la eólica, la geotérmica, la
solar y los mares. (CREG Resolución 030 de 2018, 2018)
Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER): Son aquellos recursos
de energía renovable disponibles a nivel mundial que son ambientalmente sostenibles,
pero que en el país no son empleados o son utilizados de manera marginal y no se
comercializan ampliamente. Se consideran FNCER la biomasa, los pequeños
aprovechamientos hidroeléctricos, la eólica, la geotérmica, la solar y los mares. Otras
fuentes podrán ser consideradas como FNCER según lo determine la UPME. (Ley
1715, 2014)
Importación de energía: Cantidad de energía eléctrica consumida de la red por un
Autogenerador. (CREG Resolución 030 de 2018, 2018)
Operador de Red (OR): Persona encargada de la planeación de la expansión, las
inversiones, la operación y el mantenimiento de todo o parte de un Sistema de
Transmisión Regional (STR) o Sistema de Distribución Local (SDL), incluidas sus
conexiones al Sistema de Transmisión Nacional. Los activos pueden ser de su propiedad
o de terceros. Para todos los propósitos son las empresas que tienen Cargos por Uso de
los STR o SDL aprobados por la CREG. El OR siempre debe ser una Empresa de
Servicios Públicos Domiciliarios. La unidad mínima de un SDL para que un OR solicite
Cargos de Uso corresponde a un Municipio. (CREG Resolución 030 de 2018, 2018)
Potencia instalada de generación: Para los AGPE este valor corresponde al nominal
del sistema de autogeneración declarado al OR durante el proceso de conexión. (CREG
Resolución 030 de 2018, 2018)
Servicio de Sistema: Conjunto de actividades necesarias para permitir la exportación
de energía eléctrica. (CREG Resolución 030 de 2018, 2018)
Sistema de Distribución Local (SDL): Sistema de transporte de energía eléctrica
compuesto por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que
operan a los Niveles de Tensión 3, 2 y 1 dedicados a la prestación del servicio en un
Mercado de Comercialización. (CREG Resolución 030 de 2018, 2018)
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Sistema de Transmisión Regional (STR): Sistema de transporte de energía eléctrica
compuesto por los Activos de Conexión del OR al STN y el conjunto de líneas, equipos
y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan en el Nivel de Tensión 4. Los
STR pueden estar conformados por los activos de uno o más Operadores de Red.
(CREG Resolución 030 de 2018, 2018)
Sistema de Transmisión Nacional (STN): Es el sistema interconectado de transmisión
de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, equipos de compensación y
subestaciones que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV, los transformadores
con este nivel de tensión en el lado de baja y los correspondientes módulos de conexión.
(CREG Resolución 030 de 2018, 2018)
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CAPITULO 1.
1.1. Marco Teórico
1.1.1. Sistemas de energía solar fotovoltaica
Los sistemas fotovoltaicos son una realidad en la actualidad, gracias entre otras cosas al
efecto fotoeléctrico, el cual se introdujo al mundo gracias a Alexandre Edmond
Bequerel (1820-1891) quien entre sus experimentos notó como había un incremento de
corriente al exponer a la luz una pila electrolítica con electrodos de platino (J.P. Silva
Sarasty, 2015). Esto dio paso a investigaciones alrededor de este efecto; posteriormente
fue Albert Einstein quién explicó el efecto fotoeléctrico por medio de su artículo “On a
Heuristic Viewpoint Concerning the Production and Transformation of Light” en donde
indica que un haz de luz está formado por pequeños grupos particulados, llamados
fotones; caracteriza la energía del fotón como la frecuencia multiplicada por una
constante (constante que posteriormente se determinaría como la constante de Planck).
(J.P. Silva Sarasty, 2015)
Teniendo en cuenta esto, un fotón que supere un valor de frecuencia determinado,
cuenta con la energía necesaria para expulsar un electrón. De este modo un haz de luz
que impacta sobre una superficie metálica dependiendo de su longitud de onda y
frecuencia está en la capacidad de desprender electrones de dicha superficie. En la
figura 1 se ilustra un ejemplo de este efecto.
Fig. 1. Efecto fotoeléctrico. (Estructura de la materia, s.f.)
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Usando este principio se da inicio al desarrollo tecnológico de celdas fotovoltaicas que
hoy en día componen los módulos fotovoltaicos. Entre las primeras celdas solares que
se construyeron se encuentra la de Selenio, la cual presenta una eficiencia de 1%,
posteriormente apareció la celda solar de Silicio la cual manejaba eficiencias superiores
al 10% (O. Perpiñán Lamigueiro, marzo 2015). Para que el silicio produzca energía
eléctrica se realiza un proceso de dopado, el cual consiste en introducir impurezas de
otro material en el silicio formando dos tipos de átomos, los que cuentan con un
electrón más que el silicio en la capa de valencia, conforman la zona tipo n y los que
tienen un electrón menos que el silicio en su capa de valencia conforma la zona tipo p
(O. Perpiñán Lamigueiro, marzo 2015).
Un sistema fotovoltaico está compuesto por diferentes equipos eléctricos y electrónicos
que a partir de la radiación solar producen energía eléctrica, donde el elemento principal
es el módulo fotovoltaico el cual genera corriente continua; otro elemento protagonista
en este tipo de instalaciones el inversor, el cual se encarga de recibir la corriente
continua generada por los módulos y cambiar la forma de onda a una onda en corriente
alterna con frecuencia y tensión de trabajo utilizada para el consumo de energía.
Fig. 2.Sistema solar fotovoltaico conectado a la red. (Sun Supply, s.f.)
Un Sistema Fotovoltaico Conectado a la Red es conformado básicamente por un
generador fotovoltaico acoplado a un inversor que opera en paralelo con la red eléctrica
comercial. El objetivo primordial de la tecnología fotovoltaica permite, al contrario que
en la mayoría de las fuentes de energía convencionales, un costo unitario relativamente
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independiente del tamaño de la instalación; por ello los pequeños sistemas presentan un
gran interés (producción de energía descentralizada u autosuficiencia del usuario o
consumidor).Por otra parte, los sistemas fotovoltaicos se pueden catalogar en tres
grupos de acuerdo a su instalación y uso: conectados a red (On grid), autónomos (Off
grid) y de bombeo, siendo los On grid y Off grid los más utilizados. (O. Perpiñán
Lamigueiro, marzo 2015)
Los sistemas conectados a red (On grid) generan la energía eléctrica para ser inyectada
en la red eléctrica de los sistemas de distribución convencionales. Estas instalaciones
pueden alimentar cargas eléctricas y enviar la energía sobrante a la red, o se pueden
instalar únicamente a la red (O. Perpiñán Lamigueiro, marzo 2015).
Teniendo en cuenta este uso no requieren de acumuladores de energía o baterías, ni de
reguladores. Se requiere de un equipo inversor para permitir un correcto acoplamiento
con la red eléctrica, limitando la potencia, tensión y frecuencia de salida de las ondas de
tensión y corriente, para que se introduzcan sin traumatismos en la red.
Los sistemas autónomos (Off grid) son sistemas dedicados a una o varias cargas
específicas en múltiples aplicaciones, estos sistemas cuentan con equipos como baterías
y reguladores, con la finalidad de almacenar y siempre suministrar energía eléctrica
necesaria a las cargas que se tengan, de una manera óptima (O. Perpiñán Lamigueiro,
marzo 2015). Entre las aplicaciones de estos sistemas están la electrificación rural
doméstica y los consumos pequeños, como alimentación de equipos de comunicación,
señalización vial entre otros.
En Colombia los sistemas de generación con energía solar fotovoltaica tienen su inicio
en proyectos de comunicaciones en la década de los 80s destacando el proyecto de
telecomunicaciones rurales de Telecom, instalando paneles solares para radioteléfonos
rurales, en los siguientes años fue aumentando el uso de estas tecnologías en
electrificaciones rurales e industrias (H. Rodríguez Murcia, noviembre 2008.)
Debido a que en el país los avances sobre diseños de instalaciones de energía solar
fotovoltaica han aparecido en los últimos años promovidos entre otras cosas por la
entrada en vigencia de la Ley 1715 de 2014, y se han considerado desactualizadas las
normas nacionales sobre este tipo de instalaciones, se toma como referencia de diseño
los aportes internaciones de países de Europa y específicamente países como España
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que están a la vanguardia del diseño y montaje de este tipo de instalaciones
fotovoltaicas, teniendo en cuenta su gran trayectoria, experiencia y la comodidad de
interpretar los documentos fuente de esta nacionalidad. (J.Zfrilla & G. Arce, 2018)
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Fig. 3.Diagrama de bloques para Diseño y dimensionamiento de instalaciones
fotovoltaicas acopladas a red Eléctrica (Elaboración propia con base en O.
Perpiñán Lamigueiro, marzo 2015)
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En cuanto al diseño y dimensionamiento de instalaciones fotovoltaicas acopladas con
redes eléctricas del operador de red se deben tener en consideración aspectos como:
• Orientación e inclinación: En los sistemas fotovoltaicos, la orientación de la
planta fotovoltaica debe ser hacia el horizonte Sur en el hemisferio Norte y hacia
el horizonte Norte en el hemisferio Sur. La inclinación del generador debe
maximizar la generación de energía. Una recomendación sencilla consiste en
inclinar los paneles fotovoltaicos tantos grados como la latitud del lugar, esto
siempre y cuando sea posible de acuerdo al lugar de instalación disponible. (O.
Perpiñán Lamigueiro, Marzo 2015)
• Configuración eléctrica de la planta fotovoltaica: La conexión entre un sistema
fotovoltaico y un inversor involucra según el número de módulos fotovoltaicos a
utilizar, definir el número de ramas que compone la instalación fotovoltaica, con
el fin de garantizar una tensión y una corriente de trabajo óptimas. La cantidad
de módulos en cada rama determina la tensión que entregará la planta
fotovoltaica, mientras que el número de ramas determina el valor máximo de
corriente que entrega el sistema fotovoltaico. (O. Perpiñán Lamigueiro, Marzo
2015)
• Búsqueda del punto MPP (Punto de máxima Potencia): Una de las funciones del
sistema de control de un inversor de conexión a red es la localización y
seguimiento del MPP de la instalación fotovoltaica. Este punto debe ser
localizado mediante un algoritmo de búsqueda. El MPP depende de las
condiciones de radiación y temperatura, y, por tanto, su posición será cambiante
con el tiempo. En general, el sistema de control recibirá información sobre el
comportamiento del sistema (por ejemplo, tensión y corriente) y, con base en el
algoritmo empleado, dará ordenes que indiquen el punto de trabajo. (O.
Perpiñán Lamigueiro, Marzo 2015)
• Radicación solar incidente: Se debe tener claridad del índice de radiación solar
que incide en el área de instalación de una planta fotovoltaica. La radiación
efectiva estima las pérdidas por reflexión, efecto relacionado con el ángulo
formado entre la línea que une el generador con el sol y la perpendicular al plano
del módulo. Teniendo en cuenta que la radiación directa debe ser
proporcionalmente superior a la radiación difusa, y que las pérdidas por
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reflexión disminuyen si el apuntamiento al sol mejora, se deben diseñar sistemas
fotovoltaicos con la mejor orientación e inclinación posible, (cuando no se
cuente con sistemas de seguimiento solar para paneles solares). (O. Perpiñán
Lamigueiro, Marzo 2015)
Los cálculo y ecuaciones para el diseño de sistemas fotovoltaicos se desarrollan a lo
largo de este documento.
1.1.2. Disposición final de los paneles solares
El constante desarrollo y el bajo de costos de las instalaciones de energía solar en los
últimos años han causado que la generación de energía eléctrica mediante fuentes
fotovoltaicas sea más accesible, dando lugar a un aumento exponencial al uso a nivel
comercial y a nivel doméstico.
De acuerdo a lo anterior que se deben tener en cuenta diversos aspectos de la gestión y
manejo de los residuos sólidos que deben ser aplicados en las diferentes etapas de la
disposición final de los paneles solares al fin de su ciclo de vida.
De acuerdo al decreto 1713 del 2002, un residuo sólido es “cualquier objeto, material,
sustancia o elemento sólido resultante del consumo o uso de un bien en actividades
domésticas, industriales, comerciales, institucionales, de servicios, que el generador
abandona, rechaza o entrega”. Los residuos sólidos se clasifican en diferentes categorías
según sus características; entre estas categorías se encuentran los residuos ordinarios,
orgánicos, peligrosos, hospitalarios, entre otros. (Republica de Colombia, 2002)
La gestión de los residuos sólidos va más allá que su clasificación; si un residuo es
aprovechable (es decir, que es susceptible de incorporación a un proceso productivo),
debe ser recuperado o por el contrario si es residuo es peligroso y debe tratarse con
extremo cuidado.
De acuerdo a lo anterior en el caso actual de estudio, la disposición final de los paneles
solares, se debe resaltar que en el caso de los marcos metálicos de las estructuras, los
cuales no tienen ninguna peligrosidad y pueden ser recuperados y reutilizados en la
producción de paneles solares nuevos, es decir se estaría presentando la modalidad de
aprovechamiento de residuos sólidos, la cual se define como la prolongación y
adecuación de la vida útil de los mismos, y que devuelve a los materiales la posibilidad
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de ser utilizados en su función original o relacionada. (Ministerio de Ambiente y
Desarrollo Sostenible, 2018)
Por otro lado, los componentes químicos como metales pesados que están presentes en
las celdas fotovoltaicas de los paneles solares presentan toxicidad al medio ambiente y
la salud humana, por lo que su disposición final se debe aislar y confinarlos de forma
definitiva en instalaciones o lugares especialmente seleccionados y diseñados para
evitar la contaminación y los riesgos a la salud humana y al ambiente. (Republica de
Colombia, 2002)
Actualmente el ministerio de ambiente, viene implementando herramientas de trabajo
para la disposición final de residuos perjudiciales para el ambiente, desde el año 2014
publico una aplicación llamada “Red Posconsumo”, esta herramienta tiene como
estrategia el trabajo conjunto entre fabricantes o importadores y el MADS en
responsabilizarse de la información y pone a disposición de la ciudadanía los lugares
más cercanos donde se realiza la gestión de disposición de residuos, las formas de llegar
y los tiempos de recorrido, esta herramienta maneja el concepto de responsabilidad
extendida del producto, está orientada para productos como: baterías de automóviles,
bombillas, computadores y electrónicos, llantas, medicamentos vencidos, neveras, pilas
y plaguicidas, pero se evidencia que específicamente para fotoceldas no se tiene una
cadena para la disposición final (Miniambiente, 2017). Debido a esto para mitigar
impactos ambientales es necesario trabajar con metodologias internacionales como el
Analisis de Ciclo de Vida (ACV) estandar ISO 14040, que establece un proceso para la
evaluación de cargas e impactos ambientales asociados a la elaboración de un producto
desde la composición de materiales hasta el post-uso,un claro ejemplo de este análisis es
el realizado por la Union Carbide Corporation (UCC) en donde para la obtención de
silicio solar más puro realizan un procedimiento innovador, que consiste en la
hidrogenación del silicio en un reactor fluido a 500ºC y 3,5 MPa, con un catalizador de
bases de cobre y una serie de destilaciones fraccionadas que eliminan impurezas. En la
última destilación, tiene lugar un proceso de pirólisis, a partir del cual se obtiene el
silicio de grado solar, con una pureza de 1x a 1x , este proceso en unión con
algunas otras decisiones como el uso de marcos reciclados, uso de catalizadores menos
contaminantes y aplicación de varias medidas de reducción de impacto ambiental sobre
cada una de las fases de producción , garantizan que cuando el producto finalice su
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etapa de uso, estos desechos no sean altamente contaminantes y su disposición sea
menos peligrosa. (Enrique H, 2008)
1.2 Marco Legal y Regulatorio
En el marco regulatorio Colombia no contaba con una reglamentación completa para
proyectos energéticos con fuentes no convencionales de energía renovables, y fue hasta
2014 cuando se estableció la ley 1715 “Por medio de la cual se regula la integración de
las energías renovables no convencionales al Sistema Energético Nacional”, también
conocida como la ley de energías renovables, esta ley promueve y beneficia los
proyectos de generación de energía eléctrica a partir de energías renovables y da las
directrices y condiciones para la ejecución de este tipo de proyectos, fuentes de energía
entre las que está incluida la energía solar.
La ley 1715 entre otras directrices delega a Comisión de Regulación de Energía y Gas
(CREG) para generar la regulación necesaria para la puesta en marcha de este tipo de
proyectos, dado esto la CREG genera, la resolución 030 de 2018 “Por la cual se regulan
las actividades de autogeneración a pequeña escala y de generación distribuida en el
Sistema Interconectado Nacional” (CREG Resolución 030 de 2018, 2018), en esta
resolución la CREG establece que se debe permitir la conexión de estos proyectos al
SIN, por medio del Sistema de Transmisión Regional (STR) y el Sistema de
Distribución Local (SDL), exigiendo a los operadores de red y comercializadores
establecer los requisitos técnicos que se deben cumplir para llevar a cabo estas
conexiones, para posteriormente unificarlos y realizar un solo tipo de solicitud para
cualquier proyecto del país.
Por otra parte, la ley establece que para obtener los beneficios tributarios que esta ley
ofrece se requiere registrar el proyecto ante la UPME y tramitar una certificación
ambiental ante la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA). Por su parte
la UPME por medio de la resolución 045 de 2016 “Por la cual se establecen los
procedimientos y requisitos para emitir la certificación y avalar los proyectos de Fuentes
No Convencionales de Energía (FNCE), con miras a obtener el beneficio de la exclusión
de IVA y la exención de gravamen arancelario de que tratan los artículos 12 y 13 de la
Ley 1715 de 2014, y se toman otras determinaciones”, establece los requisitos que debe
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cumplir el proyecto que se quiera registrar. En cuanto a la ANLA, el Ministerio de
Ambiente y Desarrollo Sostenible estableció sus requerimientos por medio de la
resolución 1283 de 2016 “Por la cual se establece el procedimiento y requisitos para la
expedición de la certificación de beneficio ambiental por nuevas inversiones en
proyectos de Fuentes No Convencionales de Energías Renovables – FNCER y gestión
eficiente de la energía, para obtener los beneficios tributarios de que tratan los artículos
11, 12, 13 y 14 de la Ley 1715 de 2014 y se adoptan otras determinaciones” (Ministerio
de Ambiente y Desarrollo Sostenible, resolución 1283 de 2016, 2016).
Dentro de las directrices de la ley, también se cuenta con el decreto 2143 de 2015 del
Ministerio de Minas y Energía, “Por la cual se adiciona el Decreto único Reglamentario
del Sector Administrativo de Minas y Energía, 1073 de 2015, en lo relacionado con la
definición de los lineamientos para la aplicación de incentivos establecidos en el
Capítulo III de la Ley 1715 de 2014”, con el que el ministerio de Minas y Energía
adopta en el decreto 1373 de 2015 (Decreto Único Reglamentario del Sector de Minas y
Energía) las disposiciones de la ley 1715 en materia de proyectos de autogeneración con
fuentes de energía renovable y los beneficios que le aplican.
Adicional para entrega de excedentes de autogeneración a pequeña escala el ministerio
de minas y energías público el decreto 348 de 2017, el cual adiciona al decreto 1073 del
2015 una sección referente a los lineamientos de política pública en materia de gestión
eficiente de energía y entrega de excedentes de generación a pequeña escala,
estableciendo su ámbito de aplicación, parámetros para ser considerado autogenerador a
pequeña escala, condiciones para la conexión y entrega de excedente para
autogeneradores a pequeña escala, contrato de respaldo (no aplica para autogeneradores
con capacidad instalada menor o igual a 0,1 MW) y remuneración de excedentes de
energía. ( Decreto 348 de 2017, 2017)
Dado lo resiente de la resolución CREG 030 de 2018, este proyecto pretende realizar la
guía de aplicación para el diseño del proyecto teniendo en cuenta todos estos
requerimientos que se han establecido para los proyectos con Fuentes No
Convencionales de Energía Renovables, específicamente la energía solar fotovoltaica.
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En cuanto a la normativa técnica vigente cabe destacar que se deben seguir los
parámetros de la NTC 2050 y el RETIE.
NTC 2050: la sección 690 de esta norma (Sistemas Solares Fotovoltaicos) entrega las
disposiciones técnicas bajo las cuales se debe realizar la instalación y enfocar los
diseños para proyectos de energía solar fotovoltaica; realizando las definiciones del
sistema y equipos necesaria (Cómo paneles solares, inversor, regulador, batería, etc.),
también las protecciones que se deben utilizar, métodos permitidos, conexiones, puesta
a tierra entre otros. (NTC 2050, 1998)
RETIE 2013: El Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas RETIE 2013 en su
artículo 20.22 declara lo siguiente para los paneles solares fotovoltaicos: “Los paneles
solares fotovoltaicos para proveer energía eléctrica a instalaciones domiciliarias o
similares y establecimientos públicos, deben cumplir los requisitos de reconocimiento
Internacional y demostrarlo mediante Certificado de Conformidad de Producto
expedido por un organismo de certificación acreditado.
La instalación eléctrica y el montaje de los paneles deben hacerse conforme a la Sección
690 de la NTC 2050, por un profesional competente, quien debe declarar el
Cumplimiento del RETIE.” Adicionalmente en el Numeral 20.28 declara como
instalación especial a las instalaciones solares fotovoltaicas. (RETIE, 2013)
También se debe tener en consideración las siguientes normas técnicas colombianas:
- NTC 1736: “Energía solar. Definiciones y nomenclatura”.
- NTC 2775: “Energía solar fotovoltaica. Terminología y definiciones”.
- NTC 4405: “Eficiencia energética. Evaluación de la eficiencia de los sistemas solares
fotovoltaicos y sus componentes”.
- NTC 2883: “Módulos fotovoltaicos (FV) de silicio cristalino para aplicación terrestre.
Calificación del diseño y aprobación de tipo”
También es pertinente resaltar que este tipo de proyectos puede aportar al desarrollo de
los planes de energización rural sostenible (PERS) que de acuerdo al instituto de
planificación y promoción de soluciones energéticas para las zonas no interconectadas
defines que: “Son planes estructurados a partir de un análisis de los elementos
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regionales relevantes en materia de emprendimiento, productividad y energización rural
que permiten identificar, formular y estructurar lineamientos y estrategias de desarrollo
energético rural así como proyectos integrales y sostenibles de suministro y
aprovechamiento de energía para un período de mínimo 15 años, donde no solamente su
objeto sea proveer el servicio, sino que apoyen el crecimiento y el desarrollo de las
comunidades rurales de las regiones objetivo”.
Proceso de implementación y legalización de un proyecto de autogeneración a
pequeña escala
Para poder ejecutar un proyecto de autogeneración a pequeña escala, en el marco de la
Ley 1715 de 2014 y poder beneficiarse de los incentivos que ésta otorga, se debe
identificar las competencias administrativas que establece la Ley y como relacionar el
proyecto a cada una de las entidades competentes:
Ministerio Minas y energía: Lineamientos de política energética en materia de
generación con FNCER (Fuente No Convencional de Energía Renovable).
CREG: Establecer los procedimientos para la conexión, operación y comercialización
de energía autogenerada.
UPME: Definir y actualizar listado de fuentes de generación de energía no
convencional. Definir potencia máxima de autogeneración a pequeña escala (La cual
está definida en 1 MW). Programas de divulgación masiva.
Ministerio de Hacienda: Otorgar subvenciones y otras ayudas para el fomento de
investigación y desarrollo de las FNCE.
Min. Ambiente y desarrollo sostenible: incorporar en las políticas ambientales, los
principios y criterios ambientales de las FNCE, que conlleven beneficios ambientales,
para impulsarlas a nivel nacional. Establecer el procedimiento y los requisitos para la
expedición de la certificación de beneficios ambientales, para el otorgamiento de los
beneficios tributarios por el uso de FNCE.
ANLA: Establecer un ciclo de evaluación rápido para proyectos relativos a proyectos de
FNCE, entre otros que conlleven beneficios para el medio ambiente.
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A continuación, mediante los diagramas de flujo mostrados en la figura N° 4 y la figura
N° 5, se resume el proceso para la solicitud de certificación de Beneficio Ambiental
para proyectos de Fuentes No Convencionales de Energías Renovables y gestión
eficiente de la energía, en la primera figura se especifica los pasos del proceso a tramitar
en UPME y ANLA, en la posterior figura se ilustra el proceso que se debe realizar ante
la CREG para finalmente radicarlo al operador de red es posible realizar este proceso en
paraleló al primero, por esto se explica independiente.
Seguidamente se explicará de manera más detalla el proceso en cada una de las
entidades correspondientes para aplicar a un proyecto de Fuentes No Convencionales de
Energías Renovables y gestión eficiente de la energía en el marco de la Ley 1715 de
2014.
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Cálculo y diseño del
sistema
Solicitud de aval del proyecto ante
la UPME10 días calendario según Resolución
UPME 703 de 2018
Solicitud de Certificación de
incentivo ambiental frente a la ANLA
De 40 a 85 días hábiles.Según Resolución 1283 de 2016 del MADS y Resolución 1303 de
2018 del MADS.
PROYECTO DE ENERGÍA SOLAR
¿Se obtuvo certificación ANLA de beneficios
tributarios?
SI
NO
Compra de equipos
¿Requiere importación?
SI Compra e importación de equipos
Compra de equipos en el mercado local.
Montaje y conexión de equipos
NO
Tiempo sujeto a complejidad de la instalación, condiciones de
terreno, clima y demás
Plazo sujeto a tiempos de los distribuidores
Enmarcado en la Ley 1715 de 2014
Certificación para incentivos de
proyectos FNCE de la UPME
35 días calendario.* Resolución UPME
703 de 2018
Aceptación del proyecto
SI
NO
OBTENCIÓN DE BENEFICIOS Y EJECUCIÓN DE PROYECTO DE
ENERGÍA SOLAR
Adicionar información
faltante
Solicitud de información
adicional por la ANLA
Adicionar información
faltante
Recibir notificación por parte de la ANLA
Entregar información requerida y diligenciar los anexos 2, 3, 4 y 5 de la resolución 703 de 2018
De acuerdo a la resolución UPME 703 de 2018, un proyecto se puede avalar en etapa de Preinversión, invers ión y Operación.
De acuerdo a la resolución UPME 703 de 2018, un proyecto se puede avalar en etapa de Preinversión, invers ión y Operación.
Entregar información requerida y diligenciar el Formato único de solicitud y los Formatos 1 y 2 de las resoluciones MADS 1283 de 2016 y 1303 de 2018
El diseño del debe incluir el punto de conexión a red, potencia p ico de la planta FV, energía generada, área de ocupación, entre otros parámetros, los cuales se desarrollan en el aplicativo Excel y la guía de implementación del presente trabajo.
Plazo sujeto a tiempos de los distribuidores
Fig. 4.Diagrama de flujo del proceso para la solicitud de certificación de Beneficio
Ambiental para proyectos de Fuentes No Convencionales de Energías Renovables
ante la UPME Y ANLA (Elaboración propia)
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PROYECTO DE ENERGÍA SOLAR
Certificación de conformidad RETIE.
Sujeta a tiempos de el ente certificador y si se presentan o
no, no conformidades.
Radicación de formularios y diseño ante
Operador de Red
Visita de recibo de obra y pruebas al sistema, por parte del Operador de
Red.
Instalación de medidor
bidireccional.
PUESTA EN MARCHA DEL PROYECTO DE ENERGÍA SOLAR
(5 – 7) días hábiles según resolución CREG 030 de
2018.
(2 – 7) días hábiles según lo establecido en la
resolución CREG 030 de 2018
1 día hábil según la resolución CREG 030
de 2018
Enmarcado en la Ley 1715 de 2014
Proyecto aprobado por operador de red con vigencia de 6 meses.
Aceptación del proyecto
SI
NO
Recibo de Obra Aprobado
SI
NO
Construcción del proyecto
En esta instancia de solicitud de conexión del proyecto a la red del OR, se debe diligenciar y adjuntar la información solicitada por el operador de red en su página de internet, según lo establecido por la resolución CREG 030 de 2018.
Una vez aprobada la solicitud de conexión. Se tiene un periodo de 6 meses para realizar la instalación de la planta fotovoltaica, según lo indicado por la resolución CREG 030 de 2018.
La visita de verificación del OR, tiene la finalidad de evaluar el desempeño de la planta FV, la no afectación negativa de la red del OR y que se cumpla con las condiciones iniciales presentadas en la solicitud de conexión.
Fig. 5.Diagrama de flujo del proceso para la solicitud de certificación de Beneficio
Ambiental para proyectos de Fuentes No Convencionales de Energías Renovables
ante la CREG (Elaboración propia)
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1.2.1.1. Lineamientos de la Resolución CREG 030
La Comisión de Regulación de Energía y Gas por medio de la resolución CREG 030 de
2018 “Por la cual se regulan las actividades de autogeneración a pequeña escala y de
generación distribuida en el Sistema Interconectado Nacional”, en donde establece los
lineamientos que deben seguir los operadores de red y comercializadores de energía
para aceptar la conexión de proyectos con fuentes no convencionales de energía al
sistema interconectado nacional, destacando los siguientes aspectos:
La resolución CREG 030 de 2018 fijó las reglas para que los usuarios residenciales,
comerciales e industriales puedan generar energía y conectarse al sistema
interconectado nacional.
También se establece como es el procedimiento para el reconocimiento de excedentes
de energía en caso que los haya.
Todas las empresas de energía están obligadas a permitir y facilitar el proceso.
Para conectarse a la red eléctrica del operador de red, la resolución establece dos rangos,
uno para autogeneradores menores a 100 kW y otro para autogeneradores entre 100 kW
y 1000 kW.
a. Requisitos para Conexión a la red para AGPE menores a 100 kW de
acuerdo a la resolución CREG 030 (CREG Resolución 030 de 2018, 2018)
i. Revisar la disponibilidad de la red: Las empresas prestadoras del servicio en
su página web, deben publicar la disponibilidad de sus redes para realizar la
conexión.
Para el caso de conexión en el nivel de tensión 1 la potencia instalada debe
ser menor o igual al 15% de la capacidad nominal del transformador que
alimente el predio.
ii. Llenar el formulario simplificado: Las empresas prestadoras del servicio en
su página web, deben publicar un formato para realizar la solicitud de
autorización de conexión, diligenciando una información básica sobre la
instalación.
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iii. Revisar el estado de la solicitud: En la página web del prestador del servicio,
se podrá adelantar todo el trámite y verificar el estado de la solicitud.
iv. Instalar el sistema de autogeneración: Una vez aprobada la conexión, se
cuenta con seis meses para instalar el sistema de autogeneración.
v. Revisar la instalación: Cuando se instale el sistema, el prestador del servicio
revisará y podrá realizar pruebas para verificar su operación y procederá a
conectarlo a la red.
vi. Autogenerar energía eléctrica: Cuando todo esté aprobado y en orden el
prestador del servicio conectará la instalación a la red.
b. Requisitos para la Conexión a la red para AGPE entre 100 kW y 1000 kW o
sin disponibilidad de red. (CREG Resolución 030 de 2018, 2018)
i. Estudio de conexión simplificado: En el cual se indique los trabajos
eléctricos necesarios para conectar el sistema de energía solar.
ii. Formulario de solicitud y presentación de estudio: Trámite en línea, en el
cual se presenta al operador de red.
iii. Revisar el estado de la solicitud: En la página web del prestador del
servicio, se podrá adelantar todo el trámite y verificar el estado de la
solicitud.
iv. Contrato de conexión: En cual se establecen las condiciones de conexión,
capacidad a instalar, fecha de conexión, entre otras características. El
plazo para la firma es de 5 días hábiles.
v. Instalar el sistema de autogeneración: Con la aprobación y el contrato
firmado se procede a instalar el sistema.
vi. Pruebas de equipos: El plan de pruebas por parte del prestador del
servicio se informa con 48 horas de anterioridad.
vii. Puesta en servicio: Según fecha establecida en el contrato.
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c. Sistema de medición: La energía consumida de la red y la autogenerada
aportada a la red se debe registrar mediante un medidor horario bidireccional,
que registre cada hora del día la energía que se consume de manera separada de
la energía que se vende.
d. Sistema de Facturación y venta de excedentes: (CREG Resolución 030 de
2018) (Artículo 17). Reconocimiento de excedentes de AGPE que utiliza fuentes
no convencionales de energía (FNCER)se dividen en dos grandes grupos
capacidades menores a 0,1 MW y mayores al valor:
i. Facturación y venta para sistemas AGPE con capacidad menor o igual a
0,1 MW:
➢ “Los excedentes que sean menores o iguales a su importación serán
permutados por su importación de energía eléctrica de la red en el
periodo de facturación”.
“Por estos excedentes, el comercializador cobrará al AGPE por cada
kWh el costo de comercialización”.
Aproximadamente se venderá al 90% del kWh.
➢ “Los excedentes que sobrepasen su importación de energía eléctrica de la
red en el periodo de facturación, se liquidarán al precio horario de bolsa
de la energía correspondiente”.
Aproximadamente se venderá entre el 30% y 40% del kWh.
ii. Facturación y venta para sistemas AGPE con capacidad mayor a 0,1 MW:
➢ “Los excedentes que sean menores o iguales a su importación serán
permutados por su importación de energía eléctrica de la red en el
periodo de facturación”.
“Por estos excedentes, el comercializador cobrará al AGPE por cada
kWh el costo de comercialización y el servicio del sistema”.
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➢ “Los excedentes que sobrepasen su importación de energía eléctrica de la
red en el periodo de facturación, se liquidarán al precio horario de bolsa
de la energía correspondiente”.
Aproximadamente se venderá entre el 30% y 40% del kWh.
e. Ejemplos de los métodos de facturación
A continuación, se mencionarán algunos ejemplos en métodos de facturación de energía
para autogeneradores a pequeña escala con fuentes no convencionales de energía:
NOTA ACLARTORIA: De acuerdo a la ley 1715 del 2014 en referencia a la
resolución de la CREG 030, dentro de la bidireccionalidad de la conducción de energía
entre la red eléctrica del OR y el predio donde se instala la planta de autogeneración
fotovoltaica, solo se considera excedente de energía eléctrica cuando la autogeneración
abastece el 100% del requerimiento energético del predio y aun así sobra energía
durante el periodo de facturación, es decir solo es posible vender la energía eléctrica
producida por la planta auto generadora en el caso donde el balance de un periodo de
facturación la energía generada por la fuente fotovoltaica es superior a la consumida en
el predio(observar caso 3)
i. Ejemplo de facturación de energía para AGPE con FNCER – CASO 1.
En este caso el total de energía generada con la planta solar fotovoltaica, es
inferior al total de energía consumida de la red eléctrica del operador de red; por
este motivo en la facturación únicamente se hace el cruce de energía y se
descuenta lo que se dejó de consumir del operador de red.
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Fig. 6.Comportamiento de energía – Ejemplo 1 (Elaboración propia)
Fig. 7.Consumo de energía – Ejemplo 1(Elaboración propia)
Como se observa en las figuras 6 y 7, para este ejemplo en color verde se tiene la
energía consumida en el predio, en color azul la energía consumida de la red
eléctrica del operador de red o comercializador y en color amarillo la energía
proveniente de generación fotovoltaica.
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En la figura 6 se observa el comportamiento del consumo de energía en el
predio, en donde entre 6pm y 12 am y 12 am y 6 am no se tiene generación
fotovoltaica y el consumo de energía es totalmente de la red del OR; mientras
que de 6 am a 6 pm se tiene energía solar para autoconsumo, por lo que el
consumo del predio es compartido entre la red eléctrica convencional y la
energía solar autogenerada.
En la figura 7 se observa el total de energía consumida por el predio, la energía
solar autogenerada y la energía consumida de la red, totalizando los valores de la
figura 6, se observa entonces que la energía solar auto consumida es menor a la
energía consumida de la red eléctrica convencional. Para este caso se tiene el
siguiente ejemplo de facturación, en el cual se toma como valores de ejemplo el
valor de kW y comercialización del mes de noviembre del 2018 aplicados para
el sector industrial:
Precio kWh: 450 COP
Costo comercialización: 55 COP
Precio de bolsa: 170 COP
En este caso la energía solar auto consumida se descuenta con el mismo precio
del kWh del OR.
ii. Ejemplo de facturación de energía para AGPE con FNCER – CASO 2.
En este caso el total de energía generada con la planta solar fotovoltaica, es igual
al total de energía consumida de la red eléctrica del operador de red, aunque en
horario diurno se presenta salida de energía hacia la red eléctrica externa,
haciendo el balance total de energía incluyendo la energía importada de la red
eléctrica en horario nocturno, este balance sería equilibrado, es decir en el
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periodo de facturación la energía exportada es igual a la importada. Por este
motivo en la facturación se hace el cruce de energía, se realiza el cobro por de la
energía importada del operador de red, se descuenta la energía exportada al
operador de red y se realiza el cobro de comercialización sobre la energía
exportada, que fluyó por la red eléctrica del operador de red en horas del día,
durante el periodo de facturación.
Fig. 8. Comportamiento de energía – Ejemplo 2 (Elaboración propia)
Fig. 9.Consumo de energía –Ejemplo 2. (Elaboración propia)
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Al igual que en el ejemplo anterior, en este caso las figuras 8 y 9, muestran en
color verde la energía consumida en el predio, en color azul la energía
consumida de la red eléctrica del operador de red o comercializador y en color
amarillo la energía proveniente de generación fotovoltaica.
En la figura 8 se observa el comportamiento del consumo de energía en el
predio, en donde entre 6pm y 12 am y 12 am y 6 am no se tiene generación
fotovoltaica y el consumo de energía es totalmente de la red del OR; mientras
que de 6 am a 6 pm se tiene energía solar para autoconsumo, en este caso la
energía solar autogenerada es mayor que la consumida en el predio, por lo que
no se consume energía eléctrica de la red del OR y se genera un excedente en
ese periodo de tiempo.
En la figura 9 se observa el total de energía consumida por el predio, la energía
solar autogenerada y la energía consumida de la red, totalizando los valores de la
figura 9, se observa entonces que la energía solar auto consumida es mayor a la
energía consumida de la red eléctrica convencional y en el intercambio de
energía los 300 kWh excedentes de energía solar en la franja de 6am a 6 pm, se
cruzan con los 300 kWh consumidos de la red eléctrica convencional entre 6pm
y 6am, por esta razón en el balance global de la figura 9 se tiene que la energía
solar autogenerada total, es la necesaria para cubrir el consumo total de energía
del predio. Para este caso se presenta el siguiente ejemplo de facturación:
Precio kWh: 450 COP
Costo comercialización: 55 COP
Precio de bolsa: 170 COP
En este caso la energía solar auto consumida se descuenta con el mismo precio
del kWh del OR.
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Este documento es propiedad de la Universidad Distrital Francisco José de Caldas. Prohibida su reproducción por cualquier medio, sin previa Autorización.
En este caso se realiza el cruce entre la energía solar excedente en la franja de
6am a 6pm y la energía consumida del OR entre la 6 pm y las 6 am, también con
el mismo precio del kWh del OR.
Adicionalmente sobre la energía solar excedente en la franja de 6am a 6pm el
OR debe realizar un cobro por comercialización, ya que esta energía excedente
fluye por sus redes eléctricas, para ello el OR tiene un valor de comercialización
por kWh.
iii. Ejemplo de facturación de energía para AGPE con FNCER – CASO 3.
En este caso el total de energía generada con la planta solar fotovoltaica, es
superior al total de energía consumida de la red eléctrica del operador de red,
teniendo que en el horario diurno se presentan salida de energía hacia la red
eléctrica externa. Por este motivo en la facturación se hace el cruce de energía,
se descuenta lo que se dejó de consumir del operador de red, se realiza el cobro
de comercialización por la energía que fluyó por la red eléctrica del operador de
red en horas del día hasta que esta energía sea igual a la energía consumida de la
red eléctrica externa y la energía excedente de la planta fotovoltaica se liquida
con precio de bolsa del kWh.
Fig. 10. Comportamiento de energía Ejemplo 3. (Elaboración propia)
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Fig. 11.Consumo de energía Ejemplo 3 (Elaboración propia)
Tal como en los casos anteriores, las figuras 10 y 11, muestran en color verde la energía
consumida en el predio, en color azul la energía consumida de la red eléctrica del
operador de red o comercializador y en color amarillo la energía proveniente de
generación fotovoltaica.
En la figura 10 se observa el comportamiento del consumo de energía en el predio, en
donde entre 6pm y 12 am y 12 am y 6 am no se tiene generación fotovoltaica y el
consumo de energía es totalmente de la red del OR; mientras que de 6 am a 6 pm se
tiene energía solar para autoconsumo, en este caso la energía solar autogenerada es
mayor que la consumida en el predio, por lo que no se consume energía eléctrica de la
red del OR y se genera un excedente en ese periodo de tiempo.
En la figura 10 se observa el total de energía consumida por el predio, la energía solar
autogenerada y la energía consumida de la red, totalizando los valores de la figura 10, se
observa entonces que la energía solar auto consumida es mayor a la energía consumida
de la red eléctrica convencional y en el intercambio de energía los 350 kWh excedentes
de energía solar en la franja de 6am a 6 pm, se cruzan con los 300 kWh consumidos de
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Este documento es propiedad de la Universidad Distrital Francisco José de Caldas. Prohibida su reproducción por cualquier medio, sin previa Autorización.
la red eléctrica convencional entre 6pm y 6am, por esta razón en el balance global de la
figura 11 se tiene que la energía solar autogenerada total, es la necesaria para cubrir el
consumo total de energía del predio y aún se queda un excedente de 50 kWh. Para este
caso se presenta el siguiente ejemplo de facturación
Precio kWh: 450 COP
Costo comercialización: 55 COP
Precio de bolsa: 170 COP
En este caso la energía solar auto consumida se descuenta con el mismo precio del kWh
del OR.
En este caso se realiza el cruce entre la energía solar excedente en la franja de 6am a
6pm y la energía consumida del OR entre la 6 pm y las 6 am, también con el mismo
precio del kWh del OR.
Adicionalmente sobre la energía solar excedente en la franja de 6am a 6pm el OR debe
realizar un cobro por comercialización, ya que esta energía excedente fluye por sus
redes eléctricas, para ello el OR tiene un valor de comercialización por kWh.
Por último, para la energía solar generada excedente, que supera la energía total
consumida de la red eléctrica de OR, el OR o comercializador está obligado a comprar
dicha energía, con tarifa de generación.
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1.2.1.2. Lineamientos de la UPME: Resolución UPME 703 de 2018. (UPME, 2018)
“Por la cual se establecen el procedimiento y los requisitos para obtener la certificación
que avala los proyectos de Fuentes No Convencionales de Energía (FNCE), con miras a
obtener el beneficio de la exclusión del IVA y la exención de gravamen arancelario de
que tratan los artículos 12 y 13 de la Ley 1715 de 2014, y se adoptan otras
disposiciones”
La resolución UPME 703 de 2018 modifica la resolución UPME 045 de 2016,
reestructurando el procedimiento para la solicitud de certificación de aval del proyecto
para obtención de beneficios que otorga la Ley 1715.
Dentro de los Requisitos y el procedimiento que establece la UPME, se destacan los
siguientes requisitos:
i. Carta de presentación de la solicitud dirigida al Director General de la UPME,
debidamente firmada por el título del proyecto.
ii. Formato único de solicitud para incentivos a la inversión en proyectos de FNCE
(capítulo III de la Ley 1715 de 2014), diligenciado de conformidad con el Anexo
No.2
iii. Descripción general del proyecto, de conformidad con el Anexo No 3 y
documento soporte.
iv. Formato de especificaciones de los elementos, equipos, y/o maquinaria, partidas
arancelarias en caso de importación, cantidades, unidad de medida, marca,
modelo o referencia, fabricante, proveedor, descripción de su función para el
proyecto y sus costos con la debida discriminación del IVA, diligenciado de
conformidad con el Anexo No. 4.
NOTA: Según la circular N°18 del 2019 de la UPME a partir del 25 de mayo
del 2019 de conformidad con lo establecido en la ley 1955 del 2019, se
encuentran exceptos del impuesto de IVA los siguientes equipos (UPME, 2019):
- Inversor de energía para sistemas de energía solar con paneles
-Paneles Solares
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-Controlador de carga para sistemas de energía con paneles
Por lo que no es necesario realizar el transmite de exclusión de IVA de dichos
elementos.
v. Formato de especificaciones de los servicios, donde se debe especificar el
servicio, su alcance para el proyecto, el proveedor y sus costos con la debida
discriminación del IVA, diligenciado de conformidad con el Anexo No. 5.
vi. Catálogos o fichas técnicas que incluyen las especificaciones técnicas de los
elementos equipo y/o maquinaria objeto de la solicitud.
vii. Documentos en el cual se especifique los estándares de cumplimiento de calidad
para cada uno de los elementos, equipos y/o maquinaria objeto de la solicitud.
viii. Copia de las ofertas o contratos de los servicios que son objeto de la solicitud de
conformidad con lo establecido en el Anexo No. 1.
ix. Planos descriptivos debidamente firmados por el profesional competente.
x. Si el proyecto se encuentra en etapa de construcción, deberá presentar el acta de
inicio de obra.
Procedimiento de acuerdo Resolución UPME 703 de 2018: (UPME, 2018)
Para presentar la solicitud de certificación objeto de la presente resolución, el interesado
deberá inscribir previamente el proyecto en el registro de proyectos de generación
eléctrica de la UPME. (Este requisito no aplica para proyectos de generación eléctrica
de capacidad menor o igual a 1 MW).
Una vez realizado el registro del proyecto, podrá continuar con el trámite de solicitud de
certificación.
Para decidir sobre la pertinencia de evaluar la solicitud, se verificará el cumplimiento de
los requisitos exigidos en el presente artículo, y dentro de los diez días calendario
siguiente a la fecha de su presentación, la UPME informará al o los solicitantes.
El rechazo de la solicitud implica que el o los solicitantes no enviaron la totalidad de la
información.
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La aceptación de la solicitud implica el inicio de la evaluación, en la cual la UPME
verificará que la documentación aportada, cumpla con los tres fines establecidos en el
objeto de la resolución.
A partir de la aceptación de la solicitud, la UPME dispondrá de hasta treinta y cinco
(35) días calendario para decidir acerca de la solicitud.
El o los solicitantes contarán con un término de un mes para allegar la información
requerida.
La certificación del proyecto que emita la UPME podrá ser favorable, favorable
parcialmente o desfavorable.
En caso de que la certificación sea favorable parcialmente, en la comunicación de
respuesta se especificará los elementos, equipos y/o servicios que fueron negados,
exponiendo la debida justificación.
En caso de que la certificación sea desfavorable, en la comunicación de respuesta se
consignarán las razones de la improcedencia de la solicitud objeto de la evaluación.
Los Formularios a diligenciar correspondientes a la resolución UPME 703 de 2018, se
muestran en los anexos.
1.2.1.3. Lineamientos de la ANLA (Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible,
resolución 1283 de 2016, 2016)
la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) siguiendo lo señalado en la
resolución 1283 de 2016 del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, establece
el procedimiento para obtener la certificación ambiental, para proyectos con FNCER,
que avale la obtención de los beneficios de IVA, Exención de renta, arancel y
depreciación acelerada de los que trata la ley 1715 de 2014.
El Trámite para la Evaluación de Solicitud de Certificación Ambiental para Proyectos
de Fuentes no Convencionales de Energía y Gestión Eficiente de la Energía se enlista a
continuación:
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i. Formato Único de Beneficios Tributarios para Fuentes No Convencionales de
energías renovables y gestión eficiente de la energía, firmado por el
representante legal o apoderado del solicitante según el caso, el cual puede ser
consultado en los anexos de la Resolución 1283 de 2016, adicionalmente se debe
anexar la siguiente información:
ii. Copia de la cédula de ciudadanía y/o extranjería, si se trata de personas
naturales.
iii. Certificado de existencia y representación legal cuando se trate de personas
jurídicas, con fecha de expedición no superior a un mes de la presentación de la
solicitud.
iv. Poder debidamente otorgado cuando se actué mediante apoderado.
v. Descripción del proyecto en el que se realizará la nueva inversión.
vi. Descripción detallada de la nueva inversión en proyectos de FNCER o gestión
eficiente de la energía, según el caso, la cual debe incluir como mínimo:
vii. Descripción y cuantificación detallada de los beneficios ambientales asociados
al proyecto objeto de la nueva inversión.
viii. Catálogos, planos descriptivos debidamente firmados por el desarrollador del
proyecto y/o documentos que incluyan las especificaciones técnicas de los
elementos, equipos y/o maquinaria objeto de la solicitud.
ix. Diligenciar el Formato 1 de la resolución 1283 de 2016“Especificaciones del
Elemento, Equipo, Maquinaria”. para lo cual debe tener en cuenta la lista de
bienes y servicios expedida por la UPME. (anexo 5 del presente documento)
x. Cuando se incluyan servicios, se debe aportar el Formato 2 de la resolución
1283 de 2016 “Especificaciones de los Servicios”, para lo cual debe tener en
cuenta la lista de bienes y servicios expedida por la UPME. (anexo 6 del
presente documento)
xi. Comunicación expedida por la UPME en la que se avale el proyecto de FNCER,
así como los bienes y servicios para los cuales se solicita la certificación
ambiental.
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Cuando se trate de una solicitud de certificación ambiental para acceder al beneficio de
deducción especial de Renta y Complementarios se deberá: Señalar abajo la gravedad
del juramento, que la inversión no se realiza por mandato de una autoridad ambiental
para mitigar el impacto ambiental producido por la obra o actividad objeto de una
licencia ambiental.
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CAPITULO 2.
2.1. Estructuración de la guía de implementación enfocada a un proyecto de
energía solar fotovoltaica de autogeneración a pequeña escala (AGPE).
La Ley 1715 de 2014 “Por medio de la cual se regula la integración de las energías
renovables no convencionales al sistema energético nacional” establece que cualquier
persona natural o jurídica puede ser un autogenerador a pequeña escala de energía
eléctrica y brinda incentivos para ello, entre los cuales se encuentran que los
comercializadores de energía están obligados a comprar los excedentes de energía que
entreguen los AGPE a sus redes eléctricas, para lo cual delega a la CREG la regulación
necesaria para poder realizar este intercambio de energía entre comercializadores y
autogeneradores a pequeña escala. (Ley 1715, 2014) Por otra parte, también se
establecen incentivos como deducción especial en el impuesto renta hasta por el 50%
del valor del proyecto con fuentes de energía no convencionales renovables,
exoneración de IVA para bienes y servicios utilizados en estos proyectos y depreciación
acelerada de estos equipos. Para regular, avalar y certificar la obtención de estos
incentivos tributarios, la Ley delega en la UPME y la ANLA la regulación de los
mismos. Por este motivo, con el fin de orientar hacia la ejecución de un proyecto de
autogeneración a pequeña escala con fuentes no convencionales de energía renovable,
este trabajo pretende generar una guía que aporte a desarrollar un proceso estructurado
para aplicar al diseño e implementación de este tipo de proyectos enmarcados en la LEY
1715 DE 2014.
Para la estructuración de la guía de implementación enfocada a un proyecto de energía
solar fotovoltaica de Autogeneración a Pequeña Escala (AGPE), se pretende explicar el
proceso de implementación de un proyecto de energía solar fotovoltaica de
autogeneración a pequeña escala, desde la información necesaria para el diseño y
dimensionamiento del sistema fotovoltaico, hasta los lineamientos establecidos por la
Ley 1715 de 2014, la resolución CREG 030 de 2018, la resolución UPME 703 de 2018
y la resolución 1283 de 2016 del Ministerio de Minas y Energía; las cuales determinan
los requerimientos y requisitos necesarios para el registro del proyecto ante el
comercializador de energía y para la obtención de aval ante la UPME y certificación
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Este documento es propiedad de la Universidad Distrital Francisco José de Caldas. Prohibida su reproducción por cualquier medio, sin previa Autorización.
ambiental ante la ANLA para la obtención de beneficios tributarios de los que trata la
Ley 1715 de 2014.
Con la guía de implementación generada en el presente trabajo de grado, se pretende
aportar un documento sólido que sea soporte para resolver la mayor cantidad de
interrogantes que se puedan presentar alrededor de la implementación de un proyecto de
energía solar fotovoltaica para autogeneradores a pequeña escala que quieran acceder a
todos los incentivos que brinda la Ley 1715 de 2014. En este sentido esta guía pretende
llegar a potenciales usuarios de sistemas fotovoltaicos, diseñadores y personas que
trabajen en este tipo de instalaciones fotovoltaicas, como una herramienta de referencia
y apoyo en la implementación de sistemas fotovoltaicos de autogeneración a pequeña
escala, enmarcadas en la Ley 1715 de 2014.
Para dar contenido y fundamento a la guía de implementación en primer lugar, se debe
contar con la información técnica y reglamentaria suficiente y necesaria para cumplir
con todos los requisitos que exige un proyecto de este tipo. Una vez seleccionada y
clasificada la información se procede a la estructuración de la guía.
A continuación, en la figura 12 se presentará un mapa conceptual donde se evidencia
paso a paso la construcción de la guía de implementación anteriormente mencionada.
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Este documento es propiedad de la Universidad Distrital Francisco José de Caldas. Prohibida su reproducción por cualquier medio, sin previa Autorización.
Recopilación de
información técnica y
reglamentaria.
Plantear contenido de la
guía.
Plantear las generalidades.
Estructuración de guía de implementación.
Verificación de la ruta por parte de los autores, aprobada.
SI
Referenciar Formatos de la UPME y la ANLA
requeridos.
Adicionar Referencias bibliográficas.
NO
Elaboración de la Introducción.
¿Es suficiente la información para el contenido de la guía?
SI
NO
Guía de implementación de un proyecto de AGPE con FNCER enmarcado en la Ley 1715
de 2014 estructurada.
Relacionar la Autogeneración a Pequeña escala para sistemas
Ongrid.
Indicar la ruta propuesta para implementación de la guía.
Este preliminar pretende recoger toda la información técnica que permita realizar los respectivos cálculos del diseño fotovoltaico y la información reglamentaria que permita obtener los beneficios de Ley a que haya lugar con este tipo de proyectos; e información normat iva que debe cumplir este tipo de instalaciones.
El contenido de la guía se plantea con base en la secuencia se pasos que proponen las resoluciones UPME 703 de 2018, MADS 1283 de 2016, MADS 1203 de 2018 y CREG 030 de 2018.
1. Dimensionamiento y cálculos del sistema FV.
2. Viabilidad económica del proyecto fotovoltaico.
3. Solici tud de aval del proyecto para beneficios tributarios
ante la UPME
4.Registro del proyecto ante la ANLA.
5. Registrar el proyecto ante el operador de red.
Esta ruta se propone interpretando los requerimientos y recogiendo la secuencia se pasos que proponen las resoluciones UPME 703 de 2018, MADS 1283 de 2016, MADS 1203 de 2018 y CREG 030 de 2018.
Aquí se ex pone la ruta de internet de obtención de los formatos requeridos por la UPME y la ANLA y se enl ista la información mas relevante de dichos formatos.
Fig. 12.Diagrama de flujo de implementación de la guía (Elaboración propia)
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2.1.1. Información de relevancia que se debe considerar en el desarrollo de la guía
de implementación.
La siguiente es la información de mayor relevancia que se propone tener a disposición
para el manejo de la guía de implementación:
Información de entrada:
- Datos personales del propietario del proyecto.
- Incentivos de Ley a los que se aplica.
- Ubicación geográfica para la ejecución del proyecto.
- Red eléctrica a la que está conectado el predio.
- Energía promedio consumida por el predio.
- Nivel de tensión eléctrica de funcionamiento.
- Días y horas de trabajo de la instalación eléctrica existente
Información Calculada:
- Energía que suplirá el proyecto fotovoltaico.
- Capacidad instalada de la planta fotovoltaica (Eficiencia y factor de planta).
- Iva del proyecto.
Información de salida:
- Costo económico del proyecto.
- Ahorro de emisiones de CO2 con la ejecución del proyecto.
- Ahorro económico
- Disminución de consumo energético de la red eléctrica del comercializador
-
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Este documento es propiedad de la Universidad Distrital Francisco José de Caldas. Prohibida su reproducción por cualquier medio, sin previa Autorización.
Variables y parámetros del sistema:
- Área disponible para la instalación de paneles solares.
- Equipos y materiales a utilizar (contemplando marcas, proveedores etc.).
- Servicios a contratar.
- Etapa del proyecto (Reinversión, Inversión u operación)
- Radiación solar.
2.1.2. Estructuración de la guía de implementación.
Para la estructuración de la guía de implementación se propone el siguiente contenido:
I. Objetivos:
En este ítem se presenta el enfoque que se pretende manejar durante el
desarrollo de la guía de implementación, para ellos se establecen un objetivo
general y 4 objetivos específicos que describen los lineamientos a seguir.
II. Introducción:
En la introducción se pretende orientar al usuario de la guía, hacia la finalidad de
la misma, haciendo énfasis en la implementación del proyecto dentro del marco
de la Ley 1715 de 2014, de tal modo que se pueda realizar la obtención de los
beneficios tributarios de los que allí se hace mención, relacionando también las
entidades que intervienen en el proceso de aplicar a los incentivos.
III. Generalidades:
En las generalidades de la guía se pretende relacionar los términos y definiciones
que se usarán en el contenido de la misma y que son de gran relevancia para su
entendimiento y uso.
IV. Autogeneración a Pequeña Escala para sistemas fotovoltaicos “Ongrid”:
En esta sección de la guía se plantea relacionar la autogeneración a pequeña
escala y los sistemas fotovoltaicos “Ongrid”, haciendo énfasis los puntos a favor
de un sistema “Ongrid” y las características especiales que se deben considerar
en este tipo de sistemas.
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V. Explicación detallada de la Ruta propuesta:
Para describir con mayor detalle el diagrama de flujo de la figura 12, la guía de
implementación se propone una ruta para el abordaje de proyectos de energía
solar fotovoltaica para sistemas Ongrid, enmarcado en la ley 1715 de 2014. Esta
ruta consta de los siguientes ítems.
• Dimensionamiento y cálculos del sistema de energía solar:
Se pretende por medio de este ítem mostrar las principales variables que
intervienen en el cálculo y dimensionamiento de un sistema de energía solar
y su consideración.
• Viabilidad económica del proyecto fotovoltaico:
Con este ítem se pretende enfocar al usuario de la guía hacia como
determinar la viabilidad del proyecto fotovoltaico en términos económicos
del proyecto; mostrando las principales variables a considerar, para realizar o
no, una inversión de este tipo.
• Registro del proyecto y solicitud de beneficios tributarios ante la UPME:
Dentro de los lineamientos que entrega la Ley 1715 de 2014 para proyectos
de autogeneración a pequeña escala con fuentes no convencionales
renovables, establece que la Unidad de Planeación Minero Energética debe
dar el aval de los equipos y servicios objeto de incentivos, dentro de los
proyectos de AGPE a ejecutar.
• Registro del proyecto ante la ANLA:
Dentro de los lineamientos que entrega la Ley 1715 de 2014 para proyectos
de autogeneración a pequeña escala con fuentes no convencionales
renovables, establece que la Autoridad Nacional de licencias Ambientales
debe dar certificación ambiental para los proyectos a ejecutar de AGPE, una
vez el proyecto cuente con el aval de la UPME de los equipos y servicios
objeto de incentivos, dentro de los proyectos de AGPE a ejecutar.
• Registro del proyecto ante el operador de red:
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Dentro de los lineamientos que entrega la Ley 1715 de 2014 para proyectos
de autogeneración a pequeña escala con fuentes no convencionales
renovables, establece que la Comisión de Regulación de Energía y Gas debe
establecer el procedimiento que deben seguir los operadores de red,
comercializadores de energía y AGPE, para la entrega de excedentes por
parte del AGPE al Sistema Interconectado Nacional para los proyectos con
fuentes no convencionales de energía renovable a ejecutar.
VI. Formatos de la UPME y la ANLA requeridos:
Teniendo en cuenta que existes diferentes formatos y anexos dentro de las
resoluciones CREG 030 de 2018, UPME 703 de 2018 y 1283 de 2016 del
Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, que deben ser diligenciados
para realizar los procesos que establecen estas resoluciones, en este ítem se
pretende publicar esta información para explicar con más detalle el
procedimiento propuesto. De manera adicional se dan rutas de descargue para
cada uno de los formatos mencionados, donde agregado se destacará la
información relevante para su diligenciamiento.
VII. Bibliografía.
En este ítem se relaciona toda la bibliografía objeto de consulta para la
elaboración de la guía de implementación.
Por otra parte, se debe tener en cuenta la verificación, pruebas y ajustes de la guía.
En este sentido la verificación y pertinencia de la información allí suministrada será
objeto de revisión por parte de los integrantes del presente trabajo, concertando de esta
manera la información más adecuada para dicho documento.
En cuanto a las pruebas y los ajustes de la guía de implementación, estos se realizarán
bajo simulaciones de la ruta propuesta en la guía de implementación, para encontrar
posibles falencias, como cálculos sin relacionar o falta de información; para así poder
retroalimentar el documento y que su versión final sea una herramienta verdaderamente
útil para una implementación real.
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CAPITULO 3.
3.1. Estructuración de aplicativo Excel enfocada a un proyecto de energía solar
fotovoltaica de autogeneración a pequeña escala (AGPE), evaluando su viabilidad
económica a partir de los beneficios tributarios estipulado en la ley 1715 de 2014.
De acuerdo a la ley 1715 del 2014 “Por medio de la cual se regula la integración de las
energías renovables no convencionales al sistema energético nacional”, establece que
cualquier persona natural o jurídica puede ser un autogenerador a pequeña escala de
energía eléctrica y brinda incentivos para ello.
En búsqueda de facilitar la implementación de un proyecto descrito como en el anterior
ítem, se presenta un aplicativo en el programa Excel, el cual se elabora con el objetivo
fundamental de realizar de manera rápida y básica un estudio económico de la inversión
del proyecto vs el ahorro económico del costo de kWh consumido (valor dado por el
operador de red), de esta manera facilitando la decisión para su implementación y
elaboración, adicional se realiza una evaluación técnica en la cual se obtiene:
- Estimación de la cantidad de paneles solares a utilizar.
- Estimación de área requerida para la instalación del proyecto.
- Cálculo de la energía generada con el proyecto a evaluar.
- Cálculo de la inversión total del proyecto.
- Estimación del incentivo económico por beneficios tributarios.
- Estimación del ahorro económico por excedentes de energía aportados a la red
de distribución.
- Cálculo de Tasa Interna de Retorno, TIR, y Valor Presente Neto, VPN, para
determinar viabilidad económica del proyecto y tiempo de recuperación de la
inversión.
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3.1.1. Información de relevancia a considerar para el uso del aplicativo.
La siguiente es la información de mayor relevancia que se propone tener a disposición
para el manejo del aplicativo Excel:
- Energía promedio consumida durante el mes (kW), en caso de no tener el valor
se debe tener claro los equipos eléctricos que se van a alimentar.
- Días de servicio eléctrico del mes (días)
- Horas de uso en el día (h)
- Valor del kW este valor lo da el operador de red.
- Ubicación geográfica para la ejecución del proyecto.
- Capacidad instalada de la planta fotovoltaica (Eficiencia y factor de planta).
-
3.1.2. Instructivo para el diligenciamiento del aplicativo Excel
La aplicación Excel para realizar el estudio económico de un proyecto de energía solar
fotovoltaico de autogeneración a pequeña escala, según lo estipulado en la ley 1715 de
2014, se compone de tres interfaces, en las cuales el usuario debe interactuar:
a. Datos Básicos de entrada
b. estudio Económico
c. Comportamiento de flujo de caja y curva de proyección económica.
Fig. 13.Menú de la aplicación Excel (Elaboración propia)
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a. Información Básica de Entrada
La primera sección de la aplicación se ingresa con el icono de la izquierda
de la figura 13, este módulo consiste en el diligenciamiento de datos básico
de entrada, mencionados en el literal 2.1.1., a continuación, en la figura
N°14 se explican cada uno de los espacios a diligenciar para continuar con el
proceso dentro del aplicativo Excel.
Fig. 14.Módulo de diligenciamiento de datos básicos. (Elaboración propia)
Como se evidencia en la figura 14 los datos a digitar se encuentran de un
color distinto para diferenciar y facilitar su llenado, también se tiene en la
parte superior un botón de ayuda el cual lo lleva a una ventana donde se
explica cada uno de los valores que se deben llenar.
i. Localización Geográfica: como se observa en la figura N° 15 en este
espacio se debe elegir dentro de un listado la ciudad en donde se tiene
planeado la implementación de un proyecto fotovoltaico a pequeña escala,
de acuerdo con la cuidad que se elija variara el valor del índice de radiación
que se extrae a partir del dato otorgado en la página del IDEAM.
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Fig. 15.Diligenciamiento de la localización geográfica. (Elaboración propia)
ii. Eficiencia del sistema: Esté ítem realiza referencia a la eficiencia que se
planea tener en el sistema fotovoltaico, para obtener este valor se debe tener
en cuenta todas las pérdidas del sistema, si se desconoce las diferentes
variables por defecto trae el valor típico y calculado para este porcentaje.
(Figura N° 16)
Fig. 16.Llenado de eficiencia del sistema. (Elaboración propia)
iii. Energía promedio consumida durante el mes: se diligencia la energía
promedio consumida en el predio donde se desea instalar el sistema
fotovoltaico, como se ilustra en la figura N°17, en caso de no conocer la
energía promedio que se consume se tiene la alternativa de oprimir en el
botón mostrado en la figura y este lo llevara a la interfaz mostrada en la
figura N° 18 en donde se llenara de manera fácil los equipos eléctricos más
comunes y poder calcular la energía promedio. Cabe destacar que todos los
valores de energía se deben entregar en kW/mes
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Fig. 17.Energía promedio consumida durante el mes. (Elaboración propia)
Fig. 18.cálculo de la Energía promedio consumida. (Elaboración propia)
El cálculo de la energía promedio consumida del predio, se realiza en base a la
NTC2050, en la cual se diversifica la carga instalada en una vivienda. Esté
cálculo se realiza de la siguiente manera:
Se calcula la potencia instalada del sistema, la cual es la suma matemática de las
potencias indicadas en las placas características de los equipos. (Haro, 2015)
(ecu. 1)
Seguidamente se convierte la potencia activa a potencia aparente, esto se realiza
en base a la aplicación del triángulo de potencias, de la siguiente manera:
(ecu. 2)
Finalmente se debe diversificar la carga de acuerdo a la tabla 220-30 de la Norma
técnica colombiana 2050 sección 220-10, en donde se toma un porcentaje de carga
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dependiendo del equipo instalado, para tener mayor claridad se presenta a
continuación la figura 19. (ICONTEC, 1998)
Fig. 19. Diversificación de las cargas de acuerdo a la NTC-2050. (ICONTEC, 1998)
iv. Días en servicio Eléctrico y Horas de uso diario: En estos dos ítems se
debe digitar la cantidad días del mes, en que se usa los equipos que
consumen energía del sitio, y adicional las horas de uso en que mantienen
estos equipos trabajando.
Fig. 20.Días y Horas de servicio eléctrico. (Elaboración propia)
v. Valor actual del kWh: Cómo se observa en la figura N° 21, en esta casilla
se debe diligenciar el valor actual del kWh, este lo otorga el operador de red,
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esta información se encuentra en la página de internet del operador de red de
cada región
Fig. 21.Diligenciamiento del valor del kWh. (Elaboración propia)
Vi. Potencia del sistema a instalar: como se observa en la figura 22 en el
espacio señalado se debe llenar la potencia pico del sistema fotovoltaico a
instalar, se debe tener claro que potencia se quiere suplir con el diseño del
sistema a diseñar.
Fig. 22.llenado de Potencia del sistema a instalar. (Elaboración propia)
b. Estudio Económico
Para acceder a esta interfaz se debe oprimir en el botón economía que se logra
observan en la figura N° 22 en la parte inferior derecha. En esta interfaz se
encuentra la evaluación económica del proyecto, la descripción de los gastos del
sistema fotovoltaico y la descripción de la inversión económica del proyecto a
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implementar, a continuación, cada segmento se explicará de manera más
detallada.
i. Evaluación económica: En esta interfaz se encuentra la comparación
económica entre el valor pagado con el sistema actual vs el valor a pagar
por energía consumida con el sistema fotovoltaico a pequeña escala.
Como se muestra en la figura N° 23 se muestra el valor que se obtiene
por el beneficio de venta por excedentes de energía, adicional a esta
información se visualiza el ahorro mensual que se obtiene con los
beneficios de la ley 1715 del 2014.
Fig. 23.Interfaz evaluación económica. (Elaboración propia)
ii. Sistema Fotovoltaico: En la segunda parte de este módulo se encuentra
toda la información acerca del sistema fotovoltaico propuesto a instalar,
como se observa en Figura N° 24, se visualiza el valor de instalación del
proyecto, en este valor se tiene en cuenta los materiales y equipos a
utilizar, pero no se incluye valor de instalación. Adicional a lo anterior la
aplicación nos entrega el cálculo de la energía producida durante el día,
mes y año, y finalmente nos da algunos datos técnicos de instalación
como el número de paneles que se deben utilizar para el proyecto y el
área en metros cuadrados que se necesita para la implementación.
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Fig. 24.Modulo Sistema fotovoltaico. (Elaboración propia)
iii. Proyección Económica del proyecto: En el módulo final de la segunda
interfaz se encuentra todo lo relacionado con la proyección económica
del proyecto a implementar, es decir los beneficios adicionales que se
otorgan con la implementación de un proyecto de este tipo bajo la
cobertura de la ley 1715 del 2014. (Figura N° 25)
También se encuentra en esta interfaz el Cálculo de Tasa Interna de
Retorno, TIR, y Valor Presente Neto, VPN, para determinar viabilidad
económica del proyecto y tiempo de recuperación de la inversión.
El tiempo de inversión en años hace referencia al tiempo de vida útil del
proyecto el cual se estima en 20 años de acuerdo a especificaciones
técnicas de la vida útil de paneles solares.
Fig. 25.Módulo de proyección económica del proyecto. (Elaboración propia)
c. Comportamiento de flujo de caja y curva de proyección económica.
Para acceder a este módulo se realiza mediante el botón ubicado en la parte
inferior izquierda de la anterior interfaz como se observa en la Figura N°25.
En este módulo se encuentra de manera gráfica la información visualizada en el
segundo modulo (Estudio económico),las dos graficas de la figura N°26 muestra
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el comportamiento de flujo de caja donde se evidencia la barra del primer mes
indicando sentido negativo esto es por la inversión inicial del proyecto, y
nuevamente se observa el sentido negativo el cual es el mantenimiento a 10 años
promedio del sistema, también se evidencia en los primeros años la ganancia que
se obtiene en el ahorro con el nuevo sistema, esta distribución depende de la
meta que se ponga para la recuperación de la inversión en años.
Para la recuperación económica, se deben manejar ciertos criterios como el
tiempo de recuperación, para escoger este tiempo se debe tener en cuenta el
ahorro mensual y los ahorros en incentivos de la inversión.
Fig. 26.Comportamiento de flujo de caja y Curva de proyección económica.
(Elaboración propia)
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CAPITULO 4.
4.1. Caso tipo de la finca productora de huevos de la vereda Jucual del municipio
de fosca Cundinamarca.
La producción de energía prevista para la finca productora de huevos se enmarca dentro
del caso 1 descrito en la sección 1.2.1.1 literal i. que relaciona los casos de facturación
de acuerdo a la CREG 030 de 2018; que establece que la producción de energía con la
solución propuesta es inferior a la requerida para su abastecimiento.
Por lo anterior se contempla un proyecto On Grid.
4.1.1. Datos del proyecto:
PROYECTO FOTOVOLTAICO
DIRECCIÓN DEL PROYECTO: Vereda Jucual – Fosca, Cundinamarca
CIUDAD/MUNICIPIO: Fosca, Cundinamarca
COORDENADAS: 4.338662 N; -73.972891 W
OPERADOR DE RED ENEL CODENSA
FUENTE DE ENERGIA: Sol
TIPO DE SISTEMA: Solar Fotovoltaico
TECNOLOGÍA A UTILIZAR Paneles Solares fotovoltaicos
PUNTO DE CONEXIÓN: E24270TR1
VOLTAJE PRIMARIO: 11400 V
VOLTAJE SECUNDARIO: 208-120 V
POTENCIA PICO: 3 kW
NIVEL DE TENSIÓN: I
ENERGIA PROMEDIO CONSUMIDA DURANTE EL MES [kWh - MES] 960 [kWh - MES]
DIAS DE SERVICIO ELECTRICO AL MES [D] 26
HORAS DE USO AL DIA [h] 8
VALOR DEL kW [$] 360
AREA EFECTIVA DE INSTALACION [m²] 20.17
AREA DISPONIBLE [m²] 90
Tabla 1.Datos básicos del proyecto. (Elaboración propia)
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4.1.2. Descripción Del Proyecto:
Se pretende instalar sobre el tejado como se observa en la figura 28 y 29 de uno de los
galpones existentes en la finca una totalidad de 12 paneles solares de 270W,
organizados en tres filas de paneles, cada fila con cuatro módulos fotovoltaicos, y cada
fila conectada a un microinversor de 1kW, para una totalidad de 3kW de potencia pico.
Al encenderse los microinversores se sincronizará de manera automática con la
frecuencia de la red y la tensión del sistema. Los microinversores estarán conectados a
un interruptor del tablero de distribución del predio.
Para este proyecto se debe considerar el uso de un medidor bidireccional.
4.1.3. Condiciones del predio:
El predio donde se encuentra ubicada la finca productora de huevo está alimentado por
una acometida aérea en baja tensión desde la red del operador de red. Se tiene una carga
contratada de 3 kW. El transformador del sector es de 10 kVA, identificado con CD
E24270.
Fig. 27. iluminación del galpón. (Elaboración propia)
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Fig. 28.Estructura de los Gallineros. (Elaboración propia)
Fig. 29.Panorámica de la estructura de los gallineros (Elaboración propia)
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.
Fig. 30.Maquina clasificadora de huevo. (Elaboración propia)
Fig. 31.Tejado donde se proyecta la instalación de paneles solares. (Elaboración
propia)
Ubicación:
Vereda Jucual, Fosca, Cundinamarca.
Latitud: 4.338555, longitud: -73.972777.
71
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4.2. Dimensionamiento del proyecto
4.2.1. Cuadro de cargas:
Elemento/
Maquinaria
Potencia
(W)Cantidad
Potencia
total (W)Tensión (V)
Corriente
(A)
Protección
(A)
Factor de
potenciaCarga (kVA)
Iluminación 30 30 900 120 4,33 1x20 0,95 85,5
Tomacorriente 180 5 900 120 4,33 1x20 0,95 85,5
Máquina
Clasificadora de
huevo
746 2 1492 120 7,18 3x20 0,85 1268,2
Reverbero 200 1 200 120 0,96 1x20 0,9 180
Nevera 350 1 350 120 1,68 1x20 0,9 315
Tablero de
distribución -
Galpón
Tabla 2.Cuadro de Cargas Existentes (Elaboración propia)
De acuerdo al cuadro de cargas anterior se realiza cálculo de la capacidad instalada,
donde: (Haro, 2015)
(ecu. 1)
De acuerdo a lo anterior, se procede a realizar el cálculo de demanda máxima del
sistema: (Haro, 2015)
(ecu. 3)
Donde esta ecuación involucra la potencia máxima consumida en el predio sobre un
determinado tiempo en donde se encuentra la carga total en funcionamiento, usualmente
este tiempo esta entre 15 minutos y 60 minutos, en este caso tipo se tomará 60 minutos,
el cual es el tiempo promedio en donde toda la carga esta encendida y funcionando.
De acuerdo a los resultados anteriores se calcula el factor de utilización del sistema de
acuerdo a la siguiente formula:
. (ecu. 4)
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Parte de la carga del tomacorriente a la
que se aplica el factor de demanda (VA)-
Tabla 220-13
Factor de
demanda %
Carga
Demandada
(W)
Carga
Demandada
(VA)
Factor de
utilización
%
Primero 10 000 VA o menos 100 10000 10000 50
Carga total en (kVA): 3473,2 kVA.
4.2.2. Consulta de la disponibilidad de carga del transformador ante el
operador de red:
Para este proyecto el operador de red es ENEL CODENSA, quien en su página web
tiene habilitada una herramienta para esta consulta, de conformidad con lo establecido
en la resolución CREG 030 de 2018.
A continuación, se presenta la disponibilidad obtenida (figura 32 y figura 33):
Fig. 32.Disponibilidad de carga de Transformador que alimenta el predio.
(Obtenida de operador de red)
Fig. 33.Disponibilidad de carga de Transformador que alimenta el predio.
(Obtenida de operador de red)
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Los círculos verdes indican la disponibilidad del transformador para permitir conexión
de autogeneradores, y el porcentaje de capacidad y energía en 0% indican que no hay
autogeneradores conectados a este transformador.
4.2.3. Dimensionamiento de conductores:
Los conductores se seleccionaron en base la corriente nominal de la carga y al ajuste
de la protección, los conductores especificados serán los mínimos que deberán
utilizarse.
Los conductores especificados deberán cumplir con lo siguiente:
• De acuerdo al artículo 27.4.3 c) del Retie 2013: “La corriente de disparo del
interruptor no debe superar la corriente a la cual el aislamiento del conductor o los
equipos asociados, alcancen la temperatura máxima de operación permitida. “En
resumen, los conductores deben dimensionarse garantizando una corriente superior o
igual a las protecciones calculadas en el numeral ‘3.7’
• Se toma como referencia los conductores de la Tabla 310-16 de la NTC 2050
referencia en este documento en la figura 34, “capacidad de corriente permisible en
conductores aislados para 0 a 2000 voltios nominales...”
Fig. 34.Dimensionamiento de los conductores (NTC 2050)
74
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• Para los conductores de puesta a tierra se debe seleccionar en base a la Tabla 250-95
de la NTC 2050 que es de acuerdo al ajuste de protección.
• Los conductores de cada fase y neutro, deberán ser de la misma longitud, ser del
mismo material conductor, ser del mismo calibre y tener el mismo aislamiento.
A continuación, en la Tabla 3, se muestra los calibres seleccionados:
TramoDistancia
(km)Carga (kVA)
Corriente
(A)
Momento
eléctrico
(kVA.m)
Material
conductor
(Cu-AWG)
Capacidad del
Conductor (A)
NTC2050 Tabla
310-16
Factor Ajuste
NTC2050
sección310
sección 318
Capacidad del
Conductor (A)
con el Factor
de Ajuste
Módulos FV a
Inversor0,004 0,3 8,76 1,12 12 30 100% 30
inversor 1 a
inversor 20,006 1,0 1,20 6 12 30 100% 30
inversor 2 a
inversor 30,006 2 2,41 12 12 30 100% 30
Inversor 3 a
Tablero 0,009 3 8,33 27 10 35 100% 35
Tabla 3.Caracteristica principal de los conductores a usar. (Elaboración propia)
4.2.4. Selección de protecciones en BT:
La conexión del sistema fotovoltaico a la red del operador de red, se realiza a través
de una protección termomagnética que soporte la corriente de la acometida en AC a la
salida de los microinversores, la cual se conecta al tablero eléctrico de distribución
general del predio.
Para la selección de las protecciones de BT se debe tener en cuenta dos aspectos:
1) El ajuste de corriente de la protección no debe ser menor a la corriente nominal
requerida.
2) De acuerdo a la NTC 2050 El ajuste de corriente de la protección puede ser
dimensionado 1,25 de la corriente nominal de la carga requerida.
Tramos Carga
(kVA)
Corriente
de Carga
(A)
Corriente de
Carga (A) al
125%
Calibre
Conductor
AWG
Capacidad
Conductor
(A)
Protección
(A)
Inversor
a Tablero 3 8,33 10,5 10 35 3x20
Se selecciona la protección de 3x20A.
75
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4.2.5. Cálculo de pérdidas de energía.
La potencia eléctrica que se pierde en una línea, debido al paso de corriente eléctrica
por el conductor de la misma, solo se hace referencia a la potencia activa consumida
por el conductor de la línea (la que no llega al receptor), por lo que para el cálculo de
la misma se deberá tener en cuenta tanto la resistencia del conductor de la línea, como
la corriente que circula por el mismo.
En la línea trifásica, al existir tres conductores de línea, la potencia activa total pérdida
en la línea, en la Tabla 4 se visualiza las pérdidas calculadas se calcula por medio de
la siguiente expresión (Universidad politécnica de valencia, 2011):
(ecu. 5)
Donde:
: Pérdida de potencia [W]
R: Resistencia del conductor de línea [Ω]
: Intensidad de línea máxima prevista [A]
La resistencia del conductor de línea es: (ecu. 6)
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(ecu. 7)
Cálculo de pérdidas de energía utilizando método establecido por CODENSA en
Likinormas:
En Likinormas en otras normas, en Niveles de tensión de conexión de cargas de
clientes, se encuentra el título: Estimación de pérdidas de energía anuales.
A continuación, se realizan las estimaciones previas necesarias.
CÁLCULO DE PÉRDIDAS BT
Tramos Carga
(kVA)
Corriente
de carga
(A)
Distancia
(M) Calibre Material Tipo
Resistencia
(ohm/km)
Pérdidas
RI^2(W)
Pérdidas
3Ø (W)
Módulos
FV a
Inversor
0,3 8,76 4 12 Cobre
Conductor
Monopolar
THW
6,56 0,50 0,50
inversor
1 a
inversor
2
1,0 2,78 6 12 Cobre
Conductor
Monopolar
THW
6,56 0,05 0,15
inversor
2 a
inversor
3
2 5,55 6 12 Cobre
Conductor
Monopolar
THW
6,56 0,20 0,61
Inversor
3 a
Tablero
5 13,88 9 10 Cobre
Conductor
Monopolar
THW
3,94 0,76 2,28
Total 3,54
Tabla 4.Cálculo de pérdidas Conductores de Baja Tensión. (Elaboración propia)
77
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- Factor de carga:
Nota: El factor de carga es el mismo factor de planta para las plantas fotovoltaicas,
tomando como factor de potencia 1 (Likinormas, CODENSA).
(ecu. 8)
Donde:
DE es la demanda de energía anual
FP es el factor de potencia.
Smáx es la potencia máxima del sistema
- Factor de pérdidas:
Nota: x es un factor de relación entre el factor de carga y el factor de pérdidas.
entregado por CODENSA equivalente a 0.1247 (Likinormas, CODENSA)
(ecu. 9)
Donde:
FC es el factor de carga
X es el factor de relación
- Pérdidas de potencia promedio (Universidad politécnica de valencia, 2011):
(ecu. 10)
Donde Plmáx son las pérdidas en demanda máxima.
78
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(ecu. 11)
- Extensión de pérdidas de potencia promedio.
(ecu. 12)
4.2.6. Cálculo de regulación de tensión:
Debido a que los conductores utilizados son demasiado pequeños se realiza el cálculo
por el método de caída de tensión, el cual estable que para circuitos trifásicos es:
(ecu. 13)
(ecu. 14)
(ecu. 15)
Donde:
ΔV: Caída de tensión
L: Longitud del circuito en km
I: Corriente del circuito en A
Zef: Impedancia eficaz en Ohm/km
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Conduit de
PVC
Conduit de
Aluminio
Conduit de
Acero
Conduit de PVC
o Aluminio
Conduit de
Acero
14 10,17 10,17 10,17 0,19 0,24
12 6,56 6,56 6,56 0,177 0,223
10 3,94 3,94 3,94 0,164 0,207
8 2,56 2,56 2,56 0,171 0,213
Resistencia a Corriente Alterna R
(ohm/km)Calibre
AWG/kcmil
Reactancia Inductiva XL
(ohm/km)
Resistencia eléctrica C.A y reactancia inductiva para Cables de Cobre, instalación
trifásica para 600V a 60 Hz y 75°C. Tres conductores sencillos en tubo conduit
Tabla 5.Valor de Resistencia y Reactancia de los conductores. (NTC 2050)
Parcial Total
inversor 1 a
inversor 21 1,2 0,006 6 cobre 12 6,00212 0,0750265 208 0,0361 0,0361
inversor 2 a
inversor 32 2,4 0,006 12 cobre 12 6,00212 0,150053 208 0,0721 0,1082
Inversor 3 a
Tablero 3 8,3 0,009 27 cobre 10 3,63708 0,47212096 208 0,2270 0,3352
Regulación %Tramos
Carga
(kVA)
Distancia
(km)
Corriente de
carga (A)
Momento
(kVA-m)Material
Calibre
(AWG)Caída Tensión
Impedancia Z
(Ω/km)Tensión
Tabla 6.Cálculo de Regulación para acometida en B.T en Cu. (Elaboración
propia)
4.2.7. Especificaciones técnicas del equipo de medida.
De acuerdo a la resolución de la CREG 030 de 2018 se establece que los
autogeneradores a pequeña escala (AGPE) que entreguen excedentes a la red, deben
contar con un medidor de energía bidireccional. En el formulario para solicitud de
conexión simplificada, autorizamos a CODENSA para suministrar el medidor. (Tabla
7)
El medidor debe tener las siguientes características:
Medidor Trifásico de Lectura Directa
Precisión: Clase 1.
Rango de Corriente: 5(120)- 5(160).
Voltaje: 57 a 480VAC
80
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Según las generalidades 7.4.3.1 de Likinormas – CODENSA, para medida trifásica
directa se debe cumplir con las especificaciones que aparecen en la Tabla 7.
Tabla 7.Especificaciones de medidor (Likinormas, CODENSA)
4.2.8. Determinación de hora solar pico y factor de pérdidas (PR)
A continuación, se realizará el análisis de la hora solar pico y cálculo de las diferentes
pérdidas del sistema, con el fin de realizar el cálculo pertinente de potencia pico en los
paneles solares, para elegir los equipos a utilizar.
Hora solar pico: Número de horas en que debería haber una irradiación (Potencia
incidente por unidad de superficie) de 1000 W/m², para igualar la energía diaria
incidente realmente en un área determinada.es decir para una energía solar incidente
de 5000 W/ m² se obtiene una HSP de 5. (O. Perpiñán Lamigueiro, Marzo 2015)
En la Tabla 8 se muestra la temperatura ambiente y las horas de sol pico para Bogotá
para cada mes del año. Estos valores son tomados de las tablas del IDEAM.
81
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DATOS HSP (Aeropuerto El Dorado)
Temperatura ambiente para Bogotá (Aeropuerto El
Dorado)
Mes T. ambiente
(°C)
HSP
(kWh/m2*día)
ENERO 13,3 4,7
FEBRERO 13,7 4,3
MARZO 13,9 4,3
ABRIL 14,1 3,7
MAYO 14,1 3,5
JUNIO 13,9 3,7
JULIO 13,5 3,9
AGOSTO 13,6 4,2
SEPTIEMBRE 13,5 3,9
OCTUBRE 13,5 4,0
NOVIEMBRE 13,6 4,0
DICIEMBRE 13,4 4,2
Tabla 8.Datos HSP (IDEAM, 2019)
El valor del PR se obtiene de multiplicar cada una de las pérdidas que se tienen en la
instalación. A continuación, se muestran los valores porcentuales típicos en una
instalación, en caso de no tener forma de calcularlos o para realizar una estimación
rápida (Tabla 9):
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VALORES TÍPICOS DE PÉRDIDAS.
Pérdidas por cableado 1% - 2%
Pérdidas del inversor 3% - 10%
pérdidas disparidad
(mismatching) 2% - 5%
Pérdidas por suciedad 0% - 8%
Pérdidas reflectancia y
transmisión 2% - 6%
Pérdidas Transformadores 1% - 5%
Pérdidas disponibilidad 1% - 5%
Tolerancia de Potencia de los
módulos 2% - 10%
Tabla 9.Valores típicos de pérdidas. (Elaboración propia)
Los valores de pérdidas dependen de las características de los componentes que se
utilicen en la instalación, por ende, es necesario hacer una evaluación individual de las
fichas técnicas. Los valores encontrados y utilizados son los siguientes:
- Pérdidas por inclinación y orientación:
Las pérdidas por orientación e inclinación se producen cuando en el panel solar, el
azimut no está orientado hacia el sur y la inclinación no coincide con la latitud del
predio, aunque cabe aclarar que cuando una latitud es menor a 10 grados, se optimiza
la inclinación en dichos 10 grados, para evitar retenciones de agua y contaminación en
el panel.
Para este caso de estudio se pretende colocar los paneles utilizando la inclinación y
orientación del techo, el cual cuenta con una inclinación de 15º. Ya que el tejado es a
dos aguas se utilizará la parte del techo inclinada hacia el occidente.
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Para calcular las pérdidas por inclinación y orientación se utiliza la siguiente ecuación
(O. Perpiñán Lamigueiro, Marzo 2015):
(ecu. 16)
Donde:
= Ángulo de inclinación.
= Azimut.
- Pérdidas por sombra:
En este caso las pérdidas por sombra en los paneles solares son despreciables, ya que
el techo de la construcción no tiene edificaciones cercanas ni árboles que les generen
sombra, sin embargo, al estar debajo del nivel de una carretera que pasa por su lado,
en la que los carros, le podrían generar sombra momentánea, se estimará un porcentaje
de pérdidas del 1%, lo que nos entregará un PR por sombra de 0,99. (Universidad
politécnica de valencia, 2011)
- Pérdidas por suciedad:
Las pérdidas por suciedad se presentan cuando los paneles solares, acumulan polvo o
partículas en su superficie, debido a que es un factor que depende de la limpieza
periódica de la planta fotovoltaica y las condiciones ambientales del predio, se debe
estimar dentro de los valores típicos utilizados. Teniendo en cuenta que es una zona
rural y que cerca al predio pasa una carretera no pavimentada, asumiremos unas
pérdidas por suciedad de 3%. (Universidad politécnica de valencia, 2011)
- Pérdidas reflectancia y transmisión:
las pérdidas por reflectancia y transmisión están dadas por la radiación incidente en la
celda fotovoltaica que no se convierte en energía eléctrica. Las pérdidas por
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reflectancia se presentan por la radiación que golpea la celda y rebota y las pérdidas
por transmisión se presentan cuando la radiación atraviesa la celda. la eficiencia de los
paneles está directamente relacionada con estos fenómenos. Éstas se pueden estimar
en un valor típico utilizado entre 2% y 6%. De este modo tomaremos un valor de
pérdidas del 2%. (Universidad politécnica de valencia, 2011)
- Pérdidas por disponibilidad:
La disponibilidad de una planta fotovoltaica se refiere a los periodos de tiempo en los
que la instalación es utilizable, este parámetro presenta pérdidas debido a periodos de
inactividad causados por operaciones de mantenimiento o fallos. En este caso se
asumirá una pérdida por disponibilidad de 1% teniendo en cuenta los probables
mantenimientos y la muy baja probabilidad de fallas. (Universidad politécnica de
valencia, 2011)
- Pérdidas Transformadores:
las pérdidas por transformadores se asumen mínimas ya que vienen dadas por la red
eléctrica del operador de red, la cual debe cumplir con toda la regulación existente de
calidad de potencia y servicio, por tal motivo se asumen unas pérdidas del 1%.
(Universidad politécnica de valencia, 2011)
- Pérdidas por tolerancia de potencia de los módulos:
La tolerancia de potencia de los módulos solares, es un rango de potencia por la cual
el módulo entrega una potencia mayor o menor en ese rango, a la nominal producida
en un instante determinado. (Universidad politécnica de valencia, 2011)
Para el caso de los paneles solares seleccionados en este proyecto la tolerancia de
potencia es de 0 – 5 W por panel. A continuación, se presenta el porcentaje de
pérdidas por tolerancia de potencia y en la Tabla 10 se encuentra las características
térmicas del panel solar:
(ecu. 17)
85
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Otro factor clave que se debe tener para el cálculo del PR son las pérdidas de
temperatura, las cuales se calculan de la siguiente manera (Universidad politécnica de
valencia, 2011):
(ecu. 18)
(ecu. 29)
(ecu. 20)
Donde:
E = Energía irradiada durante la HSP.
TONC = Temperatura de Operación Nominal de la Celda.
g = coeficiente de temperatura de la potencia, el cual se puede determinar a partir de
las características térmicas del panel solar.
CARACTERISTICAS TÉRMICAS DEL PANEL SOLAR
Temperatura Operativa nominal de la célula TONC °C 46 +/- 2
Temperatura coeficiente de Pmax (g) ϒ %/°C -0,42
Temperatura coeficiente de Voc βvoc %/°C -0,32
Temperatura coeficiente de Isc αisc %/°C 0,05
Temperatura coeficiente de Vmpp βvmpp %/°C -0,42
Tabla 10.Características térmicas del panel solar (Ficha técnica)
Por ejemplo, para el mes de noviembre las pérdidas por temperatura estarían
determinadas por:
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Para el cálculo del factor de rendimiento total (PR total) para el mes de noviembre, se
deben multiplicar todos los factores de rendimiento descritos anteriormente:
En la Tabla 11, se muestran los valores utilizados en las distintas pérdidas consideradas.
Valores Utilizados Factor Rendimiento
(PR)
Factor Rendimiento
(PR)
Pérdidas por inclinación y
orientación 3,45% 1 - 0,0345 0,975
Pérdidas por Sombra 1,00% 1 - 0, 01 0,990
Pérdidas por suciedad 3,00% 1 - 0,03 0,970
pérdidas disparidad
(mismatching) 2,50% 1 - 0,025 0,975
Pérdidas reflectancia y
transmisión 2,00% 1 - 0,02 0,980
Pérdidas por cableado 0,12% 1 - 0,0012 0,999
Pérdidas del inversor 5% 1 - 0,05 0,95
Pérdidas Transformadores 1,00% 1 - 0,01 0,990
Pérdidas disponibilidad 1,00% 1 - 0,01 0,990
Tolerancia de Potencia de los
módulos 2,00% 1 - 0,02 0,980
Tabla 11.Valores Utilizados para el factor de rendimiento (Elaboración propia)
Teniendo la estimación de los principales factores de pérdidas en la instalación, en la
Tabla 12 se muestra el factor de pérdidas total de la instalación.
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Pérdidas totales en la instalación
Mes T. ambiente T. modulo Pérdidas temp. PR temp PRtotal
ENERO 13,3 45,8 0,087 0,913 0,737
FEBRERO 13,7 46,2 0,089 0,911 0,735
MARZO 13,9 46,4 0,090 0,910 0,735
ABRIL 14,1 46,6 0,091 0,909 0,734
MAYO 14,1 46,6 0,091 0,909 0,734
JUNIO 13,9 46,4 0,090 0,910 0,735
JULIO 13,5 46,0 0,088 0,912 0,736
AGOSTO 13,6 46,1 0,088 0,912 0,736
SEPTIEMBRE 13,5 46,0 0,088 0,912 0,736
OCTUBRE 13,5 46,0 0,088 0,912 0,736
NOVIEMBRE 13,6 46,1 0,089 0,911 0,736
DICIEMBRE 13,4 45,9 0,088 0,912 0,737
PROMEDIOS 13,7 46,2 0,089 0,911 0,736
Tabla 12.Pérdidas totales en la instalación. (Elaboración propia)
4.2.9. Equipos a utilizar:
A continuación, se relacionan los principales equipos fotovoltaicos necesarios para el
desarrollo del caso tipo.
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• Paneles solares:
Para el dimensionamiento de los paneles solares se debe calcular la potencia pico a
instalar en el sistema fotovoltaico, para ello se debe tener en cuenta la energía que se
proyecta generar con este sistema.
A partir de la ecuación 21 (Universidad politécnica de valencia, 2011):
(ecu. 21)
Donde,
HSP: Horas Sol Pico.
Pfv: Potencia del campo fotovoltaico.
PR: Factor de rendimiento total de la instalación (Performance Ratio).
ndías: Número de días de cálculo.
Se despeja la potencia fotovoltaica
Para este caso tipo se desea generar el 30% de la energía consumida por el predio con
los paneles solares, es decir se consume al mes 960 [kWh - MES] y su 30% seria 288
[kWh - MES]
Los diferentes valores remplazados se toman de los cálculos de pérdida y horas solar
pico determinados anteriormente.
De lo anterior ya se obtiene el valor de la potencia pico del campo fotovoltaico, de
acuerdo a esto dependiendo de la potencia del panel solar seleccionado se obtendrá la
cantidad de paneles que conformaran este sistema, dividiendo la potencia pico del
sistema total sobre la potencia del panel.
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Se tienen en consideración tres tipos de paneles solares de los cuales se seleccionará el
panel solar que presente una mejor eficiencia, ya que los tres tipos de paneles son
similares en cuanto a dimensiones y precios.
- Panel solar Yingli solar 270 W: Panel policristalino de silicio, con las siguientes
características (Tabla 13):
Datos relevantes del panel solar Yingli – 270 W
Ppk
(W)
Voc
(V)
Vmpp
(V)
Impp
(A)
Isc
(A)
Eficiencia
(%)
Largo
(mm)
Ancho
(mm) Precio ($)
270 37,9 30,7 8,8 9,27 16,7 1650 992 $ 475.950
Tabla 13.Características panel solar Yingli – 270W. (Tomado de Catalogo)
- Panel solar Trinasolar 270 W: Panel multicristalino de silicio, con las siguientes
características (Tabla 14):
Datos relevantes del panel solar Trinasolar - Honey – 270w
Ppk
(W)
Voc
(V)
Vmpp
(V)
Impp
(A)
Isc
(A)
Eficiencia
(%)
Largo
(mm)
Ancho
(mm)
Precio ($)
270 38,4 30,9 8,73 9,18 16,5 1650 992 $ 500.635
Tabla 14.Características panel solar Trina – 270W. (Tomado de Catalogo)
- Panel solar Jinko solar 270 W: Panel policristalino de silicio, con las siguientes
características (Tabla 15):
Datos relevantes del panel solar Jinko solar – JKM270PP – 270w
Ppk
(W) Voc (V)
Vmpp
(V)
Impp
(A) Isc (A)
Eficiencia
(%)
Largo
(mm)
Ancho
(mm)
Precio ($)
270 38,4 31,7 8,52 9,09 16,5 1650 992 $ 460.690
Tabla 15. Características panel solar Jinko – 270W. (Tomado de Catalogo)
90
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Para este caso se trabajará con el panel solar Yingli 270 W teniendo en cuenta que
es el que presenta una mayor eficiencia, lo cual garantiza un mayor
aprovechamiento del recurso solar, el costo de los tres paneles es muy similar de
acuerdo a la información obtenía por los tres proveedores, es decir el costo no
realiza gran diferencia para la selección del panel más apropiado.
Para este caso tipo se calcula que en el sistema se utilizara 12 paneles solares.
• Inversor o Microinversor:
De acuerdo al valor de potencia pico calculada anteriormente se busca en el
mercado el equipo inversor más apropiado para este sistema, el cual debe
manejar la potencia pico del campo fotovoltaico y acoplarse a las condiciones
de voltaje y frecuencia de la instalación eléctrica en la que se vaya a
implementar.
Se tienen en consideración tres tipos de inversores de conexión a la red, de los
que se selecciona el inversor que se ajusta de la mejor manera a los
requerimientos de este caso tipo; en los anexos del presente documento se
encontrarán las fichas técnicas de estos inversores.
- Microinversor APsystems YC1000-3: Microinversor trifásico con las siguientes
características técnicas (Tabla 16):
DATOS DEL INVERSOR – TENSIÓN 208 V
Vdc max Vdc min Idc max
Ppv
max ηeur ηmax Precio ($)
60 16 14,8 1000 94,5 95 $ 960.250
Tabla 16.Datos del inversor APsystems. (Tomado de Catalogo)
- Inversor Sunny Boy 3.0: Inversor monofásico en la Tabla 17 se tiene las
características técnicas :
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DATOS DEL INVERSOR – TENSIÓN 208 V
Vdc max Vdc min Idc max
Ppv
max ηeur ηmax Precio ($)
600 100 15 5500 96,4 97 $ 3.800.000
Tabla 17.Datos del inversor Sunny Boy. (Tomado de Catalogo)
- Inversor Fronius Symo 3.0-3-M: Inversor trifásico, en la Tabla 18 se encuentra
las características técnicas:
DATOS DEL INVERSOR – TENSIÓN 400/230 V
Vdc
max Vdc min Idc max Ppv max ηeur ηmax Precio ($)
1000 150 16 6000 96,5 98 $ 4.120.235
Tabla 18.Datos del inversor Fronius Symo. (Tomado de Catalogo)
Para este caso de selecciona el Microinversor APSystems YC1000-3, ya que es
trifásico de conexión a red y con la tensión de salida requerida , cabe destacar que en
este caso tipo se debe utilizar tres microinversores APSystems YC1000-3, para
entregar la potencia requerida, a diferencia de los otros dos dispositivos en los cuales
en un solo dispositivo manejan la potencia requerida, pero a la salida debe conectarse
un transformador para obtener la tensión nominal de red requerida y el otro es un
dispositivo monofásico.
El Microinversor APSystems YC1000-3 cuenta con cuatro entradas independientes, a
las que se conecta un panel solar por entrada, por lo que no se debe hacer
configuraciones externas de paneles solares, como cadenas en serie o paralelo. En la
figura 35 se muestra la conexión interna del Microinversor.
De acuerdo a la potencia pico del sistema ya calculada (3,3 kW), es necesario utilizar
3 microinversores, ya que cada Microinversor maneja una potencia de 1 kW
92
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Fig. 35.Esquema de conexión interna del microinversor APSystems YC1000-3.
(Tomado de Catalogo)
Estos microinversores cuentan con características anti-isla, la cual cumple
normatividad internacional IEEE 1547. El numeral 4.4.1. de esta norma garantiza que,
en la formación de una isla, cuando el sistema de interconexión detecte la isla, dejará
de energizar el sistema eléctrico que esté alimentando, durante los dos segundos
posteriores a la formación de una isla. (IEEE Standard 1547, 2018)
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Diagrama unifilar del sistema fotovoltaico.
Fig. 36.Diagrama unifilar del sistema fotovoltaico (Elaboración propia)
4.3. Análisis energético
Valores del Campo Fotovoltaico
Para el cálculo del campo fotovoltaico se debe tener en cuenta las características de los
módulos y de los inversores, con los cuales se puede determinar la potencia teórica del
sistema, ver Tablas 19, 20 y 21.
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Todas las siguientes características se encuentran dentro de las fichas técnicas. Datos del
panel solar – 270 W
Ppk (W) Voc (V)
Vmpp
(V)
Impp
(A) Isc (A)
Largo
(mm)
Ancho
(mm)
Superficie
(m2)
270 37,9 30,7 8,8 9,27 1640 990 1,6236
Tabla 19.Datos del panel solar. (Elaboración propia)
DATOS DEL INVERSOR.
Vdc max Vdc min Idc max
Ppv
max ηeur ηmax
60 16 14,8 1000 94,5 95
Tabla 20.Datos del inversor. (Elaboración propia)
La potencia del campo fotovoltaico viene ligada a la cantidad de módulos y a la
potencia pico de los inversores, por lo tanto, se tiene que:
Valores del Campo Fotovoltaico
Numero de Inversores 3
Potencia pico de Inversores (W) 1000
Cantidad de Paneles por Inversor 4
Total, de Paneles 12
Potencia Max en DC (W) 3240
95
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Valores del Campo Fotovoltaico
Potencia Max en AC (W) (Debido a potencia
nominal de los microinversores) 3000
Área por Panel 1,6236
Área de Separación 0,0574
Valores del Campo Fotovoltaico
Área Total de ocupada (m²) 20,17
Tabla 21.Valores del campo fotovoltaico. (Elaboración propia)
Como se observa en la Tabla 21 la potencia del campo fotovoltaico (Pfv) es de 3 kW
con un área ocupada de 20,17 m2.
4.3.1. Cálculo de Energía Producida:
Para el cálculo de producción de energía se debe tener en cuenta varios factores, entre
ellos la radiación solar, el cual depende de la ubicación en que se encuentre el
proyecto, el factor de rendimiento de la instalación y la potencia calculada del
proyecto con el sistema de paneles.
El cálculo viene determinado por la siguiente ecuación (Universidad politécnica de
valencia, 2011):
(ecu. 22)
Donde,
HSP: Horas Sol Pico.
Pfv: Potencia del campo fotovoltaico.
PR: Factor de rendimiento total de la instalación (Performance Ratio).
ndías: Número de días de cálculo.
Debido a que la potencia nominal de salida de los microinversores es de 3 kW, se
trabaja con este valor para realizar el cálculo de energía producida, ya que es la
96
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máxima potencia que podrá entregar la instalación fotovoltaica al tablero AC al que se
conecte, por otra parte, se mantiene el número de paneles dimensionado
anteriormente, ya que, para producir los 3 kW con los paneles seleccionados, se tiene
que se requieren 11,11 paneles solares, como se muestra a continuación:
Esto implica que se debe aproximar al número entero mayor (12 paneles solares), ya
que no es posible trabajar la cantidad de paneles a instalar en números decimales.
Por otra parte, al tener 3240 W instalados en paneles solares, correspondientes a 12
paneles, se tiene la posibilidad de que cuando los niveles de radiación son bajos, se
pueda generar una energía mayor a la que se generaría con 3000 W instalados a una
radiación menor.
Para el cálculo de la energía producida utilizando el ejemplo para el mes de
noviembre obtenemos (Universidad politécnica de valencia, 2011):
(ecu. 23)
Lo que nos lleva a obtener la energía producida del sistema para cada mes del año en
la Tabla 22:
97
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Cálculo de Energía Producida
Mes Número de
días HSP PRtotal
Energía
del sistema
día (kWh-
día)
Energía del
sistema
semana (kWh-
semana)
Energía del
sistema
mes (kWh-
mes)
ENERO 31 4,7 0,737 10,35 72,45 320,85
FEBRERO 28 4,3 0,735 9,51 66,60 266,40
MARZO 31 4,3 0,735 9,53 66,71 295,41
ABRIL 30 3,7 0,734 8,19 57,30 245,59
MAYO 31 3,5 0,734 7,72 54,04 239,32
JUNIO 30 3,7 0,735 8,06 56,45 241,93
JULIO 31 3,9 0,736 8,65 60,55 268,16
AGOSTO 31 4,2 0,736 9,20 64,43 285,31
SEPTIEMBRE 30 3,9 0,736 8,72 61,03 261,56
OCTUBRE 31 4,0 0,736 8,75 61,23 271,15
NOVIEMBRE 30 4,0 0,736 8,87 62,09 266,11
DICIEMBRE 31 4,2 0,737 9,37 65,60 290,53
PROMEDIO 4,0 0,736 8,91 62,37 271,03
TOTAL,
ENERGÍA
PRODUCIDA
AÑO (kWh-
año)
3252,32
Tabla 22.Cálculo de energía producida (Elaboración propia)
98
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Con esto obtenemos que la energía promedio mensual es de 271,03 kWh-mes y la
energía promedio producida en un año con el sistema fotovoltaico es de 3252,32
kWh-año.
Ahorro de Emisiones CO2.
Emisiones de CO2 calculados para el consumo anual producida por los paneles
solares, tomada como el ahorro en emisiones, ya que es la cantidad de kg CO2/año
que se dejara de emitir. Para el cálculo se tuvo en cuenta la resolución UPME 804 de
2017, que determina el factor marginal de emisión de gases de efecto invernadero en
el Sistema Interconectado Nacional – SIN. En la Tabla 23 se encuentra los resultados
del ahorro de emisiones para este caso
Factor marginal de emisión GEI 0,367 kg CO2/kWh
Energía anual producida 3252,32 KWh
Beneficio ambiental 1193,6 kg CO2/año
Tabla 23.Beneficio ambiental. (Elaboración propia)
1193,6 kg CO2/año se dejarán de emitir a la atmosfera por la implementación de la
solución fotovoltaica.
99
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4.4. Presupuesto económico.
En la Tabla 24 se muestra el presupuesto económico del proyecto.
Tabla 24.Presupuesto del proyecto (Elaboración propia)
El presupuesto inicial del proyecto no contempla costos futuros como el mantenimiento
y reposición de los equipos, pero cabe destacar que estos gastos futuros son parte de la
garantía de la vida útil de los mismos y deben ser contemplados en el comportamiento
económico del proyecto durante su vida útil.
Los costos de adecuación de la infraestructura en este caso tipo no aplican, cómo se
observa en las figuras 28 y 29 el área útil de instalación se encuentra completamente
adecuado y apto para la implementación, pero es de destacar que este costo es adicional
y depende directamente del terreno donde se propone ejecutar el proyecto.
4.4.1. Cálculo económico
Para el cálculo económico del proyecto utilizaremos cifras de costos y de energía.
Adicionalmente los siguientes datos de consumo de energía del predio de este caso
tipo.
Cabe resaltar que para realizar la venta de excedente de acuerdo a la resolución 030 de
la CREG, solo es posible vender energía al operador de red, cuando la generación
eléctrica de la planta auto generadora fotovoltaica es mayor al consumo en kWh en un
periodo de facturación.
100
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Promedio de energía mensual consumida: 960 kWh-mes.
Precio kWh: 458 COP.
El valor de kWh de este caso tipo se obtiene del valor de establecido en la factura de
energía del predio para el momento en que se realizaron los cálculos requeridos. En la
figura 37 se muestra un apartado de la factura con el costo de este kWh.
Fig. 37.Componente tarifario. (Servicio público)
Precio kWh-mes: 439.680 COP.
El valor en pesos de kWh-mes se obtiene de multiplicar el consumo promedio
mensual de energía por el valor del kWh.
Valor de la inversión inicial del proyecto: 15.130.994 COP
Tasa de interés utilizada: IPC = 4%
Se selecciona esta tasa relacionada al IPC ya que indica una variación anual de precios
para bienes y servicios que da una noción del incremento en bienes y servicios, con lo
cual se puede tener una referencia de incremento del cobro de la energía eléctrica.
Se asigna este el valor de 4 % estimando un posible incremento a ese valor con la base
de que el IPC para el mes de agosto se ubicó en 3,75%. (DANE, 2019)
4.4.1. Valor Futuro (VF):
El valor futuro está determinado por la siguiente expresión (Altuve, 2004):
101
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(ecu.24)
Donde
VA = Valor presente.
i = Tasa de interés
n = Periodo de tiempo
4.4.2. Valor Presente Neto (VAN):
Con el propósito de considerar todos los movimientos financieros del proyecto para
los 20 años de vida útil del mismo y determinar la viabilidad de la inversión,
calculamos el VAN del proyecto.
El valor presente neto (VAN) está determinado por la siguiente expresión (Altuve,
2004):
(ecu. 35)
En la Tabla 25 se muestran los datos económicos del proyecto incluyendo los cálculos
de VF y VAN.
En donde tenemos los siguientes datos:
- Ahorro anual: el valor de la anualidad nombrada como ahorro anual,
corresponde al valor de la energía generada con la planta fotovoltaica y que se
dejaría de pagar al operador de red.
- Venta de excedentes: Este valor corresponde al valor en pesos para la energía
exportada a la red del OR.
- Beneficio de renta: Este valor corresponde al 50% del costo total del proyecto
que se podría deducir del proyecto por beneficio de exención en el pago de
impuesto de renta. Esto según el Artículo 11 de la Ley 1715 de 2014, el cual
estable lo siguiente:
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“Incentivos a la generación de energías no convencionales. Como fomento a la
investigación, desarrollo e inversión en el ámbito de la producción y
utilización de energía a partir de FNCE, la gestión eficiente de la energía, los
obligados a declarar renta que realicen directamente inversiones en este
sentido, tendrán derecho a reducir anualmente de su renta, por los 5 años
siguientes al año gravable en que hayan realizado la inversión, el cincuenta por
ciento (50%) del valor total de la inversión realizada.
El valor a deducir por este concepto, en ningún caso podrá ser superior al 50%
de la renta líquida de la contribuyente determinada antes de restar el valor de
la inversión.
Para los efectos de la obtención del presente beneficio tributario, la inversión
causante del mismo deberá obtener la certificación de beneficio ambiental por
el Ministerio de Ambiente y ser debidamente certificada como tal por el
Ministerio de Medio Ambiente y Desarrollo Sostenible, en concordancia con
lo establecido en el artículo 158-2 del Estatuto Tributario”.
Lo que implica que se tienen cinco años a partir del siguiente año en que se
realiza la inversión, para deducir del impuesto de renta el 50% del valor de la
inversión realizada, teniendo en cuenta el valor anual de impuesto de renta que
deba pagar, ya que en un año no se podrá deducir más del 50% del valor de la
renta a pagar en ese año.
Es decir que, si por ejemplo se debe pagar un monto determinado por impuesto
de renta en el primer año posterior al año de la inversión realizada, y el 50% de
la inversión realizada en menor a al 50% del valor del impuesto para ese
primer año, entonces se puede deducir en el primer año por beneficio de renta
el 50% del valor de la inversión. Pero en caso de que el valor de la inversión
sea mayor al 50% del valor del impuesto de renta a pagar es en ese primer año
posterior a la inversión, solo se podrá deducir el valor de la inversión igual al
50 % del valor de la renta a pagar y el valor restante de la inversión que
faltaría por deducir, se podrá deducir el segundo año posterior a año en que se
realizó la inversión, y así sucesivamente hasta deducir la totalidad del 50% de
la inversión realizada. Para ello se cuenta con cinco años.
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Tabla 25.Valores económicos del proyecto (Elaboración propia)
De la Tabla 25 obtenemos un VAN de $45.531.952; al ser el VAN mayor que cero, se
infiere que es viable realizar la inversión en el proyecto.
En los siguientes gráficos (Figura 38 y 39),se muestra el flujo de caja del proyecto y el
comportamiento económico del mismo.
Fig. 38.Comportamiento del flujo de caja del proyecto (Elaboración propia)
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Fig. 39.curva de proyección del proyecto (Elaboración propia)
4.4.3. Tasa interna de retorno (TIR):
La tasa interna de retorno es otro criterio para determinar si se realiza o no una
inversión en un proyecto, de la siguiente manera (Altuve, 2004).
Para una tasa de interés “i”:
• Si TIR > i, el proyecto de inversión es viable y será aceptado.
• Si TIR = i, la inversión tendrá mucha incertidumbre y será a riesgo del
inversionista realizar o no realizar la inversión.
• Si TIR <i, el proyecto es inviable y debe ser rechazado.
Para el cálculo de la TIR se utilizó la herramienta Excel ya que el número de flujos de
caja es alto, en este caso se utiliza la función TIR, a la cual a la cual se le introducen los
flujos de caja calculados del proyecto, obteniendo como TIR del proyecto, una tasa de
20%.
Teniendo en cuenta la TIR del 20% y el criterio anteriormente descrito se determinó es
viable realizar la inversión del proyecto.
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4.4.4. Periodo de Recuperación de la Inversión (PIR):
La recuperación de la inversión muestra el periodo de tiempo durante el cual la suma de
flujo de caja entrega el valor de la inversión realizada. Es importante establecer este
lapso para identificar en qué periodo de tiempo de la vida útil del proyecto, los ingresos
obtenidos, representan una ganancia. (Altuve, 2004)
Para encontrar el PIR se utiliza la siguiente expresión:
(ecu. 26)
Donde:
a = Número del periodo que precede inmediatamente al de la recuperación del
desembolso inicial.
Io = Inversión inicial del proyecto.
b = Suma de los flujos de caja hasta llegar al final del periodo a.
Ft = Valor del flujo de caja que se generaría el año en el que se recuperase la inversión.
De esta manera se obtiene que la recuperación de la inversión se logrará en 3,9 años.
4.4.5. Costo de kW de Generación
Para conocer el valor del costo de generación de energía tendremos que realizar primero
el cálculo de energía producida durante la vida útil del proyecto, es decir los 20 años,
pero teniendo en cuenta las pérdidas por envejecimiento de los módulos, tal y como se
muestra a continuación en la Tabla 26
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:Pérdida de Potencia Generada por Envejecimiento de los
Módulos Fotovoltaicos (0,5%/año)
Año Energía (kWh) Año Energía (kWh)
1 3252,32 11 3093,31
2 3236,05 12 3077,84
3 3219,87 13 3062,45
4 3203,77 14 3047,14
5 3187,76 15 3031,91
6 3171,82 16 3016,75
7 3155,96 17 3001,66
8 3140,18 18 2986,66
9 3124,48 19 2971,72
10 3108,85 20 2956,86
Energía Producida en 20 años
(kWh) 62047,37
Tabla 26.Pérdidas de potencia general por envejecimiento de los módulos
fotovoltaicos. (Elaboración propia)
Ahora, teniendo la energía producida por la instalación durante su vida útil y el costo
total de la instalación que proviene de sumar el costo del proyecto, menos el beneficio
de renta, más el costo del cambio de equipos que se realiza a los 10 años de haber
instalados los equipos, tenemos que el costo de generación está dado por la siguiente
ecuación: (A. Santiago)
(ecu. 47)
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CONCLUSIONES.
➢ Ante el crecimiento de la energía solar fotovoltaica en el país y el interés de las
personas por la sostenibilidad ambiental y energética, elaborar una guía de
implementación de sistemas fotovoltaicos de autogeneración a pequeña escala
resulta viable, ya que permite aclarar algunas dudas técnicas y económicas que
puedan surgir del comportamiento de este tipo de proyectos. Con lo que una
guía de implementación acompañada de una herramienta de dimensionamiento
constituye un insumo para todo tipo de personas interesadas que quieran tener
una estimación de una planta fotovoltaica a implementar en sus predios.
➢ Con el estudio técnico y normativo realizado para la estructuración de la guía de
implementación, se corrobora que la ley 1715 de 2014 se encuentra aplicada y
reglamentada por cada entidad con competencia dentro de los lineamientos que
esta ley fundamental. De este modo se tiene que la Unidad de Planeación
Minero Energética (UPME), la Comisión de Regulación de Energía y Gas
(CREG), los ministerios de Minas y Energía y de Ambiente y Desarrollo
Sostenible principalmente, ya han establecido sus procedimientos para aportar
en el desarrollo de proyectos de autogeneración a pequeña escala con energía
solar fotovoltaica, con el fin de que se tenga claro los procedimientos de
conexión a las redes eléctricas de los operadores de red, así como obtener a los
beneficios tributarios a los que se puede aplicar, con el desarrollo de este tipo de
proyectos y las condiciones de conexión a red y capacidad instalada para estas
instalaciones fotovoltaicas.
➢ Con el desarrollo del aplicativo Excel para determinar el comportamiento
económico de un proyecto de autogeneración a pequeña escala con energía solar
fotovoltaica se puede determinar la viabilidad económica de este tipo de
proyectos y tener una estimación de los movimientos económicos del proyecto
durante toda su vida útil, considerando la inversión inicial realizada, el ahorro de
dinero por la energía que se deja de pagar al operador red, determinar si se
recupera la inversión y el tiempo de recuperación de la inversión. Lo cual
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constituye una herramienta útil en la toma de decisión sobre la inversión en este
tipo de instalaciones fotovoltaicas.
➢ La verificación del funcionamiento del procedimiento propuesto en la guía de
implementación y el aplicativo Excel se pudo realizar mediante el simulacro de
un caso tipo de estudio, el cual permitiera aplicar la guía y el aplicativo en Excel
a un proyecto en condiciones reales, que permitiera determinar variables como
potencia pico de la planta fotovoltaica en los límites permitidos según el punto
de conexión al operador de red, energía producida según las condiciones de
radiación del lugar, costo económico del proyecto, tiempo de recuperación de la
inversión, entre otros. De lo que se pudo comprobar el funcionamiento y realizar
las mejoras necesarias para un rendimiento óptimo de la guía y el aplicativo.
➢ En términos de generación de energía eléctrica sostenible y en concordancia con
los objetivos mundiales de desarrollo sostenible firmados por Colombia, la Ley
1715 de 2014 es un gran aporte a la promoción de la generación de energía
eléctrica con fuentes no convencionales de energía renovables, ya que los
beneficios tributarios que otorga, permiten a todo tipo de usuarios, realizar la
inversiones necesarias en proyectos de autogeneración a pequeña escala con
fuentes de energía no convencionales renovables, con la posibilidad de recuperar
la inversión económica realizada, teniendo en cuenta variables como el ahorro
en la factura de energía, la deducción especial en el impuesto de renta de estas
inversiones y demás beneficios que otorga esta Ley.
➢ La promoción y uso de la energía solar fotovoltaica se presenta como una gran
alternativa en la transición de fuentes convencionales de energía a fuentes no
convencionales de energía renovables, dado su facilidad en la instalación, la
posibilidad de implementación en sitios de consumo para autogeneradores a
pequeña escala y el rápido desarrollo que la tecnología fotovoltaica ha
presentado, lo cual hace que sea una tecnología cada vez más eficiente y
competitiva en términos económicos. Aunque se debe tener especial atención en
las condiciones geográficas del sitio de instalación de las plantas fotovoltaicas
ya que es necesario considerar la radiación solar del lugar, si la instalación se
realizará sobre tejado, placa (Terraza) o en terreno firme (granjas solares), si se
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cuenta con red eléctrica para conexión “On Grid” o si es necesario el uso de
baterías.
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ANEXOS
ANEXO 1--Lista de bienes excluidos de IVA y exentos de gravámenes
arancelarios. (UPME, 2018)
LISTA DE BIENES EXCLUIDOS DEL IVA Y EXENTOS DE GRAVAMEN
ARANCELARIO
Los elementos, equipos y/o maquinaria que hacen parte de la infraestructura eléctrica se
encuentran al final del listado, el cual es válido para cualquier tipo de proyecto FNCE*
PROYECTOS Y SISTEMAS PARA USO ENERGÉTICO DE LA BIOMASA
EQUIPO ETAPA COMENTARIO / CONDICIONAL
Requeridos para desarrollo de proyectos de Biogás
Biodigestores Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Materiales para construcción
digestores, post-digestores y
tanques de almacenamiento
Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
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Equipos de medición de
producción de biogás y
concentración de Metano
Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Equipos para desulfurización
de biogás (y remoción de
impurezas)
Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Equipos para remoción de CO2
de biogás (equipos para
producción de biometano)
Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Ventiladores / sopladores para
flujo de biogás Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Válvulas Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Trampas: De ácido sulfhídrico,
de llama, de agua. Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Calderas Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Hornos Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Teas de emergencia Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
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Bombas para flujo de sustratos
en plantas de biogás Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Tuberías en plantas de biogás,
incluyendo tuberías de
polietileno de alta densidad
Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Dispositivos de control y
automatización de procesos
anaerobios
Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Requeridos para desarrollo de proyectos de Gasificación
Gasificador Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Sistema de purificación del gas Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Turbinas: de gas y de vapor Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Generadores: de vapor Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Requeridos para desarrollo de proyectos de Pirolización
Bunkers (almacenamiento de
residuos) Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
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Trituradoras Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Hornos rotatorios para pirolisis Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Cámaras de combustión. Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Separador magnético Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Turbo-generadores Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Calderas Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Filtros de manga Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Catalizadores Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Ventiladores Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
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Requeridos para el desarrollo de proyectos de producción de energía de cultivos
energéticos
Equipos y componentes para la
producción de cultivos
energéticos
Inversión
Entre otros, equipos como: torre de
madereo, skidder, harvester, brazo
cargador, carreto cosechador, winche o
cabestrante, astillador de madera,
tractores, grúas y grapas. Acorde con el
tamaño de la planta o la capacidad.
Debe cumplir con estándares de calidad.
Sistemas de riego y drenaje Inversión
Equipos para el sistema de riego y
drenaje empleados en el establecimiento
de cultivos con propósitos energéticos
(incluye tuberías de PVC, CPVC,
válvulas, tanques, bombas). Acorde con
el tamaño de la planta o la capacidad.
Debe cumplir con estándares de calidad.
Equipo para mecanización del
terreno y extracción de madera Inversión
Subsoladores, rastra, caballoneador,
taipa, cortamalezas, sembradora. Acorde
con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Sistemas de generación / cogeneración
Motores de CI diseñados para
operar con biogás o
biocombustibles
Inversión
Que vayan a ser operados
exclusivamente o en más de un 50% de
su producción con dicho tipo de
combustible. Cuando sea sólo fuente
no convencional de energía y esté
acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
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Calderas para operar con
biomasa, biogás o sus
derivados, así como equipos
para adaptación de calderas
para uso con biomasa, biogás o
sus derivados
Inversión
Si es necesario que sean calderas para
operar con este tipo de combustible.
Cuando sea sólo fuente no convencional
de energía y acorde con el tamaño de la
planta o la capacidad. Debe cumplir con
estándares de calidad.
Turbinas de condensación para
operar con biogás Inversión
Cuando sea sólo fuente no convencional
de energía y este acorde con el tamaño
de la planta o la capacidad. Debe
cumplir con estándares de calidad.
Turbinas de contra-presión
para operar con biogás Inversión
Cuando sea sólo fuente no convencional
de energía y este acorde con el tamaño
de la planta o la capacidad. Debe
cumplir con estándares de calidad.
Incineradores de residuos y sus
componentes para la
recuperación de calor para la
tecnología “waste to energy”
Inversión
Cuando sea sólo fuente no convencional
de energía y este acorde con el tamaño
de la planta o la capacidad. Debe
cumplir con estándares de calidad.
Bio-refinerias para
transformación de residuos
sólidos urbanos en
biocombustibles líquidos
Inversión
Cuando sea sólo fuente no convencional
de energía y este acorde con el tamaño
de la planta o la capacidad. Debe
cumplir con estándares de calidad.
Generadores Inversión
Cuando sea sólo fuente no convencional
de energía y este acorde con el tamaño
de la planta o la capacidad. Debe
cumplir con estándares de calidad.
Recuperadores de calor Inversión
Cuando sea sólo fuente no convencional
de energía y este acorde con el tamaño
de la planta o la capacidad. Debe
cumplir con estándares de calidad.
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Sistemas de pretratamiento de
agua Inversión
Cuando sea sólo fuente no convencional
de energía y este acorde con el tamaño
de la planta o la capacidad. Debe
cumplir con estándares de calidad.
Sistemas de tratamiento de
gases de chimenea de las
calderas
Inversión
Cuando sea sólo fuente no convencional
de energía y este acorde con el tamaño
de la planta o la capacidad. Debe
cumplir con estándares de calidad.
Sistemas recuperadores de
condensados Inversión
Cuando sea sólo fuente no convencional
de energía y este acorde con el tamaño
de la planta o la capacidad. Debe
cumplir con estándares de calidad.
Sistemas cerrados de
refrigeración de auxiliares y
turbina
Inversión
Cuando sea sólo fuente no convencional
de energía y este acorde con el tamaño
de la planta o la capacidad. Debe
cumplir con estándares de calidad.
Sistema abierto de
refrigeración mediante torres
de enfriamiento con agua o
aerocondensadores
Inversión
Cuando sea sólo fuente no convencional
de energía y este acorde con el tamaño
de la planta o la capacidad. Debe
cumplir con estándares de calidad.
Sistemas de calentamiento de
agua / recuperación de calor
residual
Inversión
Cuando sea sólo fuente no convencional
de energía y este acorde con el tamaño
de la planta o la capacidad. Debe
cumplir con estándares de calidad.
Válvulas, reguladores y
sistemas de control Inversión
Cuando sea sólo fuente no convencional
de energía y este acorde con el tamaño
de la planta o la capacidad. Debe
cumplir con estándares de calidad.
Sistemas de generación / cogeneración
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Sistema de retorno de
condensado, precalentamiento
y desgasificador
Inversión
Cuando sea sólo fuente no convencional
de energía y este acorde con el tamaño
de la planta o la capacidad. Debe
cumplir con estándares de calidad.
Planta de tratamiento de agua Inversión
Cuando sea sólo fuente no convencional
de energía y este acorde con el tamaño
de la planta o la capacidad. Debe
cumplir con estándares de calidad.
Sistema de aire comprimido Inversión
Cuando sea sólo fuente no convencional
de energía y este acorde con el tamaño
de la planta o la capacidad. Debe
cumplir con estándares de calidad.
Laboratorio Inversión
Cuando sea sólo fuente no convencional
de energía y este acorde con el tamaño
de la planta o la capacidad. Debe
cumplir con estándares de calidad.
Sistema de racks y tuberías Inversión
Cuando sea sólo fuente no convencional
de energía y este acorde con el tamaño
de la planta o la capacidad. Debe
cumplir con estándares de calidad.
Sistemas de drenajes y
canalizaciones subterráneas Inversión
Cuando sea sólo fuente no convencional
de energía y este acorde con el tamaño
de la planta o la capacidad. Debe
cumplir con estándares de calidad.
Sistema de estructuras Inversión
Cuando sea sólo fuente no convencional
de energía y este acorde con el tamaño
de la planta o la capacidad. Debe
cumplir con estándares de calidad.
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Otras tecnologías
Maquinas pelletizadoras Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Equipos para la preparación y
transformación de biomasa Inversión
Equipos de torrefacción, secadores de
biomasa, maquinas briquetizadoras.
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
PROYECTOS Y SISTEMAS PARA PEQUEÑOS APROVECHAMIENTOS
HIDROELÉCTRICOS
EQUIPO ETAPA COMENTARIO / CONDICIONAL
Equipos y componentes para planta
Desarenador Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Tanque de carga Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Tuberías Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Chimeneas de equilibrio,
aliviaderos Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
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Válvulas y compuertas Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Turbinas Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Dispositivos de regulación y
tubos difusores Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Bombas y motores Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Elementos hidromecánicos Inversión
Rejas coladeras y equipo limpia rejas.
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Generadores Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Transformador de excitación y
rectificador Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Equipo de regulación de
tensión, equipo de regulación
de velocidad, control,
protección y medida.
Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Equipos de medición Preinversión
e Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
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Obra civil Inversión
Presa, túneles, canales y conducciones,
taludes, terraplenes, puentes, pontones,
tomas de agua y obras de captación.
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
PROYECTOS Y SISTEMAS EÓLICOS
EQUIPO ETAPA COMENTARIO / CONDICIONAL
Requeridos para medición del potencial energético solar y otros parámetros.
Equipos LIDAR Preinversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Equipos SODAR Preinversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Torre de medición Preinversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Anemómetros Preinversión
e Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Veletas Preinversión
e Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Data Logger Preinversión
e Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
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Estación Meteorológica Preinversión
e Inversión
Medidores de velocidad y dirección de
viento, temperatura, humedad relativa,
presión, material particulado, requeridas
para la caracterización del potencial y
diseños de parques eólicos. Acorde con
el tamaño de la planta o la capacidad.
Debe cumplir con estándares de
calidad.
Equipos de alimentación
DC/AC Preinversión
Alimentación para la estación de
medición de manera autónoma (Paneles
solares, reguladores DC, baterías).
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Requeridos para el desarrollo del proyecto
Aerogenerador (como un todo) Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Torre del aerogenerador
(materiales de construcción en
caso tal)
Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Sistema de luces de
obstrucción y desviadores Inversión
Señalización instalada en las torres para
la aeronavegación. Acorde con el
tamaño de la planta o la capacidad.
Debe cumplir con estándares de calidad.
PROYECTOS Y SISTEMAS GEOTÉRMICOS
EQUIPO ETAPA COMENTARIO / CONDICIONAL
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Requeridos para el desarrollo del proyecto
Bombas: Centrífuga,
electrosumergible, de calor
geotérmica.
Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Válvulas Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Silenciadores Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Desarenadoras Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Tuberías: de vapor, salmuera Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Separadores: ciclón de vapor,
final humedad Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Tanques de almacenamiento Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Intercambiadores de calor:
Evaporadores o Condensadores Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
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Turbinas Inversión
Especial para aplicaciones geotérmicas
(materiales especiales y protección
contra la corrosión debido a la
naturaleza del vapor - especialmente en
rotor, aspas y tobera). Acorde con el
tamaño de la planta o la capacidad.
Debe cumplir con estándares de calidad.
Generadores Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Instrumentos de medida de
presión (manómetro),
temperatura y flujo másico de
fluidos y vapor
Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Eyectores de vapor (NCG &
H2S) Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Compresores Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Sistema de condensado:
Condensadores, Torres de
enfriamiento (Tipo húmedo,
tipo seco).
Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Depuradores Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
125
Este documento es propiedad de la Universidad Distrital Francisco José de Caldas. Prohibida su reproducción por cualquier medio, sin previa Autorización.
Elementos estructurales de
Pozos (de producción y de re-
inyección)
Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Removedores y filtros Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Sistemas anti explosión
durante perforación Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Cámara de flash Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Sistema de recolección y
transporte de vapor a la planta Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Sistema de recolección y
transporte de fluidos (salmuera
y condensado) a los pozos de
reinyección.
Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Requeridos para exploración
Equipos para prospección
geofísica y geoquímica
Preinversión
e Inversión
Para aplicaciones geotérmicas. Acorde
con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
126
Este documento es propiedad de la Universidad Distrital Francisco José de Caldas. Prohibida su reproducción por cualquier medio, sin previa Autorización.
Equipos de perforación Preinversión
e Inversión
Para aplicaciones geotérmicas en
perforaciones de gradiente y
perforaciones exploratorias profundas.
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Equipos para monitoreo de
temperatura
Preinversión
e Inversión
Para aplicaciones geotérmicas. Acorde
con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Equipos de laboratorio para
análisis geoquímicos y
geológicos
Preinversión
e Inversión
Para aplicaciones geotérmicas. Acorde
con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Instalaciones superficiales para
prueba de pozos
Preinversión
e Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Acorde con el tamaño de la
planta o la capacidad. Debe cumplir con
estándares de calidad.
PROYECTOS Y SISTEMAS SOLARES FOTOVOLTAICOS
ELEMENTO, EQUIPO Y/O
MAQUINARIA ETAPA COMENTARIO / CONDICIONAL
Requeridos para medición del potencial energético solar y otros parámetros.
Equipos de medición del
recurso solar Preinversión
Radiómetro, Piranómetro,
Pirheliómetro, Heliógrafo. Acorde con
el tamaño de la planta o la capacidad.
Debe cumplir con estándares de calidad.
127
Este documento es propiedad de la Universidad Distrital Francisco José de Caldas. Prohibida su reproducción por cualquier medio, sin previa Autorización.
Seguidor solar automático Preinversión
e Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Datalogger Preinversión
e Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Estacón Meteorológica Preinversión
e Inversión
Medidores de velocidad y dirección de
viento, temperatura, humedad relativa,
presión, material particulado, requeridas
para la caracterización y diseños de
parques solares. Acorde con el tamaño
de la planta o la capacidad. Debe
cumplir con estándares de calidad.
Requeridos para el desarrollo del proyecto
Paneles/módulos o celdas
fotovoltaicas: De silicio
policristalino, silicio
monocristalino, silicio amorfo,
compuestas por uniones de
celdas de silicio policristalino,
monocristalino o amorfo o de
película delgada.
Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Inversores o Microinversores:
Off Grid, Grid Tie o Híbrido. Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Regulador o Controlador de
Carga Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
128
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Baterías solares (de ciclo de
descarga profunda): Puede ser
de plomo-acido, ions de litio,
níquel cadmio, u otro.
Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Medidor Bidireccional Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Bases / marcos / estructuras
diseñadas para montar, anclar e
instalar paneles
Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Cajas combinadoras Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Sistemas de tracking Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Conectores MC4 Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Cable solar DC Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
PROYECTOS Y SISTEMAS SOLAR TÉRMICOS
EQUIPO ETAPA COMENTARIO / CONDICIONAL
Requeridos para medición del potencial energético solar y otros parámetros.
129
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Equipos de medición del
recurso solar Preinversión
Radiómetro, Piranómetro,
Pirheliómetro, Heliógrafo. Acorde con
el tamaño de la planta o la capacidad.
Debe cumplir con estándares de calidad.
Seguidor solar automático Preinversión
e Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Datalogger Preinversión
e Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Estacón Meteorológica Preinversión
e Inversión
Medidores de velocidad y dirección de
viento, temperatura, humedad relativa,
presión, material particulado, requeridas
para la caracterización y diseños de
parques solares. Acorde con el tamaño
de la planta o la capacidad. Debe
cumplir con estándares de calidad.
Requeridos para el desarrollo del proyecto
Colectores: Puede ser de
tubos, de aletas (plano) con
vidrio o de aletas (plano) sin
vidrio
Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Colectores de: cilindro
parabólico (CCP), discos
parabólicos, con torre central
con campo de helióstatos y sus
componentes
Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
130
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Colectores para calentamiento
de piscinas Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Equipos termosifónicos Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Base / estructura para
colocación sobre techo Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Tuberías Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Bombas de circulación Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Válvulas: De corte (esfera o de
bola), de seguridad,
antiretorno, de equilibrado, de
vaciado y drenaje, de llenado
automático, motorizada de 2 o
3 vías, mezcladora
termostática.
Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Vaso o estanque de expansión Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Purgadores y desaireadores Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
131
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Termocupla Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Aislamiento: Para tuberías,
depósitos y accesorios
hidráulicos.
Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Tanque de almacenamiento
(debidamente aislado) Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Intercambiador de calor:
Sumergidos en el interior del
depósito, serpentín, horquilla y
anula, o constituidos por doble
envolvente del depósito.
Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Equipos de medición para el
sistema de control o de
telemonitorización:
Termómetros, manómetros,
flujómetros o caudalímetro y
medidor/contador.
Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Manta Térmica Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Manifol Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
OTROS PROYECTOS Y SISTEMAS
EQUIPO ETAPA COMENTARIO / CONDICIONAL
132
Este documento es propiedad de la Universidad Distrital Francisco José de Caldas. Prohibida su reproducción por cualquier medio, sin previa Autorización.
Equipos y componentes para el sistema
Sistemas de cubiertas de
Energía Solar – Tejas Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Secadores Solares Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
Aire acondicionado termosolar Inversión
Acorde con el tamaño de la planta o la
capacidad. Debe cumplir con estándares
de calidad.
INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA (PARA TODOS LOS PROYECTOS DE
FNCE)*
EQUIPO ETAPA COMENTARIO / CONDICIONAL
Equipos y componentes para el sistema
Transformador Inversión Cumplir RETIE / IEC / NTC. Uso
exclusivo para FNCE
Bóvedas, puertas cortafuego,
compuertas de ventilación y
sellos cortafuego
Inversión Cumplir RETIE / IEC / NTC. Uso
exclusivo para FNCE
Celdas AC/DC Inversión Cumplir RETIE / IEC / NTC. Uso
exclusivo para FNCE
Contadores Inversión Cumplir RETIE / IEC / NTC. Uso
exclusivo para FNCE
Tableros de baja tensión
AC/DC Inversión
Cumplir RETIE / IEC / NTC. Uso
exclusivo para FNCE
133
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Alambres y Cables en AC Inversión Cumplir RETIE / IEC / NTC. Uso
exclusivo para FNCE
Canalizaciones: Canaletas,
tubos o conjunto de tubos,
prefabricadas con barras o con
cables, ductos subterráneos,
entre otros
Inversión Cumplir RETIE / IEC / NTC. Uso
exclusivo para FNCE
Bandejas portacables Inversión Cumplir RETIE / IEC / NTC. Uso
exclusivo para FNCE
Barrajes Inversión Cumplir RETIE / IEC / NTC. Uso
exclusivo para FNCE
Cajas y Conduletas Inversión Cumplir RETIE / IEC / NTC. Uso
exclusivo para FNCE
Fusibles y Porta fusibles Inversión Cumplir RETIE / IEC / NTC. Uso
exclusivo para FNCE
Interruptores, Reconectadores,
Seccionadores y
Transferencias automáticas
Inversión Cumplir RETIE / IEC / NTC. Uso
exclusivo para FNCE
Interruptores Baja Tensión Inversión Cumplir RETIE / IEC / NTC. Uso
exclusivo para FNCE
Línea de transmisión Inversión
Estructuras, aisladores y aislamiento de
conductores, cables de guarda, señales
de aeronavegación, líneas subterráneas
y herrajes. Únicamente la línea que
cubre el proyecto de generación.
Cumplir RETIE / IEC / NTC. Uso
exclusivo para FNCE
134
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Dispositivos de protección
contra sobretensiones
transitorias (DPS),
Descargadores de rayos,
apantallamiento.
Inversión Cumplir RETIE / IEC / NTC. Uso
exclusivo para FNCE
Unidades de potencia
ininterrumpida (UPS) Inversión
Cumplir RETIE / IEC / NTC. Uso
exclusivo para FNCE
Sistema de puesta a tierra Inversión Cumplir RETIE / IEC / NTC. Uso
exclusivo para FNCE
Sistema de monitoreo, control
y automatización Inversión
Cumplir RETIE / IEC / NTC. Uso
exclusivo para FNCE
Subestación o Power Station Inversión Cumplir RETIE / IEC / NTC. Uso
exclusivo para FNCE
BESS (Sistema de
almacenamiento con base en
baterías)
Inversión
Únicamente si es complementario del
proyecto de generación. Cumplir RETIE
/ IEC / NTC. Uso exclusivo para FNCE
Obra civil para el centro de
control (Asociada a la central
de generación)
Inversión Cumplir RETIE / IEC / NTC. Uso
exclusivo para FNCE
135
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ANEXO 2---Lista de servicios del IVA.(UPME, 2018)
LISTADO DE SERVICIOS EXCLUIDOS DEL IVA
PROYECTOS Y SISTEMAS SOLAR FOTOVOLTAICOS
SERVICIO ETAPA CONDICIONAL O
COMENTARIO
Asesoría y consultoría especializada Preinversión
e Inversión
Técnica; legal;
financiera; estudios de
suelos; estudios de
mercadeo; topográfica;
estudios geotécnicos;
instalación de
estaciones
meteorológicas;
estudios de flujo de
potencia y generación
de energía. Lo anterior,
específico para el
desarrollo del proyecto.
Alquiler de equipos LIDAR Preinversión
136
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Certificación RETIE Inversión
Diseño e Ingeniería del sistema (Incluyendo
software especializado)
Preinversión
e Inversión
Incluye ingeniería
básica; ingeniería de
detalle.
Estudios de valoración de potencial Preinversión
Estudio de pre-factibilidad Preinversión
Estudio de factibilidad Inversión
Estudios estructurales Preinversión
e Inversión
Para estructuras en
techos
Estudios ambientales Preinversión
e Inversión
Diagnósticos
ambientales de
alternativas y estudios
de impacto ambiental.
Estudios especializados
(Únicamente estudios;
no la implementación
del DAA o EIA)
Estudios de conexión. Preinversión
e Inversión
No incluye costos
asociados con contratos
de conexión.
Transporte asociado al traslado de componentes
al sitio de instalación
Preinversión
e Inversión
Instalación y puesta en operación del sistema Inversión
Obras civiles y estructurales para el montaje del
sistema. Inversión
Preparación / adaptación del terreno para
instalación del sistema Inversión
137
Este documento es propiedad de la Universidad Distrital Francisco José de Caldas. Prohibida su reproducción por cualquier medio, sin previa Autorización.
PROYECTOS Y SISTEMAS SOLAR TÉRMICOS
SERVICIO ETAPA CONDICIONAL O
COMENTARIO
Asesoría y consultoría especializada Preinversión
e Inversión
Técnica; legal;
financiera; estudios de
suelos; estudios de
mercadeo; topográfica;
estudios geotécnicos;
instalación de
estaciones
meteorológicas;
estudios de flujo de
potencia y generación
de energía. Lo anterior,
específico para el
desarrollo del proyecto.
Alquiler de equipos LIDAR Preinversión
Certificación RETIE Inversión
Diseño e Ingeniería del sistema (Incluyendo
software especializado)
Preinversión
e Inversión
Incluye ingeniería
básica; ingeniería de
detalle.
Estudios de valoración de potencial Preinversión
Estudio de pre-factibilidad Preinversión
Estudio de factibilidad Inversión
Estudios estructurales Preinversión
e Inversión
Para estructuras en
techos
Estudios ambientales Preinversión
e Inversión
Diagnósticos
ambientales de
138
Este documento es propiedad de la Universidad Distrital Francisco José de Caldas. Prohibida su reproducción por cualquier medio, sin previa Autorización.
alternativas y estudios
de impacto ambiental.
Estudios especializados
(Únicamente estudios;
no la implementación
del DAA o EIA)
Estudios de conexión. Preinversión
e Inversión
No incluye costos
asociados con contratos
de conexión.
Transporte asociado al traslado de componentes
al sitio de instalación
Preinversión
e Inversión
Instalación y puesta en operación del sistema Inversión
Obras civiles y estructurales para el montaje del
sistema. Inversión
Preparación / adaptación del terreno para
instalación del sistema Inversión
PROYECTOS Y SISTEMAS EÓLICOS
SERVICIO ETAPA CONDICIONAL O
COMENTARIO
Asesoría y consultoría especializada Preinversión
e Inversión
Técnica; legal;
financiera; estudios de
suelos; estudios de
mercadeo; topográfica;
estudios geotécnicos;
instalación de
estaciones
meteorológicas;
estudios de flujo de
potencia y generación
139
Este documento es propiedad de la Universidad Distrital Francisco José de Caldas. Prohibida su reproducción por cualquier medio, sin previa Autorización.
de energía. Lo anterior,
específico para el
desarrollo del proyecto.
Alquiler de equipos LIDAR Preinversión
Certificación RETIE Inversión
Diseño e Ingeniería del sistema (Incluyendo
software especializado)
Preinversión
e Inversión
Incluye ingeniería
básica; ingeniería de
detalle.
Estudios de valoración de potencial Preinversión
Estudio de pre-factibilidad Preinversión
Estudio de factibilidad Inversión
Estudios ambientales Preinversión
e Inversión
Diagnósticos
ambientales de
alternativas y estudios
de impacto ambiental.
Estudios especializados
(Únicamente estudios;
no la implementación
del DAA o EIA)
Estudios de conexión. Preinversión
e Inversión
No incluye costos
asociados con contratos
de conexión.
Transporte asociado al traslado de componentes
al sitio de instalación
Preinversión
e Inversión
Instalación y puesta en operación del sistema Inversión
Incluye izaje de cargas
y alquiler de
maquinarias. Lo
anterior, específico para
140
Este documento es propiedad de la Universidad Distrital Francisco José de Caldas. Prohibida su reproducción por cualquier medio, sin previa Autorización.
el desarrollo del
proyecto.
Obras civiles y estructurales para el montaje del
sistema. Inversión
Incluye instalación de
estaciones
meteorológicas.
Obras civiles y estructurales para efectos de
medición del recurso eólico Inversión
Preparación / adaptación del terreno para
instalación del sistema Inversión
PROYECTOS Y SISTEMAS PARA USO ENERGÉTICO DE LA BIOMASA
SERVICIO ETAPA CONDICIONAL O
COMENTARIO
Asesoría y consultoría especializada Preinversión
e Inversión
Técnica; legal;
financiera; estudios de
suelos; estudios de
mercadeo; topográfica;
estudios geotécnicos;
estudios de flujo de
potencia y generación
de energía. Lo anterior,
específico para el
desarrollo del proyecto.
Alquiler de equipos LIDAR Preinversión
Certificación RETIE Inversión
Diseño e Ingeniería del sistema (Incluyendo
software especializado)
Preinversión
e Inversión
Incluye ingeniería
básica; ingeniería de
detalle.
Estudios de valoración de potencial Preinversión
141
Este documento es propiedad de la Universidad Distrital Francisco José de Caldas. Prohibida su reproducción por cualquier medio, sin previa Autorización.
Estudio de pre-factibilidad Preinversión
Estudio de factibilidad Inversión
Estudios ambientales Preinversión
e Inversión
Diagnósticos
ambientales de
alternativas y estudios
de impacto ambiental.
Estudios especializados
(Únicamente estudios;
no la implementación
del DAA o EIA)
Estudios de conexión. Preinversión
e Inversión
No incluye costos
asociados con contratos
de conexión.
Transporte asociado al traslado de componentes
al sitio de instalación
Preinversión
e Inversión
Instalación y puesta en operación del sistema Inversión
Obras civiles y estructurales para el montaje del
sistema. Inversión
Preparación / adaptación del terreno para
instalación del sistema Inversión
Construcción de digestores; post-digestores y
tanques de almacenamiento Inversión
Construcción de lagunas Inversión
Construcción de instalaciones de recibo y
acopio de biomasa para ser usada con fines
energéticos
Inversión
PROYECTOS Y SISTEMAS GEOTÉRMICOS
142
Este documento es propiedad de la Universidad Distrital Francisco José de Caldas. Prohibida su reproducción por cualquier medio, sin previa Autorización.
SERVICIO ETAPA CONDICIONAL O
COMENTARIO
Asesoría y consultoría especializada Preinversión
e Inversión
Técnica; legal;
financiera; estudios de
mercadeo; estudios de
suelos; topográfica;
estudios geotécnicos;
estudios de flujo de
potencia y generación
de energía. Lo anterior,
específico para el
desarrollo del proyecto.
Alquiler equipos de perforación para
exploración geotérmica y pruebas de producción
de pozos geotérmicos
Preinversión
e Inversión
Alquiler equipos y plataformas de perforación Inversión
Certificación RETIE Inversión
Diseño e Ingeniería del sistema (Incluyendo
software especializado)
Preinversión
e Inversión
Incluye ingeniería
básica; ingeniería de
detalle.
Estudios de valoración de potencial Preinversión
Estudio de pre-factibilidad Preinversión
Estudio de factibilidad Inversión
Estudios ambientales Preinversión
e Inversión
Diagnósticos
ambientales de
alternativas y estudios
de impacto ambiental.
Estudios especializados
(Únicamente estudios;
143
Este documento es propiedad de la Universidad Distrital Francisco José de Caldas. Prohibida su reproducción por cualquier medio, sin previa Autorización.
no la implementación
del DAA o EIA)
Estudios de conexión. Preinversión
e Inversión
No incluye costos
asociados con contratos
de conexión.
Estudios de gradiente térmico Preinversión
e Inversión
Geología / exploración. Recolección de
muestras de roca y ensayos de laboratorio
Preinversión
e Inversión
Datación radiométrica;
difracción de rayos X;
inclusiones fluidas y
observación
microscópica
Geoquímica / exploración. Recolección de
muestras de líquidos y gases y ensayos de
laboratorio para análisis de composición
química; análisis de isótopos.
Preinversión
e Inversión
Geofísica / exploración. Muestreo;
procesamiento y análisis de gravimetría;
magnetometría; magnetotelúrica y microsismos)
Preinversión
e Inversión
Instalación y puesta en operación del sistema Inversión
Obras civiles y estructurales para el montaje del
sistema. Inversión
Preparación / adaptación del terreno para
instalación del sistema Inversión
Transporte asociado al traslado de componentes
al sitio de instalación
Preinversión
e Inversión
Toma de fotografías aéreas; imágenes de
satélite; etc para elaboración de cartografía
Preinversión
e Inversión
144
Este documento es propiedad de la Universidad Distrital Francisco José de Caldas. Prohibida su reproducción por cualquier medio, sin previa Autorización.
PROYECTOS Y SISTEMAS PARA PEQUEÑOS APROVECHAMIENTOS
HIDROELÉCTRICOS
SERVICIO ETAPA CONDICIONAL O
COMENTARIO
Asesoría y consultoría especializada Preinversión
e Inversión
Técnica; legal;
financiera; estudios de
suelos; estudios de
mercadeo; topográfica
y batimetrías; estudios
geotécnicos; estudios
de hidrología e
ingeniería hidráulica
(únicamente para
proyectos menores a 10
MW); instalación de
estaciones
meteorológicas;
estudios de flujo de
potencia y generación
de energía. Lo anterior,
específico para el
desarrollo del proyecto.
Certificación RETIE Inversión
Diseño e Ingeniería del sistema (Incluyendo
software especializado)
Preinversión
e Inversión
Incluye ingeniería
básica; ingeniería de
detalle.
Estudios de valoración de potencial Preinversión
Estudio de pre-factibilidad Preinversión
Estudio de factibilidad Inversión
145
Este documento es propiedad de la Universidad Distrital Francisco José de Caldas. Prohibida su reproducción por cualquier medio, sin previa Autorización.
Estudios ambientales Preinversión
e Inversión
Diagnósticos
ambientales de
alternativas y estudios
de impacto ambiental.
Estudios especializados
(Únicamente estudios;
no la implementación
del DAA o EIA)
Estudios de conexión. Preinversión
e Inversión
No incluye costos
asociados con contratos
de conexión.
Transporte asociado al traslado de componentes
al sitio de instalación
Preinversión
e Inversión
Instalación y puesta en operación del sistema Inversión
Incluye izaje de cargas
y alquiler de
maquinarias. Lo
anterior, específico para
el desarrollo del
proyecto.
Obras civiles y estructurales para el montaje del
sistema. Inversión
Preparación / adaptación del terreno para
instalación del sistema Inversión
146
Este documento es propiedad de la Universidad Distrital Francisco José de Caldas. Prohibida su reproducción por cualquier medio, sin previa Autorización.
Anexo 3. Formato único de solicitud para incentivos a la inversión en proyectos de
FNCE(UPME, 2018)
ANEXO 2
FORMATO ÚNICO DE SOLICITUD PARA INCENTIVOS A LA INVERSIÓN
EN PROYECTOS DE FNCE
(CAPÍTULO III DE LA LEY 1715 DE 2014)
1. SOLICITANTES
1.1 Solicitante Principal 1.1 Solicitante Secundario
Nombre o razón social Nombre o razón social
Sector productivo Sector productivo
Código CIIU Código CIIU
C.C ó NIT C.C ó NIT
Departamento Departamento
Municipio Municipio
Dirección Dirección
Teléfono Teléfono
Nombre del
Representante Legal
(R.L.)
Nombre del
Representante Legal
(R.L.)
C.C o C.E
Representante
Legal
C.C o C.E
Representante
Legal
Correo Electrónico Correo Electrónico
147
Este documento es propiedad de la Universidad Distrital Francisco José de Caldas. Prohibida su reproducción por cualquier medio, sin previa Autorización.
Representante Legal Representante Legal
Nombre de la
persona de contacto
Nombre de la
persona de contacto
Teléfono de la
persona de contacto
Teléfono de la
persona de contacto
Correo Electrónico
persona de contacto
Correo Electrónico
persona de contacto
2. NOMBRE DEL PROYECTO DE FNCE
3. ETAPA DEL PROYECTO EN FNCE (Marque con una X)
Preinversión Inversión Operación
4. INCENTIVOS A LOS CUALES APLICA (Marque con una X)
Exclusión de
IVA
Depreciación
Acelerada
Exención de
Arancel
Deducción de
Renta
5. LUGAR DE UBICACIÓN DE LA INVERSION
,
Departamento Municipio
6. VALOR DE LA INVERSION OBJETO DEL BENEFICIO ANTES DE
IMPUESTOS
Valor total en COP
148
Este documento es propiedad de la Universidad Distrital Francisco José de Caldas. Prohibida su reproducción por cualquier medio, sin previa Autorización.
Firma del R.L. del solicitante
principal
Firma del R.L. del solicitante
secundario
C.C / C.E
C.C / C.E
A tener en cuenta:
1) El solicitante principal corresponde a la persona natural o jurídica quien adquiere los
bienes y servicios.
2) El solicitante secundario podrá corresponder a: importador, entidad bancaria que
adelanta el leasing, persona natural o jurídica que preste servicios de montaje y
operación para quién adquiere el bien.
149
Este documento es propiedad de la Universidad Distrital Francisco José de Caldas. Prohibida su reproducción por cualquier medio, sin previa Autorización.
Anexo 4. Generalidades del proyecto de FNCE.(UPME, 2018)
ANEXO 3
GENERALIDADES DEL PROYECTO DE FNCE
(CAPÍTULO III DE LA LEY 1715 DE 2014)
Nombre del
proyecto
Sector donde se
realizará el
proyecto
Tipo de proyecto Generación Eléctrica
Diferente a la Generación
Eléctrica
Tipo de generador
Tipo de FNCE
(Ley 1715 de
2014)
Recurso
Energético
Otro Relacionar Cual
Tecnología
Vapor Flash
Otro Relacionar Cual
Ubicación
Departamento
Municipio
Zona (Marcar con X) SIN ZNI
Coordenadas Latitud
150
Este documento es propiedad de la Universidad Distrital Francisco José de Caldas. Prohibida su reproducción por cualquier medio, sin previa Autorización.
(Magna Sirgas Origen
Bogotá) Longitud
Datos técnicos
Demanda Promedio mensual
últimos 12 meses (KWh/mes).
Situación actual del lugar
donde se realizará el proyecto.
Valor de la demanda que suplirá el
proyecto kWh/mes %
Área del Proyecto (m2)
Capacidad Instalada (kW)
Energía Generada (kWh/año)
Vida útil del proyecto
Eficiencia de la planta (%)
Factor de Planta (%)
Datos de
Conexión
¿Se conectará a la red? (Marcar
con X) SI NO
Punto de conexión en el que se
conectará el proyecto
Tensión (kV) En el punto de conexión
Nombre del Operador de Red
Periodo de
Ejecución
Fecha estimada de inicio de
construcción dd/mm/aaaa
Fecha estimada de entrada en
operación dd/mm/aaaa
Datos
Económicos
Costo total del proyecto antes de
IVA (COP)
151
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IVA del proyecto (COP)
TRM (sólo si el costo original esté
en USD)
Fecha de la TRM dd/mm/aaaa
Costo de instalación del proyecto
(COP/kW)
Costo de generación sin el
proyecto (COP/kWh)
Valor actual de pago de
energía
Costo Nivelado de la Inversión -
LCOE (COP/kWh)
Datos
Ambientales
Emisiones de CO2eq generados sin
el proyecto (Ton/año)
Emisiones de CO2eq que se
generarían con el proyecto
(Ton/año).
OBSERVACIONES
1) En caso de ser un proyecto en ZNI, deberán ampliar información de la ubicación
(archivo en Excel) donde se presente: Departamento, Municipio, Veredas, No. Usuarios
/ Viviendas beneficiadas por vereda, Coordenadas.
2) La información presentada deberá estar debidamente soportada por lo establecido en
numeral 3 del artículo 4° de la presente resolución.
152
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Anexo 5. Formato de especificaciones del elemento, equipo y/o maquinaria.(UPME,
2018)
ANEXO 4
FORMATO DE ESPECIFICACIONES DEL ELEMENTO, EQUIPO Y/O
MAQUINARIA
(CAPÍTULO III DE LA LEY 1715 DE 2014)
Nombre del
Elemento/Equipo
/Maquinaria
Subpa
rtida
aranc
elaria
Cant
idad
Uni
dad
de
Me
dida
Ma
rca
Mode
lo /
Refer
encia
Fabri
cante
Prove
edor
Fun
ción
Val
or
tota
l en
CO
P
(Si
n
incl
uir
IV
A)
Va
lor
IV
A
en
C
OP
153
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Anexo 6. Formato de especificaciones de servicios.(UPME, 2018)
ANEXO 5
FORMATO DE ESPECIFICACIONES DE SERVICIOS
(CAPÍTULO III DE LA LEY 1715 DE 2014)
Servicio Proveedor Alcance Valor total en COP
(Sin incluir IVA) Valor IVA en COP
154
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Anexo 7. Formato único de solicitud. ANLA (Ministerio de Ambiente y Desarrollo
Sostenible, resolución 1283 de 2016, 2016)
FORMATO ÚNICO DE SOLICITUD DE
CERTIFICACIÓN DE BENEFICIOS
AMBIENTALES PARA FUENTES NO
CONVENCIONALES DE ENERGÍA
RENOVABLE Y GESTIÓN EFICIENTE DE
LA ENERGIA
1. SOLICITANTES
1.1 Solicitante Principal 1.1 Solicitantes Secundarios
Nombre o razón social Nombre o razón social
Sector
productivo
Sector productivo
Código CIIU Código CIIU
C.C o NIT C.C o NIT
Domicilio Domicilio
Dirección Dirección
Teléfono Teléfono
Fax Fax
Correo
Electrónico
Correo
Electrónico
Persona de Persona de
155
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contacto contacto
2. TIPO DE BENEFICIO AL QUE DESEA ACCEDER
IVA
RENTA
3. NOMBRE DEL PROYECTO EN FNCER O GESTIÓN EFICIENTE DE LA
ENERGÍA
4. ETAPA DEL PROYECTO EN FNCER O GESTION EFICIENTE DE LA
ENERGÍA
Pre
inve
rsió
n
Inve
rsió
n
Ope
raci
ón
4. LUGAR DE UBICACIÓN DE LA INVERSION
Departam
ento
Municipio
5. VALOR DE LA INVERSIÓN OBJETO DEL BENEFICIO
Valor Total en Pesos
______________________
___________
________________________
156
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_________
Firma del solicitante
principal
Firma del solicitante
secundario
C
C
CC
Según lo definido en artículo 3 de la resolución
El solicitante principal corresponde al Usuario final o al contribuyente declarante del
impuesto renta y complementarios.
El solicitante secundario podrá corresponder a: importador, entidad bancaria que
adelanta el leasing, persona natural o jurídica que preste servicios de montaje y
operación para quien adquiere el bien.
157
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ANEXO8.Especificaciones del elemento, equipos. (Ministerio de Ambiente y
Desarrollo Sostenible, resolución 1283 de 2016, 2016)
FORMATO 1.
ESPECIFICACIONES DEL ELEMENTO, EQUIPO O MAQUINARIA
ELE
MEN
TO
EQU
IPO
MAQ
UIN
ARI
A
SUBP
ARTI
DA
ARA
NCE
LARI
A
CA
NTI
DA
D
M
A
R
C
A
MO
DEL
O
REF
ERE
NCI
A
FAB
RIC
ANT
E
PRO
VEE
DOR
PRO
VEE
DOR
VEN
DED
OR
FU
NC
IO
N
CERT
IFICA
CION
IVA
CERT
IFICA
CION
RENT
A
VAL
OR
TOT
AL
EN
PESO
S
COL
OMBI
ANOS
(Sin
inclui
r
IVA)
VAL
OR
IVA
EN
PESO
S
COL
OMBI
ANOS
Formato 1 Especificaciones del elemento equipo o maquinaria.
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Anexo 9. Especificaciones de los servicios (Ministerio de Ambiente y Desarrollo
Sostenible, resolución 1283 de 2016, 2016)
FORMATO 2
ESPECIFICACIONES DE LOS SERVICIOS
SERVICIO VALOR TOTAL (Sin Incluir IVA) VALOR IVA
Formato 2. Especificaciones servicios
Referencias
Decreto 348 de 2017. (2017). Por el cual se adiciona el Decreto 1073 de 2015, en lo que respecta al establecimiento de los lineamientos de política pública en materia de
159
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160
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Decreto 2143 de 2015. (2015). Por la cual se adiciona el Decreto único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y Energía, 1073 de 2015, en lo relacionado con la definición de los lineamientos para la aplicación de incentivos establecidos en el Capítulo III de la Ley 1715 2014. Ministerio de Minas y Energía.
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