Artículo de investigación
Investigador Independiente | Riobamba – Ecuador | CP 060101
Escuela Superior Politécnica de Chimborazo ESPOCH | Riobamba – Ecuador | CP 060101
Se presenta un segundo estudio que analiza la
factibilidad de implementación de proyectos de
generación con energías limpias en diferentes zonas
del Ecuador. Se propone una planta fotovoltaica de
130,24 MW para abastecer la demanda energética
proyectada de la provincia de Chimborazo, para 13
años. Se analizó varias zonas, el recurso solar, las
normativas vigentes y los componentes del diseño.
Se evaluó aspectos financieros y ambientales con
el software RETScreen Expert, determinándose
rentabilidad de 163,65 % a 784,90 % para la
comercialización de la energía según la regulación del
CONELEC 004/11. Se proyecta cubrir una demanda
de 195,74 GWh a un costo máximo de generación
de 0,063 USD/kWh, que es el 9,16 % menor al
estimado en proyectos similares. La propuesta es 8,52
veces la capacidad mínima instalada de los proyectos
hidroeléctricos provinciales. Su implementación
aportaría al desarrollo de la matriz productiva y seria
la mayor planta de generación eléctrica de la región.
Palabras clave: Energía Solar, Factibilidad, Generación eléctrica, Matriz energética, Proyectos eléctricos.
Abstract
A second study is presented that analyzes the
feasibility of implementing generation projects
with clean energy in different areas of Ecuador.
A 130,24 MW photovoltaic plant is proposed to
supply the projected energy demand of the province
of Chimborazo for 13 years. Several areas, the
solar resource, the current regulations and the
components of the design were analyzed. Financial
and environmental aspects were evaluated with
RETScreen Expert software, determining profitability
from 163,65% to 784.90% for the commercialization
of energy according to the regulation of CONELEC
004/11. It is projected to cover a demand of 195,74
GWh at a maximum generation cost of 0,063
USD/kWh, which is 9,16% lower than estimated
in similar projects. The proposal is 8,52 times
the minimum installed capacity of provincial
hydroelectric projects. Its implementation would
contribute to the development of the productive
matrix and would be the largest electricity generation
plant in the region.
Keywords: Solar Energy, Feasibility, Power generation, Energy matrix, Electrical projects.
Referencia en ISO690:2013: GUERRA, Joseph; ZUÑIGA, Wilson; MORALES, José; ADOLFO, Patricio. Propuesta de una planta fotovoltaica de 130,24 MW en Chimborazo, Ecuador Revista Científica y Tecnológica UPSE [en línea]. 10 (1), pág. 19-32, e-ISSN: 1390-7697. DOI: https://doi.org/10.26423/rctu.v10i1.733
La crisis energética a nivel mundial es evidente, en el 2020 el 4,5 % de la demanda mundial disminuyó [1], el incremento de la contaminación por su producción y el cambio climático ha ocasionado afecciones a la salud, pérdida de la biodiversidad y ecosistemas que afectan al capital humano. Según un informe del Banco Mundial, el coste por daños a la salud producto de la contaminación atmosférica es de 8,1 billones de dólares por año, que representa el 6,1 % del Producto Interno Bruto (PIB) mundial [2].
En el 2022, varios países han retomado el uso del carbón para generar electricidad, registrándose un nuevo récord mundial de emisiones de CO2 a la atmosfera con 40 600 Mt, de esto el 90 % son por la quema de los combustibles fósiles. Según la Organización de las Naciones Unidas (ONU) alrededor de 6000 millones de personas dependen de combustibles fósiles importados, donde el 32,5 % utiliza para cocinar o calentar exponiendo la salud de las personas. La Organización Mundial de la Salud (OMS) determinó que el 99 % de la población mundial respira aire que no cumple los límites de calidad, estimando alrededor de 13 000 muertes por año debido a la contaminación presente en el aire [3].
Según el Banco Mundial, los países pueden combatir la contaminación atmosférica por medio de inversiones físicas y normativas, entre estas se enfoca el uso de fuentes no contaminantes para generar energía, en la industria el uso de combustibles renovables, en el transporte con el uso de motores eléctricos, así como también soluciones limpias en cocina y calefacción [2].
Según la Agencia Internacional de la Energía (IEA, por sus siglas en inglés) se está afrontando la primera crisis energética a nivel mundial, producida por varios factores como: la recuperación económica luego de la pandemia del COVID 19 y la invasión de Rusia a Ucrania, aunque sin pruebas, las políticas climáticas provocaron un incremento en los precios de la energía lo que afectó a la producción y distribución de los alimentos a nivel mundial [4]. Una mayor oferta de tecnología y fuentes de energía limpia podrían haber mitigado la presión del alza de precios [5].
Datos del Banco Mundial señala que en el 2020 el acceso de la población a la electricidad en países como: Argentina, Colombia, Chile, Brasil, El Salvador, Paraguay, Uruguay alcanzó el 100 %, Perú 99,3 %, seguido de Ecuador con el 98,8 % y Panamá con un 96,7 % [6].
En Ecuador, según el informe Estadística Anual y Multianual del 2021 señala que la generación de energía bruta fue 32 206,88 GWh, mientras que la energía importada de Colombia fue 363,80 GWh; de esta, las generadas por combustibles fósiles fue de 6 118,46 GWh, que es el 18,79 % de la producción por energía no renovable, lo que representa que se consumieron 1 783,76 kTEP [7].
De esto se puede afirmar que para cumplir el objetivo 7 de energía sostenible para el 2 030 planteado por la ONU [8], mejorar la salud de las personas, el medio ambiente, conservar los ecosistemas, combatir el cambio climático y mejorar la economía del país es necesario que a nivel nacional se implemente proyectos encaminados a generar y trabajar con energías limpias. Según la Agencia Internacional de la Energía Renovable (IRENA, por sus siglas en inglés) a través del informe Estadísticas de Capacidad Renovable del 2022, la capacidad total explotable de energías renovables para el Ecuador es de 13 902 MW, de esta el 38,18 % ya se encuentra en uso. Donde, el 84,27 % de la capacidad de las centrales hidroeléctricas se encuentra instalada, otras energías con el 3,72 % y apenas el 0,88 % la energía solar fotovoltaica [9] a pesar que el país presenta condiciones ideales para la implementación de este tipo de proyectos.
Actualmente Ecuador no dispone de plantas fotovoltaicas implementadas a gran escala, se sabe que se encuentra en desarrollo un proyecto fotovoltaico en el Aromo, provincia de Manabí con: una capacidad instalada de 200 MW, una inversión estimada de 200 MUSD, en un área de 290 ha. Se estima que para el 2025 entre en funcionamiento y cubra el 22 % del consumo energético de la provincia [10].
En relación a la provincia de Chimborazo, se dispone de cuatro proyectos hidroeléctricos que en conjunto suman 16,33 MW de potencia nominal instalada, que no abastecen el consumo energético de la zona que es 417,78 GWh. En el 2021 la Empresa Eléctrica Riobamba S.A (EERSA) compró 446,89 GWh de energía para cubrir el 95,57 % del servicio eléctrico de su zona de concesión [7].
Por tal sentido se ha venido planteando propuestas de desarrollo de plantas fotovoltaicas a nivel del país previo a estudios de zonas. Esta investigación se inició con una propuesta de una planta fotovoltaica de 824,86 MW en Manabí, Ecuador y sus resultados fueron publicados en el mes de junio del 2022 [11]. Este estudio presenta la segunda propuesta en la región sierra del país, que busca implementar una planta fotovoltaica de 130,24 MW en la provincia de Chimborazo, Ecuador, con la finalidad de contribuir al cambio energético de la matriz productiva y cubrir la demanda eléctrica de la zona.
Para la propuesta de la planta fotovoltaica se aplicó una metodología similar a la utilizada en investigaciones similares [11], que consiste en analizar la demanda energética presente y futura de la zona de estudio, seleccionar los posibles sitios de implementación, el recurso solar, definir las normativas y requerimientos que debe cumplir el diseño, seleccionar los componentes y estimar un presupuesto.
Por medio del software RETScreen Expert octava versión validado por organismos internacionales para el desarrollo de proyectos de energías renovables [12] se evaluó los parámetros financieros y ambientales para proyectos similares. En lo financiero se analiza: los costos iniciales totales de proyecto, pago de la deuda, el flujo de caja anual, la variabilidad financiera que se refiere al Valor Presente Neto (VPN), la Tasa Interna de Retorno (TIR), el repago del capital, el costo de producción de energía, la energía exportada a la red y los ingresos producidos. En lo ambiental se considera: la reducción de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) y su correspondencia con vehículos y barriles de petróleo no utilizados.
Esta información al ser analizada permitió determinar la viabilidad de la propuesta y establecer las conclusiones respectivas. A continuación, se detalla cada uno de los pasos:
En base a datos del Instituto Nacional de Estadísticas y Censos (INEC) del 2010, Chimborazo es la novena provincia más poblada del Ecuador [13] y según el informe Estadístico Anual y Multianual del Sector Eléctrico Ecuatoriano del 2021, cuenta con 183 342 clientes regulados, de los cuales el 87,54 % corresponde al sector residencial. En el 2021 se facturó 378,38 GWh de energía eléctrica que representa 37,40 MUSD. La energía disponible en el sistema de distribución de la EERSA para el 2021 es de 450,81 GWh, alcanzando un consumo energético de 417,78 GWh, presentando el 7,33 % en pérdidas de energía en el sistema. En ese año se presentó una generación de energía bruta de 80,92 GWh y se compró 446,89 GWh al año [7]. De las proyecciones anuales del Plan Maestro de Electricidad (PME) 2019 - 2027 se considera un crecimiento mínimo de 2,06 % de abonados y un 3 % en ventas [14], los cuales son considerados para estructurar la Tabla 1.
De la Tabla 1 se observa que hasta el 2 034 la Unidad de Negocio de la zona debería cubrir una demanda energética adicional proyectada de 195,74 GWh.
La provincia del Chimborazo está conformada por 10 cantones los cuales son: Alausí, Colta, Chambo, Chunchi, Cumandá, Guamote, Guano, Pallatanga, Penipe y Riobamba, siendo esta última la que presenta mayor tasa de crecimiento poblacional [13]. Para el análisis y selección de la zona a implementar la planta fotovoltaica se consideró sectores con mayor extensión territorial planas y que estén cercanas a subestaciones eléctricas, siendo estos: Calpi, Guano, Licto y Palmira, que se ubican entre los 2807 a 3228 m.s.n.m. según Google Earth.
En el 2015, según la información registrada en la base de datos PVGIS, el índice de irradiación global de acuerdo a las zonas de análisis varía entre 1710 a 2175,1 Wh/m2/año, siendo Calpi y Guano los que presentan menor y mayor irradiación respectivamente. Los parámetros meteorológicos generales de la zona se presentan en la Tabla 2.
En la Figura 1 a la 4 se presenta una vista aérea de la zona que se pretende construir la planta fotovoltaica según Google Earth. Se observa que para el cantón Guano y Licto existen dos alternativas. Para todos los expuestos se estima un área de utilización no mayor a 100 ha.
En base a comparativas realizadas previamente en propuestas de implementación de plantas fotovoltaicas desarrolladas por el grupo de investigación se opta trabajar con la información suministrada por la base de datos de PVGIS (Photovoltaic Geographical Information System, por sus siglas en inglés) ya que evita realizar una sobre estimación energética e influir en una errada factibilidad económica [11].
Para el análisis se trabajó con información histórica de 10 años (2005 - 2015) de la página web PVGIS [15], tomándose los valores de irradiación global con el ángulo óptimo y la temperatura media. La irradiación y la temperatura de las zonas se analizó con varias latitudes y longitudes para obtener sus promedios. En la Tabla 3 se presenta los promedios por zona de irradiación horizontal global y temperatura ambiente.
De la Tabla 3 se observa que la zona de Calpi presenta los valores menos favorables de irradiación global con 1 718,91 kWh/m2/año y un valor promedio de temperatura ambiente de 10,2 °C, los que serán considerados para realizar el dimensionamiento de la planta.
La planta fotovoltaica a implementarse en Calpi debe cumplir con los siguientes requerimientos:
A continuación, se presenta el dimensionamiento de los elementos más importantes que integran la propuesta de diseño de la planta fotovoltaica con sus respectivos cálculos, los mismos que están sustentados en base al estudio preliminar de la planta fotovoltaica propuesta para el Aromo y los resultados obtenidos en esa investigación serán aplicados en el presente estudio, los cuales se resumen a continuación [11]:
Su cálculo requiere [20]:
Definir la temperatura mínima de la celda (Tcell, min) con la ecuación (1), a partir de los valores de la temperatura ambiente mínima promedio (Ta-min) de la Tabla 3 temperatura de la celda a condiciones nominales de operación (TNOCT=45) [11] y la irradiancia a condiciones estándar (GM= 1.000 w m2 [18], de su aplicación se obtiene una temperatura mínima de 40,6 °C.
Calcular el voltaje máximo en circuito abierto del panel a temperatura mínima (Voc,max) con la ecuación (2), a partir del voltaje en circuito abierto a condiciones STC (Voc, STC) = 91,5 V), el coeficiente de temperatura de voltaje αV T = 2.23, 2 mV °C [18] y de Tcell, min calculado, de esto se obtiene un voltaje máximo de 88,02 V.
Finalmente, aplicando la ecuación (3) se obtiene el número máximo de paneles que se pueden conectar en serie (Npsmax). Para lo cual se requirió del voltaje máximo del inversor (Vmax.inv= 1500V ) [19] y el Voc, max calculado, de su aplicación se determina que se puede utilizar un máximo de 17 paneles en serie.
Esto evita que baje el rendimiento global del generador fotovoltaico, su cálculo necesita definir [20]:
La temperatura máxima de la celda (Tcell, max) con la ecuación 4, que requiere los valores de la temperatura ambiente máxima promedio (Ta-max) de la Tabla 3, de (TNOCT) y ( GM ) definidos en párrafos anteriores. De su aplicación se obtiene una temperatura máxima de 42,13 °C.
El voltaje mínimo en circuito abierto del panel a temperatura máxima (Voc, min) con la ecuación (5), que necesita de (Voc, STC) y (αV T) indicado en párrafos anteriores y de (Tcell−max) calculados, de esto se obtiene un voltaje mínimo de 87,68 V.
Que al aplicar la ecuación 6 se obtiene el número mínimo de paneles que se pueden conectar en serie (Npsmin). Para lo cual se requirió del voltaje mínimo de arranque del inversor (Vmin.ar.inv=550 V) [19] y de (Voc, min) calculado. De su aplicación se determina que se puede utilizar un mínimo de 7 paneles en serie. Considerando los cálculos anteriores se determina que se puede trabajar entre 7 a 17 paneles en serie.
Se inicia definiendo la corriente de cortocircuito ecuación 7, a partir de la corriente de cortocircuito en condiciones STC (Isc,Tmin = 6, 45A), el coeficiente de temperatura de la corriente (αIccT = 2, 9. mA °C) [18]; y la temperatura mínima de la celda (Tcell,Tmin), de esto de obtiene un valor de 6,49 A.
Se calcula la corriente de cortocircuito del panel a temperatura máxima (Isc,Tmax) con la ecuación 8, se necesita de Isc, STCα IccT, y de (Tcell, max) definidos en párrafos anteriores. De su aplicación se obtiene como resultado 6,5 A.
Para obtener el número de cadenas a conectar en paralelo por entrada de MPPT (NCP-MPPT) para no superar la corriente de cortocircuito de entrada por MPPT (Isc, MPPT) [19] se aplica la ecuación 9 y se obtiene como resultado tres cadenas.
A la vez se considera la corriente nominal por entrada del inversor (Ient.inv) [19] y la corriente nominal del panel fotovoltaico (Impp) [18] para determinar el número de cadenas en paralelo por entrada (NCP-entrada) con la aplicación de la ecuación 10 se determina que dos cadenas se pueden conectar como máximo, cumpliendo los criterios de corriente de cortocircuito y nominal por entrada y MPPT.
Con esto se determina el número de paneles por inversor con la potencia nominal de 470 Wp de los paneles conectados en serie, con el inversor de 18 entradas de 185 kW de potencia y el número de cadenas en serie que se detalla en la Tabla 4.
De la Tabla 4se determina que, al conectar 2 cadenas de 10 paneles en serie por entrada del inversor, se establece una potencia del arreglo fotovoltaico de 169,2 kW (360 paneles) menor a la del inversor, presentando una mejor eficiencia lo que es apropiado para el proyecto.
En base a la latitud de la zona de -1,607326 presentada en la Tabla 3 y con sustento bibliográfico se determina una inclinación de 15°, una distancia de sombra (dsombra) de 0,56 m y una distancia mínima entre la fila del panel (dmin) de 4,55 m, que deberán ser orientados al norte geográfico con una estructura fijada al suelo de “tipo S” [11].
De la selección de la estructura de soporte requerida y sustentada en investigaciones anteriores [11] se determina que la empresa AutoSolar de España puede proveer a bajo costo las 27 711 estructuras de 2 cadenas para 5 paneles en serie y una estructura adicional de 1 cadenas para dos paneles que cubrirían los 277 111 paneles en total necesarios para el proyecto.
El número de inversores se determina con la ecuación 11, que requiere el número total de paneles del proyecto (Tpaneles) y los requeridos por el inversor (NPinv=360) definidos en párrafos anteriores
De su ampliación se determina que son 770 inversores que se conectarán a los devanados de entrada del transformador. En base a cálculos se determinó dos etapas para la conversión de energía:
El diseño consta de 20 bloques de 12 960 paneles distribuidos en 36 columnas (Ncolumnas) de 360 paneles, cuatro bloques de 4 320 paneles distribuidos en 12 columnas que contienen 360 paneles y un bloque de 631distribuidos en 1 columna con 360 paneles y 1 columna con los 271 paneles restantes. En la Figura 5 se muestra el esquema propuesto para la distribución de bloques de paneles y sus dimensiones.
De la Figura 5 se observa que al calcular las dimensiones de cada bloque se determinó un ancho de 169 m por 211,68 m de largo, este último incluye 1,2 m para espacios peatonales; adicional se incorpora una vía carrozable de 3 m de ancho.
De lo expuesto se establece que el área representa el 75,13 % de la superficie considerada para el proyecto, teniendo disponible 24,87 ha para implementar infraestructuras complementarias. Al ser relacionado con áreas estimadas en proyectos similares que se encuentran en construcción y con la capacidad de generación propuesta, representaría un 39,78 %
De datos anteriores y en base a revisiones bibliográficas se calculó las secciones del cable en el lado de CC (Sc-CC) y de CA (Sc-CA) considerando el factor de potencia de 0,95 según normativa vigente [21] y una resistividad del cobre a 90°C (ρ = 45, 49) [22]. En la Tabla 5 se resume los valores calculados para obtener la corriente de protección y la sección de los cables a utilizar en el diseño por cada tramo.
Su cálculo considera costos directos de los elementos más representativos en el diseño (paneles solares, inversores, estructuras, transformadores, etc.), estableciéndose para la operación y mantenimiento del proyecto el 1,5 % del total de los costos directos, un 15 % en costos administrativos, imprevistos y utilidades (AIU), un 5 % para sistemas SCADA, comunicaciones y respaldo de información y un 5 % para cableado, protecciones, medidor bidireccional, ductos entre otros [11]. En la Tabla 6 se describe el presupuesto destinado para el proyecto con la descripción detallada de cada uno de sus componentes.
En la Tabla 6 se observa que se requiere un presupuesto aproximado de 158 MUSD para la implementación del proyecto. Un segundo presupuesto se calculó tomando la recomendación de la IEA para los costos instalado de fotovoltaica de 1 220 USD por kW y los 10 USD por MWh definidos por investigadores para operación y mantenimiento [11], con la aplicación del software RETScreen Expert se obtuvo 158 879 776 USD, que representa el 1,02 % adicional al estimado en la Tabla 6. Para la evaluación de la factibilidad del proyecto se trabajará con el presupuesto mayor obtenido por el software.
Se realizó con el software RETScreen Expert, a continuación, se detallan y analizan sus resultados:
En la Tabla 7 resume el modelo de energía de la planta fotovoltaica calculado a través del software considerando un costo de producción de la energía de 0,1074 USD/kWh definido en investigaciones para sistemas fotovoltaicos, una tasa de descuento del 7 % [23] y un costo de venta de energía de 0,4003 USD/kWh según lo establecido por el CONELEC 004/11 [24].
De la Tabla 7 se determina que la propuesta generaría una ganancia de 372,72 %, se prevé un costo total de producción anual de 24 727 142,77 USD y un ingreso neto anual de 67 435 596,06 USD.
Para su cálculo se trabaja con tres escenarios considerando:
Para este escenario se consideró el precio de venta de energía eléctrica fotovoltaica del CONELEC 004/11 y el 20 % en incentivos y donaciones [11]. En la Tabla 8 se presentan en resumen el análisis financiero realizado. De la Tabla 8 se observa la rentabilidad del proyecto mostrando valores positivos en el VPN y la TIR, reflejándose en la proyección del flujo de caja anual y acumulado en las Figuras 6 y 7 respectivamente. Adicional, considera 1,4 años como tiempo para el pago simple de retorno del capital, con un costo proyectado de 0,051 USD/kWh para producción de la energía, que generaría una ganancia de 784,90 % con el precio de venta de energía regulado por el CONELEC.
Con esto se pronostica 11 741 939,30 USD como costo total de producción anual e ingresos netos anual de 80 420 772,53 USD.
Para este escenario se consideró el precio de venta de energía eléctrica fotovoltaica de la regulación CONELEC 004/11 y un financiamiento del 100 % [11]. En la Tabla 9 se muestra los resultados del análisis.
De la Tabla 9 se observa que se mantiene la rentabilidad del proyecto con los valores positivos de VPN y TIR, reflejándose en la proyección del flujo de caja anual y acumulado en las Figuras 8 y 9 respectivamente. Adicional, se identifica un lapso de 1,8 años para el pago simple de retorno del capital, un costo de producción de la energía de 0,063 USD/kWh que generaría una ganancia de 635,40 %. Con esto se pronostica 14 504 748,55 USD como costo total de producción anual y 77 657 963,28 USD como ingreso neto anual.
Para este escenario se consideró 0,1031 USD/kWh como precio de venta de energía eléctrica a tarifa residencial [26] y un 100 % de financiamiento de costos iniciales de implementación [11]. En la Tabla 10 se presentan en resumen el análisis financiero realizado
De la Tabla 10 se observa que los valores de VPN y TIR son positivos, esto indican la rentabilidad del proyecto, reflejándose también en la proyección del flujo de caja anual y acumulado como se observa en las Figuras 10 y 11 respectivamente. Adicional, se estima 7,4 años para el pago simple de retorno del capital, con un costo de producción proyectado de 0,063 USD/kWh. Esto determina una ganancia de 163,65 % según el precio de venta para el sector residencial y un costo total de producción anual de 14 504 748,55 USD con un ingreso neto 9 232 387,57 USD por año.
De lo analizado se obtiene que el mayor costo de producción de energía proyectado es de 0,063 USD/kWh, que al ser comparado con costos estimados en propuestas similares que se encuentran en construcción representaría un 9,16 % menor.
Según estudios realizados determinan que este tipo de proyectos tienen una vida útil de 25 a 30 años, cambian el campo visual del entorno y presentan bajos niveles de contaminación de ruido y CO2 [27]. La cantidad emitida de este último es calculada con ayuda del software y presentada en la Tabla 11, considerando un factor de emisión de 0,2953 tCO2/MWh establecido en el informe del Sistema Nacional Interconectado de Ecuador del 2021 [28] y el 6,80 % como pérdidas en el sistema de transmisión y distribución según el PME 2019 – 2027 [14].
De la Tabla 11 se observa que existe una reducción bruta de emisiones de GEI de 67 988,13 tCO2 que significa dejar de utilizar 12 452 automotores en la zona, siendo el 35,57 % del parque automotor del cantón Riobamba según datos oficiales del Municipio obtenidos de su página web [29].
© 2023 Joseph Guerra Chávez, Wilson Zúñiga Vinueza, José Morales Gordón y Patricio Adolfo Romero.
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