UNIVERSIDAD DISTRITAL “FRANCISCO JOSÉ DE...
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GUÍA DE IMPLEMENTACIÓN ENFOCADA A UN PROYECTO DE ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA DE AUTOGENERACIÓN A PEQUEÑA ESCALA, SEGÚN LO 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, SEGÚN LO
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
Contenido LISTA DE FIGURAS.......................................................................................................................... 3
LISTA DE TABLAS............................................................................................................................ 3
Objetivos. ...................................................................................................................................... 4
Objetivo General: .......................................................................................................................... 4
Introducción. ................................................................................................................................. 5
Generalidades. .............................................................................................................................. 6
1. AUTOGENERACIÓN A PEQUEÑA ESCALA PARA SISTEMAS FOTOVOLTAICOS “ONGRID”...... 8
1.1. Análisis de Ciclo de Vida (ACV) ...................................................................................... 9
1.2 Ahorro de Emisiones de CO2......................................................................................... 9
2. PROCEDIMIENTO PROPUESTO. ........................................................................................... 10
2.1. Dimensionamiento y cálculos del sistema de energía solar. ........................................... 10
2.1.1. Cálculo y dimensionamiento de equipos a utilizar: ............................................ 12
2.2. Viabilidad económica del proyecto fotovoltaico. ............................................................ 18
2.3. Registro del proyecto y solicitud de beneficios tributarios ante la UPME (Unidad de
planeación Minero Energética). .............................................................................................. 20
2.4. Registro del proyecto ante la ANLA: ................................................................................ 23
2.5. Registrar el proyecto ante el operador de red. ................................................................ 28
1. FORMATOS DE LA UPME Y LA ANLA REQUERIDOS. ............................................................ 38
Referencias. ................................................................................................................................. 40
LISTA DE FIGURAS
Figura 1.Esquema de un sistema fotovoltaico Ongrid, (Moenergy, 2018) ................................... 9
Figura 2.Orientación e inclinación del módulo fotovoltaico (Vargas Martínez, 2016) .............. 12
Figura 3.Procedimiento de la UPME para obtener certificación que avala los proyectos de
Fuentes No Convencionales de Energía, para Obtención de beneficios de la Ley 1715 de 2014.
(Elaboración propia) .................................................................................................................... 22
Figura 4.Diagrama de flujo del proceso para la solicitud de certificación de Beneficio Ambiental
para proyectos de FNCER. (Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, resolución 1283
de 2016, 2016) ............................................................................................................................. 25
Figura 5.Diagrama de flujo del proceso para la solicitud de obtención de beneficios ante la
UPME y la ANLA. (Elaboración propia) .................................................................................... 27
Figura 6.Diagrama de flujo del proceso para la conexión con el operador de red. (Elaboración
propia) ......................................................................................................................................... 30
Figura 7.Comportamiento de energía – Ejemplo 1 (Elaboración propia) ................................... 32
Figura 8.Consumo de energía – Ejemplo 1 (Elaboración propia) ............................................... 32
Figura 9.Consumo de energía – Ejemplo 2 (Elaboración propia) ............................................... 34
Figura 10.Consumo de energía – Ejemplo 2. (Elaboración propia) ............................................ 34
Figura 11.Consumo de energía – Ejemplo 3. (Elaboración propia) ............................................ 36
Figura 12.Consumo de energía – Ejemplo 3 (Elaboración propia) ............................................. 36
LISTA DE TABLAS
Tabla 1.Dimensionamiento de los conductores (NTC 2050) ...................................................... 13
Tabla 2.Valores típicos de pérdidas. (Elaboración propia) ......................................................... 14
GUÍA DE IMPLEMENTACIÓN ENFOCADA A UN
PROYECTO DE ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA DE
AUTOGENERACIÓN A PEQUEÑA ESCALA, SEGÚN LO
ESTIPULADO EN LA LEY 1715 DE 2014.
Objetivos.
Objetivo General:
Esta guía tiene como objetivo presentar la regulación existente para la implementación
de proyectos de energía solar fotovoltaica de autogeneración a pequeña escala partir de
la aprobación de la Ley 1715 de 2014, y entregar una herramienta de dimensionamiento
para que las personas interesadas puedan tener un panorama completo de los
requerimientos para este tipo de proyectos fotovoltaicos; en cuanto a su implementación
y registro ante las entidades que aplique.
Objetivos específicos:
1. Presentar los beneficios tanto energéticos como tributarios a los que se puede
acceder con la implementación de un proyecto autogeneración a pequeña escala
enmarcado en la Ley 1715 de 2014, tales como ahorro en el consumo de energía,
disminución en costos de factura de energía, venta de excedentes de energía a los
operadores de red, deducción del 50% del valor de un proyecto de autogeneración
a pequeña escala por medio del impuesto de renta, exoneración de pago de IVA
en equipos para este tipo de proyectos, entre otros.
2. Poner a disposición del público interesado un aplicativo en Excel que sirva como
una herramienta de dimensionamiento de sistemas fotovoltaicos, que entre sus
resultados entregue información técnica y económica como, potencia pico de una
planta fotovoltaica, energía producida por la planta fotovoltaica, ahorro de energía
No consumida del Operador de Red (OR), costo aproximado del proyecto,
comportamiento económico de proyecto durante una vida útil de 20 años, tiempo
de recuperación de inversión, entre otros.
3. Realizar una contextualización en el ámbito de la energía solar fotovoltaica
aplicada a la autogeneración a pequeña escala, con la que se determine a través de
la regulación aplicable vigente rangos de potencia máxima permitida, consultas
de disponibilidad de las redes de los operadores de red, requerimientos de la
UPME y la ANLA para certificación de beneficios tributarios entre otros.
4. Exponer los casos de facturación de energía, según lo establecido en la resolución
CREG 030-2018, con el fin de establecer un referente frente a cualquier OR.
Introducción.
A partir de la aprobación 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”, se presenta la posibilidad para cualquier usuario del Sistema Interconectado
Nacional (SIN) de ser Autogenerador a Pequeña Escala, esto brinda la alternativa de
generar energía para autoconsumo y en caso de tener excedentes de energía, poderlos
exportar a la red eléctrica a la cual el predio donde esté la planta de autogeneración se
encuentre conectado; lo cual no era posible en el país antes de la aparición de esta Ley.
Teniendo en cuenta lo descrito en esta Ley para el desarrollo de este tipo de proyectos de
autogeneración a pequeña escala, ésta guía pretende ser una herramienta para la
implementación de un proyecto de autogeneración a pequeña escala, en el marco de lo
estipulado en la ley 1715 de 2014.
Para poder llevar a buen término 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: COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS. Para este tipo de proyectos
tiene la función de establecer los procedimientos para la conexión, operación y
comercialización de energía autogenerada.
• UPME: UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGÉTICA, Para este tipo de
proyectos tiene la función de definir y actualizar listado de fuentes de generación de
energía no convencional. Definir potencia máxima de autogeneración a pequeña
escala. Y avalar los proyectos de autogeneración a pequeña escala con fuentes de
energía renovables, para obtención de incentivos de la Ley 1715 de 2014.
• 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: AUTORIDAD NACIONAL DE LICENCIAS AMBIENTALES. En este tipo de
proyectos tiene la función de establecer un ciclo de evaluación rápido para proyectos
relativos a proyectos de FNCE, entre otros que conlleven beneficios para el medio
ambiente, a fin de avalar el proyecto para obtención de beneficios tributarios.
Los lineamientos fundamentales para el proceso de registro, puesta en marcha y obtención
de los beneficios de los que trata la ley 1715 de 2014, para un proyecto de autogeneración
a pequeña escala están dados por la resolución CREG 030 de 2018, la resolución UPME
703 de 2018 y la resolución 1283 de 2016 del Ministerio de Ambiente y Desarrollo
Sostenible.
Generalidades.
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 al 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. (Ministerio de Minas y
Energía, Ley 1715 de 2014, 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.
(Ministerio de Minas y Energía, Ley 1715 de 2014, 2014)
- Excedentes de energía: Toda exportación de energía eléctrica realizada por un
autogenerador. (CREG Resolución 030 de 2018, 2018). Dentro de la
bidireccionalidad 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 autogeneradora 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, en los caso en que la energía
exportada por el autogenerador no sea mayor a la importada, solo existirá un
intercambio de energía entre la exportación y la importación de energía de un predio
dentro del periodo de facturación.
- 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. (Ministerio
de Minas y Energía, Ley 1715 de 2014, 2014)
- 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.
(Ministerio de Minas y Energía, Ley 1715 de 2014, 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)
- 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).
1. AUTOGENERACIÓN A PEQUEÑA ESCALA PARA
SISTEMAS FOTOVOLTAICOS “ONGRID”.
Específicamente la autogeneración a pequeña escala para sistemas fotovoltaicos
“ongrid” o “Grid tied” es la generación de energía eléctrica, a partir de plantas
fotovoltaicas de capacidad instalada menor a 1 MW, acopladas con la red eléctrica de
los operadores de red, la cual sirve para autoabastecimiento eléctrico de los usuarios.
En este tipo de sistemas fotovoltaicos la energía eléctrica obtenida de los paneles
solares servirá para el autoconsumo de las cargas del predio en el que esté instalada
la planta fotovoltaica y en caso de tener energía excedente esta irá a la red eléctrica
del operador de red al que esté conectado el predio.
Un sistema fotovoltaico de autogeneración a pequeña escala se compone
principalmente de un número determinado de paneles fotovoltaicos, un inversor
DC/AC, un conjunto de protecciones eléctricas y un medidor bidireccional. En la
figura 1 se observa un esquema de este tipo de sistemas fotovoltaicos.
Se debe realizar especial énfasis en la selección del inversor, ya que es fundamental
que esté diseñado para acoplarse a la red eléctrica y ser capaz de entregar una onda
con la misma frecuencia y tensión de esta red.
Figura 1.Esquema de un sistema fotovoltaico Ongrid, (Moenergy, 2018)
1.1.Análisis de Ciclo de Vida (ACV)
Para mitigar impactos ambientales es necesario trabajar con metodologías internacionales
como el Análisis de Ciclo de Vida (ACV) estándar 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 1x10−3 a 1x10−6 , 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 etapa
de uso, estos desechos no sean altamente contaminantes y su disposición sea menos
peligrosa. (Enrique H, 2008)
1.2 Ahorro de Emisiones de CO2.
Entre los beneficios ambientales de utilizar sistemas de autogeneración a pequeña escala,
con sistemas fotovoltaicos ongrid, cabe destacar los kilogramos de CO2 equivalentes a
los que se emitirían con la generación de esa energía eléctrica abastecida por los
operadores de red , OR y que se deja de consumir. Para esto la UPME por medio de la
resolución UPME 804 de 2017 establece el factor marginal de emisión de gases de efecto
invernadero en el Sistema Interconectado Nacional – SIN (GEI), el cual es de 0.367
kgCO2/kWh.
De esta manera multiplicando este factor por la energía eléctrica que se deja de consumir
del operador de red, gracias a la generación de energía de un sistema fotovoltaico ongrid,
se obtienen los kgCO2 por kWh que se dejarán de emitir al medio ambiente.
2. PROCEDIMIENTO PROPUESTO.
2.1. Dimensionamiento y cálculos del sistema de energía solar.
Se deben realizar los cálculos necesarios para el dimensionamiento del sistema
fotovoltaico a instalar, teniendo en cuenta diferentes aspectos como el consumo de energía
del predio, la estimación de la producción energética del sistema solar fotovoltaico, la
radicación solar del lugar en donde se instalará la planta fotovoltaica, la red eléctrica con
que cuenta el predio, el área de instalación de los paneles solares, entre otros.
** Nota: Para el cálculo y dimensionamiento del sistema fotovoltaico, se recomienda utilizar el Aplicativo
Excel que hace parte integral de esta guía.
Consideraciones para el dimensionamiento del sistema fotovoltaico:
Área disponible: Se debe tener certeza del área disponible (en m²) para la instalación de la planta fotovoltaica, esta puede ser instalada en piso o sobre cubierta (En placa o teja), en caso de que sea sobre cubierta, se debe garantizar que ésta soporte el peso de todos los elementos asociados a la planta fotovoltaica. Por otra parte, se debe garantizar también que sea un área libre de circulación de objetos y personas; además debe estar libre de sombreado, para evitar al máximo pérdidas por sombra en los paneles solares. Una vez teniendo las condiciones de área definidas, se puede determinar la máxima cantidad de paneles solares a utilizar, según sus dimensiones.
Red eléctrica a la que está conectado el predio: De acuerdo al artículo 6 de la resolución CREG 030 de 2018 los operadores de red deben dar a conocer al autogenerador a pequeña escala (AGPE) el estado de la red eléctrica a la que se desean conectar, según los estándares técnicos establecidos en el artículo 5 de la misma resolución. Con ello el AGPE puede conocer la disponibilidad de la red eléctrica para la conexión de su proyecto, su límite de carga a conectar, entre otros parámetros. Para esto el operador de red (OR) debe tener una plataforma Web que le permita al usuario consultar los datos de la red eléctrica.
Energía consumida por el predio:
Se debe conocer la energía promedio mensual consumida por el predio en el que se va a instalar la planta fotovoltaica, con el fin de determinar la producción de energía y la cobertura total que tendrá el proyecto fotovoltaico.
Hora Solar Pico (HSP):
Para hablar de la Hora Solar Pico se deben tener en cuenta las siguientes definiciones:
Radiación solar: Es la cantidad de energía solar que llega a la tierra, transmitida por ondas electromagnéticas provenientes del sol. O. (Perpiñán Lamigueiro, Marzo 2015).
Irradiación solar: Es la energía incidente sobre una superficie por unidad de tiempo y área, equivalente a la potencia incidente por unidad de superficie la cual es medida en W/𝑚2, también se denomina como intensidad de radicación solar. (Perpiñán Lamigueiro, Marzo 2015).
Teniendo en cuenta lo anterior la Hora Solar Pico se define como el número de horas en que debería haber una irradiación de 1000 W/𝑚2 para igualar la energía diaria incidente realmente en dicha localidad en el plano del módulo fotovoltaico. Es decir que para una energía solar incidente de 5000 W/𝑚2, en un día y en un 𝑚2, se obtiene una HSP de 5. (Perpiñán Lamigueiro, Marzo 2015).
Selección de equipos y materiales.
Se deben seleccionar equipos tales como:
- Paneles solares que, conectados en serie o en paralelo, sumen la potencia piconecesaria de la planta fotovoltaica.
- Inversores para instalaciones fotovoltaicas “On grid” teniendo en cuenta, latensión de salida, su eficiencia y costo (En caso de que la tensión de salida delinversor sea diferente a la tensión de la red del OR, se debe utilizar untransformador que entregue la tensión requerida por la red).
- Estructura para el montaje de los paneles solares, según sea el tipo deinstalación. (Sobre cubierta o en terreno firme).
- Cableado y protecciones DC Y AC según se requieran..
Orientación e Inclinación óptima de los paneles fotovoltaicos:
Para determinar la orientación e inclinación optima de los paneles solares, se debe tener en cuenta lo siguiente (figura 2):
Azimut: Ángulo que forma la proyección sobre el plano horizontal de la normal a la superficie del panel solar y el meridiano del lugar. Toma el valor 0º para paneles orientados al sur, -90º para paneles orientados al oriente, 90º para paneles orientados al occidente. (Perpiñán Lamigueiro, Marzo 2015).
Ángulo de inclinación: Es el formado por la superficie del panel solar con el plano horizontal. El cual puede ir desde 0º para paneles horizontales y 90º para paneles verticales. (Perpiñán Lamigueiro, Marzo 2015).
Figura 2.Orientación e inclinación del módulo fotovoltaico (Vargas Martínez, 2016)
Teniendo en cuenta lo anterior, se debe tener en consideración la ubicación geográfica
del proyecto y sus coordenadas, ya que la orientación está directamente relacionada con
el ecuador y la inclinación con la Latitud. Es decir, los paneles solares (sin estructura
acondicionada para seguimiento solar) deben estar orientados hacia en ecuador y con una
inclinación mínima igual a los grados de latitud del lugar de instalación. (Perpiñán
Lamigueiro, marzo 2015).
Para el caso colombiano los paneles solares deberán estar orientados hacia el sur (Azimut
= 0°) y con una inclinación superior a lo 4° de latitud.
** Nota: Es recomendable utilizar una inclinación de 10°, debido a la acumulación de agua de lluvia y
polvo, en lugares de difícil limpieza de los paneles solares, aunque se debe tener en cuenta las pérdidas en
energía que esta inclinación puede generar.
2.1.1. Cálculo y dimensionamiento de equipos a utilizar:
• Dimensionamiento de conductores:
Los conductores se seleccionaron con base en 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,
“capacidad de corriente permisible en conductores aislados para 0 a 2000 voltios
nominales...”
Tabla 1.Dimensionamiento de los conductores (NTC 2050)
Para los conductores de puesta a tierra se debe seleccionar con base en a la tabla 250-95
de la NTC 2050 que es de acuerdo al ajuste de protección.
• Cálculo de regulación de tensión:
El cálculo de regulación de tensión se realiza el por el método de caída de tensión, el cual
estable que para circuitos trifásicos se utilizan las siguientes ecuaciones:
𝛥𝑉𝐹𝑎𝑠𝑒−𝐹𝑎𝑠𝑒 = √3 ∗ 𝛥𝑉𝐹𝑎𝑠𝑒−𝑁𝑒𝑢𝑡𝑟𝑜
𝛥𝑉𝐹𝑎𝑠𝑒−𝑁𝑒𝑢𝑡𝑟𝑜 = 𝑍𝐸𝐹 ∗ 𝐿 ∗ 𝐼
%𝑅𝑒𝑔𝑢𝑙𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = [𝛥𝑉
𝑉𝑟] ∗ 100
Donde:
ΔV: Caída de tensión
L: Longitud del circuito en km
I: Corriente del circuito en A
Zef: Impedancia eficaz en Ohm/km
• Determinación de hora solar pico y factor de pérdidas (PR)
Se debe realizar 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).
Para determinar la hora solar pico de la ciudad que se requiera en Colombia, se
puede consultar en la página web del IDEAM.
- Factor de pérdidas (PR):
El valor del factor de pérdidas (PR) es un factor que se obtiene de multiplicar cada
una de las pérdidas que tiene una instalación fotovoltaica. 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:
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 2.Valores típicos de pérdidas. (Elaboración propia)
El cálculo de las diferentes pérdidas que se presentan en un sistema fotovoltaico se
puede realizar como se muestra a continuación.
- 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 calcular las pérdidas por inclinación y orientación se utiliza la siguiente ecuación
(Universidad politécnica de valencia, 2011).
𝑃𝑅 = 1,2𝑥10−4(𝛽 − 𝛽ò𝑝𝑡𝑖𝑚𝑎)2 + 3,5 𝑥 10−5 𝑥 𝑎2
Donde:
𝛽= Ángulo de inclinación.
𝑎= Azimut.
- Pérdidas por sombra:
Las pérdidas por sombra se producen cuando se tiene presencia de estructuras, que
obstruyen el paso de la radiación solar sobre los paneles fotovoltaicos. Por dicha razón
se debe realizar la instalación fotovoltaica contemplando dejarla libre de todo tipo de
obstáculos que generen sombras en los paneles solares. Con el fin de estimar un factor
de pérdidas Nulo o de un porcentaje menor a 3%. (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. (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
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 entre 2% y 6%. (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. Se debe estimar
dentro de los valores típicos utilizados. (Universidad politécnica de valencia, 2011)
- Pérdidas Transformadores:
las pérdidas por transformadores en la mayoría de los casos 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 debe
estimar dentro de los valores típicos utilizados. (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)
De la ficha técnica de los paneles solares se obtiene la tolerancia de potencia de estos.
Para determinar las pérdidas por tolerancia se utilizan las siguientes ecuaciones:
Tolerancia de potencia 𝑋 cantidad de paneles = tolerancia total
𝑃𝑅𝑇𝑜𝑙𝑒𝑟𝑎𝑛𝑐𝑖𝑎 =Tolerancia total
Potencia total de la instalación∗ 100%
- 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):
𝑇𝑝𝑎𝑛𝑒𝑙 = 𝑇𝑎𝑚𝑏 +𝐸
800∗ (𝑇𝑂𝑁𝐶 − 20)
𝑃𝑒𝑟𝑑𝑡𝑒𝑚𝑝 =𝑔
100(𝑇𝑝𝑎𝑛𝑒𝑙 − 25)
𝑃𝑅𝑡𝑒𝑚𝑝 = 1 − 𝑃𝑒𝑟𝑑𝑡𝑒𝑚𝑝
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.
Habiendo determinado las pérdidas en la instalación fotovoltaica, para el cálculo
del factor de rendimiento total (PR total), se deben multiplicar todos los factores
de rendimiento descritos anteriormente.
El factor de rendimiento se obtiene de la siguiente manera
PR = 1 − %de péridas
• Dimensionamiento de paneles solares e inversores:
- 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, utilizando la siguiente ecuación (Universidad
politécnica de valencia, 2011) se obtiene:
𝐸𝑃 = 𝐻𝑆𝑃 ∗ 𝑃𝐹𝑉 ∗ 𝑃𝑅 ∗ 𝑛𝑑í𝑎𝑠 [𝑘𝑊ℎ]
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
𝑃𝐹𝑉 =𝐸𝑃
𝐻𝑆𝑃 ∗ 𝑃𝑅 ∗ 𝑛𝑑í𝑎𝑠 [𝑊]
Obteniendo la potencia fotovoltaica de la instalación se debe verificar en el mercado la
potencia de paneles solares disponibles con el fin de determinar la cantidad de paneles
solares a utilizar.
𝑁 𝑝𝑎𝑛𝑒𝑙𝑒𝑠 =𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑎𝑚𝑝𝑜 𝑓𝑜𝑡𝑜𝑣𝑜𝑙𝑡𝑎𝑖𝑐𝑜
𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑝𝑎𝑛𝑒𝑙 𝑠𝑜𝑙𝑎𝑟
- Inversores:
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.
• Análisis energético.
Se debe estimar la energía que se generaría con la planta fotovoltaica dimensionada,
según los equipos seleccionados.
- Cálculo de energía producida
Para el cálculo de producción de energía se debe tener 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 instalada con el sistema de paneles solares.
El cálculo viene determinado por la siguiente ecuación (Universidad politécnica de
valencia, 2011):
𝐸𝑃 = 𝐻𝑆𝑃 ∗ 𝑃𝐹𝑉 ∗ 𝑃𝑅 ∗ 𝑛𝑑í𝑎𝑠 [𝑘𝑊ℎ]
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.
2.2. Viabilidad económica del proyecto fotovoltaico.
Para determinar la viabilidad económica de este tipo de proyectos utilizamos las
siguientes herramientas.
• Valor Futuro (VF):
El valor futuro está determinado por la siguiente expresión:
𝑉𝐹 = 𝑉𝑃(1 + 𝑖)𝑛
Donde
Vp = Valor presente.
i = Tasa de interés
n = Periodo de tiempo (Altuve, J. G, 2004).
• Valor Presente Neto (VPN):
Con el propósito de considerar todos los movimientos financieros del proyecto,
para una vida útil del mismo establecida de 20 años y determinar la viabilidad de
la inversión, se calcula el VAN del proyecto.
El valor presente neto (VPN) está determinado por la siguiente ecuación:
𝑉𝑃𝑁 = −𝐼0 + ∑ (𝐹𝑡
(1 + 𝑖)𝑡)
𝑛
𝑡=0
En caso de que el VPN sea mayor que cero, se infiere que es viable realizar la
inversión en el proyecto, de lo contrario no es viable. (Altuve, J. G, 2004).
Se debe considerar para el análisis económico lo siguiente:
- 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.
- Exportación de energía: 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 indica 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. Cabe resaltar que se trabaja este beneficio de manera puramente
estimativa y vista siempre como ahorro y no como ingreso, ya que es
un valor de dinero que se podría deducir de un impuesto y que varía
año a año según el comportamiento de las utilidades de las empresas,
para el caso de personas jurídicas y de los ingresos y propiedades, para
el caso de personas naturales.
• 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.
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 recomienda utilizar la herramienta Excel; ya que el
número de flujos de caja para este tipo de proyectos 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. (Altuve, J. G, 2004).
• 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.
Para encontrar el PIR se utiliza la siguiente expresión:
𝑃𝐼𝑅 = a +𝐼0 − 𝑏
𝐹𝑡
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. (Altuve, J. G, 2004).
** Nota: Para ver el comportamiento económico de un proyecto fotovoltaico, se
recomienda utilizar el Aplicativo Excel que hace parte integral de esta guía.
2.3. Registro del proyecto y solicitud de beneficios tributarios ante la UPME
(Unidad de planeación Minero Energética).
Para proceder a la legalización del proyecto de AGPE con FNCER se deben tener en
cuenta las disposiciones en las siguientes resoluciones.
• Resolución UPME 703 de 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:
•Dirigida al Director General de la UPME, debidamente firmada por el título del proyecto.
Carta de presentación de la solicitud.
•Diligenciado de conformidad con el Anexo No.2Formato único de solicitud para
incentivos a la inversión en proyectos de FNCE (capítulo III
de la Ley 1715 de 2014)
•De conformidad con el Anexo No 3 y documento soporteDescripción general del proyecto
•Diligenciado de conformidad con el Anexo No. 4.Formato de especificaciones de los elementos, equipos, y/o
maquinaria
•Diligenciado de conformidad con el Anexo No. 5.Formato de especificaciones de los servicios
•Que incluyen las especificaciones técnicas de los elementos equipo y/o maquinaria objeto de la solicitud.
Catálogos o fichas técnicas
•De calidad para cada uno de los elementos, equipos y/o maquinaria objeto de la solicitud.
Documentos en el cual se especifique los estándares de
cumplimiento
•Que son objeto de la solicitud de conformidad con lo establecido en el Anexo No. 1.
Copia de las ofertas o contratos de los servicios
•Debidamente firmados por el profesional competentePlanos descriptivos
•deberá presentar el acta de inicio de obra.Si el proyecto se encuentra en etapa de construcción
Procedimiento:
En el siguiente diagrama presenta el procedimiento indicado por la UPME para avalar
los equipos y servicios de un proyecto de autogeneración a pequeña escala para la
obtención de beneficios que otorga la Ley 1714 de 2014.
Procedimiento De la UPME para obtener certificación que avala los
proyectos de Fuentes No Convencionales de Energía, para Obtención de
beneficios de la Ley 1715 de 2014.
Se deberá inscribir previamente el
proyecto en el registro de
proyectos de generación eléctrica
de la UPME.
No aplica para proyectos de
capacidad menor o igual a 1
MW.
Una vez realizado el registro del
proyecto, se podrá continuar con
el trámite de solicitud de
certificación.
Para decidir sobre la pertinencia
de evaluar la solicitud, la UPME
verificará el cumplimiento de los
requisitos exigidos.
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, en caso
de ser solicitada por la UPME.
En caso de no ser necesario el
registro se procede directamente
a la solicitud de certificación.
Dentro de los diez días calendario
siguientes a la fecha de Solicitud, la
UPME informará al o los
solicitantes.
¿Se aprobó
la solicitud?
El rechazo de la solicitud
implica que el o los
solicitantes no enviaron
la totalidad de la
información.
La aceptación de la
solicitud implica el inicio
de la evaluación, en la
cual la UPME verificará
que se cumpla con lo
establecido en la
resolución 703 de 2018.
Completar información y
volver a realizar la
solicitud.
Emisión de certificación del
proyecto por la UPME
Figura 3.Procedimiento de la UPME para obtener certificación que avala los proyectos de Fuentes No
Convencionales de Energía, para Obtención de beneficios de la Ley 1715 de 2014. (Elaboración propia)
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.
(UPME, Resolución 703 de 2018)
2.4. Registro del proyecto ante la ANLA:
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.
“1. Formato Único de Beneficios Tributarios para Fuentes No Convencionales de
energías renovables y gestión eficiente de la energía, firmado por el solicitante, el cual
hace parte de los anexos de la Resolución 1283 de 2016, adicionalmente se debe anexar
la siguiente información:
1. Copia de la cédula de ciudadanía y/o extranjería, si se trata de personas
naturales.
2. 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.
3. Poder debidamente otorgado cuando se actué mediante apoderado.
4. Descripción del proyecto en el que se realizará la nueva inversión.
5. 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:
1. Descripción y cuantificación detallada de los beneficios ambientales
asociados al proyecto objeto de la nueva inversión.
2. 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.
3. Diligenciar el Formato 1 “Especificaciones del Elemento, Equipo,
Maquinaria”. para lo cual debe tener en cuenta la lista de bienes y servicios
expedida por la UPME.
4. Cuando se incluyan servicios, se debe aportar el Formato 2 “Especificaciones
de los Servicios”, para lo cual debe tener en cuenta la lista de bienes y servicios
expedida por la UPME.
5. 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.
Cuando se trate de una solicitud de certificación ambiental para acceder al
beneficio de deducción especial de Renta y Complementarios se deberá: Señalar
bajo 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”. (Ministerio de Ambiente y Desarrollo
Sostenible, resolución 1283 de 2016, 2016).
Diagrama de flujo del proceso para la solicitud de certificación de Beneficio Ambiental
para proyectos de Fuentes No Convencionales de Energías Renovables y gestión eficiente
de la energía:
Figura 4.Diagrama de flujo del proceso para la solicitud de certificación de Beneficio Ambiental para proyectos de
FNCER. (Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, resolución 1283 de 2016, 2016)
Una vez la ANLA expida la certificación ambiental del proyecto fotovoltaico, ya se
gozará de los beneficios que ofrece la ley 1715 de 2014 los cuales se deberán hacer
efectivos ante la DIAN, al momento de hacer los trámites de declaración de renta o pago
de impuesto de renta.
Diagrama de Flujo para el proceso con UPME y ANLA:
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
Figura 5.Diagrama de flujo del proceso para la solicitud de obtención de beneficios ante la UPME y la ANLA.
(Elaboración propia)
2.5. Registrar el proyecto ante el operador de red.
A continuación, se presentan los apartes de la resolución CREG 030 de 2018 que
establecen la conexión de un sistema fotovoltaico a la red.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas por medio de la resolución CRE 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 determinan 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:
- Conexión a la red para AGPE menores a 100 kW.
•Las empresas prestadoras del servicio en su página web, deben publicar la disponibilidad de sus redes para realizar la conexión. (En la 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)
Revisar la disponibilidad de la red:
•Las empresas prestadoras del servicio en su página web, deben publicar un formato para realizar la solicitud de autorización de conexión
Llenar el formulario simplificado
•En la página web del prestador del servicio, se podrá adelantar todo el trámite y verificar el estado de la solicitud
Revisar el estado de la solicitud
•Una vez aprobada la conexión, se cuenta con seis meses para instalar el sistema de autogeneración.
Instalar el sistema de autogeneración
•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.
Revisar la instalación
•Cuando todo esté aprobado y en orden el prestador del servicio conectará la instalación a la red
Autogenerar energía eléctrica
- Conexión a la red para AGPE entre 100 kW y 1000 kW o sin disponibilidad
de red.
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.
Facturación y venta de excedentes: Artículo 17. Reconocimiento de excedentes de AGPE
que utiliza FNCER”. CREG Resolución 030 de 2018. (2018).
Diagrama de Flujo para el proceso de legalización del proyecto con el Operador de Red:
• En el cual se indique los trabajos eléctricos necesarios para conectar el sistema de energía solar
Estudio de conexión simplificado
• Trámite en línea, en el cual se presenta al operador de red
Formulario de solicitud y presentación de estudio
• En la página web del prestador del servicio, se podrá adelantar todo el trámite y verificar el estado de la solicitud
Revisar el estado de la solicitud
• 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
Contrato de conexión
• Con la aprobación y el contrato firmado se procede a instalar el sistema
Instalar el sistema de autogeneración
• El plan de pruebas por parte del prestador del servicio se informa con 48 horas de anterioridad.
Pruebas de equipos
• Según fecha establecida en el contrato.
Puesta en servicio
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.
Figura 6.Diagrama de flujo del proceso para la conexión con el operador de red. (Elaboración propia)
Para la liquidación de los excedentes de energía o la energía exportada al operador de
red, la Resolución CREG 030 de 2018 establece lo siguiente:
A continuación, se presentan tres ejemplos que cubren los tres casos de facturación que
se pueden presentar:
• 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, sin haber lugar a reconocer excedentes de energía al final
del ciclo de facturación.
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.
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
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.
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
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.
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 autoconsumida es menor a la energía consumida de
la red eléctrica convencional. Para este caso se tiene el siguiente ejemplo de facturación:
Figura 7.Comportamiento de energía – Ejemplo 1 (Elaboración propia)
Figura 8.Consumo de energía – Ejemplo 1 (Elaboración propia)
Precio kWh: 450 COP
Costo comercialización: 55 COP
Precio de bolsa: 170 COP
*Valores de referencia tomados para el sector industrial de tarifas a Noviembre de 2018.
𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔ì𝑎 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑖𝑑𝑎 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑝𝑟𝑒𝑑𝑖𝑜 = 450𝐶𝑂𝑃 𝑥 1000 = 450.000 𝐶𝑂𝑃
𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔ì𝑎 𝑠𝑜𝑙𝑎𝑟 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑖𝑑𝑎 = 450𝐶𝑂𝑃 𝑥 300 = 135.000 𝐶𝑂𝑃
En este caso la energía solar auto consumida se descuenta con el mismo precio del kWh
del OR.
𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎 = 450.000𝐶𝑂𝑃 − 135.000𝐶𝑂𝑃 = 315.000 𝐶𝑂𝑃
• 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 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.
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 esta misma figura se observa el total de energía consumida por el predio, la energía
solar autogenerada y la energía consumida de la red. 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 8 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:
Figura 9.Consumo de energía – Ejemplo 2 (Elaboración propia)
Figura 10.Consumo de energía – Ejemplo 2. (Elaboración propia)
Precio kWh: 450 COP
Costo comercialización: 55 COP
Precio de bolsa: 170 COP
𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔ì𝑎 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑖𝑑𝑎 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑝𝑟𝑒𝑑𝑖𝑜 = 450𝐶𝑂𝑃 𝑥 1000 = 450.000 𝐶𝑂𝑃
𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔ì𝑎 𝑠𝑜𝑙𝑎𝑟 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑖𝑑𝑎 = 450𝐶𝑂𝑃 𝑥 700 = 315.000 𝐶𝑂𝑃
En este caso la energía solar auto consumida se descuenta con el mismo precio del kWh
del OR.
𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑝𝑎𝑟𝑐𝑖𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎 = 450.000𝐶𝑂𝑃 − 315.000𝐶𝑂𝑃 = 135.000 𝐶𝑂𝑃
𝐼𝑛𝑡𝑒𝑟𝑐𝑎𝑚𝑏𝑖𝑜: 300 𝑘𝑊ℎ 𝑝𝑜𝑟 (150 𝑘𝑊ℎ + 150 𝑘𝑊ℎ) = 135.000𝐶𝑂𝑃
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.
𝐶𝑜𝑏𝑟𝑜 𝑝𝑜𝑟 𝑐𝑜𝑚𝑒𝑟𝑐𝑖𝑎𝑙𝑖𝑧𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = 300 𝑘𝑊ℎ 𝑥 55 𝐶𝑂𝑃 = 16.500𝐶𝑂𝑃
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.
𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎 = 135.000𝐶𝑂𝑃 − 135.000𝐶𝑂𝑃 + 16.500𝐶𝑂𝑃
= 16.500𝐶𝑂𝑃
• 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 los excedentes de energía de la
planta fotovoltaica se liquida con precio de bolsa del kWh.
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 11 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 autoconsumida 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 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.
Figura 11.Consumo de energía – Ejemplo 3. (Elaboración propia)
Figura 12.Consumo de energía – Ejemplo 3 (Elaboración propia)
Precio kWh: 450 COP
Costo comercialización: 55 COP
Precio de bolsa: 170 COP
𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔ì𝑎 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑖𝑑𝑎 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑝𝑟𝑒𝑑𝑖𝑜 = 450𝐶𝑂𝑃 𝑥 1000 = 450.000 𝐶𝑂𝑃
𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔ì𝑎 𝑠𝑜𝑙𝑎𝑟 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑖𝑑𝑎 = 450𝐶𝑂𝑃 𝑥 700 = 315.000 𝐶𝑂𝑃
En este caso la energía solar auto consumida se descuenta con el mismo precio del kWh
del OR.
𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑝𝑎𝑟𝑐𝑖𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎 = 450.000𝐶𝑂𝑃 − 315.000𝐶𝑂𝑃 = 135.000 𝐶𝑂𝑃
𝐼𝑛𝑡𝑒𝑟𝑐𝑎𝑚𝑏𝑖𝑜: 300 𝑘𝑊ℎ 𝑝𝑜𝑟 (150 𝑘𝑊ℎ + 150 𝑘𝑊ℎ) = 135.000𝐶𝑂𝑃
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.
𝐶𝑜𝑏𝑟𝑜 𝑝𝑜𝑟 𝑐𝑜𝑚𝑒𝑟𝑐𝑖𝑎𝑙𝑖𝑧𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = 300 𝑘𝑊ℎ 𝑥 55 𝐶𝑂𝑃 = 16.500𝐶𝑂𝑃
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.
𝑉𝑒𝑛𝑡𝑎 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑒𝑥𝑝𝑜𝑟𝑡𝑎𝑑𝑎 𝑎 𝑙𝑎 𝑟𝑒𝑑 = 50 𝑘𝑊ℎ 𝑥 170 𝐶𝑂𝑃 = 8.500𝐶𝑂𝑃
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.
𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎 = 135.000 − 135.000 + 16.500 − 8.500 = 8.000𝐶𝑂𝑃.
1. FORMATOS DE LA UPME Y LA ANLA REQUERIDOS.
A continuación, se referencian los formatos y anexos que manejan la UPME y la ANLA
para recolectar la información necesaria de cada proyecto, tal como se menciona en los
procedimientos de cada entidad.
UPME: en el siguiente enlace http://www1.upme.gov.co/Paginas/incentivos-FNCE.aspx
se encuentran para descargar todos los formatos anexos de la resolución UPME 703 de
2018, los cuales deben ser diligenciados para aplicar a los incentivos de la Ley 1715 de
2014.
Anexo 1 UPME Lista de servicios de bienes y servicios con exención de
IVA
•Este anexo muestra la lista de equipos, elementos y servicios que pueden ser sujetos a certificación de beneficios.
Anexo 2 UPME Formato único de solicitud para incentivos a la
inversión en proyectos de FNCE
•Nombre o razón social del solicitante.
•Sector productivo (si es persona jurídica)
•Cedula o NIT.
•Departamento, municipio, dirección, teléfono.
•Nombre del proyecto.
•Etapa del proyecto. (Preinversión, inversión, operación)
• Incentivo al que aplica. (Exclusión de IVA, depreciación acelerada, exención de arancel, deducción de renta)
•Valor de la inversión.
Anexo 3 Generalidades del proyecto de FNCE:
•Nombre del proyecto.
•Tipo de proyecto (Generación eléctrica, diferente a la generación eléctrica)
•Tipo de generador.
•Tipo de FNCE.
•Tecnología a utilizar.
•Ubicación del proyecto.
•Datos técnicos (Demanda Promedio mensual últimos 12 meses (KWh/mes), Valor de la demanda que suplirá el proyecto, Área del Proyecto (m2), Capacidad Instalada (kW), Energía Generada (kWh/año), entre otros).
•Datos de conexión (Conexión a la red, punto de conexión, tensión (kV))
•Datos económicos.
•Datos ambientales (Emisiones de CO2 generadas sin el proyecto, Emisiones de CO2 generadas con el proyecto)
Anexo 4 Formato de especificaciones del elemento, equipo y/o maquinaria
• Nombre del Elemento/Equipo/Maquinaria.
• Subpartida arancelaria.
• Cantidad.
• Unidad de medida.
• Marca
• Modelo/referencia.
• Fabricante.
• Proveedor.
• Función.
• Valor total en COP (sin IVA).
• Valor del IVA en COP.
Anexo 5 Formato de especificaciones de servicios
• Servicio.
• Proveedor.
• Alcance.
• Valor total en COP (sin IVA).
• Valor del IVA en COP.
ANLA: en el siguiente enlace http://portal.anla.gov.co/tramite-evaluacion-solicitud-
certificacion-ambiental-proyectos-fuentes-no-convencionales-energia-y se encuentran
para descargar todos los formatos anexos de la resolución del MADS 1283 de 2016, los
cuales deben ser diligenciados para aplicar a los incentivos de la Ley 1715 de 2014.
Anexo 1 ANLA Formato Único De Solicitud De Certificación De Beneficios Ambientales
Para Fuentes No Convencionales De Energía
Renovable Y Gestión Eficiente De La Energía.
Nombre o razón social del solicitante.
Sector productivo (si es persona jurídica)
Cedula o NIT.
Departamento, municipio, dirección, teléfono.
Nombre del proyecto.
Etapa del proyecto. (Preinversión, inversión, operación)
Incentivo al que aplica. (IVA, Renta)
Valor de la inversión.
Anexo 2 Formato 1 de especificaciones del elemento,
equipo o maquinaria
Nombre del Elemento/Equipo/Maquinaria
Subpartida arancelaria.
Cantidad.
Marca
Modelo/referencia.
Fabricante-proveedor.
Proveedor-vendedor.
Función.
Valor total en COP (sin IVA).
Valor del IVA en COP.
Anexo 3 Formato 2 de especificaciones de servicios
Servicio.
Valor total en COP (sin IVA).
Valor del IVA en COP.
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