Proyecto rentable bajo marco reglamentario vigente y premisas operacionales

Este estudio tiene como objetivo determinar las condiciones de rentabilidad económica de un generador eléctrico fotovoltaico del cual se inyectará la producción a la red eléctrica para venta a un comercializador autorizado. Se planea construir la planta en tierra sobre un predio de aproximado 4000 m2, situado en la periferia de Cúcuta, Norte de Santander, Colombia.
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A partir de un dimensionamiento técnico, que tiene en cuenta la irradiación solar sobre el sitio, comparamos sistemas de generación. Suponiendo una área disponible de 4000 m2, se maximiza la producción eléctrica a partir de una instalación conformada de un inversor central  (potencia 640 kW AC) conectado a 2100 paneles fotovoltaicos (potencia 360 W DC cada). En el primer año de puesta en marcha se pronostica una producción de 1108 MWh, proporcionando energía para 650 viviendas.

 

Consideramos opciones de comercialización bajo el marco reglamentario vigente. El análisis apunta a un proyecto rentable si se firma un contrato para el suministro de electricidad a un comercializador por un precio de al menos COP 400 / kWh durante al menos 10 años. Bajo este modelo de negocios, se inyectará la producción a la red eléctrica operada por Centrales Eléctricas del Norte de Santander S.A E.S.P (www.cens.com.co) .

 

Procedimiento para confirmar viabilidad

​Se establece la rentabilidad del proyecto suponiendo las siguientes premisas:

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• ​Una tarifa de venta de COP 400 / kWh durante el primer año de operación con un aumento de al menos 5 % anual. Se considera este piso altamente probable dado que el precio de venta de electricidad en el mercado regulado colombiano excede COP 480 / kWh.
   

• Inyección de la producción a la red durante los 30 años de la vida útil de la planta.
   

• Factibilidad de conectar la planta a la red a un costo que permita que el proyecto sea rentable.
   

• Acceso a los incentivos tributarios destinados a proyectos de energías renovables. (Criterios y procedimiento: https://www1.upme.gov.co/Documents/Cartilla_IGE_Incentivos_Tributarios_Ley1715.pdf)

Aunque el proyecto en principio se revela rentable, con el fin de asegurar financiación, es indispensable confirmar los siguientes aspectos operacionales y comerciales:

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• La capacidad operacional de la red de absorber la producción sin afectar la estabilidad del sistema eléctrico. (Procedimiento de validación disponible en: www.cens.com.co/clientes/es-es/nuestrosservicios/pedidosdeenergia/solicitudconexionagpeygd.aspx
   

• La ubicación y las condiciones físicas del punto de conexión a la red con el fin de confirmar los costos de dicha conexión.  (Procedimiento de validación disponible en: www.cens.com.co/clientes/es-es/nuestrosservicios/pedidosdeenergia/solicitudconexionagpeygd.aspx)
   

• Una carta de intención del propietario del sitio en la cual se garantiza la utilización del sitio durante la vida operacional de la planta (30 años).
   

• La idoneidad del predio para la construcción de la planta (topografía y accesibilidad).
   

• Una carta de intención de un comercializador, al cual se pretende proveer la producción, que define las condiciones comerciales de suministro durante la vida operacional del generador.  (Registro de comercializadores: www.xm.com.co/Paginas/Mercado-de-energia/precio-promedio-y-energia-transada.aspx).
   

• La certificación expedida por la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME  que permite acceder a los incentivos tributarios destinados a proyectos de esa categoría. (UPME Resolución 703 de 2018 detalla el procedimiento y requisitos, disponible en: https://www1.upme.gov.co/Paginas/incentivos-FNCE.aspx.)

Señalamos, para la emisión de la certificación de la UPME, por ser un generador de capacidad inferior a 1 MW, no se requieren mediciones directas de la intensidad solar sobre el sitio (Fuente: UPME Resolución 703 de 2018).

Es importante notar que, desde el 22 de enero de 2020, para acceder a los incentivos tributarios, no es un requisito certificación de la Agencia Nacional de Licencias Ambientales  (www.anla.gov.co/noticias/282-la-anla-informa-que).

Panorama favorable al proyecto

El gobierno colombiano viene tomando decisiones para impulsar inversiones en generadores de energías renovables (EnR) que no sean hidroeléctricos. Esta categoría  incluye los generadores fotovoltaicos, eólicos y biomasa. Aunque ciertas entidades lo clasifican como fuentes no convencionales de energía (FNCE), en este estudio preferimos la nomenclatura EnR dado que las tecnologías se han difundido de tal manera que no se puede considerar no convencionales.

Las medidas tomadas tienen como objetivo:
 

•   Reducir las emisiones de gas de efecto invernadero (GEI) y Asegurar que la generación eléctrica responda a la demanda sobretodo en periodos de sequía lo que afecta la producción de las centrales hidroeléctricas.

Entre las resoluciones vigentes se resaltan incentivos fiscales a las inversiones, la obligación de los operadores de la red eléctrica a comprar electricidad de generadores EnR (CREG Resolución 030 de 2018)  y la apertura del mercado eléctrico a la libre competencia (CREG Resolución 080 de 2019). Al tener en cuenta los estímulos, el análisis muestra la viabilidad económica de una planta fotovoltaica, construida en tierra, inicialmente de capacidad 640 k Wp, localizada en la periferia de Cúcuta, Norte de Santander  sobre un predio de coordenadas Latitud 7,890 °, Longitud -72,566 °.

La configuración del sistema que maximiza rendimiento y la producción correspondiente se determinan a partir de dimensionamiento técnico con la aplicación informática System Advisor Model de la National Renewable Energy Laboratory, una agencia del gobierno de los Estados Unidos  (https://sam.nrel.gov/ ).

Modelo de negocios preferente venta a un comercializador

Aunque se puede utilizar la producción del generador para suplir las necesidades energéticas de las instalaciones sobre el predio,  se anticipa que la generación de la planta fotovoltaica superará largamente la electricidad consumida sobre el sitio. Por lo tanto, la mayor parte de los beneficios económicos se realizará a través de la venta de los excedentes de producción a un comercializador que venderá la producción a usuarios no regulados bajo el marco de la CREG Resolución 156 de 2011, Reglamento de comercialización de energía eléctrica. Nuestra intención es contratar a un comercializador a través de un proceso de licitación. Se accede a comercializadores potenciales en la página de XM E.S.P. S.A. , el administrador del mercado eléctrico: (www.xm.com.co/Paginas/Mercado-de-energia/precio-promedio-y-energia-transada.aspx ).

Se estiman tarifas de venta a partir del histórico de los precios cobrados por comercializadores (Disponible en la pagina del administrador de la red:  www.xm.com.co/Paginas/Mercado-de-energia/precio-promedio-y-energia-transada.aspx). Observamos durante el  transcurso de los años 2018 y 2019 una tendencia estable de precios  a usuarios regulados alrededor de COP 480 / kWh, sin embargo con una evolución ascendente a largo plazo. Por lo tanto, para el análisis de rentabilidad, fijamos una tarifa referencial de venta a un comercializador de COP 400 / kWh con un 5% de incremento anual. Estos valores y un endeudamiento del 20%  apuntan a un proyecto rentable (TIR = 10,3% anual, ratio mínimo de cobertura de deuda = 1,93 y plazo de retorno = 11 años).

En primera instancia, para este proyecto, podemos utilizar los ingresos de la venta de la producción para financiar la construcción y operación por la modalidad de financiación en la que se obtiene capital contra los ingresos derivados de la venta de la producción.

Esta forma de financiación le ha servido a la empresa Trina Solar España en su planta de 27 MW ubicado en Puerto Gaitán, Meta. (www.portafolio.co/economia/aprueban-el-primer-credito-para-proyecto-de-energia-renovable-530118). Para el proyecto citado, se obtuvo una línea de crédito de la Financiera de Desarrollo Nacional (FDN). Aunque en Colombia es la primera vez que se concreta una financiación así para una inversión fotovoltaica, es una modalidad corriente para proyectos donde se pueden pronosticar los ingresos generados: lo que es una característica de generadores EnR.

Descripción del generador
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Dimensionamos el sistema con el System Advisory Model (SAM), una aplicación técnica de la National Renewable Energy Laboratory (NREL), una agencia del gobierno de los Estados Unidos (https://sam.nrel.gov/). La aplicación genera previsiones de producción eléctrica de configuraciones posibles de componentes ampliamente comercializados. El dimensionamiento permite identificar un sistema que minimiza inversiones y asegura estabilidad operativa a lo largo de los 30 años de su vida útil.

​Sobre una superficie de 4000 m2, se optimiza el rendimiento con un sistema constituido  de un inversor central y 2100 módulos fotovoltaicos de silicio multicristalino. Estos últimos constituyen 210 cadenas conformados de 10 paneles cada cadena. Seleccionamos componentes comercializados a nivel mundial después de tener en cuenta criterios de:
 

•   Capacidad de atender al mercado colombiano
   

•   Percepción de confiabilidad de proveedores
   

•   Precio

Riesgos manejables con preparación previa

Evaluamos riesgos posibles, definidos como eventos no anticipados, que puedan afectar el alcance del proyecto con el fin de anticipar los riesgos a la rentabilidad y, por lo tanto, Poner en marcha medidas para mitigar los impactos negativos.

 

El análisis, resumido en la tabla a continuación, demuestra que, una vez terminado el estudio de factibilidad, es posible manejar los riesgos con planeación previa. Es decir, el estudio previo permite confirmar la viabilidad antes de entablar inversiones.