T HE NEED TO STABILISE DISTRIBUTIVE COMMITMENTS

𝐸_𝑒𝑎[𝑘𝑤ℎ 𝑎ñ𝑜] = 9500𝑊 ∗ (1 − 18%) ∗ (3,5 𝑘𝑊ℎ 𝑚⁄ 2_𝑑í𝑎) 1000 𝑊 𝑚⁄ 2 ∗ 121 𝑑í𝑎𝑠 (23) 𝐸_𝑒𝑎 = 3.299,095 [𝑘𝑤ℎ 𝑎ñ𝑜]

Cálculo de reducciones de gases de efecto invernadero GEI

Para el Escenario 3, el cálculo seria la producción anual multiplicada por el factor mencionado en el numera 5.2.1.

Ecuación 24. Cálculo ahorro emisiones CO2 Escenario 2.

𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝐶𝑂2 = 𝑘𝑊ℎ ∗ 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑒𝑚𝑖𝑠𝑖ó𝑛 (24) 𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝐶𝑂2 = 9846 𝑘𝑊ℎ ∗ 0.199 𝑘𝑔𝐶𝑂2/𝑘𝑤ℎ

𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝐶𝑂2 = 1.96 𝑇𝑜𝑛 𝐶𝑂2 𝑎𝑙 𝑎ñ𝑜

Proyectando este cálculo en los 25 años de vida útil del proyecto, se tiene que en total la planta del Escenario 1 tendría una reducción de 45,52 Toneladas de CO2 a la atmosfera.

5.2.4 Resumen diseño de soluciones propuestas

Seguidamente, se muestra una tabla resumen comparando los principales aspectos y características de las tres soluciones propuestas por el presente trabajo de grado con el fin de visualizar y comparar las diferencias presentadas entre las tres soluciones.

48

Características Sistemas

Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3

Numero de paneles 18 13 38

Numero de inversores 5 4 10

Potencia nominal (Wp) 4500 3250 9500

Potencia salida AC 3690 2665 7790

Tabla 9. Resumen parámetros técnicos soluciones planteadas. Fuente: Elaboración propia

De igual manera en la Tabla 10 la se ilustra la estimación de la producción de energía anual a través de los años de vida útil del proyecto teniendo en cuenta la disminución de la eficiencia que plantea el fabricante del panel seleccionado, así mismo se muestra también la reducción de GEI.

Producción energética

Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3

kWh

Gen

Ahorro GEI Ton CO2

kWh Gen

Ahorro GEI Ton CO2

kWh Gen

Ahorro GEI Ton CO2 Año 1 4.669 0,93 3.372 0,67 9.752 1,94 Año 5 4.494 0,89 3.245 0,65 9.387 1,87 Año 10 4.289 0,85 3.098 0,62 8.960 1,78 Año 15 4.101 0,82 2.962 0,59 8.566 1,70 Año 20 3.928 0,78 2.837 0,56 8.205 1,63 Año 25 3.800 0,76 2.745 0,55 7.938 1,58

Tabla 10. Resumen producción energética a través de los años de vida útil del proyecto. Fuente: Elaboración propia

CAPÍTULO 6 Análisis financiero de los escenarios propuestos

En la presente sección se utilizó un flujo de caja libre o flujo de fondos con el objetivo de evaluar la viabilidad que tienen las distintas soluciones energéticas planteadas por los autores, todo esto en las condiciones actuales presentadas al momento de realizar el estudio. Dicho flujo de caja se construye a partir de la determinación de egresos e ingresos que tiene el proyecto en un periodo de tiempo determinado. Para el presente estudio se realizó el análisis financiero con base la Tasa Interna de Retorno –TIR y el Valor Presente Neto –VPN, parámetros que determinarán la viabilidad o no de una solución.

El precio por cada kWh que se cobra es fijado con una indexación anual atada a la inflación o a indicadores como el Índice de Precios al Consumidor (IPC) más algunos puntos como afirman (Higuera Aguilar & Carmona Valencia, 2017). Con base en esta afirmación y para efectos del presente estudio, se toma una inflación

49 del 3.9%, la cual se estima a partir de un promedio de datos de inflación promedio en Colombia en los últimos diez (10) años tomados del Banco Mundial (The World Bank, 2018).

Para realizar un análisis económico de cada una de las posibilidades existentes se plantea en primer lugar la hipótesis de que toda la energía producida por el autogenerador será consumida, es decir que no se entregará en ningún momento energía a la red y por el contrario la red serviría como respaldo para la carga alimentada. Esta hipótesis se planteará para los tres escenarios propuestos. En segundo lugar, se plantea la hipótesis de que sí existe entrega de excedentes de energía a la red y que adicionalmente estos excedentes superan 1.5 veces la energía consumida al operador de red. Este caso será planteado en el escenario No. 1, el cual se determinó a partir de la potencia trifásica máxima que se presenta durante las mediciones realizadas, tal cual como se expresa en el numeral 5.1.3. En tercer lugar, se plantea la hipótesis de que sí existe entrega de excedentes a la red y que esta energía equivale al cincuenta por ciento (50%) de la energía consumida al operador de red. Este caso de estudio se planteará en el segundo escenario, el cual se determinó a partir de la potencia trifásica mínima que se presenta durante las mediciones realizadas, tal cual como se explicó anteriormente en el numeral 5.1.3.

Por último, se plantea la hipótesis de que sí existe entrega de energía a la red, pero que dicha energía es igual a la energía consumida al operador de red. Este caso de estudio se planteará en el escenario No, 3, el cual fue determinado a partir del consumo de energía declarado por las empresas que respondieron a las encuestas, como se menciona en el numeral 5.1.3.

Las anteriores hipótesis se plantean con el fin de observar las variaciones de la rentabilidad del proyecto con respecto a los cambios del valor de la energía generada. Esto debido a que existen diferencias entre el costo de la energía ahorrada, la energía suministrada a la red sin exceder la consumida al operador de red y la energía entregada a la red que excede la energía consumida al operador de red.

6.1 Escenario No 1 – 3662 Wp

Con el objetivo de implementar un proyecto solar fotovoltaico que acceda a los beneficios tributarios de la Ley 1715 de 2014 y además sea capaz de suplir la demanda energética del escenario propuesto, es necesario realizar una tabla que contemple los distintos costos asociados a un proyecto de esta magnitud, la cual incluye los insumos, los materiales para la estructura y lo referente a los estudios técnicos como se puede ver en la Tabla 11.

50

Costos del proyecto

Elementos Precio

unitario

Cantidad Valor sin

IVA Valor con IVA Paneles $ 453.782 18 $ 8.168.067 $ 9.720.000 Inversores $ 1.540.990 5 $ 7.704.950 $ 9.168.891 Accesorios y estructura $ 3.000.000 1 $ 3.000.000 $ 3.570.000 Estudios y diseños 1 $ 3.774.603 $ 4.491.778 Instalación 1 $ 2.830.953 $ 3.368.834 A.I.U 1 $ 2.947.143 $ 3.507.100

Total sin IVA $ 28.425.716

IVA $ 5.400.886

Total $ 33.826.602

Tabla 11. Costos sin incentivos del escenario No 1. Fuente: Elaboración propia.

Cabe aclarar que no se incluyeron dentro del presupuesto los costos asociados a mantenimiento ya que el mantenimiento de los paneles es extremadamente sencillo y su costo equivalente se puede asumir igual a cero.

Tal y como se expuso en el capítulo 3, el gobierno nacional de Colombia implementó la Ley 1715 de 2014 con el fin de promover el desarrollo y la utilización de las fuentes no convencionales de energía, estableciendo el marco legal y los instrumentos que permitan el fomento de la inversión, investigación y desarrollo de tecnologías limpias para producción de energía eléctrica.

La Mypime que desee implementar alguna de las soluciones formuladas en el presente proyecto de grado podrá acceder a los incentivos tributarios estipulados en el Capítulo III de la Ley 1715 de 2014 (incentivos a la inversión en proyectos de fuentes no convencionales de energía) (Congreso de la República, 2014),

Incentivo Depreciación acelerada

Para la depreciación acelerada de una carga impositiva como es el caso de las inversiones en este tipo proyectos, para esto se toma el valor de la inversión inicial y se divide entre el periodo sobre el cual se desea depreciar el bien (5 años según el artículo 14 de la Ley 1715 de 2014 (Congreso de la república, 2014)), multiplicado por la tarifa general del impuesto de renta igual al 33%. Así que la depreciación para el escenario analizado actualmente se calcula de la siguiente manera:

𝑑𝑒𝑝𝑟𝑒𝑐𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = (𝐼𝑛𝑣 𝐼𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙

5 𝑎ñ𝑜𝑠 ) ∗ 33%