Evaluación para la autogeneración fotovoltaica en el CDA revisión técnico-mecánica y de gases la 27 y Puerta del Sol en Bucaramanga- Santander | Evaluation for photovoltaic self-generation in the CDA technical-mechanical and gas review 27 and Puerta del Sol in Bucaramanga- Santander

Si bien la transición hacia las energías renovables es un trabajo de largo plazo, la tendencia de los países es a invertir en estas tecnologías “dadas las metas de reducción de impacto ambiental, los apoyos gubernamentales y el gasto en I&D1 que ha resultado en costos decrecientes para todas las tecnologías” (Unidad de Planeación Minero-Energética, UPME, 2015). Por esta razón, empresas como los CDAs PUERTA DEL SOL y LA 27 ubicados en las Cra. 27#63-29 y Cl. 34 #26 – 103 de Bucaramanga- Santander, promueven una cultura limpia a través del cumplimiento de las normas ambientales de tránsito y transporte que evitan la emisión parcial de toneladas de dióxido de carbono producto de una ineficiente combustión, esto mediante el diagnóstico realizado llamado “revisión técnico-mecánica” en motocicletas, automóviles privados y de servicios de transporte público (Taxis). En los últimos años, esta organización ha fijado un interés en evaluar la capacidad de autogeneración en sistemas FV en las áreas libres que disponen, sin embargo, no contaban con un área encargada de optimización energética. Por este motivo, se nos encargó la tarea de realizar una evaluación para la autogeneración fotovoltaica en las áreas disponibles en la organización. Primero, se realizó un análisis técnico, en donde, mediante visitas realizadas en la instalación, se recolectaron los datos de consumos e inventarios de los equipos por horas de uso. Así, se obtuvieron los USEn donde se obtuvo que el mayor consumidor es el sistema de climatización, con un consumo superior del 60% de la energía mensual facturada. También se estableció la línea Meta donde se tiene un ahorro potencial por gestión y operación energética del 3,23%. Por medio del software PVSyst se llevó a cabo el estudio de pérdidas técnicas y en PV*S OL el análisis de sombras mediante un seguimiento solar, donde solo se presentaron pérdidas en el CDA LA 27 y no mayores al 7,5%. Las otras pérdidas tales como térmicas, óhmicas, por suciedad, entre otras en conjunto fueron menores o iguales al 15% en los sistemas. Para darle continuidad a la simulación en el software PVSyst, se definieron parámetros como lo son el ángulo de inclinación, la información de la base meteorológica NSRDB y ubicación geográfica. En el CDA LA 27, se plantearon dos escenarios según la resolución 030 de la CREG del 2018: autogeneración (3.784[kWh]) y generación con excedentes tipo I (18,93[MWh]), aplicados a las dos ubicaciones y se analizó la mejor opción para la evaluación del sistema. En el caso de la Puerta del Sol, debido a la capacidad del transformador y bajo los parámetros de la RES CREG 030, solo se aplicó el escenario de autogeneración(4.555[kWh]). De acuerdo con los costos necesarios para una implementación completa del sistema fotovoltaico se aplicaron los beneficios tributarios ofrecidos por la Ley 1715 del 2014, como lo son: reducción del IVA, depreciación acelerada, deducción de la renta líquida y aranceles, dependiendo del caso de financiamiento a utilizar. Se realizaron los modelos financieros de los escenarios, evaluando la viabilidad, estabilidad y rentabilidad del proyecto analizando resultados del flujo de caja como lo son el VPN y la TIR, encontrando que la viabilidad del proyecto aumenta a medida que sea mayor la potencia pico a instalar, haciendo que el costo instalado [$/kWhp] disminuya generando rentabilidad en el proyecto. Se identificó que el modelo de financiación más rentable para su posible implementación es en el CDA LA 27 con escenario en el cual haya excedentes tipo I con la financiación por medio de una compañía de servicios energéticos (ESCO), obteniendo ganancias de $8.872.351 en un periodo de contrato a 20 años, adicionalmente de generar una reducción de gases de efecto invernadero, donde existiría una disminución aproximada de 186.642 toneladas de CO2, en el mejor de los casos.

RESUMEN........................................................................................................................................6 1. INTRODUCCIÓN ....................................................................................................................1 2. JUSTIFICACIÓN ....................................................................................................................2 3. OBJETIVOS .............................................................................................................................3 3.1 OBJETIVO GENERAL ...................................................................................................3 3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ..........................................................................................3 4. ALCANCE DEL PROYECTO ................................................................................................4 5. ESTADO DEL ARTE ..............................................................................................................5 6.1 A Nivel Nacional ...............................................................................................................5 6.2 Nivel Internacional ...........................................................................................................6 6. MARCO REFERENCIAL ......................................................................................................8 6.1.1. Elementos que componen el sistema FV conectado a la red. ......................................8 6.1.2 Dimensionado del sistema ........................................................................................10 6.1.3 Irradiancia .................................................................................................................18 6.1.4 Softwares para el dimensionamiento de sistemas FV ...............................................18 6.1.5 Dimensionamiento conductores y fusibles ................................................................19 6.1.6 Prueba de hipótesis ...................................................................................................20 6.1.7 ESCO (Energy Service Company) ............................................................................21 6.1.8 Financiamiento Propio ..............................................................................................23 6.1.9 Autogeneración.........................................................................................................23 6.1.10 Estación meteorológica .............................................................................................24 6.1.11 Análisis financiero ....................................................................................................25 6.2 Marco Legal ....................................................................................................................27 6.2.1 Requisitos para instalación de un sistema FV. ..........................................................27 6.2.2 Incentivos tributarios de la Ley 1715 del 2018 .........................................................29 6.2.3 Resolución CREG030-2018 .....................................................................................30 6.3 Marco Organizacional ....................................................................................................35 7. METODOLOGÍA ..................................................................................................................37 8. REVISIÓN ENERGÉTICA ..................................................................................................40 8.1. Descripción etapa de revisión energética ......................................................................40 8.2. Diagrama energético productivo ...................................................................................41 8.3. Distribución de consumos ..............................................................................................42 8.3.1 Matriz energética ......................................................................................................42 8.3.2 Balance energético ....................................................................................................44 8.4. Usos Significativos de la Energía – USEn y Variables que los afectan .......................45 8.5. Construcción de la línea base .........................................................................................48 8.5.1 Valor P .....................................................................................................................48 8.6 Línea Base y Meta ..........................................................................................................49 9. CAPACIDAD DE GENERACIÓN .......................................................................................52 9.1 Determinación de potencia solar en la ubicación .........................................................52 9.2 Curva de la demanda .....................................................................................................53 9.2.1 Significancia de la curva de la demanda en energía media mensual .............................54 9.3 Identificación de áreas disponibles ................................................................................55 9.3.1 Determinación áreas potenciales...............................................................................55 9.3.1.1 Identificación sombras cercanas potenciales.............................................................56 9.3.1.2 Definición de posibles ángulos y espacios de ubicación factibles .............................57 9.4 Dimensionamiento del sistema considerando escenarios según la resolución CREG 030-2018. .....................................................................................................................................58 9.4.1 Propuesta de escenarios CDA LA 27 ........................................................................59 9.4.2 Propuesta de escenario CDA PUERTA DEL SOL ...................................................61 9.5 Simulación de pérdidas mediante el Software PVSyst .................................................62 9.5.1 Simulación de pérdidas por sombras mediante el software PV*SOL. .............................63 9.6 Selección conductores y fusibles ....................................................................................67 10 MODELO FINANCIERO .................................................................................................69 10.1 Análisis de escenarios de financiamiento considerando beneficios de la ley 1715 .....69 10.2 Escenarios .......................................................................................................................69 10.2.1 Escenario 1: autoconsumo ........................................................................................69 10.2.2 Escenario 2: Con excedentes tipo I ...........................................................................72 A. SENSIBILIZACIÓN ..............................................................................................................73 11. RESULTADOS ...................................................................................................................74 11.1 Revisión energética .........................................................................................................74 11.2 Capacidad de generación ...............................................................................................75 11.3 Dimensionamiento de conductores y fusibles ...............................................................76 11.4 FINANCIEROS ..............................................................................................................78 11.4.1 ESCENARIO 1: Autoconsumo ..............................................................................78 11.4.2 ESCENARIO 2: Excedentes tipo I ...........................................................................84 11.5 Sensibilización .................................................................................................................89 11.6 Valoración de reducción de emisiones GEI ..................................................................89 12. CONCLUSIONES ..............................................................................................................92 REFERENCIAS ................................................................................................................................ i Indicadores de desempeño .....................................................................................................xxvii

Pregrado

Although the transition to renewable energies is a long-term job, the tendency of countries is to invest in these technologies “given the goals of reducing environmental impact, government support and spending on R&D1 that has resulted in decreasing costs. for all technologies ”(Mining-Energy Planning Unit, UPME, 2015). For this reason, companies such as the CDAs PUERTA DEL SOL and LA 27 located at Cra. 27 # 63-29 and Cl. 34 # 26 - 103 of Bucaramanga-Santander, promote a clean culture through compliance with the environmental regulations of transit and transportation that avoid the partial emission of tons of carbon dioxide product of an inefficient combustion, this by means of the diagnosis made called “technical-mechanical revision” in motorcycles, private cars and public transport services (Taxis). In recent years, this organization has set an interest in evaluating the self-generation capacity in PV systems in the free areas that they have, however, they did not have with an area in charge of energy optimization. For this reason, we were entrusted with the task of conducting an assessment for photovoltaic self-generation in the areas available in the organization. First, a technical analysis was carried out, where, through visits made in the installation, the consumption data and inventories of the equipment were collected by hours of use. Thus, the USEn were obtained where it was obtained that the largest consumer is the air conditioning system, with a consumption higher than 60% of the monthly energy billed. Too The Goal line was established where there is a potential saving for energy management and operation of 3.23%. By means of the PVSyst software, the study of technical losses was carried out and in PV * S OL the analysis of shadows using a solar tracking, where losses only occurred in CDA LA 27 and not greater than 7.5%. The other losses such as thermal, ohmic, by dirt, among others, as a whole, were less than or equal to 15% in the systems. To give continuity to the simulation in the PVSyst software, parameters such as the angle of inclination, the information of the NSRDB meteorological base and geographical location were defined. In CDA LA 27, two scenarios were proposed according to resolution 030 of the CREG of the 2018: self-generation (3,784 [kWh]) and generation with type I surpluses (18.93 [MWh]), applied to the two locations and the best option for the evaluation of the system was analyzed. In the case of Puerta del Sol, due to the capacity of the transformer and under the parameters of RES CREG 030, only the self-generation scenario (4,555 [kWh]) was applied. According to the costs necessary for a complete implementation of the photovoltaic system, the benefits were applied taxes offered by Law 1715 of 2014, such as: VAT reduction, accelerated depreciation, deduction of net income and tariffs, depending on the financing case to be used. The financial models of the scenarios, evaluating the viability, stability and profitability of the project, analyzing cash flow results such as the NPV and the IRR, finding that the viability of the project increases as the peak power to be installed increases, making the installed cost [$ / kWhp] decrease generating profitability in the project. It was identified that the most profitable financing model for its possible implementation is in CDA LA 27 with a scenario in which there are type I surpluses with financing through an energy services company (ESCO), obtaining profits of $ 8,872,351 in a 20-year contract period, in addition to generating a reduction in greenhouse gases, where there would be an approximate decrease of 186,642 tons of CO2, in the best of cases.

Modalidad Presencial