Estudio de factibilidad para implementar proyectos para generación solar fotovoltaica en pequeñas empresas colombianas con el fin de acceder a los beneficios de la Ley 1715 de 2014. Cristian Camilo Sabogal Venegas Cód. 20122007058 Edixon León Cardozo Cód. 20122007053 Universidad Distrital Francisco José De Caldas Proyecto curricular de ingeniería eléctrica Bogotá, Colombia 2018
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Estudio de factibilidad para implementar
proyectos para generación solar
fotovoltaica en pequeñas empresas
colombianas con el fin de acceder a los
beneficios de la Ley 1715 de 2014.
Cristian Camilo Sabogal Venegas
Cód. 20122007058
Edixon León Cardozo
Cód. 20122007053
Universidad Distrital Francisco José De Caldas
Proyecto curricular de ingeniería eléctrica
Bogotá, Colombia
2018
Estudio de factibilidad para implementar
proyectos para generación solar
fotovoltaica en pequeñas empresas
colombianas con el fin de acceder a los
beneficios de la Ley 1715 de 2014.
Cristian Camilo Sabogal Venegas
Cód. 20122007058
Edixon León Cardozo
Cód. 20122007053
Trabajo de grado presentado como requisito para optar al título de ingeniero
Eléctrico
Director
Álvaro Espinel Ortega, PhD
Codirectora
Adriana Marcela Vega Escobar, PhD
Universidad Distrital Francisco José De Caldas
Proyecto curricular de ingeniería eléctrica
Bogotá, Colombia
2018
I
Dedicatoria y agradecimientos
A:
Inicialmente quiero agradecer y dedicar este logro a Dios y a la vida por permitirme
alcanzar otra meta más en mi camino, al profesor Álvaro Espinel Ortega por su
guía, su enseñanza, su comprensión, su paciencia y la dedicación que tuvo con
nuestros y con este trabajo de grado. A mi colega y amigo Edixon, gracias por la
comprensión, por saber escuchar y saber hablar, fue un placer realizar este
trabajo con él. Agradezco a mis padres que me apoyaron en todo momento,
gracias a su amor incondicional hoy doy otro paso más en mi carrera pasando a
otra etapa de mi vida. A mi hermano por sus correcciones y por el gran ejemplo
que es para mí. A Valeria por el apoyo, la motivación y las palabras de aliento que
han sido tan importantes en cada momento difícil, por acompañarme en cada
victoria y en cada derrota. Finalmente quiero agradecer a la Universidad Distrital
Francisco José de Caldas por brindarme las herramientas para formarme como
ingeniero, por llenarme de tantas enseñanzas no solo como profesional sino como
persona. A todos muchas gracias.
Cristian Camilo Sabogal Venegas.
A:
Mis padres y hermanos por nunca desfallecer y brindarme su incondicional amor,
apoyo y consejo en todos los momentos a través de este largo y arduo proceso, la
determinación y perseverancia que tuve para alcanzar esta meta fue gracias a
ustedes. De igual manera a la vida por concederme la oportunidad de formarme
profesionalmente en un área del conocimiento tan hermosa.
La universidad Distrital Francisco José de Caldas y sus docentes que
contribuyeron en mi formación profesional y académica, especialmente a Álvaro
Espinel Ortega por su total disposición para dirigir y apoyar el presente proyecto
de grado. Finalmente, a los compañeros y amigos que me acompañaron en ésta
experiencia, a Cristian, coautor de este trabajo el cual es un excelente compañero
y un inmejorable amigo.
Edixon León Cardozo.
II
Índice
Dedicatoria y agradecimientos ................................................................................. I
Índice ....................................................................................................................... II
Índice de figuras ..................................................................................................... IV
Índice de gráficos ................................................................................................... IV
Índice de tablas ....................................................................................................... V
Índice de ecuaciones .............................................................................................. VI
Abreviaturas .......................................................................................................... VII
Ecuación 18. Producción anual días hábiles escenario No 2 - 2.532 Wp ............. 45
Ecuación 19. Producción anual días no hábiles escenario No 2 - 2.532 Wp ........ 45
Ecuación 20. Cálculo ahorro emisiones CO2 Escenario 2. ................................... 46
Ecuación 21. Producción anual escenario No 3 - 7.600 Wp ................................. 46
Ecuación 22. Producción anual días hábiles escenario No 3 - 7.600 Wp ............. 47
Ecuación 23. Producción anual días no hábiles escenario No 3 - 7.600 Wp ........ 47
Ecuación 24. Cálculo ahorro emisiones CO2 Escenario 2. ................................... 47
Ecuación 25. Depreciación escenario No 1. .......................................................... 50
Ecuación 26. IVA escenario No 1. ......................................................................... 51
Ecuación 27. Incentivo renta escenario No 1 ........................................................ 51
Ecuación 28. Fórmula para la liquidación y facturación de excedentes de energía
inyectados a la red (CREG, 2018, p. 17). .............................................................. 56
Ecuación 29. Valor de la energía inyectada a la red que no supera a la importada
del operador de red. .............................................................................................. 57
Ecuación 30. Depreciación escenario No 2. .......................................................... 61
Ecuación 31. IVA escenario No 2. ......................................................................... 61
Ecuación 32. Incentivo renta escenario No 2. ....................................................... 61
Ecuación 33. Depreciación escenario No 3. .......................................................... 68
Ecuación 34. IVA escenario No 3. ......................................................................... 68
Ecuación 35. Incentivo renta escenario No 3. ....................................................... 68
Abreviaturas
BID Banco Interamericano de desarrollo
CIIU Clasificación Industrial Internacional Uniforme CREG Comisión de Regulación de Energía y Gas
DIAN Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales.
FiT Feed-in Tariffs
FNCE Fuentes No Convencionales de Energía
FNCER Fuentes No Convencionales de Energía Renovable.
GEE Gestión Eficiente de Energía
EES Almacenamiento de energía eléctrica
FNCE Fuentes No Convencionales de Energía
FNCER Fuentes No Convencionales de Energía Renovable.
IPC Índice de Precios al Consumidor
IRENA International Renewable Energy Agency
MEM Mercado de Energía Mayorista
MME Ministerio de Minas y Energía
MIPYMES Micros, Pequeñas y Medianas Empresas
PROURE Programa de Uso Racional y Eficiente de la Energía
REN21 Renewable Energy Policy Network for the 21st Century
SIN Sistema Interconectado Nacional
TIR Tasa Interna de Retorno
TRM Tasa Representativa del Mercado
USAID Agencia de los Estados Unidos para el Desarrollo Internacional.
VIII
VPN Valor Presente Neto
XM Expertos del Mercado
ZNI Zonas No Interconectadas
1
Resumen
Este documento contiene una revisión de la evolución histórica a nivel mundial y
nacional de las energías renovables, enfocándose principalmente en la energía
solar fotovoltaica y mostrando la evolución en tecnología, normatividad y la
disminución de precios asociados al desarrollo de este tipo de proyectos a nivel
mundial. Se resalta la participación de algunos países pioneros y líderes tanto en
desarrollo como en implementación de esta tecnología.
De igual forma, se realiza un recuento de algunas investigaciones asociadas a las
energías renovables y específicamente a la energía solar fotovoltaica tanto a nivel
mundial como a nivel nacional, en donde se visualiza los aportes y la importancia
de estos, en cuando a normatividad por parte de los países comprometidos con
incentivar el desarrollo en investigación e implementación de estas nuevas
tecnologías.
También se resalta la estructura actual de la matriz energética colombiana y se
exponen las debilidades causadas por la gran dependencia de la generación
hidráulica debido al fenómeno climático llamado “El niño” y cómo por medio de la
Ley 1715 de 2014 (Congreso de la república, 2014) se ha tratado de incentivar la
diversificación de dicha matriz.
El eje central de la investigación es el planteamiento de diferentes escenarios con
varios casos de estudio que se podrían presentar en el momento de implementar
un proyecto de autogeneración a pequeña escala en una pequeña empresa
colombiana. Esto con el fin de realizar un análisis técnico y económico que
demuestre la viabilidad de dichos proyectos.
Finalmente, se estructura un documento guía para la formulación y estructuración
de proyectos, donde se especifican los diferentes procedimientos y certificados
que se deben seguir y solicitar en el momento de llevar a cabo el desarrollo de un
proyecto asociado a la autogeneración de energía eléctrica en Colombia, más
específicamente en la ciudad de Bogotá.
2
Introducción
En el trascurso de las últimas décadas se ha extendido la polémica acerca del
calentamiento global, sus causas, sus consecuencias y las acciones que se deben
tomar para disminuir el avance de este problema. En los últimos años se han
hecho más evidente las consecuencias del calentamiento global, un claro ejemplo
es el aumento en la temperatura superficial de la tierra, que sobrepasa los
pronósticos realizados años atrás, así como lo menciona la Universidad de Alaska
Fairbanks (UAF) en conjunto con algunos científicos chinos en los datos
presentados en Nature Climate Change (Zhang, 2017), los cuales recalculan las
temperaturas globales promedio desde el 1998 hasta el año 2012 y en donde
afirman que “la tasa de calentamiento global había seguido aumentando a 0,112
grados Centígrados por década en lugar de disminuir a 0,05 grados por década,
como se pensaba anteriormente” (Zhang, 2017). Este aumento en las
temperatura, “ha elevado el nivel global del mar unas 8 pulgadas desde 1880”
(Central, 2017), justamente después de que se diera la Revolución Industrial,
época en donde se inició el desarrollo de tecnologías basadas en “la quema de
combustibles fósiles (petróleo, carbón y gas), que se usan para producir energía”,
(Greenpeace Colombia, 2017). Esta acción se considera como clave para el
calentamiento global, “ya que no sólo es el sector de mayor emisión de gases de
efecto invernadero sino el que genera el más rápido crecimiento de esas
emisiones” (Greenpeace Colombia, 2017). Es por esto que, de mantener las
tendencias de consumo y producción de energía, junto con el mal manejo de los
desechos generados en las últimas décadas, “los científicos esperan
aproximadamente 2 a 7 pies más de aumento del nivel del mar este siglo”.
(Central, 2017)
Sabiendo entonces que uno de los factores más claves en el cambio climático es
la producción de energía, es necesario “la sustitución de fuentes de energía sucias
(carbón, gas, nuclear y petróleo) por otras limpias (solar y eólica)” (Greenpeace
Colombia, 2017) con el fin de minimizar las emisiones de gases de efecto
invernadero (CO2). Para este fin, se han venido creado en los últimos años
diferentes coaliciones que reúnen a inversionistas para reunir fondos y así poder
financiar “las investigaciones de ciencia e innovación revolucionaria en las
energías verdes” (El Economista, 2017). Una de estas coaliciones es la Break-
through Energy Coalition, que se creó para “reunir a un grupo de inversores con el
objetivo de tener un impacto sobre el cambio climático y asegurar la financiación
necesaria”, (Gates, 2017) donde se encuentran involucrados grandes empresarios
como Bill Gates, Jack Ma, Masayoshi Son, entre otros. De igual manera, se han
venido desarrollado acuerdos intergubernamentales, en escenarios como la
Cumbre del Clima de París (COP21), seguidos por asambleas de la Agencia
Internacional de las Energías Renovables (IRENA) la cual “reúne a altos
representantes de 150 países, entre ellos los principales artífices del acuerdo
3
climático de París” (El Diario, 2016), en donde se discutió como punto central el
papel que cumplirán las energías renovables para minimizar el cambio climático.
A pesar de que Colombia no es uno de los países que más aporta a la
contaminación mundial, sí tiene una participación que “llega a 0,2% del total de
gases de efecto invernadero emitidos a la atmósfera” (Greenpeace Colombia,
2017), los cuales se pueden atribuir en cierta medida a la explotación y consumo
de combustibles fósiles para el uso del transporte y la producción de energía
termoeléctrica. Aunque dicha energía no es la fuente principal de abastecimiento
para el país, sí juega un papel fundamental en el suministro del servicio de
electricidad y al mismo tiempo es la encargada de respaldar la energía hidráulica
en tiempos de sequía. Dichas sequías han aumentado debido a los llamados
fenómenos del niño que se vienen presentando en los últimos años sobre el
territorio colombiano y que cada vez se hacen más fuertes a causa del cambio
climático. Este fenómeno ambiental ha puesto en evidencia las consecuencias de
la contaminación del medio ambiente, además de dejar expuestos problemas de
confiabilidad en el sistema eléctrico. Estas son las razones por las cuales
Colombia decide unirse a la Agencia Internacional de Energías Renovables (Irena)
con el propósito de diversificar su matriz eléctrica integrando las energías
renovables.
En respuesta al crecimiento y funcionamiento del sector empresarial colombiano,
la energía eléctrica es un actor prescindible en la cadena productiva que permite el
correcto desarrollo de la industria y el sector financiero. El presente trabajo de
investigación pretende contribuir a la diversificación de la matriz energética
colombiana por medio de energía solar fotovoltaica, estudiando la factibilidad de
implementar proyectos con esta fuente de energía en lo que respecta al marco de
la Ley 1715 de 2014, todo esto en el sector empresarial colombiano el cual puede
verse lucrado principalmente en beneficios económicos mientras aporta a la
sostenibilidad.
Planteando así la posibilidad que los consumidores y precisamente en este caso
las empresas sean considerados cogeneradores, los cuales podrán disponer de su
propia energía ya sea utilizándola en su beneficio o comercializándola en el
mercado nacional bajo los marcos normativos establecidos por el estado
colombiano, determinando su factibilidad en concordancia con los beneficios e
incentivos estipulados en la Ley 1715 de 2014.
4
CAPÍTULO 1 Descripción del problema
1.1 Planteamiento del problema
En la actualidad el planeta está sufriendo una serie de cambios ambientales
debido a fenómenos que se han nombrado por parte de la comunidad científica
como cambio climático y se ha incrementado a causa de la quema de
combustibles fósiles los cuales producen emisiones de gases que causan un
efecto invernadero. Dichos combustibles son utilizados para distintos fines, entre
los cuales está la generación de energía y el uso en medios de transporte. Las
distintas organizaciones nacionales e internacionales y la mayoría de países están
haciendo grandes esfuerzos en leyes, tratados, acuerdos, normativas y
programas, para contrarrestar los efectos negativos del calentamiento global,
demanda energética y uso de recursos naturales para la generación de
electricidad (Greenpeace, 2017).
Las razones para invertir, pensar, desarrollar metodologías y estrategias que
fortalezcan las fuentes no convencionales de energías renovables, conocidas
como FNCER en muchas naciones del mundo, fueron acordadas en el COP21,
Protocolo de Kyoto, Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente
(Pnuma), Agencia Internacional de Energía Renovable (IRENA), Agencia
Internacional de Energía (IEA), Red de Política de Energías Renovables (REN21),
Cumbre del Clima de París de 2017, Contratos de Compra de energía (PPA’s)
entre otras. Todas estas, con el fin de la reducir las emisiones de gases de efecto
invernadero, garantizar el abastecimiento energético y el desarrollo económico
sostenible del país inscrito.
Colombia ha decidido regular la integración de FNCER por medio de la Ley 1715
de 2014, en donde se establecen una serie de beneficios tributarios, arancelarios y
contables para la población colombiana que fomente la inversión, investigación y
desarrollo de tecnologías limpias para la producción de energía, la eficiencia
energética y la respuesta de la demanda, en el marco de la política energética
nacional (Congreso de la República, 2014).
Teniendo en cuenta que las empresas son la fuente de desarrollo económico,
social, financiero, tecnológico, sostenible y sustentable de la población del país, es
evidente la importancia de que las empresas colombianas ejecuten, gestionen,
manejen, reglamenten y desarrollen políticas ambientales, todo esto ligado con el
cumplimiento de normas, acuerdos de salubridad, ahorro energético, cumplimiento
a leyes sanitarias, ambientales, ecológicas y que aprovechen fácilmente los
beneficios establecidos las leyes vigentes. Sin embargo, aún falta mucha
conciencia y trabajo para producir su bien y/o servicio, empleando el uso de
electricidad o fuentes de energía que generan contaminantes y emisiones de
efecto invernadero y contaminantes al ambiente. Es por esto que se hace
necesario políticas públicas, metodologías y controles que permitan satisfacer la
5
demanda energética en el país, que beneficie el medio ambiente y se contrarreste
las afectaciones del cambio climático. Por esta razón se sancionó la Ley 1715 de
2014, la cual promueve los instrumentos necesarios para la promoción y
aprovechamiento de las fuentes no convencionales de energía, así como el
fomento de la inversión, la investigación y el desarrollo de tecnologías limpias para
la producción de energía por medio de las FNCER; la eficiencia energética y la
respuesta de la demanda eléctrica en el marco de la política energética nacional.
1.2 Formulación del problema
¿Qué aspectos técnicos, económicos, ambientales y legales debe tener en cuenta
un proyecto para implementar en una empresa un sistema de generación solar
fotovoltaica con el fin de hacerse acreedor a los beneficios tributarios establecidos
en la Ley 1715 de 2014?
1.3 Objetivos
Objetivo General
Realizar un estudio para determinar la factibilidad de implementar sistemas de generación solar fotovoltaica en pequeñas empresas ubicadas en la ciudad de Bogotá con el fin de obtener los beneficios tributarios establecidos en la ley 1715 de 2014.
Objetivos Específicos
Realizar la caracterización del consumo de energía por parte de pequeñas
empresas con el fin de identificar el tipo de cargas asociadas y el hábito de
uso de dichas cargas y de este modo poder cuantificar la demanda de
energía.
Plantear tres (3) escenarios con diferentes niveles de potencias pico,
realizando el diseño técnico de cada una de estas potencias, con el fin de
buscar la solución más factible de atender la demanda de energía a partir
de sistemas solares fotovoltaicos.
Evaluar el comportamiento de generación de energía y el costo asociado a
dicha energía a través de los años de vida útil de los sistemas planteados
para cada uno de los escenarios propuestos, con el fin de establecer la
rentabilidad que justifique la elaboración de proyectos para implementar
sistemas de generación solar fotovoltaica en pequeñas empresas
bogotanas y acceder a los incentivos tributarios de la ley 1715 de 2014.
Establecer un documento guía para la formulación y estructuración de
proyectos que pueda ser tomado como referencia por las empresas
bogotanas con el fin de tramitar ante la UPME, la viabilización del proyecto
con el fin de tener acceso a los incentivos que ofrece la ley 1715 de 2014.
6
1.4 Justificación
El crecimiento de un país se mide con base en el desarrollo de su infraestructura
energética. Debido a distintos factores como el clima, la oferta y demanda de los
insumos (caso generación térmica), la energía no presenta un precio uniforme y se
ve sometida a variaciones diarias en su costo. Económicamente hablando todos
los usuarios finales se ven afectados por dichas variaciones, teniendo en cuenta el
aumento en la demanda se hace necesario idear soluciones complementarias
para la generación de energía en el SIN (Sistema de Interconexión Nacional). Así
mismo, es necesario cambiar las fuentes tradicionales con las que se genera
energía eléctrica en el país con el fin de responder a la diversificación de la matriz
energética propuesta por la Unidad de Planeamiento Minero Energético –UPME
en los últimos planes de expansión (UPME, 2017).
El ámbito empresarial colombiano presenta un crecimiento proporcional a la
economía del país, así mismo, en las empresas aumentan tanto la emisión de
CO2, la contribución a la renta y el consumo energético. Todo esto se deriva en
una mayor demanda de recursos para producir la energía necesaria para
satisfacer las necesidades que se requieren en las diversas áreas del mercado.
Como la gran mayoría de la generación de energía se hace de manera hidráulica y
térmica (Macías Parra & Andrade, 2017), es conveniente plantear una alternativa
que permita diversificar la matriz energética en el país a fin de hacer menor la
dependencia de los métodos de generación de energía tradicionales.
Uno de los criterios a fortalecer al momento de implementar e interconectar
sistemas de generación de energía limpia es mejorar la confiabilidad del sistema,
esto se hace ya que el usuario final estaría actuando como autogenerador de
energía disminuyendo así la demanda total de energía. De acuerdo a esto se
podría plantear a su vez un flujo bidireccional de energía en el cual cabe la
posibilidad de suministrar los excedentes de energía a la red y poder obtener una
retribución económica por esta inyección de potencia al sistema. “Nuestro objetivo
es que Colombia cuente con una matriz más amigable con el medio ambiente y
más diversificada. De esta forma aseguramos la confiabilidad necesaria
sustituyendo poco a poco los combustibles fósiles que son más costosos y
contaminantes” (González Estrada, 2015). Adicionalmente, también se lograría
aumentar la confiabilidad del sistema eléctrico nacional que se ha visto afectada
por el fenómeno climático llamado “El Niño”. Este evento climatológico se
caracteriza por épocas de extensos veranos, donde se alcanzan largos periodos
sin precipitaciones de lluvias y con altos grados de temperatura debido a la intensa
radiación, dichos efectos producen sequias y por ende el agotamiento de las
reservas de agua tanto para consumo como para la generación de energía, tal
como sucedió en la crisis energética del que se presentó en 1992, cuando
Colombia sufrió un racionamiento de energía eléctrica (Mateus, 2016).
Posteriormente se presentaría una situación similar entre los años 2015 y 2016
cuando “el fenómeno climático provocó sequías en el territorio colombiano, […]
7
provocando déficit en la producción de energía de las instalaciones operadas
por ISAGEN y Empresas Públicas de Medellín” (Mateus, 2016, p. 75). Todo esto
demuestra lo expuestos que estamos en términos de confiabilidad energética por
el cambio climático que sigue presentándose periódicamente y cada vez con más
fuerza. Para finales del presente año (2018) y comienzos del año 2019 se estima
que existe entre un 60% y un 70% de probabilidades favorables de que se
presente un episodio de “El Niño” según el comunicado especial No 010 del
IDEAM (IDEAM, 2018, p. 1).
Con el fin de incentivar a las empresas a realizar investigación, desarrollo e
inversión en FNCER, el Congreso de la República aprobó la Ley 1715 de 2014 la
cual regula la integración de energías renovables no convencionales al SIN. En el
capítulo III de ésta ley se establecen los incentivos a los inversionistas que
realicen proyectos de generación y utilización de energía a partir de FNCER,
donde se destaca un descuento hasta del 50% sobre el impuesto a la renta a
quienes participen en proyectos e investigaciones que permitan generar energía
con métodos no convencionales (Congreso de la República, 2014).
Debido a que la implementación sistemas que generan energía eléctrica en el país
a partir de FNCER representa una mínima cantidad principalmente en las
empresas, se tiene la percepción que una inversión en este tipo de proyectos no
es del todo rentable. Por este motivo el presente estudio de factibilidad busca
documentar e informar a los empresarios sobre las bondades y beneficios al
participar con un proyecto de FNCER para fortalecer su(s) proceso(s)
productivo(s) y satisfacer la demanda energética.
CAPÍTULO 2 Marco conceptual y estado del arte
Para el desarrollo del presente trabajo, se hace necesario una revisión constante
de las definiciones de los términos implementados, la evolución histórica y el
estado actual de las tendencias tecnológicas y legales a nivel mundial, así como a
nivel nacional. Por este motivo se realizará un resumen de los aspectos que son
fundamentales para el progreso de esta investigación.
2.1 Definiciones
Autogeneración: Aquella actividad realizada por personas naturales o jurídicas
que producen energía eléctrica principalmente, para atender sus propias
necesidades. En el evento en que se generen excedentes de energía eléctrica a
partir de tal actividad, estos podrán entregarse a la red, en los términos que
establezca la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) para tal fin.
Autogeneración a gran escala: Autogeneración cuya potencia máxima supera el
límite establecido por la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME).
8
Autogeneración a pequeña escala: Autogeneración cuya potencia máxima no
supera el límite establecido por la Unidad de Planeación Minero-Energética
(UPME).
Contador Bidireccional: Contador que acumula la diferencia entre los pulsos
recibidos por sus entradas de cuenta ascendente y cuenta descendente.
Excedente de energía: La energía sobrante una vez cubiertas las necesidades de
consumo propias, producto de una actividad de autogeneración o cogeneración.
Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER): 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.
Generación Distribuida (GD): Es la producción de energía eléctrica, cerca de los
centros de consumo, conectada a un Sistema de Distribución Local (SDL). La
capacidad de la generación distribuida se definirá en función de la capacidad del
sistema en donde se va a conectar, según los términos del código de conexión y
las demás disposiciones que la CREG defina para tal fin.
Respuesta de la demanda: Consiste en cambios en el consumo de energía
eléctrica por parte del consumidor, con respecto a un patrón usual de consumo, en
respuesta a señales de precios o incentivos diseñados para inducir bajos
consumos.
Sistema Energético Nacional (SIN): Conjunto de fuentes energéticas,
comercializadores y consumidores que dan lugar a la explotación, transformación,
transporte, distribución, comercialización y consumo de energía en sus diferentes
formas, entendidas como energía eléctrica, combustibles líquidos, sólidos o
gaseosos, u otra.
Zonas No Interconectadas (ZNI): Se entiende por Zonas No Interconectadas a
los municipios, corregimientos, localidades y caseríos no conectadas al Sistema
Interconectado Nacional (SIN).
2.2 Desarrollo de las FNCER a nivel mundial
Debido a la creciente tendencia a nivel mundial que se ha desarrollado en los
últimos años, ya son muchos los países de distintos continentes que por medio de
políticas de apoyo a la investigación e implementación de las fuentes no
convencionales de energía renovables (FNCER) y el interés de nuevos
inversionistas en esta área, han logrado que estas energías limpias entren a
competir en el mercado energético e inclusive “ya existen países, como
Dinamarca, México o India, que obtienen energía de las renovables a precios
inferiores que la procedente de los combustibles fósiles y de la nuclear” (Bejerano,
9
2017). Pero a pesar de todo esto, es posible que los esfuerzos no sean
suficientes, ya que con el propósito de cumplir las metas que se plantearon en el
acuerdo que se llevó a cabo en la ciudad de París en el 2015, donde se estableció
mantener como un límite seguro 1,5°C el aumento de la temperatura mundial, 117
países en el 2016, plantearon diferentes objetivos de eficiencia energética y en
materia de energías renovables, los cuales servirían únicamente para alcanzarían
niveles de temperatura mundial de los 2,3°C a 3,5°C. (REN21, 2017)
Gráfico 1. Inversiones a nivel mundial en energía y combustibles renovables, 2006-2016.
Fuente: REN21, 2017, pág. 12
En el año 2016 existió una disminución en cuanto a las inversiones realizadas a
nivel mundial en energías y combustibles renovables como se puede apreciar en
el gráfico 1. A pesar de esto y probablemente debido a la disminución de los
precios en las energías, como se mencionó anteriormente, una de las energías
con mayor implementación en los últimos años, la energía solar, tuvo un
crecimiento interesante con una capacidad instalada en el 2016 de al menos 75
gigawatts (GW) como se puede ver en el gráfico 2, en donde se muestra el
comportamiento exponencial que ha venido teniendo esta tecnología en los
últimos diez años alrededor del mundo (REN21, 2017).
Aunque las metas propuestas para mantener la temperatura no se estén
alcanzando, el 2016 fue un buen año para las energías renovables, ya que se
logró añadir en este periodo una capacidad instalada de 161 gigawatts (GW), con
un 34% de aporte por parte de la energía eólica, un 15,5% de energía hidráulica y
un 47% de energía solar FV que equivale a los 75 gigawatts (GW) anteriormente
mencionados. (REN21, 2017)
10
Gráfico 2. Adiciones anuales de energía solar FV entre los años 2006-2016
Fuente: REN21, 2017, pág. 28
2.2.1 China
Sin lugar a duda China es una potencia mundial, con gran importancia en el sector
económico e industrial, lo cual le ha costado muy costoso al medio ambiente. En el
2014 se presentaron niveles de contaminación demasiado altos y peligrosos para
la salud en muchas de las ciudades chinas, la “contaminación superó en muchos
lugares los 400 microgramos por metro cúbico, lo que multiplica por 16 el límite
recomendado por la Organización Mundial de la Salud” (Fundación Vida
Sostenible , 2014).
Debido a estos problemas ambientales se promovieron por medio de políticas el
uso de energías renovables, porque si bien China desde años atrás de esta crisis
ambiental ya era una potencia en la producción de paneles solares FV y turbinas
eólicas, su producción de estas tecnologías superaba la tasa de utilización de
estas mismas (Chun, y otros, 2016). Pero fijando metas, haciendo inversiones y
creando nuevas leyes que incentivaran a la investigación, el desarrollo y la
implementación de FNCER, como por ejemplo la ley “Measures on Grid Company
Full Purchase of Electricity from Renewable Energy” establecida en el 2007, la
cual “determina que las empresas de distribución deben conectar a la red eléctrica
todas las instalaciones que generen energía a partir de fuentes renovables. Así
mismo, están obligadas a comprar toda la energía con este origen”, (Herrero,
2013), estableciendo multas por el incumplimiento. Otro ejemplo son los $360
miles de millones de dólares que se proponen invertir en el 2020 en energías
renovables, este país ha logrado posicionarse como uno de los principales
inversionistas en energía y combustibles de energías renovables, así como
también encabezar las listas de capacidad total de generación a finales del 2016
en muchas de las tecnologías como se muestra en la tabla 1 (REN21, 2017).
11
Tabla 1. Clasificación de países según su capacidad total de generación a finales de 2016.
Fuente: REN21, 2017, pág. 15
El desarrollo de este mercado se le debe atribuir a empresas como “Panda Green
Energy” que con proyectos como el que se encuentra ubicado en Datong, con una
capacidad instalada de 50 MW y con un diseño visual muy amigable, con la forma
de un panda, busca incitar a los niños para que conozcan estas nuevas
tecnologías. (Mohorte, 2017). Evidentemente, hay que resaltar del mismo modo,
ideas emprendedoras e innovadoras como “los paneles solares a prueba de olas”
creados por Sungrow, instalados en un lago que se formó después de derrumbar
una mina de carbón abandonada (Bradsher, 2017). Adicionalmente, existen
propuestas que desafían la lógica de un proyecto eficiente y rentable, como lo es
la “autovía de paneles solares” que se construyó a pesar de los argumentos en
contra (elevados costos, baja eficiencia por temperatura, orientación ineficiente
hacia el sol, entre otros), pero que abren la puerta para nuevos avances en el
futuro (Mohorte, 2017). Gracias a estos miles de ciudadanos y empresarios chinos
que creyeron y comenzaron a incorporarse en este nuevo mercado, es que hoy en
día este país puede encabezar dichas listas.
2.2.2 Alemania
Un país que se ha forjado a través de la historia con pequeños pero certeros
pasos para llegar a donde se encuentra hoy en día. Teniendo una matriz eléctrica
basada en combustibles fósiles y energía nuclear, Alemania inició un camino hacia
12
la transición varias décadas atrás. A fines de los años sesentas se empezaban a
mencionar que era necesario una política energética para controlar el monopolio
energético que se tenía por medio de los combustibles fósiles y la energía nuclear.
Esto fue seguido en los años setenta por una crisis que se presentó en el petróleo,
la cual divisaba una posible crisis económica y que desató políticas sobre la
eficiencia energética.
Para los años ochenta, las energías renovables y la eficiencia energética
empezaron a aparecer como una solución factible, con propuestas consistentes en
textos como “Growth and properity without oil and uranium”, seguidas por
instituciones y políticos que se posicionaron a favor de las energías renovables
mostrando un camino alterno a los combustibles fósiles.
Para finales de los ochenta y principios de los setenta, le empezaban a nombrar
leyes que favorecían a las energías renovables y también se establecieron las
primeras Feed-in Tariffs (FiT) de Alemania para impulsar la energía solar.
Posteriormente en el comienzo del nuevo siglo, se desarrollaron nuevas leyes que
favorecieron también a la energía eólica. Toda esta transformación se ha conocido
en este país con el nombre de “Energiewende”. (Álverez Pelegry & Ortiz Martínez,
2016). Entre los años 2009 y 2012 la penetración de la energía fotovoltaica era tal
que causó problemas en las redes de distribución, la capacidad instalada de este
país supera la demanda máxima anual en algunas ocasiones. (Chun, y otros,
2016)
Actualmente, Alemania se está involucrando en un nuevo mercado en expansión,
basado en el almacenamiento de energía eléctrica (EES). También se plantea
metas para el año 2050, que apuntan a satisfacer el 80% de su demanda con
energías renovables. (Chun, y otros, 2016)
2.3 Desarrollo de las FNCER en Colombia
Debido al crecimiento presentado a través de los últimos años del llamado
“fenómeno del niño”, que como se mencionó anteriormente, demuestran los
efectos del cambio climático y afectan la confiabilidad del sistema eléctrico de
Colombia dado a la gran dependencia del recurso hidráulico, nuestro país
comenzó a realizar diversas acciones para involucrar a las energías renovables.
Según un informe de la UPME presentado en el año 2015, para diciembre del año
2014, las plantas eólicas y de cogeneración biomasa tenían una participación del
0,6% en la matriz energética (gráfico 3), lo que demostraba la mínima influencia de
este tipo de tecnologías en este entonces (UPME, Integración de las energías
renovables no convencionales en Colombia, 2015).
13
Gráfico 3. Matriz energética a final del año 2014.
Fuente: UPME, 2015.
Con dichos índices de participación tan escasos de las energías renovables,
Colombia presenta la Ley 1715 en el año 2014, la cual mostraba el interés de
involucrar masivamente las fuentes no convencionales para la producción de
energía por medio de recursos renovables, introduciendo incentivos tributarios
para promover la implementación de estas. Adicionalmente, empieza a formar
parte de asociaciones conformadas por países interesados en el cambio climático,
como la AILAC por sus siglas de Asociación Independiente de Latinoamérica y el
Caribe, formó también parte de la cumbre del clima en Paris y se convirtió en un
miembro de la Agencia Internacional de Energías Renovables – Irena en el año
2015, en donde fue elegida como vicepresidente para el periodo 2017-2018
(Cancillería, 2017).
Teniendo entonces esta nueva cara frente a las energías renovables, en el “PLAN
DE EXPANSIÓN DE REFERENCIA GENERACIÓN – TRANSMISIÓN 2016 –
2030” generado por la UPME, se presentan acercamientos con entidades
educativas universitarias y diferentes entidades estatales, para realizar las
actualizaciones pertinentes a “los Atlas Potenciales, específicamente radiación y
brillo solar, velocidad del viento e hidroenergía”, (UPME, 2016) en donde como
resultado se obtuvo el Atlas Interactivo del IDEAM que muestra el potencial con el
que cuenta el país para la explotación de las energías renovables. En este plan de
expansión se presentan también metodologías para la modelación del recurso
solar fotovoltaico y del eólico y se menciona que se espera un aumento en la
capacidad instalada de sistemas solares fotovoltaicos a nivel distribuidos en
ciudades como Bogotá, Cali, Medellín y Barranquilla. Lo cual, se está presentando
actualmente, gracias en parte también, a que los precios en las tecnologías de
energía solar por ejemplo presentaron una disminución a nivel mundial. Esto dio
pie para que el sector industrial de Colombia se interesara en invertir en proyectos
14
de generación distribuidos, un claro ejemplo es la empresa de calzado Bosi
quienes “instalaron en el techo de su planta de producción en Itagüí, Antioquia,
348 paneles solares que les permiten ahorrar entre el 20 y el 22 por ciento de la
energía que requieren para la elaboración de calzado.” (El Tiempo, 2017). Del
mismo modo en Barranquilla, la empresa Tecnoglass, realizó la instalación de
8.400 paneles fotovoltaicos para la generación de 3 megavatios (MW) con el fin de
satisfacer el consumo de energía de la compañía (El Tiempo, 2017). Estas
empresas son solo una pequeña muestra de la tendencia que se está
desplegando actualmente, ya que según el informe número 7, presentado por la
UPME, en donde muestra los proyectos recibidos con el fin de hacerse acreedores
a los incentivos tributarios de la Ley 1715 de 2014, existen 164 empresas entre
diversos sectores como alojamiento y servicios de comida, información y
comunicaciones, construcción, industrias manufactureras entre otras, que se
encuentra beneficiadas por incentivos de esta Ley (UPME, 2017). Según este
mismo informe, hasta el 29 de diciembre de 2017 el tipo de incentivos del cual
mayor cantidad de certificados se han emitidos, es el que agrupa el incentivo al
IVA, arancel, impuesto sobre la renta y la depreciación acelerada como se puede
observar en el gráfico 4.
Gráfico 4. Certificados Emitidos hasta el 29 de diciembre del 2017.
Fuente: UPME, 2017.
15
Paralelo a esto se han llevado a cabo proyectos de generación centralizada, como
es el caso del parque eólico Jepírachi, ubicado en La Guajira, liderado por la
empresa EPM, el cual cuenta con 15 aerogeneradores, cada uno con una
capacidad de 1.300 kilovatios (kW), para un total de 19,5 megavatios (MW) de
potencia nominal, conectados al sistema interconectado nacional (SIN) por medio
de una subestación que eleva la tensión a 110 kV (EPM, 2010). Otro proyecto de
generación centralizada es Celsia Solar Yumbo, la primera granja solar en inyectar
al SIN, con una capacidad instalada de 9,8 megavatios (MW) inicio operación el
tres de septiembre de 2017, un proyecto desarrollado por las empresas Celsia y
Epsa, que se conforma de 35.000 paneles solares FV y 9 inversores y que
evidencia los avances que se están llevando a cabo en materia de energías
renovables (Celsia, 2017).
2.4 Marco referencial
Como se mencionó anteriormente el cambio climático junto con el calentamiento
global han derivado en la confección de planes, políticas, investigaciones y
acciones que permitan amedrentar el daño que se está causando al medio
ambiente. Mediante el uso y gestión de iniciativas como el uso racional y eficiente
de la energía, la integración de nuevas fuentes de generación de energía se
pretende dar una nueva orientación al ver que cctualmente, la explotación y
producción energética del país está constituida a grandes rasgos en un 93% de
recursos primarios de origen fósil, aproximadamente un 4% de hidroenergía y un
3% de biomasa y residuos (UPME, Integración de las energías renovables no
convencionales en Colombia, 2015).
La energía solar fotovoltaica, al ser un recurso inagotable, amigable con el medio
ambiente y de más accesibilidad en comparación a otras FNCER, es un actor
importante a tener en cuenta al momento de llevar a cabo una diversificación en la
matriz energética del país. Dicho esto, hay que resaltar que: Colombia se
encuentra ubicada en una zona privilegiada del trópico, donde la posición del sol
no posee mayor variación durante el año y, por consiguiente, la luminiscencia
mantiene un valor constante. “Esta localización en el mundo les facilita a los
ingenieros la gestión de diseñar sistemas fotovoltaicos y reducir los costos de sus
diseños, debido a que no es necesario la instalación de sistemas de rastreo
mecánico tal como se realiza en países con clima estacional, donde éste opera
durante todo el año”. (Bitar S & Chamas B, 2017). Según las fuentes disponibles
de información de recurso solar indican que el país cuenta con una irradiación
promedio de 4,5 kWh/m2/d (UPME & IDEAM, Atlas de Radiación Solar de
Colombia, 2005) superando el promedio mundial de 3,9 kWh/m2/d, y está muy por
encima del promedio recibido en Alemania (3,0 kWh/m2/d) (ArticSun, s.f.) país que
hace mayor uso de la energía solar FV a nivel mundial, con aprox. 36 GW de
capacidad instalada a 2013 (REN21, 2014).
16
En todas las latitudes del mundo se están implementando sistemas fotovoltaicos
ya sea aislados o interconectados, dichos sistemas de generación de energía no
podrían ser llevados a cabo sin una previa validación los debidos estudios
técnicos, económicos y financieros que garanticen el rendimiento esperado por el
proyecto a ejecutar. Debido a las distintas condiciones meteorológicas,
ambientales, sociales y económicas de cada latitud. Los resultados varían en
función de las condiciones nombradas anteriormente, en seguida, se listan
algunas investigaciones que estudiaron la factibilidad de implementar sistemas
solares fotovoltaicos en algunos específicamente en Colombia.
En el año 2017 Aneider Angulo de la Universidad Distrital Francisco José de
Caldas se encargó del estudio: “Diseño de estrategias para la viabilidad de
incorporación de energía fotovoltaica en pequeñas empresas en el marco de la
Ley 1715 de 2014”, el cual realizó una caracterización y análisis de las Mypimes
de la ciudad de Bogotá, así mismo una encuesta sobre los hábitos de consumo
energético en distintas empresas encuestadas para así plantear una serie de
soluciones energéticas en distintos escenarios planteados. Con conclusiones
bastante importantes como que la Ley 1715 de 2014 es una herramienta
competitiva que busca que el servicio eléctrico sea abastecido en su cadena de
valor para producir su producto y/o bien, por medio de la participación de
incentivos tributarios, arancelarios y comerciales, los cuales no afectan la
economía propia de la empresa (Angulo, 2017). Demostrando así la viabilidad de
implementación de esta serie de proyectos específicamente en la ciudad de
Bogotá.
En otro caso colombiano Susana M. Bitar S y Fernando Chamas B de la
Universidad de Los Andes realizaron un estudio de factibilidad para la
implementación de sistemas fotovoltaicos como fuente de energía en el sector
industrial de Colombia (Bitar S & Chamas B, 2017). En dicho estudio llevaron a
cabo un escenario que determinaría la factibilidad de implementar dichos
sistemas, teniendo en cuenta el mejor escenario en lo que respecta a la obtención
de los beneficios tributarios estipulados por la ley 1715 de 2014. Así mismo
determinando los materiales más óptimos para desarrollar un proyecto de esta
índole, teniendo en cuenta parámetros geográficos de las industrias, nivel de
industrial al que pertenecen. Realizando un análisis de insumos, retorno de la
inversión y beneficios en varias ciudades principales de Colombia, concluyendo y
destacando la vital importancia que tienen los incentivos tributarios en la
realización e implementación satisfactoria de este tipo de proyectos.
En el año 2015 Laura Lucía Aldana Rodríguez de la Universidad de Los Andes se
planteó como objetivo realizar un análisis del impacto de la Ley 1715 de 2014 en
la viabilidad de la implementación de proyectos con FNCER en Colombia
(Rodríquez, 2015). Abordando como temática principal la identificación del impacto
económico de los incentivos y mecanismos dispuestos en la Ley 1715 de 2014
sobre los proyectos de FNCER, realizando análisis financieros con y sin beneficios
17
de la ley y así mismo sus respectivos flujos de caja. Dichos escenarios (con y sin
los beneficios) permiten ver la diferencia que implica la entrada en vigencia de la
ley y el cambio que genera esta misma en la puesta en marcha y viabilidad de
proyectos con FNCER. Además, hace una importante observación en lo que
respecta al área de inyecciones a la red y sus consecuencias en el factor
económico del inversionista sin olvidar la ausencia de reglamentación para este
ítem.
En los estudios mencionados anteriormente es de vital importancia concluir la
importancia que tiene obtener y hacerse acreedor a los incentivos tributarios que
se obtienen a partir de la puesta en marcha de proyectos de generación de
energía eléctrica a partir de sistemas fotovoltaicos. Resaltando en el caso
colombiano avances importantes como la Ley 1715 de 2014 y otras regulaciones y
decretos que junto con la implementación de nuevas leyes ayuden a fomentar la
realización de dichos proyectos. De igual manera se evidencia en los estudios
analizados que hay tanto vacíos en la ley como falta de información en ciertos
aspectos regulatorios los cuales aún no han sido especificados en Colombia.
CAPÍTULO 3 Las energías renovables y el marco legal
colombiano
En lo que respecta a las competencias administrativas que se establecieron con la
publicación de la ley 1715 de 2014 la CREG, el Ministerio de Ambiente y
Desarrollo, el Ministerio de Mina y Energía y la UPME se han encargado de
expedir los correspondientes decretos y resoluciones que permiten definir los
mecanismos de trabajo, lineamientos, actividades y otros ítems que cubren la
generación de energía a partir de FNCER. En el siguiente normograma se
sintetizo el marco regulatorio y su relación a la energía renovable.
18
Norma/Tipo-ámbito
Relacionada con energía renovable
Si No Ley 142 de 1994 Por la cual se establece el régimen de los servicios públicos domiciliarios y se dictan otras disposiciones
X
Ley 143 de 1994 Por la cual se establece el régimen para la generación, interconexión, transmisión, distribución y comercialización de electricidad en el territorio nacional.
X
Ley 286 de 1996 Por la cual se modifican parcialmente las Leyes 142 y 143 de 1994
X
Ley 697 de 2001 Mediante la cual se fomenta el uso racional y eficiente de la energía, se promueve la utilización de energías alternativas y se dictan otras disposiciones.
X
Ley 1665 de 2013 Por medio de la cual se aprueba el “Estatuto de la Agencia Internacional de Energías Renovables -IRENA”,
X
Ley 629 de 2000 Por medio de la cual se aprueba el "Protocolo de Kyoto de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático"
X
Ley 1715 de 2014 Por medio de la cual se regula la integración de las energías renovables no convencionales al Sistema Energético Nacional.
X
Ley 788 de 2002 Por la cual se expiden normas en materia tributaria y penal del orden nacional y territorial y se dictan otras disposiciones.
x
Resolución 1283 de 2016 Por la cual se establece el procedimiento y requisitos para la expedición de la certificación de beneficio ambiental por nuevas inversiones en proyectos FNCER y gestión eficiente de la energía, para obtener los beneficios tributarios de la Ley 1715 de 2014 y se adoptan otras determinaciones.
X
Decreto 2143 de 2015 Por el cual se adiciona el Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y energía en lo relacionado con la definición de los lineamientos para la aplicación de los incentivos establecidos en el Capítulo III de la Ley 1715 de 2014.
X
Resolución UPME 0520 de 2007 Por la cual se establece el registro de proyectos de generación con el cual deben ser registrados los proyectos de generación y cogeneración de energía eléctrica a operar en el sistema interconectado nacional.
X
Resolución 638 de 2007 Por medio de la cual se modifica el artículo 4° y anexos 1, 2 y 3 y se adicionan dos artículos a la Resolución UPME número 0520 del 9 de octubre de 2007.
X
Resolución 0563 de 2012 Por la cual se establece el procedimiento y los requisitos para obtener la exclusión de impuestos sobre las ventas IVA y/o reducción en la renta de elementos, equipos y maquinaria destinados a proyectos, programas o actividades de reducción en el consumo de energía y eficiencia energética.
X
Resolución número 143 de 2016 Por la cual se modifica el artículo quinto y se adicionan artículos y anexos a la Resolución UPME 0520 de 2007.
X
Resolución CREG 024 de 2015 Por la cual se regula la actividad de autogeneración a gran escala en el Sistema Interconectado Nacional (SIN).
X
Resolución CREG 030 de 2018 Por la cual se regulan las actividades de autogeneración a pequeña escala y de generación distribuida en el Sistema Interconectado Nacional.
X
Tabla 2. Normograma marco normativo y energías renovables
Fuente: Elaboración propia.
19
3.1 Ley 1715 de 2014
El Ministerio de Minas y Energía suscribió la Ley 1715 de 2014 mediante la cual
pretende armonizar e integrar la utilización de fuentes no convencionales de
energía al sistema energético nacional. Teniendo como prioridad aquellas de
carácter renovable. La Ley 1714 de 2015 tiene por objeto promover el desarrollo y
la utilización de las fuentes no convencionales de energía –FNCE-, principalmente
aquellas de carácter renovable, en el Sistema Energético Nacional, mediante su
integración al mercado eléctrico, su participación en las Zonas No Interconectadas
–ZNI y en otros usos energéticos corno medio necesario para el desarrollo
económico sostenible, la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y
la seguridad del abastecimiento energético (Congreso de la República, 2014).
Con este fin, el gobierno colombiano se dio a la tarea de definir los instrumentos
tributarios, contables y arancelarios con el objetivo de incentivar la inversión en
este tipo de proyectos, así mismo ha creado diferentes fondos, instituciones,
entidades nacionales y bases legales que ayuden a implementar este tipo de
proyectos. La ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. muestra la f
inalidad de la ley 1715 del 2014 para el fomento de las FNCER:
Figura 1. Finalidad de la ley 1715 de 2014.
Fuente: Jornada de reencuentro – 20 años, UPME 2014.
Competencias administrativas
El gobierno nacional mediante la Ley 1715 de 2014 delegó las distintas
competencias administrativas a distintas entidades estatales las cuales serán de
20
vital importancia para la aplicación de los beneficios y bondades de la ley a su vez
cada entidad estará encargada de expedir las reglamentaciones expedidas en
cumplimiento de dichas competencias.
- Ministerio de Minas y Energía –MME- - Comisión de Regulación de Energía y Gas –CREG– - Unidad de Planeación Minero Energética –UPME– - Ministerio de Hacienda y Crédito Público - Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible - Autoridad Nacional de Licencias Ambientales - Corporaciones Autónomas Regionales
Promoción
El Gobierno Nacional promoverá la generación con FNCE y la gestión eficiente de
la energía mediante la expedición de los lineamientos de política energética,
regulación técnica y económica, beneficios fiscales, campañas publicitarias y
demás actividades necesarias conforme a las competencias y principios
establecidos en esta ley y la Ley 142 y143 de 1994. (Congreso de la República,
2014)
Figura 2. Promoción de la autogeneración y la generación distribuida.
Fuente: Jornada de reencuentro – 20 años, UPME 2014.
3.1.1 Beneficios de la Ley 1715 de 2014
El gobierno nacional mediante la Ley 1715 de 2014 busca incentivar la puesta en
marcha de nuevos proyectos de generación de energía a partir de fuentes no
21
convencionales; todo esto a partir de incentivos a la investigación, desarrollo de
nuevas tecnologías y mejoras en el uso racional y eficiente de la energía. Los
emprendedores y empresarios colombianos son los más beneficiados con la
promulgación de esta ley, pues el estado pondrá a su disposición cuatro beneficios
tributarios si deciden emprender proyectos utilizando fuentes alternativas de
energía.
Tributarios
Deducción especial en el impuesto sobre la renta
En conformidad a los siguientes ítems: Artículo 11 de la Ley 1715 de 2014 y al
Artículo 2.2.3.8.2.1. del Decreto 2143 de 2015 (Decreto 1073 de 2015).
“Los obligados a declarar renta tendrán derecho a reducir anualmente de su renta,
por los 5 años siguientes al año gravable en que hayan realizado la inversión, el
cincuenta por ciento (50%) del valor total de la inversión realizada. El valor a
deducir por este concepto, en ningún caso podrá ser superior al 50% de la renta
líquida del contribuyente determinado antes de restar el valor de la inversión”.
(Congreso de la república, 2014)
Exclusión del IVA en productos y servicios
En conformidad a los siguientes ítems: Artículo 12 de la Ley 1715 de 2014.
Artículo 2.2.3.8.3.1 del Decreto 2143 de 2015 (Decreto 1073 de 2015).
Los equipos, elementos, maquinaria y servicios nacionales o importados que se
destinen a la pre-inversión e inversión, para la producción y utilización de energía
a partir de las fuentes no convencionales, así como para la medición y evaluación
de los potenciales recursos estarán excluidos de IVA. Para tal efecto, el Ministerio
de Medio Ambiente certificará los equipos y servicios excluidos del gravamen, con
base en una lista expedida por la UPME. (Congreso de la república, 2014)
Exclusión del gravamen arancelario
En conformidad a los siguientes ítems: Artículo 13 de la Ley 1715. Decreto 2143
de 2015 Arts. 2.2.3.8.4.1.
Las personas naturales o jurídicas que a partir de la vigencia de la presente ley
sean titulares de nuevas inversiones en nuevos proyectos de FNCE gozarán de
exención del pago de los Derechos Arancelarios de Importación de maquinaria,
equipos, materiales e insumos destinados exclusivamente para labores de pre-
inversión y de inversión de proyectos con dichas fuentes. Este beneficio
arancelario será aplicable y recaerá sobre maquinaria, equipos, materiales e
insumos que no sean producidos por la industria nacional y su único medio de
adquisición esté sujeto a la importación de los mismos. (Congreso de la república,
2014)
22
Contables
Depreciación acelerada
En conformidad a los siguientes ítems: Artículo 14 de la Ley 1715de 2014.
Artículo 2.2.3.8.5.1. del Decreto 2143 de 2015 (incorporado al Decreto 1073 de
2015).
La depreciación acelerada será aplicable a las maquinaras, equipos y obras civiles
necesarias para la pre-inversión, inversión y operación de la generación con
FNCE, que sean adquiridos y/o construidos, exclusivamente para ese fin, a partir
de la vigencia de la presente 1ey. Para estos efectos, la tasa anual de
depreciación será no mayor de veinte por ciento (20%) como tasa global anual. La
tasa podrá ser variada anualmente por el titular del proyecto, previa comunicación
a la DIAN, sin exceder el límite señalado en este artículo, excepto en los casos en
que la ley autorice porcentajes globales mayores. (Congreso de la república, 2014)
3.2 Resolución CREG 030
Por medio de la Resolución GREG 030 de 2018 se definieron las reglas para que
los usuarios puedan producir y vender energía eléctrica al Sistema Interconectado
Nacional –SIN integrando la autogeneración a pequeña escala (AGPE) y la
generación distribuida (GD). (CREG, 2018)
3.2.1 Condiciones para la integración
Determina las condiciones para la integración a la red de la autogeneración y la
generación distribuida al SIN, determinando estándares técnicos para realizar la
conexión en el Nivel 1 de tensión para lo cual el GD o AGPE deberá verificar en la
página web del operador de red, que la red a la que se desea conectar tenga
disponibilidad y cumpla con:
a) La sumatoria de la potencia instalada de los GD o AGPE que entregan energía a
la red debe ser igual o menor al 15% de la capacidad nominal del circuito,
transformador o subestación donde se solicita el punto de conexión. La capacidad
nominal de una red está determinada por la capacidad del transformador.
b) La cantidad de energía en una hora que pueden entregar los GD o AGPE que
entregan energía a la red, cuyo sistema de producción de energía sea distinto al
compuesto por fotovoltaico sin capacidad de almacenamiento, conectados al
mismo circuito o transformador del nivel de tensión 1, no debe superar el 50% de
promedio anual de las horas de mínima demanda diaria de energía registradas
para el año anterior al de solicitud de conexión.
c) La cantidad de energía en una hora que pueden entregar los GD o AGPE que
entregan energía a la red, cuyo sistema de producción de energía sea el
compuesto por fotovoltaico sin capacidad de almacenamiento, conectados al
mismo circuito o transformador del nivel de tensión 1, no debe superar el 50% de
promedio anual de las horas de mínima demanda diaria de energía registradas
23
para el año anterior al de solicitud de conexión en la franja horaria comprendida
entre 6 am y 6 pm.
Además, determina que los operadores de red deben disponer de información
suficiente para que un autogenerador a pequeña escala –AGPE o un Generador
distribuido –GD conozcan el estado de la red y las características básicas del
punto de conexión deseado.
3.2.2 Alternativas de entrega de los excedentes de AGPE
Un AGPE que utiliza FNCER podrá entregar sus excedentes de acuerdo con lo
siguiente:
a) A un comercializador que atiende mercado regulado, directamente sin
convocatoria pública, siempre y cuando no exista relación de control entre el
comprador y el vendedor, entendido este en los términos del numeral 4 del
artículo 45 del Decreto 2153 de 1992. En este caso, el precio máximo de venta es
el precio definido en el Artículo 17 de la Resolución CREG 030 de 2018.
b) A generadores o comercializadores que destinen dicha energía a la atención
exclusiva de usuarios no regulados. En este caso, el precio de venta es pactado
libremente.
c) Al comercializador integrado con el OR, quien está obligado a recibir los
excedentes ofrecidos. En este caso, el precio de venta es el precio definido en el
Artículo 17 de la Resolución CREG 030 de 2018.
3.2.3 Reconocimiento de excedentes de AGPE que utiliza FNCER
Al cierre de cada periodo de facturación, los excedentes se reconocerán como
créditos de energía al AGPE que utiliza FNCER de acuerdo con las siguientes
reglas:
Para AGPE con capacidad instalada menor o igual a 0,1 MW:
a) 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 que corresponde al componente Cvm,i,j, de la Resolución 119
de 2007 o aquella que la modifique o sustituya.
b) 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
energía correspondiente.
Esta resolución aplica a los autogeneradores a pequeña escala y generadores
distribuidos conectados al SIN, a los comercializadores que los atienden, a los
operadores de red y transmisores nacionales. También aplica a las conexiones de
24
los autogeneradores a gran escala mayores a 1 MW y menores o iguales 5 MW
(CREG, 2018)
CAPÍTULO 4 Metodología
En el presente capítulo se muestran las 4 fases que se estructuraron y llevaron a
cabo para cumplir de manera satisfactoria con los objetivos propuestos por el
presente estudio.
Posteriormente, se enlistan los contenidos de estas 4 fases.
4.1 Investigación y caracterización del consumo de energía por parte
de pequeñas empresas
Para el presente ítem se parte de una encuesta dirigida al sector de las Mypimes
la cual permite establecer los hábitos de consumo, costos de facturación,
conocimiento de las leyes que incentivan la implementación de FNCER,
participación en este tipo de proyectos, conocimiento de la Ley 1715 de 2014 y la
disposición para realizar inversiones en proyectos que involucren FNCER.
Adicionalmente, por medio de la identificación de cargas instaladas en un sector
de una empresa ubicada en la ciudad de Bogotá, se creará una identificación
preliminar del perfil de carga de una empresa, que posteriormente será
plenamente identificado por medio de mediciones de tensión, corriente, potencia y
energía con la ayuda de un Analizador de Redes PQA.
4.2 Diseño de escenarios y estimación de la energía generada los
sistemas propuestos
Una vez caracterizado el perfil de carga y el consumo de energía, se procede a
estimar cuales son las mejores opciones para plantear una solución energética
basada en energía solar fotovoltaica, todo esto con el fin de plantear tres (3)
escenarios, los cuales serán diseñados y descritos técnicamente, evaluando las
condiciones de radiación, temperatura y posicionamiento geográfico presentadas
en la ciudad de Bogotá.
Posterior a esto, se realiza la estimación de la producción de energía de cada uno
de los escenarios teniendo en cuenta las condiciones de la ciudad de Bogotá
como se mencionó anteriormente.
4.3 Análisis económico de las soluciones planteadas
Teniendo definidos los diseños de cada uno de los escenarios, se realizan los
respectivos presupuestos para cada uno de ellos, definiendo los costos asociados
25
a los estudios, materiales, instalación, administración, imprevistos y utilidades de
los sistemas.
Posteriormente, se procede a realizar el respectivo flujo de caja con el fin de
determinar la TIR y la viabilidad económica del proyecto, teniendo en cuenta los
beneficios establecidos por la Ley 1715 de 2014, el reconocimiento de la energía
generada por parte del operador de red y dado el caso, los excedentes entregados
a la red según los parámetros establecidos en el Artículo 17 de la Resolución
CREG 030 de 2018.
4.4 Elaboración de un documento guía para la formulación y
estructuración de proyectos que puedan acceder a los incentivos que
ofrece la ley 1715 de 2014
Se delimitan a nivel técnico, económico, ambiental y legal los lineamientos básicos
requeridos para implementar sistemas de generación solar fotovoltaica en
pequeñas empresas bogotanas, con el fin de acceder a los incentivos tributarios
de la Ley 1715 de 2014. Todo esto teniendo en cuenta las regulaciones actuales
del mercado y los trámites y permisos que se deben obtener ante las distintas
entidades encargadas de esta serie de proyectos.
Por último, se llega al último objetivo del trabajo propuesto, la elaboración de un
documento guía que permita a las pequeñas empresas de Bogotá conocer,
plantear, formular, estructurar y -de ser posible- inscribir un proyecto ante la UPME
que se haga acreedor a los beneficios tributarios otorgados por la Ley 1715 de
2014. Dicha guía contiene los pasos necesarios para elaborar un proyecto
rentable, realizable y que contenga todos los requerimientos establecidos para
lograr la consecución de un proyecto de generación de energía eléctrica a partir de
FNCER.
4.5 Diagrama de metodología
Finalmente, se sintetiza la metodología por medio de un diagrama como se puede
ver en la figura 3.
26
Figura 3. Diagrama de la metodología.
Fuente: Elaboración propia
Metodología
Caracterización del consumo de energía de
pequeñas empresas
Aplicación del estudio a una empresa de la
ciudad de Bogotá
Mediciones de energía
Caracterización de las
cagas
Análisis de encuesta
realizada al sector
empresarial
Diseño de escenarios que puedan satisfacer la demanda determinada
Diseño técnico
Planteamiento de las
potencias pico de cada uno
de los escenarios
Diseño a partir de la radiación,
temperatura y ubicación geográfica.
Estimación de la producción de energía de
cada escenario
Análisis económico
Presupuestos
Costos de estudios,
materiales, instalación
, A.I.U.
Flujos de caja
Análisis de TIR, VPN y
PAYBACK
Documento guía
Lineamientos básicos
Técnicos Ambientales Económicos Legales
27
CAPÍTULO 5 Planteamiento del estudio
5.1 Desarrollo de la investigación y caracterización del consumo de
energía por parte de pequeñas empresas.
Para el desarrollo de la parte inicial se toma como referencia la encuesta realizada
entre el mes de abril y el mes de agosto del año 2017, por el ingeniero Aneider
Angulo, la cual permite delimitar el área de trabajo a la cual se enfoca el presente
proyecto. Dicha encuesta se “dirigido a los empresarios del sector manufactura
perteneciente a la Sección C -Industrias Manufactureras del CIIU, que
representa las industrias de fabricación y elaboración desde productos
6.1.1 Caso de estudio sin entregas de excedentes de energía a la red
Con el objetivo de realizar posteriormente el respectivo flujo de caja se procede a
realizar el cálculo la generación de energía para un periodo de veinticinco (25)
años los cuales se consideran como la vida útil media de una instalación
fotovoltaica según el fabricante. Hecho esto, se puede observar en la Tabla 12 el
1 Para tal efecto, el Ministerio de Medio Ambiente certificará los equipos y servicios excluidos del gravamen, con base en una lista expedida por la UPME 2 Para los efectos de la obtención del presente beneficio tributario, la inversión causante del mismo deberá obtener la certificación de beneficio ambiental por el Ministerio de Ambiente y ser debidamente certificada como tal por el Ministerio de Medio Ambiente y Desarrollo Sostenible, en concordancia con lo establecido en el artículo 158-2* del Estatuto Tributario.
52
porcentaje de desempeño de los paneles seleccionados y el valor de la energía
que generaran en los años de vida útil del proyecto. Todo esto bajo el caso de
estudio donde se plantea que toda la energía generada será consumida por la
misma empresa, lo que quiere decir que no se realizará entrega de excedentes a
la red y como se mencionó anteriormente en el numeral 4.3 donde se cita la
Resolución CREG 030de 2018 (CREG, 2018), la auto generación de energía que
no supere el consumo mensual se restará de la facturación con el mismo costo del
que se compre al operador de red. Entonces se estaría pagando la energía
generada al mismo precio que la energía comprada al operador de red.
Inicialmente a un costo de $454 COPs y teniendo en cuenta una inflación de 3.9%.
Año
Desempeño panel
Energía generada (kWh/año)
Ahorro anual
0 97,00% 4713,98 $ 2.140.145
1 96,44% 4668,51 $ 2.202.166
2 95,88% 4623,75 $ 2.266.112
3 95,32% 4579,68 $ 2.332.048
4 94,76% 4536,28 $ 2.400.037
5 94,20% 4493,55 $ 2.470.149
6 93,64% 4451,47 $ 2.542.452
7 93,08% 4410,04 $ 2.617.020
8 92,52% 4369,24 $ 2.693.926
9 91,96% 4329,06 $ 2.773.250
10 91,40% 4289,49 $ 2.855.071
11 90,84% 4250,52 $ 2.939.471
12 90,28% 4212,15 $ 3.026.538
13 89,53% 4174,44 $ 3.116.420
14 88,78% 4137,38 $ 3.209.214
15 88,03% 4100,96 $ 3.305.021
16 87,28% 4065,16 $ 3.403.945
17 86,53% 4029,99 $ 3.506.096
18 85,78% 3995,42 $ 3.611.585
19 85,03% 3961,44 $ 3.720.530
20 84,28% 3928,06 $ 3.833.051
21 83,53% 3895,25 $ 3.949.274
22 82,78% 3863,00 $ 4.069.329
23 82,03% 3831,31 $ 4.193.350
24 81,28% 3800,17 $ 4.321.478
25 80,53% 3769,57 $ 4.453.858
Tabla 12. Cálculo energía generada escenario 1. Fuente: Elaboración propia con base en la ecuación (13) de (Dunlop, 2009)
53
Una vez se determina el costo de la solución energética correspondiente al
escenario No 1 y teniendo en cuenta los ingresos y egresos que tiene el proyecto
se procede a construir el flujo de caja respectivo con el fin de evaluar el resultado
del VPN y la TIR de la solución. La gráfica del flujo de caja se puede apreciar a
continuación:
54
Tabla 13. Flujo de caja escenario No 1. Fuente: Elaboración propia.
ℎ𝑥: Es la hora cuando los excedentes sobrepasan la importación de energía eléctrica en el periodo de facturación 𝑓 − 1. Para determinar ℎ𝑥 se debe tener en cuenta toda la importación y exportación sobre
57
el periodo de facturación 𝑓 − 1. H es el número total de horas del
periodo de facturación 𝑓 − 1.
𝑉𝐸𝑖,𝑗,𝑛,𝑓: Valoración del excedente del AGPE, en $, en el periodo 𝑓. Es
ingreso para el usuario cuando esta variable sea mayor a cero.
𝐸𝑥𝑝1𝑖,𝑗,𝑛,𝑓−1: Sumatoria de la exportación de energía del AGPE durante cada hora
del periodo 𝑓 − 1, en kWh. Este variable puede tomar valores entre cero (0) y 𝐼𝑚𝑝𝑖,𝑗,𝑛,𝑓−1
𝐼𝑚𝑝𝑖,𝑗,𝑛,𝑓−1: Sumatoria de la importación de energía del AGPE durante cada hora
del periodo 𝑓 − 1, en kWh.
𝐶𝑈𝑉𝑛,𝑚,𝑖,𝑗: Componente variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio
en $/kWh, del comercializador que lo atiende, según lo establecido en la Resolución CREG 119 de 2007 o aquella que la modifique o sustituya. En el caso de usuarios no regulados es el costo del servicio pactado.
𝐶𝑣𝑚,𝑖,𝑗: Margen de comercialización en $/kWh, según lo establecido en la
Resolución CREG 119 de 2007 o aquella que la modifique o sustituya. En el caso de usuarios no regulados es el costo del servicio pactado.
𝐸𝑥𝑝2ℎ,𝑖,𝑗,𝑛,𝑓−1: Exportación horaria de energía del AGPE durante cada hora del
periodo 𝑓 − 1, en kWh que supera 𝐼𝑚𝑝𝑖,𝑗,𝑛,𝑓−1.
𝑃𝐵ℎ,𝑓−1: Precio de bolsa horario de las horas del periodo 𝑓 − 1, en kWh
siempre y cuando no supere el precio de escasez ponderado. Cuando el precio de bolsa supere el precio de escasez de activación definido en la Resolución CREG 140 de 2017 todas aquellas que la modifiquen o sustituyan, será igual al precio de escasez ponderado.
Todo lo anterior, fue tomado literalmente de la Resolución CREG 030 de 2018 (CREG, 2018, p. 17).
Centrando el análisis en la energía generada por el sistema solar fotovoltaico, se
despeja el costo asociado a esta energía según la formula presentada
anteriormente y teniendo en cuenta el costo 𝐶𝑈𝑉 del operador de red Codensa
debido a la zona de estudio de este trabajo. El cual se estable en $43,0573 COPs
(Codensa, 2018). El precio de la energía inyectada a la red que no supera a la
importada del operador de red será el siguiente:
Ecuación 29. Valor de la energía inyectada a la red que no supera a la importada del operador de red.
Costo de la solución $ 35.567.166 $ 27.208.276 $ 69.414.066
Costo en USD (W inst) $ 2,43 $ 2,70 $ 2,38
Tabla 29. Resumen parámetros económicos soluciones planteadas. Fuente: Elaboración propia
6.4.1 Resumen casos de estudio sin entregas de excedentes de
energía a la red
En la Tabla 30 se ilustra el ahorro anual de energía teniendo en cuenta el precio
del kWh que se ahorraría e incluyendo el aumento de este mismo a través de los
años.
Producción energética
Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3
kWh Gen Ahorro anual kWh Gen Ahorro anual kWh Gen Ahorro anual
Año 1 4.669 2.202.166 3.372 1.590.453 9.752 4.600.080
Año 5 4.494 2.470.149 3.245 1.783.996 9.387 5.159.866
Año 10 4.289 2.855.071 3.098 2.061.995 8.960 5.963.925
Año 15 4.101 3.305.021 2.962 2.386.959 8.566 6.903.821
Año 20 3.928 3.833.051 2.837 2.768.315 8.205 8.006.819
Año 25 3.770 4.453.858 2.722 3.216.675 7.874 9.303.614 Tabla 30. Resumen producción energética y el ahorro reflejado a través de los años de vida útil del
proyecto. Fuente: Elaboración propia
76
Del mismo modo se realiza un análisis comparativo entre los resultados de las tres
soluciones evaluando el TIR, VPN y Payback. Y posterior a esto se pretende
determinar la viabilidad de las soluciones propuestas.
Resumen análisis financiero
Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3
Inversión $ 33.826.602 $ 27.208.276 $ 69.414.066
TIR 26,44% 24,77% 26,73%
VPN $ 216.161.959 $ 151.899.573 $ 453.429.872
Payback 3,55 3,69 3,53
Tabla 31. Resultados evaluación financiera escenarios propuestos. Fuente: Elaboración propia.
En cuanto al resultado de los costos iniciales obtenidos a partir de la ejecución de
un presupuesto que busca cumplir con el objetivo final de tener una instalación
solar fotovoltaica que sea capaz de atender el perfil de carga seleccionado de
acuerdo a las encuestas del numeral 5-1 y a las mediciones realizadas en el
numeral 5.1.1.
Se obtuvo que el escenario más costoso de atender es el Escenario 3, el cual
corresponde a las empresas encuestada abarcando un consumo de 800 kWh
mes, teniendo un costo de la solución de aproximadamente $70.000.0000 de
pesos, no obstante, este escenario es el que presenta: un VPN superior a los
demás, un periodo de retorno a la inversión más corto, incentivos tributarios más
altos, un ahorro energético anual más alto y una TIR más alta en las condiciones
planteadas.
Respecto al escenario 1 (3662Wp) y el escenario 2 (2532Wp), en los cuales hay
poco más de 1000W pico de diferencia, la variación en cuanto a la inversión inicial
es considerable si se observan los beneficios tributarios, el periodo de
recuperación de la inversión y el VPN de las soluciones, considerando el objetivo
de maximizar la inversión se tiene que en ambos casos el valor presente neto de
los dos escenarios será positivo, lo cual indica la viabilidad de ambos escenarios
en el marco propuesto. Acorde a esto los autores recomiendan ejecutar cualquiera
de estas dos soluciones haciendo énfasis en la solución del escenario 1, ya que
esta presentara un mayor ahorro energético, una TIR más atractiva teniendo en
cuenta la inversión comparada con los otros dos escenarios y de igual manera se
mantiene un balance adecuado entre la generación, posible venta de excedentes,
consumo propio de energía y costes del proyecto. Determinando que el escenario
más atractivo para implementar es el escenario 1 debido al potencial y la inversión
económica tangible para un empresario.
Con la finalidad de optimizar el rendimiento del proyecto se debe tener en cuenta
que todos los cálculos se realizaron suponiendo para todos los casos las
condiciones de liquidez más favorables (renta supera al 50% del valor del
77
proyecto) para así poder realizar un mejor análisis de oportunidades por parte de
los inversionistas determinar si se toma la decisión de invertir o no.
6.4.2 Resumen casos de estudio con entregas de excedentes de
energía a la red
Con el fin de evaluar los escenarios posibles de venta de excedentes de energía
inyectados a la red partiendo de la regulación de la Ley 1715 de 2014 (Congreso
de la república, 2014) presentada en la Resolución CREG 030 de 2018 (CREG,
2018), se presenta la Tabla 31 donde se realiza un análisis comparativo entre los
resultados de las tres soluciones evaluando el TIR, VPN y Payback. Y posterior a
esto se pretende determinar la viabilidad de las soluciones propuestas.
Resumen análisis financiero
Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3
Inversión $ 35.567.166 $ 27.208.276 $ 69.414.066
TIR 24,66% 24,29% 26,22%
VPN $ 188.170.787 $ 145.907.852 $ 436.099.969
Payback 3,70 3,73 3,57
Tabla 32. Resultados evaluación financiera escenarios propuestos con inyección a red. Fuente: Elaboración propia.
En cuanto a la rentabilidad de los proyectos se obtuvo una disminución en los tres
escenarios en el caso en que se inyecta energía a la red en comparación del caso
en el que no se inyecta energía a la red expuestos resumidamente y analizados en
el numeral 6.4.1. El caso que tuvo mayor disminución de la rentabilidad fue el
planteado en el escenario 1 donde la TIR se disminuyó un 1,63% en comparación
al mismo escenario sin inyección a red. Esto se debió a la disminución en el costo
del kWh inyectado a la red, que cuando no supera a las importaciones de energía
provenientes de la red sufre una disminución de $43,0573 COPs (Codensa, 2018)
correspondiente al margen de comercialización. Adicionalmente, cuando la
energía inyectada supera las importaciones de energía provenientes de la red
sufre una disminución aun mayor que para efectos de este estudio se tomó como
$134,19 COPs, que es notablemente menor al costo del kWh cobrado por el
operador de red. Este valor está realmente sujeto a disminuciones o aumentos
drásticos dependiendo del comportamiento del mercado, pero no será mayor que
el precio de escasez de activación definido en la Resolución CREG 140 de 2017
(CREG, 2017) todas aquellas que la modifiquen o sustituyan, cuando supere dicho
precio, será igual al precio de escasez ponderado.
Inclusive cuando la energía inyectada no excede la importada de la red se obtiene
una disminución en la rentabilidad menos pronunciada pero igualmente
considerable dado que sigue existiendo una disminución en el precio de la energía
para el flujo económico del proyecto.
78
De los casos de estudio planteados en los escenarios 2 y 3 en los cuales se
inyectan excedentes de energía a la red en diferentes proporciones, se obtuvo una
disminución en la rentabilidad del proyecto más pronunciada cuando se inyecta
mayor cantidad de energía a la red.
De igual manera los tres escenarios a pesar de las hipótesis planteadas resultaron
ser rentables y con un tiempo de recuperación relativamente corto.
6.4.3 Resumen casos de estudio con y sin entregas de excedentes de
energía a la red
Finalmente se procede a realizar un cuadro comparativo el cual se puede
consultar en la Tabla 33, donde se recopilan los resultados obtenidos tras haber
planteado diferentes posibilidades de aprovechamiento de la energía generada por
los diferentes escenarios. Entre los cuales está la posibilidad de no entregar
excedentes de energía a la res, otra opción es que sí exista entrega de energía
pero que esta energía no supere a la importación de energía proveniente de la
red, y la última posibilidad es que la entrega de excedentes supere a las
importaciones de energía provenientes de la red.
De la siguiente tabla resumen se puede observar cómo se disminuye la TIR en
todos y cada uno de los casos en donde existen entregas de excedentes de
energía a la red. Adicionalmente, se puede visualizar el aumento del tiempo de
retorno de la inversión del mismo modo cuando existen entregas de energía a la
red en comparación cuando no existen. Finalmente, se aprecia claramente que el
valor presente neto que representa cada escenario es mayo cuando no existe
Tabla 33. Resumen análisis financiero. Fuente: Elaboración propia
CAPÍTULO 7 Documento guía para la formulación y
estructuración de proyectos
Uno de los objetivos específicos es dejar una guía clara y oportuna para que los
pequeños empresarios de la ciudad de Bogotá se animen a apostar por el uso de
energía solar en sus empresas; todo esto, basados en un sólido análisis del marco
legal colombiano, las repercusiones ambientales y la viabilidad tanto técnica como
79
financiera de un proyecto de estas características. Para cumplir satisfactoriamente
los beneficios esperados para una empresa al implementar un proyecto de
generación pro medio de energía solar, los autores plantean la siguiente ruta
metodológica la cual se debe cumplir con el objetivo final de tener un proyecto,
rentable, amigable con el medio ambiente, reconocido y energéticamente
favorable para el desarrollador.
La guía elaborada constituye todas las etapas que se deben seguir para lograr un
proyecto de generación solar en la ciudad de Bogotá e indica cómo emprender
cada paso requerido.
7.1 Beneficios de implementar un proyecto solar.
Los alicientes para que las empresas decidan emprender un proyecto de energía
solar se traducen en una serie de beneficios ya sean tributarios, ambientales y
competitivos. Ya que gozarían de una buena reputación al hacer parte de la
innovación tecnológica de la energía solar, para ello es necesario trazar un plan de
acción que permita tener claro cómo se debe realizar la adecuada estructuración
un proyecto, los procedimientos a realizar, licencias necesarias, autoridades que
regulan las distintas partes del proceso, leyes y formatos que se deben seguir para
la inscripción de proyectos, obtención de beneficios y trámites para conectarse la
red del operador de red.
El primer paso para incentivar a los empresarios a invertir en fuentes no
convencionales de energía renovable –FNCER específicamente solar fotovoltaica,
fuente principal del presente proyecto. La propuesta consiste en dar a conocer la
serie de beneficios que se obtienen al desarrollar, invertir y ejecutar proyectos de
esta índole, a continuación, se lista una serie de beneficios que hacen atractiva la
inversión en proyectos de generación.
Beneficios económicos
Reducción en el coste de la factura de energía eléctrica y la posibilidad de ser independiente parcialmente de los precios de energía eléctrica.
Acceso a beneficios tributarios e incentivos estipulados por el Gobierno Nacional.
Genera una serie de beneficios económicos a largo plazo.
Publicidad casi que gratuita para la empresa al realizar emprendimiento en proyectos de energía.
Permite encontrar un refugio fiscal amigable el medio ambiente.
El mantenimiento de los módulos es extremadamente sencillo y no requiere mayores gastos.
Producción de energía para auto consumo con una fuente ilimitada e inagotable como el sol
Posibilidad de venta de excedentes al Operador de Red.
80
Beneficios ambientales
Ayuda a reducir las emisiones de gases de invernadero y los efectos que generan cambio climático.
Contribuye a menores pérdidas en la transmisión de energía en el caso de sistemas interconectados a la red.
Genera un comportamiento y conciencia social que impulse el uso de energías limpias.
Reduce la necesidad de uso de combustibles fósiles.
A gran escala, aumenta la confiabilidad del sistema energético colombiano altamente dependiente de la generación hídrica, problema que se potencia en fenómenos del niño.
Una vez analizados esta serie de impactos y beneficios es idóneo que el
empresario decida ahondar en el tema y quiera obtener más información sobre
cómo es posible llevar a cabo un proyecto sustentable y económicamente viable.
7.2 Identificación de requerimientos y planeación.
En esta fase del proceso el empresario se debe formular la siguiente pregunta:
¿Cómo es posible implementar energía solar en mi empresa?
En respuesta a esta pregunta los autores han formulado una serie de
requerimientos básicos para que el empresario evalué el potencial que tiene su
empresa para formular y ejecutar un proyecto de generación solar fotovoltaica.
Requisitos para implementar un sistema de generación solar:
Consumos de energía importantes en la factura: Se debe poder tener acceso a la facturación de la empresa, preferiblemente el último año como mínimo, esto con el fin de tener conocimiento de los perfiles de consumo y costos de la energía facturada por parte del Operador de Red. Así mismo se recomienda que la empresa tenga un consumo energético considerable, dicho requisito es fundamental la proyección del ahorro tanto energético como monetario que tendrá la empresa que decida implementar una solución de un sistema de generación de energía solar.
Disposición de las áreas adecuadas para la instalación de paneles solares y equipos asociados.
Que manifieste la intención de invertir en un proyecto que impacte en sus finanzas, índices de sostenibilidad e imagen corporativa.
Radiación solar en la zona que se desea implementar el proyecto.
En este orden de ideas se recomienda al empresario seguir los siguientes
lineamientos en función de buscar el éxito del proyecto:
Desarrollo técnico y financiero
Registro y aplicación de incentivos ante la UPME permisos y autorizaciones ambientales.
Interconexión.
81
Para ello se elaboró un diagrama que muestra el procedimiento que se debe
seguir para la correcta realización de un proyecto, el cual se muestra en el ¡Error! N
o se encuentra el origen de la referencia.. Aclarando que los ítems de
Beneficios y permisos e Interconexión están realizados acorde a los lineamientos
de la guía invierta y gane con energía (UPME, 2016) y la Resolución Creg 030 de
2018 (CREG, 2018).
Figura 6. Desarrollo de un proyecto de energía renovable. Fuente: Elaboración propia con base en: (UPME, 2016) (CREG, 2018)
Análisis técnico y
económico Beneficios y
permisos Interconexión
Registro proyectos
de generación ante
la UPME
Aplicación a los
incentivos.
Contacto con el
OR
Estudio de pre-
factibilidad
Aplicación a los
incentivos tributarios
Estudio técnico
Ejecución, desarrollo y construcción del proyecto
Aval del proyecto
Solicitud
interconexión
Idea de
proyecto
Estudios de
ingeniería de
conexión
Estudio
financiero
Decidir si se
inicia
Aprobación
interconexión
82
7.2.1 Elaboración análisis técnico
Un proyecto puede ser inscrito ante la UPME en Fase1, Fase 2 y Fase 3 de
acuerdo con el estado de avance del proyecto. Para efectos del presente trabajo
de grado se decide solo enseñar los requerimientos básicos para la etapa de
prefactibilidad con el fin de que el empresario conozca los requisitos mínimos que
se deben tener para comenzar la etapa de planificación e inversión de un proyecto
que utilice FNCER.
Los siguientes serán los requisitos para estar inscritos en las diferentes
fases. Toda la documentación es de acuerdo a la normatividad para la Inscripción
de Proyectos de Generación la cual acoge la Resolución 143 de 2016, Resolución
0520 de 2007 y Resolución 0638 de 2007.
Estudio de pre-factibilidad.
Es un estudio en donde se seleccionan entre diferentes alternativas de un
proyecto la más atractiva de acuerdo a una evaluación preliminar de la viabilidad
técnica y económica del proyecto. Esto implica el desarrollo de estudios de
topografía, geología, parámetros técnicos del proyecto, así como un análisis
ambiental, entre otros.
Requisitos estudio de Prefactibilidad:
Adicional a la información resultado del proyecto en perfil se debe presentar:
I. Carta de presentación: Es el documento en el que se presenta la
información más relevante del proyecto, como:
Nombre del proyecto.
Tipo de proyecto.
Fecha de elaboración.
Solicitante: Empresa, entidad o comunidad interesada.
Localización del proyecto georreferenciada.
Fase del proyecto.
Costo total.
Teléfono, correo electrónico o dirección para facilitar la
comunicación.
II. Especificaciones técnicas
Comprende un análisis de las alternativas identificadas en la etapa de perfil y
presentar el resultado de identificar de la mejor alternativa para satisfacer la
necesidad energética.
III. Planos de las alternativas del proyecto
Se solicita presentar planos de localización del proyecto en donde se incluya esquemáticamente las alternativas que se estudiaron para satisfacer la necesidad energética.
83
IV. Presupuesto
Estimado de la inversión con sus respectivos costos unitarios y las cantidades de
obra del proyecto, incluyendo un estimado de los costos para desarrollar la
factibilidad.
V. Análisis de Precios unitarios –APU
Costos desagregados de las actividades relacionadas en el presupuesto.
VI. Cronograma de actividades
Estimado del tiempo requerido para desarrollar la prefactibilidad, relacionado con
las actividades del presupuesto.
7.2.2 Elaboración análisis económico
En búsqueda de la mayor utilidad para el inversionista los autores plantean una
serie de ítems fundamentales para tener la certeza de que la rentabilidad el
proyecto será la más adecuada, están claros los objetivos del proyecto y que sea
más fácil evaluar los costos y beneficios del mismo. De igual manera permite
realizar una proyección de la energía que se va a generar por el sistema a lo largo
de la vida útil del mismo y las cifras de lo que éste ahorra.
Un plan de negocios adecuado para una empresa que quiera realizar una
inversión deberá incluir:
Perfil de la compañía.
Descripción de la tecnología a utilizar y ubicación.
Perfil de la industria.
Planeación financiera (costos e ingresos)
Lista de incentivos por parte del gobierno y otros factores que impulsen este
tipo de proyectos.
Resumen de análisis ambientales.
Estudios de casos de éxito
De esta manera para realizar un plan de negocios completo es necesario y de vital
incluir la información financiera que tendrá el proyecto, a continuación, se
muestran una serie de parámetros económicos considerados para la elaboración
de los análisis realizados para el desarrollo del presente estudio y que también se
dejan como consigna para la presente guía de elaboración de proyectos.
Información general del proyecto
Capacidad nominal.
Factor de capacidad o planta.
Potencia AC de salida.
Vida útil del proyecto.
Precio kW instalado.
84
Ingresos
Beneficios tributarios: Depreciación, IVA, impuestos a la renta, arancelarios.
Ahorros por energía generada para autoconsumo.
Costos
Costo de los paneles, inversores, insumos etc.
Costos de instalación.
Costos de la estructura.
Costos de diseños.
Operación y mantenimiento (O&M).
Una vez sean determinados los parámetros determinados anteriormente se
procede a hacer el respectivo análisis financiero de la solución tal como se expone
en el capítulo 5.3, para así determinar los aspectos financieros que influyen en la
decisión final para determinar así la viabilidad o no de realizar una inversión en
este tipo de proyecto.
7.3 Trámite certificados y acceso a beneficios tributarios
Para efecto de la tramitología, procedimiento, indicaciones, certificados
ambientales, beneficios tributarios, notificaciones, registro y demás, los autores
proponen seguir la metodología propuesta en la cartilla Invierta y Gane con
Energía publicada por la UPME. La cual sintetiza e incluye los procedimientos
necesarios para acceder a los incentivos tributarios estipulados por la Ley 1715 de
2014.
Seguido este procedimiento y con apoyo del análisis técnico y económico
propuesto en el numeral 6.2, se espera tener un proyecto con incentivos
aprobados y viabilidad listos para ser ejecutado en las distintas fases de
inscripción de proyectos ante la UPME.
Para ello se ilustra en la siguiente grafica el procedimiento global que propone la
cartilla en cuanto a las etapas del proyecto y aplicación a los incentivos tributarios
con el fin de tener un resultado satisfactorio. Cabe aclarar que para cualquier duda
se debe procurar acudir a la cartilla ya que esta tiene una metodología bien
definida en cuanto a la aplicación de incentivos se refiere.
85
Figura 7. Etapas proyecto y aplicación a los incentivos. Fuente: invierta y Gane con Energía –IGE (UPME, 2016)
7.4 Trámites interconexión con la red eléctrica del operador de red
Los trámites para la interconexión eléctrica se presentan como un plus ya que al
momento de realizar el presente proyecto la Comisión de Regulación de Energía y
Gas –CREG expidió la Resolución CREG 030 de 2018 para autogeneración a
pequeña escala y generación distribuida y que define una serie de mecanismos
para que los usuarios ya sean residenciales, comerciales o industriales estén en
capacidad de suplir su propia demanda y adicionalmente contemplar la posibilidad
de entregar excedentes al Sistema Interconectado los cuales tendrán una
retribución económica.
El presente estudio tiene como cobertura la ciudad de Bogotá, así que la guía se
proyecta con base en el Operador de Red de la ciudad el cual es Codensa, a partir
de esto y los parámetros establecidos por la Resolución CREG 030 de 2018 se
elaboró un instructivo que permita conectarse a la red de dicho operador y
entregar excedentes producto de su autogeneración. La página del operador de
red destinada para esto es: https://www.codensa.com.co/resolucion-creg-030
El siguiente instructivo aplica para un Autogenerador a Pequeña Escala con
capacidad menor o igual a 0.1MW y que desea entregar energía a la red pública
en conformidad con los requerimientos de los Artículos 1 y 2 de la Resolución