3.2. Análisis de alternativas
3.2.3. Planta fotovoltaica de 40 MW con seguidor (Smart-tracker) y paneles
169
170 o Zona 3: 55 inversores de 105kVA, cos(=0.9, potencia nominal total de zona 5775 kVA o Zona 4: 54 inversores de 105kVA, cos(=0.9, potencia nominal total de zona 5670 kVA o Zona 5: 54 inversores de 105kVA, cos(=0.9, potencia nominal total de zona 5670 kVA o Zona 6: 54 inversores de 105kVA, cos(=0.9, potencia nominal total de zona 5670 kVA o Zona 7: 55 inversores de 105kVA, cos(=0.9, potencia nominal total de zona 5775 kVA
6 subestaciones secundarias de 6.3 MVA 0.8/33 kV (CT2 – CT7) por zona.
1 subestación secundaria de 2.8 MVA 0.8/33 kV (CT1)
Una subestación de potencia de 35 MVA 33/60kV con dos líneas de alimentación o Línea 1 : Circuito de CT7 a CT6, circuito de CT6-CT5 circuito de CT5-SET
o Línea 2: Circuito de CT4 a CT3, circuito de CT3-CT1, circuito de CT1-CT2, circuito de CT2-SET.
Línea de transmisión en 60 kV de 15 km de la SET PV Valle del Mantaro hasta la SET Orcotuna con una terna de conductores AAAC de 150 mm2.
1.221 estructuras con seguidor de un eje (SMART-TRACKER)
102.564 Paneles monocristalinos JINKO SOLAR JKM385M-75-V
3.663 Strings de 28 paneles
353 inversores HUAWEY 105T
178 ACBOX (Cajas de agrupación trifásicas con interruptor de 250 A)
171 Datos de fichas técnicas de paneles solares monocristalinos y del inversor utilizado para el diseño:
Tabla 47: Características del Panel Monocristalino JKM385M-75-V Alternativa 3 PANEL JINKO SOLAR JKM385M-75-V
Potencia Nominal (Pnom) 390 W
Corriente punto de máxima potencia (Imp) 9,44 A Tensión punto de máxima potencia (Vmp) 40,8 V
Corriente de corto circuito (Isc) 9,92 A
Tensión a circuito abierto (Voc) 49,1 V
Coeficiente de temperatura a PMAX -37 %/oC
Coeficiente de temperatura de Isc (a) -0.048 %/oC Coeficiente de temperatura d Voc (b) -0.28 %/oC Temperatura máxima de operación de la célula 45 oC
Máxima tensión del sistema 1500 V
Dimensiones 1979x1002x40 mm
Peso 22,5 Kg
Rendimiento 19,67 %
Tipo de panel Monocritalino
Características del Panel Monocristalino JKM385M-75-V, valores requeridos para los cálculos de del diseño de la Alternativa 3
Fuente: Elaboración propia
Tabla 48: Características del Inversor Huawei 105T, Alternativa 3
HUAWEY 105T
Potencia Pico 118 kW
Máxima tensión de entrada DC 1500 V
Mínima tensión de entrada DC 600 V
Tensión de Salida Trifásica
Tensión de Salida (Vac out) 800 V
Máxima corriente Iac out 125 A
Número máximo de Strings 12
Eficiencia del Inversor 98.9%
Potencia Nominal 105% kW
Máxima corriente de entrada por MPPT 25 A
Corriente nominal de salida 75,8 A
Máxima Corriente de salida 84,6 A
THD < 3%
Peso 80 kg
Características del Inversor Huawei 105T, valores requeridos para los cálculos de del diseño de la Alternativa 1
Fuente: Elaboración propia
172 Tabla 49: Irradiancia promedio mensual para cálculos de PV en Alternativa 3
VALORES PROMEDIO MES Irradiancia
kWh/m2 por día
Enero 5,82
Febrero 5,54
Marzo 5,40
Abril 5,42
Mayo 5,53
Junio 5,38
Julio 5,58
Agosto 5,77
Septiembre 5,88
Octubre 6,28
Noviembre 6,24
Diciembre 5,67
PROMEDIO 5,71
Valores de irradiancia promedio mensual para cálculos de PV (Gdm(0), para el cálculo de Alternativa 3
Fuente: Elaboración propia
Resultado de cálculo de los factores de corrección mensuales para estructura con seguidor de un eje
Según la metodología de cálculo propuesta, se ha calculado factores de corrección para la ganancia de irradiancia promedio mensual en base a los datos de la Estación meteorológica de la UC, con el uso de las coordenadas solares para el cálculo de la posición del sol por cada. Los cuadros de cálculos están en el ANEXO 01.
𝑭𝒄𝒔 =𝑹𝒊
𝑹𝒔 𝜽 = 𝐀𝐫𝐜. 𝐭𝐚𝐧 (𝐭𝐚𝐧 𝜶
𝐜𝐨𝐬 𝝎) 𝑹𝒊 = 𝑹𝒔
𝐬𝐞𝐧 𝜽
Donde:
Rs = Irradiancia sobre la superficie horizontal (Gdm(0)) Ri = Irradiancia incidente sobre el seguidor de un eje.
R = Irradiancia que se conseguirá con un seguidor de doble eje.
= Angulo azimutal
= Altura solar para el día seleccionado
= Altura solar calculada teniendo en cuenta latitud y declinación solar Fcs = Factor de corrección para seguidor de un eje.
173 Tabla 50: Factores de corrección Fc en sistema con seguidor de un eje en Alternativa 3
Mes Fc
Enero 1,13
Febrero 1,12
Marzo 1,14
Abril 1,20
Mayo 1,31
Junio 1,37
Julio 1,34
Agosto 1,24
Septiembre 1,16
Octubre 1,12
Noviembre 1,11 Diciembre 1,12 Promedio 1,20
Factores de corrección Fc por inclinación para sistema con seguidor de un eje en Alternativa 3, se muestran los valores mensuales y el valor promedio anual.
Fuente: Elaboración propia
Por simplificación de cálculos asumiremos un factor de pérdidas por inclinación mensual Fi de 0.99
Resultados para cálculo de pérdidas por temperatura (Ft)
Debido a que las temperaturas promedio rondan los 12º C en el Valle del Mantaro, con un criterio conservador se ha decidido trabajar con las temperaturas máximas mensuales para la ciudad de Huancayo, obteniéndose los valores para Ft calculados en el cuadro que se muestra a continuación.
Tabla 51: Factor de corrección por temperatura panel monocristalino. Alternativa 3 Mes R(Gdm(0)
kWh/m2 al día
kWh/mR 2 Ta TONC Tp Tc T Coef.
T Pérdidas
% Ft
Ene 5,88 770,22 26,84 45 20 50,91 5,91 -0,37% -2,19% 97,81%
Feb 5,53 723,48 24,29 45 20 46,90 1,90 -0,37% -0,70% 99,30%
Mar. 5,40 707,34 25,84 45 20 47,94 2,94 -0,37% -1,09% 98,91%
Abr. 5,42 708,95 22,75 45 20 44,91 -0,09 -0,37% 0,03% 100,03%
May. 5,53 723,70 22,42 45 20 45,04 0,04 -0,37% -0,01% 99,99%
Jun. 5,38 704,11 22,59 45 20 44,59 -0,41 -0,37% 0,15% 100,15%
Jul. 5,58 730,99 22,00 45 20 44,84 -0,16 -0,37% 0,06% 100,06%
Ago. 5,81 761,14 23,62 45 20 47,41 2,41 -0,37% -0,89% 99,11%
Sep. 5,88 770,30 24,85 45 20 48,92 3,92 -0,37% -1,45% 98,55%
Oct. 6,21 813,06 25,40 45 20 50,81 5,81 -0,37% -2,15% 97,85%
Nov. 6,22 813,67 26,84 45 20 52,27 7,27 -0,37% -2,69% 97,31%
Dic. 5,67 742,20 26,34 45 20 49,53 4,53 -0,37% -1,68% 98,32%
Resultados para cálculo de factor de corrección por temperatura Ft, para temperaturas máximas registradas en la ciudad de Huancayo. Panel monocristalino. Alternativa 3
Fuente: Elaboración propia.
Se han considerado valores de irradiación promedio diario expresadas en W/m2 para el cálculo de la temperatura de operación de la célula a temperatura ambiente
174 (Tc). Los valores porcentuales calculados de pérdidas por temperatura son valores que podrían presentarse en forma puntual a medio día, pero como ya lo mencionamos como parte de un criterio más conservador de evaluar el proyecto asumiremos estos valores de pérdidas para nuestro sistema.
Otros factores de pérdidas utilizados en los cálculos:
Rendimiento del Inversor Ni = 0,989 Es un dato de ficha técnica de fabricante.
Rendimiento de Subestaciones Nsb = 0.95 Es un valor promedio considerando los rendimientos de la subestación principal y secundaria.
Rendimiento del cableado AC y DC NT = 0.965 Teniendo en cuenta que para el cableado DC y AC en plantas fotovoltaicas se establece que las pérdidas por caídas de tensión no deben superar el 3.5 %.
Factor de pérdidas por suciedad Fs = 0.955 Es un factor de pérdidas asociado a la acumulación de suciedad por acumulación de cualquier tipo de material particulado, sus valores pueden ir de 1 hasta 0,92 dependiendo del grado de contaminación, el ángulo de inclinación de la superficie inclinada, y otros factores. Para efectos de cálculo se ha asumido un 4.5% de pérdidas porcentuales.
Factor de pérdidas por sombras Fs = 1 Se desprecian las pérdidas por sombras ya que la instalación fotovoltaica estará en campo abierto sin presencia de obstáculos que puedan producir sombras.
Factor de pérdidas por reflexión Fref = 1 Es un factor de pérdidas debido a la reflectancia de la superficie del panel. Los autores recomiendan usar un factor de 0.97 para estructuras fijas y 1 para estructuras con seguidor.
Factor de pérdidas por distorsión Fdis = 0,97 Es un factor de pérdidas máximas por distorsión de potencia dado por el fabricante en su ficha técnica, el cual se refiere al porcentaje de variación en la salida de potencia máxima del panel que para el caso del monocristalino puede ser de +/- 3% (dato de ficha técnica).
Resultados para el cálculo del factor de pérdidas totales Fp
Para la evaluación del factor de pérdidas mensual se ha utilizado la siguiente expresión:
𝑭𝒑 = 𝛈𝒊. 𝛈𝑺𝑬𝑻. 𝛈∆𝑻. 𝑭𝒊. 𝑭𝒔𝒖. 𝑭𝒔. 𝑭𝒕. 𝑭𝒓𝒆𝒇. 𝑭𝒅𝒊𝒔 Fp = Factor de pérdidas
Ni = Rendimiento del inversor
NSET = Rendimiento de las subestaciones secundarias y principal.
NT = Rendimiento del cableado en DC y AC debido a caída de tensión.
175 Fi = Factor de pérdidas por inclinación.
Fsu = Factor de pérdidas por acumulación de polvo y suciedad.
Fs = Factor de pérdidas por sombras
Ft = Factor de pérdidas de potencia por temperatura Fref = Factor de pérdidas por reflexión.
Fdis = Factor de pérdidas por distorsión.
Tabla 52: Cálculo de factor de pérdidas totales Fp para la Alternativa 3
Mes Fp Ni Nsb Nv Fsu Ft Fpi Fs Fref Fdis
Enero 0,812 0,988 0,950 0,965 0,955 0,978 0,990 1,000 1,000 0,970 Febrero 0,825 0,988 0,950 0,965 0,955 0,993 0,990 1,000 1,000 0,970 Marzo 0,822 0,988 0,950 0,965 0,955 0,989 0,990 1,000 1,000 0,970 Abril 0,831 0,988 0,950 0,965 0,955 1,000 0,990 1,000 1,000 0,970 Mayo 0,831 0,988 0,950 0,965 0,955 1,000 0,990 1,000 1,000 0,970 Junio 0,832 0,988 0,950 0,965 0,955 1,002 0,990 1,000 1,000 0,970 Julio 0,831 0,988 0,950 0,965 0,955 1,001 0,990 1,000 1,000 0,970 Agosto 0,823 0,988 0,950 0,965 0,955 0,991 0,990 1,000 1,000 0,970 Septiembre 0,819 0,988 0,950 0,965 0,955 0,985 0,990 1,000 1,000 0,970 Octubre 0,813 0,988 0,950 0,965 0,955 0,979 0,990 1,000 1,000 0,970 Noviembre 0,808 0,988 0,950 0,965 0,955 0,973 0,990 1,000 1,000 0,970 Diciembre 0,817 0,988 0,950 0,965 0,955 0,983 0,990 1,000 1,000 0,970 Fuente: Elaboración propia
Cálculo del número máximo de paneles en serie por string:
Cada estructura con seguidor está formado por 3 strings, los cuales tendrán una cantidad fija de paneles conectadas en serie entre sí, los que se conectarán entre sí con sus respectivos conectores MC4 y a su vez mediante circuitos de cable solar cada string se conectará al inversor mediante conectores Amphenol.
𝑵𝑷𝒂𝒏(𝒎𝒊𝒏)< 𝑵𝒑𝒂𝒏 < 𝑵𝑷𝒂𝒏(𝒎𝒂𝒙)
Calculamos el número de máximo de paneles en serie del String:
𝑵𝑷𝒂𝒏(𝒎𝒂𝒙)= 𝑽𝒊𝒏𝒗(𝒎𝒂𝒙) 𝑽𝒐𝒄. 𝐅𝐭𝐕𝐨𝐜 𝑵𝑷𝒂𝒏(𝒎𝒂𝒙) = 𝟏𝟓𝟎𝟎
𝟒𝟗, 𝟏𝒙𝟎, 𝟗𝟗𝟐𝟏 𝑵𝑷𝒂𝒏(𝒎𝒂𝒙)= 𝟑𝟎. 𝟕𝟗
Tabla 53: Porcentajes de pérdidas por temperatura de panel monocristalino Alternativa 3
176 Mes Ct.%Voc %PtVoc %Ft(Voc)
Ene -0,28% -1,65% 98,35%
Feb. -0,28% -0,53% 99,47%
Mar. -0,28% -0,82% 99,18%
Abr. -0,28% 0,03% 100,03%
May. -0,28% -0,01% 99,99%
Jun. -0,28% 0,11% 100,11%
Jul. -0,28% 0,04% 100,04%
Ago. -0,28% -0,67% 99,33%
Sep. -0,28% -1,10% 98,90%
Oct. -0,28% -1,63% 98,37%
Nov. -0,28% -2,03% 97,97%
Dic. -0,28% -1,27% 98,73%
Valor promedio 99,21%
Porcentajes de pérdidas por temperatura de panel monocristalino Jinko Solar 390 Wp calculadas para temperaturas máximas del Valle del Mantaro para la Alternativa 3
Fuente: Elaboración propia
Calculamos el número de mínimo de paneles en serie del String:
𝑵𝑷𝒂𝒏(𝒎𝒊𝒏)= 𝑽𝒊𝒏𝒗(𝒎𝒊𝒏)
𝑽𝒎𝒑. 𝐅𝐭𝐕𝐨𝐜(𝐦𝐢𝐧) 𝑵𝑷𝒂𝒏(𝒎𝒊𝒏) = 𝟔𝟎𝟎
𝟒𝟎, 𝟐. 𝐱𝟎, 𝟗𝟕𝟗𝟕 𝑵𝑷𝒂𝒏(𝒎𝒊𝒏)= 𝟏𝟓, 𝟎𝟏 Para la condición:
𝑵𝑷𝒂𝒏(𝒎𝒊𝒏)< 𝑵𝒑𝒂𝒏 < 𝑵𝑷𝒂𝒏(𝒎𝒂𝒙) Se cumple que:
𝟏𝟓, 𝟎𝟏 < 𝑵𝒑𝒂𝒏 < 𝟑𝟎, 𝟕𝟗
Para ello seleccionaremos una estructura fija que contenga 84 paneles fotovoltaicos con una distribución de 3 strings de 28 paneles cada uno sobre su superficie con conexiones en serie y tresbolillo entre los paneles.
Cálculo de la potencia máxima inyectada al inversor 𝑷𝒎𝒂𝒙(𝒊𝒏𝒗) = 𝐏𝐩𝐢𝐜𝐨 . 𝒏𝒊𝒏𝒗 Donde:
Pmax(inv) = Potencia máxima del inversor (kW) Ppico = Potencia pico del inversor (kW)
inv = Eficiencia del inversor (en valor decimal)
𝑃𝑚𝑎𝑥 = 118 𝑘𝑊𝑥 0.985 𝑃𝑚𝑎𝑥 = 116,23 𝑘𝑊
177 Según el manual del fabricante, se considerará una potencia máxima de 116 kW
Cálculo del número máximo de Strings conectados al Inversor
Según el manual del fabricante, el Inversor Huawei 105T puede recibir hasta 12 strings, siempre y cuando la potencia acumulada no exceda la potencia máxima del inversor.
𝑵𝑺𝒕𝒓(𝒎𝒂𝒙) = 𝑷𝒎𝒂𝒙(𝒊𝒏𝒗). 𝟏𝟎𝟑 𝑾𝒑. 𝑵𝒑𝒂𝒏 Donde:
NStr(max) = Número máximo de strings conectados al inversor Pmax(inv) = Potencia máxima del inversor (kW)
Wp = Potencia máxima del panel (W) Npan = Número de paneles por string
𝑁𝑆𝑡𝑟(𝑚𝑎𝑥)=116 𝑘𝑊. 103 390 𝑊. 28 𝑁𝑆𝑡𝑟(𝑚𝑎𝑥)= 10,76
Esto significa que no se recomienda conectar más de 10 strings por cada inversor.
Cálculo del número total de strings para una planta fotovoltaica
𝑵𝑺𝒕𝒓(𝑻𝑶𝑻𝑨𝑳) = 𝑷(𝑷𝑽). 𝟏𝟎𝟔 𝑾𝒑. 𝑵𝒑𝒂𝒏
Donde:
NStr(TOTAL) = Número total de strings para la planta fotovoltaica P(PV) = Potencia nominal de la planta fotovoltaica (MW) Wp = Potencia máxima del panel (W)
Npan = Número de paneles del string
𝑵𝑺𝒕𝒓(𝑻𝑶𝑻𝑨𝑳)= 𝟒𝟎 . 𝟏𝟎𝟔 𝟑𝟗𝟎𝒙𝟐𝟖 𝑵𝑺𝒕𝒓(𝑻𝑶𝑻𝑨𝑳)= 𝟑𝟔𝟔𝟑
Cálculo del número total de inversores de la Planta Fotovoltaica 𝑰𝑵𝑽(𝑻𝑶𝑻𝑨𝑳) =𝑵𝑺𝒕𝒓(𝑻𝑶𝑻𝑨𝑳)
𝑵𝑺𝒕𝒓(𝒎𝒂𝒙) Donde:
NStr(TOTAL) = Número total de strings para la planta fotovoltaica
178 Str(max) = Número máximo de strings conectados al inversor.
INV(TOTAL) = Número total de inversores para la Planta Fotovoltaica 𝑰𝑵𝑽(𝑻𝑶𝑻𝑨𝑳)=𝟑𝟔𝟔𝟑
𝟏𝟎
𝑰𝑵𝑽(𝑻𝑶𝑻𝑨𝑳)= 𝟑𝟔𝟔 𝒊𝒏𝒗𝒆𝒓𝒔𝒐𝒓𝒆𝒔
Cálculo del número total de paneles de la Planta Fotovoltaica 𝑷𝒂𝒏𝒆𝒍𝒆𝒔𝑷𝑽(𝑻𝑶𝑻𝑨𝑳)= 𝑵𝑺𝒕𝒓(𝑻𝑶𝑻𝑨𝑳). 𝑵𝒑𝒂𝒏
PanelesPV(TOTAL) = Número total de paneles de la planta fotovoltaica.
NStr(TOTAL) = Número total de strings para la planta fotovoltaica Npan = Número de paneles del string
𝑃𝑎𝑛𝑒𝑙𝑒𝑠𝑃𝑉(𝑇𝑂𝑇𝐴𝐿)= 3663𝑥 28 𝑃𝑎𝑛𝑒𝑙𝑒𝑠𝑃𝑉(𝑇𝑂𝑇𝐴𝐿)= 𝟏𝟎𝟐𝟓𝟔𝟒 𝒑𝒂𝒏𝒆𝒍𝒆𝒔 Cálculo del número total de estructuras fijas
𝑵𝑬𝒔𝒕𝒓𝒖𝒄𝒕(𝑻𝑶𝑻𝑨𝑳) = 𝑵𝑺𝒕𝒓(𝑻𝑶𝑻𝑨𝑳) 𝟑 𝑵𝑬𝒔𝒕𝒓𝒖𝒄𝒕(𝑻𝑶𝑻𝑨𝑳) = 𝟑𝟔𝟔𝟑
𝟑
𝑵𝑬𝒔𝒕𝒓𝒖𝒄𝒕(𝑻𝑶𝑻𝑨𝑳) = 𝟏𝟐𝟐𝟏 𝒆𝒔𝒕𝒓𝒖𝒄𝒕𝒖𝒓𝒂𝒔
Cálculo de la separación mínima entre estructuras finas para evitar pérdidas por sombras en estructuras fijas
Las estructuras serán orientadas con el lado inclinado de cara hacia el norte, y la separación entre filas se calculará de la siguiente forma:
𝑳 = 𝑳𝒉 + 𝑯 𝑻𝒂𝒏(𝟗𝟎 − 𝜽) Donde:
Lh = Longitud en vista de corte de la superficie colectora H= Altura máxima de la estructura fotovoltaica
L = Longitud de separación entre estructuras fijas
= Angulo de inclinación de la estructura con respecto al plano horizontal (valor comprendido entre 55º y 75º).
𝐿 = 3,60 + 3.5 𝑇𝑎𝑛(90 − 55 ) 𝐿 = 3,60 + 4,9985
𝐿 = 8,60
179 Por lo tanto adoptaremos una separación entre los centros de los ejes de las estructuras mayor o igual a 8,60 metros
Cálculo de producción de energía mensual
𝑬 = 𝑮𝒅𝒎(𝟎). 𝐅𝐜. 𝛈𝒑. 𝑵º 𝒅í𝒂𝒔. 𝑭𝒑. 𝑨𝒑. 𝑷𝒂𝒏𝒆𝒍𝒆𝒔𝑷𝑽(𝑻𝑶𝑻𝑨𝑳). 𝟏𝟎−𝟑 E = Energía producida mensualmente (MWh)
Fc = Factor de corrección por inclinación
Gdm(0) = Irradiancia sobre una superficie horizontal (kWh.m-2.día-1) ηp = Eficiencia del panel fotovoltaico
Nº días = Número de días del mes elegido.
Fp = Factor de pérdidas
Ap = Área del panel (largo x ancho) (m)
PanelesPV(TOTAL) = Número total de paneles de la planta fotovoltaica.
Tabla 54: Producción anual de energía de la PV VM con la Alternativa 3 Mes No Días Gdm(0)
kWh/m2 día
Fc Fp Np Ap
(m2) No Pan Energía MW-h Ene 31 5,88 1,13 0,812 0,1967 1,971 102564 6659,46 MW-h Feb. 28 5,53 1,12 0,825 0,1967 1,971 102564 5685,00 MW-h Mar. 31 5,40 1,14 0,822 0,1967 1,971 102564 6239,14 MW-h Abr. 30 5,42 1,20 0,831 0,1967 1,971 102564 6442,53 MW-h May. 31 5,53 1,31 0,831 0,1967 1,971 102564 7415,20 MW-h Jun. 30 5,38 1,37 0,832 0,1967 1,971 102564 7313,46 MW-h Jul. 31 5,58 1,34 0,831 0,1967 1,971 102564 7666,84 MW-h Ago. 31 5,81 1,24 0,823 0,1967 1,971 102564 7317,32 MW-h Sep. 30 5,88 1,16 0,819 0,1967 1,971 102564 6666,22 MW-h Oct. 31 6,21 1,12 0,813 0,1967 1,971 102564 6970,38 MW-h Nov. 30 6,22 1,11 0,808 0,1967 1,971 102564 6653,41 MW-h Dic. 31 5,67 1,12 0,817 0,1967 1,971 102564 6393,56 MW-h TOTAL 81422,54 MW-h Cálculo de la producción anual de energía de la PV Valle del Mantaro con la Alternativa 3 con uso de panel monocristalino y estructura con seguidor de un eje.
Fuente: Elaboración propia
180 Cálculo de la huella de carbono
𝑯𝒖𝒆𝒍𝒍𝒂 𝒅𝒆 𝑪𝒂𝒓𝒃𝒐𝒏𝒐(𝑬𝒏𝒆𝒓𝒈í𝒂 𝑬𝒍é𝒄𝒕𝒓𝒊𝒄𝒂)= 𝑬(𝑨𝑵𝑼𝑨𝑳). 𝑭(𝑬𝑴𝑰𝑺𝑰𝑶𝑵) Huella de Carbono(Energía Eléctrica) = Huella de carbono (TnCO2) E(ANUAL) = Energía producida en un año (MWh)
F(EMISION) = Factor de emisión para energía eléctrica (0,424 TnCO2/MWh) 𝑯𝒖𝒆𝒍𝒍𝒂 𝒅𝒆 𝑪𝒂𝒓𝒃𝒐𝒏𝒐(𝑬𝒏𝒆𝒓𝒈í𝒂 𝑬𝒍é𝒄𝒕𝒓𝒊𝒄𝒂)= 81422,54 𝑀𝑊ℎ𝑥0,424 TnCO2/MWh
𝑯𝒖𝒆𝒍𝒍𝒂 𝒅𝒆 𝑪𝒂𝒓𝒃𝒐𝒏𝒐(𝑬𝒏𝒆𝒓𝒈í𝒂 𝑬𝒍é𝒄𝒕𝒓𝒊𝒄𝒂)= 𝟑𝟒𝟓𝟐𝟑, 𝟏𝟔 𝐓𝐧𝐂𝐎𝟐 Cálculo prima de los CER en el Mercado de los Bonos de Carbono
𝑷𝒓𝒊𝒎𝒂(𝑨𝑵𝑼𝑨𝑳)= (𝟐𝟕, 𝟐𝟔). 𝑯𝒖𝒆𝒍𝒍𝒂 𝒅𝒆 𝑪𝒂𝒓𝒃𝒐𝒏𝒐(𝑬𝒏𝒆𝒓𝒈í𝒂 𝑬𝒍é𝒄𝒕𝒓𝒊𝒄𝒂)
Prima(ANUAL) = Prima estimada a cobrar en el Mercado de Bonos de Carbono ($) Huella de Carbono(Energía Eléctrica) = Huella de carbono (TnCO2)
𝑷𝒓𝒊𝒎𝒂(𝑨𝑵𝑼𝑨𝑳)= 𝟐𝟕, 𝟐𝟔 $
𝐓𝐧𝐂𝐎𝟐𝒙 𝟑𝟒. 𝟓𝟐𝟑, 𝟏𝟔 𝐓𝐧𝐂𝐎𝟐 𝑷𝒓𝒊𝒎𝒂(𝑨𝑵𝑼𝑨𝑳)= 𝟗𝟒𝟏𝟏𝟎𝟏, 𝟑𝟒 $
Análisis de viabilidad económica de la alternativa
Cálculo de Beneficios: Los beneficios considerados son los ingresos por venta de energía con una tasa de incremento tarifario anual de 2.77%, el valor residual de la planta en el año 25 y los ingresos por Bonos de Carbono calculados.
Para los cálculos se está considerando la tarifa de generación en la barra de Huayucachi del mes de marzo de 2020 con un precio de 27.50 Cent S/. /kwh, la que se ha llevado un precio en dólares americanos equivalente a 79.71 USD $/MWh.
Además los ingresos por valor residual calculados ascienden a $7.426.911,06 USD.
181 Calculo de gastos por operación y mantenimiento
Se han tenido en cuenta para el análisis gastos mensuales de personal, pago de servicios, alquileres de vehículos, herramientas, maquinarias y otros gastos relacionados.
Tabla 55: Gastos de operación y mantenimiento anuales para Alternativa 3 Gastos de Operación y
Mantenimiento $ 205.832,94
Personal Of. Técnica $ 20.289,86
Personal Técnico de Campo $ 35.710,14
Personal Vigilancia $ 58.434,78
Alquiler de Vehículos $ 29.217,39 Alquiler de Herramientas $ 1.014,78
EPIS y EPPs $ 7.500,00
Suministros e Insumos $ 8.695,65
Pago de servicios $ 1.043,48
Gatos de Of. Administrativas $ 3.478,26 Personal de Dirección $ 20.289,86 Personal Administrativo $ 14.608,70
Equipos de Oficina $ 1.884,06
Otros Gastos $ 3.665,98
Gastos de operación y mantenimiento anuales de la planta fotovoltaica PV Valle del Mantaro considerados en la Alternativa 3
Fuente: Elaboración propia
182 Presupuesto calculado para la Alternativa 3:
El costo total calculado para una planta fotovoltaica con paneles monocristalinos y estructura fija es de USD $ 41.200.804,32. Los precios no incluyen IGV, y se ha incluido el costo de elaboración de proyecto.
Figura 78: Presupuesto para la Alternativa 3
Fuente: Elaboración propia con costos de mercado a fecha de marzo de 2020 PRESUPUESTO DE PLANTA FOTOVOLTAICA
PRESUPUESTO DE PLANTA FOTOVOLTAICA DE 40 MW UBICADA EN EL VALLE DEL MANTARO Costo Total (Sin IGV) S/. 41.200.804,32 ALTERNATIVA 03: PANELES MONOCRISTALINOS CON SEGUIDOR DE UN EJE
Item Unidad Cantidad P.Unit Precio M.O. P.Total
1
Ha 70,00 34.782,61 2.434.782,61 2.434.782,61
2
Ha 100,00 155,36 15.536,23 15.536,23
ml 4.800,00 27,39 131.478,26 131.478,26
ml 12.500,00 20,64 257.971,01 257.971,01
ml 1.800,00 18,06 32.504,35 32.504,35
ml 19.100,00 10,29 196.536,23 196.536,23
Ha 70,00 8.492,75 594.492,75 594.492,75
UND 1.237,00 885,22 1.095.013,91 1.095.013,91
3
UND 102.564,00 106,67 10.940.160,00 2.188.032,00 13.128.192,00 UND 372,00 5.245,51 1.951.328,70 195.132,87 2.146.461,57
UND 186,00 536,23 99.739,13 14.960,87 114.700,00
UND 1.237,00 3.884,06 4.804.579,71 1.201.144,93 6.005.724,64
UND 186,00 173,91 32.347,83 3.881,74 36.229,57
UND 7,00 5.362,32 37.536,23 5.630,43 43.166,67
4
UND 6,00 181.986,67 1.091.920,00 131.030,40 1.222.950,40
UND 1,00 103.836,23 103.836,23 12.460,35 116.296,58
GLB 1,00 1.031.884,06 1.031.884,06 123.826,09 1.155.710,14
GLB 1,00 285.507,25 285.507,25 34.260,87 319.768,12
5
m 2,40 72.463,77 173.913,04 66.086,96 240.000,00
m 2,80 52.173,91 146.086,96 55.513,04 201.600,00
m 3,80 43.478,26 165.217,39 62.782,61 228.000,00
6
m 12,50 20.289,86 253.623,19 34.239,13 287.862,32
m 81,38 2.028,99 165.108,70 16.510,87 181.619,57
m 81,38 2.318,84 188.695,65 18.869,57 207.565,22
m 22,50 1.565,22 35.217,39 3.521,74 38.739,13
m 17,50 3.072,46 53.768,12 5.376,81 59.144,93
7
km 12,00 60.869,57 730.434,78 730.434,78
8
m 150,00 5.200,00 780.000,00 156.000,00 936.000,00
UND 1,00 220.000,00 220.000,00 65.000,00 285.000,00
m 17,50 5.200,00 91.000,00 31.850,00 122.850,00
UND 125,00 60,00 7.500,00 1.125,00 8.625,00
32.574.955,98
3.257.495,60 4.560.493,84 40.392.945,41
Costo de elaboración de Proyecto 807.858,91
Costo total 41.200.804,32
Trazo y Replanteo
Descripción Adquisición de terreno Adquisición de terreno Obra Civil
Estructura Fija de soporte para paneles Excavación de Zanjas 1,20 m Excavación de Zanjas 0,80 m Excavación de Zanjas de 0,60 m Relleno y compactado de Zanja Nivelación de terreno Cimentación de estructuras Equipos y Estructura Paneles Solares Inversores AC-Box
Cable Solar 6mm2
Estructura de Inversores y ACBox Estaciones Meteorologicas Subestaciones
Subestación Secundaria de 6 MVA 0,8/22,9 KV Subestación Secundaria de 2,5 MVA 0,8/22,9 KV Subestacion de Potencia de 40 MVA 22,9/60 KVA Centro de Control
Cableado DC Cable Solar 4mm2
Sistema de seguridad Malla perimetral Cable Solar 10mm2 Cableado AC
Cable Al RVK 240mm2 1000 V Cable Al RHZ1 240mm2 1000 V Cable Al RHZ1 400mm2 1000 V
Gastos Generales Utilidades
Costo Total Ejecución de Proyecto Cable de Tierra Cu 50 mm2 Cable de Tierra Cu 35 mm2
Cable de tierra cerco perimetrico Cu 35mm2 CCTV
Varillas de cobre de 2,40 m con accesorios Costo Unitario
Linea de Alta tensión Linea de Alta tensión
183 Los indicadores de rentabilidad financiera resultantes son:
Considerando los flujos de caja para los ingresos por venta de energía en la barra de Huayucachi, ingresos por negociación de CERs por Bonos de Carbono, un valor residual de la planta en el año 25 y los egresos por gastos de operación y mantenimiento se ha llegado a los resultados que se muestran en la siguiente tabla.
Tabla 56: Indicadores financieros (VAN, TIR, PAYBACK, ROE) para Alternativa 3 Nº Alternativa Costo (USD $) Tasa de
Descuento VAN
(USD $) TIR PAY BACK (Años)
ROE
3 PANELES
FOTOVOLTAICOS MONOCRISTALINOS CON ESTRUCTURA CON SEGUIDOR DE UN EJE
41.200.804,32 10% 36.562.157,84 19,18% 7,88 1,62
Fuente: Elaboración propia
En la siguiente página se muestran los cálculos detallados realizados en EXCEL para el VAN, TIR, ROE y PAYBACK de la Alternativa 3
184 Figura 79: Flujos de caja y cálculos del VAN, TIR, ROE y PAYBACK para la Alternativa 3
ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS DE PLANTA FOTOVOLTAICA DE 40 MW UBICADA EN EL VALLE DEL MANTARO
ALTERNATIVA 3: PANELES FOTOVOLTAICOS MONOCRISTALINOS CON ESTRUCTURA CON SEGUIDOR DE UN EJE 41200804,32 2.274.295,74
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
INGRESOS -41.200.804,32 7.611.227,89 7.741.470,51 7.874.174,22 8.009.370,33 8.147.089,98 8.287.364,11 8.430.223,45 8.575.698,47 8.723.819,35 8.874.615,91 9.028.117,61 9.184.353,48 9.343.352,09 9.505.141,48 9.669.749,12 9.837.201,88 10.007.525,92 10.180.746,71 10.356.888,88 10.535.976,23 10.718.031,61 10.903.076,90 11.091.132,90 11.282.219,27 18.903.265,48 Ingresos por generación 6.670.124,68 6.806.964,73 6.946.265,87 7.088.059,40 7.232.376,47 7.379.248,03 7.528.704,79 7.680.777,24 7.835.495,54 7.992.889,52 8.152.988,65 8.315.821,95 8.481.417,98 8.649.804,79 8.821.009,86 8.995.060,04 9.171.981,51 9.351.799,72 9.534.539,32 9.720.224,09 9.908.876,90 10.100.519,61 10.295.173,04 10.492.856,82 10.693.589,40
Costo MWh 79,71 81,92 84,19 86,52 88,92 91,39 93,92 96,52 99,20 101,95 104,78 107,68 110,67 113,73 116,89 120,13 123,46 126,88 130,39 134,01 137,72 141,54 145,47 149,50 153,64 157,90
Energía producida 81.422,54 81.422,71 80.851,91 80.281,11 79.710,31 79.139,52 78.568,72 77.997,92 77.427,12 76.856,32 76.285,52 75.714,72 75.143,93 74.573,13 74.002,33 73.431,53 72.860,73 72.289,93 71.719,14 71.148,34 70.577,54 70.006,74 69.435,94 68.865,14 68.294,35 67.723,55
CERs 941.103,21 934.505,78 927.908,36 921.310,93 914.713,51 908.116,08 901.518,66 894.921,23 888.323,81 881.726,39 875.128,96 868.531,54 861.934,11 855.336,69 848.739,26 842.141,84 835.544,41 828.946,99 822.349,57 815.752,14 809.154,72 802.557,29 795.959,87 789.362,44 782.765,02
Valor Residual 7.426.911,06
18,11585171 1475041,714 1464701,215 1454360,717 1444020,218 1433679,719 1423339,221 1412998,722 1402658,224 1392317,725 1381977,226 1371636,728 1361296,229 1350955,73 1340615,232 1330274,733 1319934,235 1309593,736 1299253,237 1288912,739 1278572,24 1268231,742 1257891,243 1247550,744 1237210,246 1226869,747 EGRESOS 205.832,94 205.832,94 205.832,94 205.832,94 205.832,94 205.832,94 205.832,94 205.832,94 205.832,94 205.832,94 205.832,94 205.832,94 205.832,94 205.832,94 205.832,94 205.832,94 205.832,94 205.832,94 205.832,94 205.832,94 205.832,94 205.832,94 205.832,94 205.832,94 205.832,94 Gastos de Operación y
Mantenimiento
Personal Of. Técnica 20.289,86 20.289,86 20.289,86 20.289,86 20.289,86 20.289,86 20.289,86 20.289,86 20.289,86 20.289,86 20.289,86 20.289,86 20.289,86 20.289,86 20.289,86 20.289,86 20.289,86 20.289,86 20.289,86 20.289,86 20.289,86 20.289,86 20.289,86 20.289,86 20.289,86
Personal Técnico de Campo 35.710,14 35.710,14 35.710,14 35.710,14 35.710,14 35.710,14 35.710,14 35.710,14 35.710,14 35.710,14 35.710,14 35.710,14 35.710,14 35.710,14 35.710,14 35.710,14 35.710,14 35.710,14 35.710,14 35.710,14 35.710,14 35.710,14 35.710,14 35.710,14 35.710,14
Personal Vigilancia 58.434,78 58.434,78 58.434,78 58.434,78 58.434,78 58.434,78 58.434,78 58.434,78 58.434,78 58.434,78 58.434,78 58.434,78 58.434,78 58.434,78 58.434,78 58.434,78 58.434,78 58.434,78 58.434,78 58.434,78 58.434,78 58.434,78 58.434,78 58.434,78 58.434,78
Alquiler de Vehículos 29.217,39 29.217,39 29.217,39 29.217,39 29.217,39 29.217,39 29.217,39 29.217,39 29.217,39 29.217,39 29.217,39 29.217,39 29.217,39 29.217,39 29.217,39 29.217,39 29.217,39 29.217,39 29.217,39 29.217,39 29.217,39 29.217,39 29.217,39 29.217,39 29.217,39
Alquiler de Herramientas 1.014,78 1.014,78 1.014,78 1.014,78 1.014,78 1.014,78 1.014,78 1.014,78 1.014,78 1.014,78 1.014,78 1.014,78 1.014,78 1.014,78 1.014,78 1.014,78 1.014,78 1.014,78 1.014,78 1.014,78 1.014,78 1.014,78 1.014,78 1.014,78 1.014,78
EPIS y EPPs 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00
Suministros e Insumos 8.695,65 8.695,65 8.695,65 8.695,65 8.695,65 8.695,65 8.695,65 8.695,65 8.695,65 8.695,65 8.695,65 8.695,65 8.695,65 8.695,65 8.695,65 8.695,65 8.695,65 8.695,65 8.695,65 8.695,65 8.695,65 8.695,65 8.695,65 8.695,65 8.695,65
Pago de servicios 1.043,48 1.043,48 1.043,48 1.043,48 1.043,48 1.043,48 1.043,48 1.043,48 1.043,48 1.043,48 1.043,48 1.043,48 1.043,48 1.043,48 1.043,48 1.043,48 1.043,48 1.043,48 1.043,48 1.043,48 1.043,48 1.043,48 1.043,48 1.043,48 1.043,48
Gatos de Of. Administrativas 3.478,26 3.478,26 3.478,26 3.478,26 3.478,26 3.478,26 3.478,26 3.478,26 3.478,26 3.478,26 3.478,26 3.478,26 3.478,26 3.478,26 3.478,26 3.478,26 3.478,26 3.478,26 3.478,26 3.478,26 3.478,26 3.478,26 3.478,26 3.478,26 3.478,26
Personal de Dirección 20.289,86 20.289,86 20.289,86 20.289,86 20.289,86 20.289,86 20.289,86 20.289,86 20.289,86 20.289,86 20.289,86 20.289,86 20.289,86 20.289,86 20.289,86 20.289,86 20.289,86 20.289,86 20.289,86 20.289,86 20.289,86 20.289,86 20.289,86 20.289,86 20.289,86
Personal Administrativo 14.608,70 14.608,70 14.608,70 14.608,70 14.608,70 14.608,70 14.608,70 14.608,70 14.608,70 14.608,70 14.608,70 14.608,70 14.608,70 14.608,70 14.608,70 14.608,70 14.608,70 14.608,70 14.608,70 14.608,70 14.608,70 14.608,70 14.608,70 14.608,70 14.608,70
Equipos de Oficina 1.884,06 1.884,06 1.884,06 1.884,06 1.884,06 1.884,06 1.884,06 1.884,06 1.884,06 1.884,06 1.884,06 1.884,06 1.884,06 1.884,06 1.884,06 1.884,06 1.884,06 1.884,06 1.884,06 1.884,06 1.884,06 1.884,06 1.884,06 1.884,06 1.884,06
Otros Gastos 3.665,98 3.665,98 3.665,98 3.665,98 3.665,98 3.665,98 3.665,98 3.665,98 3.665,98 3.665,98 3.665,98 3.665,98 3.665,98 3.665,98 3.665,98 3.665,98 3.665,98 3.665,98 3.665,98 3.665,98 3.665,98 3.665,98 3.665,98 3.665,98 3.665,98
FLUJO DE CAJA -41.200.804,32 7.405.394,95 7.535.637,57 7.668.341,28 7.803.537,40 7.941.257,04 8.081.531,17 8.224.390,51 8.369.865,54 8.517.986,41 8.668.782,97 8.822.284,67 8.978.520,54 9.137.519,15 9.299.308,54 9.463.916,18 9.631.368,94 9.801.692,99 9.974.913,77 10.151.055,94 10.330.143,29 10.512.198,67 10.697.243,97 10.885.299,96 11.076.386,33 18.697.432,55
Nº FNE (1+i)n FNE/(1+i)n PAYBAK Tasa VNA
-41.200.804,32 -41.200.804,32 -41.200.804,32 0,00% 155.816.087,16
1 7.405.394,95 1,10 6.732.177,23 -34.468.627,09 2,50% 106.351.461,07
2 7.535.637,57 1,21 6.227.799,64 -28.240.827,45 5,00% 72.733.288,73
3 7.668.341,28 1,33 5.761.338,31 -22.479.489,15 7,50% 49.279.531,50
4 7.803.537,40 1,46 5.329.921,04 -17.149.568,11 10,00% 32.496.272,64
5 7.941.257,04 1,61 4.930.895,83 -12.218.672,28 12,50% 20.189.907,16
6 8.081.531,17 1,77 4.561.813,66 -7.656.858,62 15,00% 10.954.793,30
7 8.224.390,51 1,95 4.220.412,76 -3.436.445,86 17,50% 3.871.993,65
8 8.369.865,54 2,14 3.904.604,04 468.158,19 20,00% -1.671.127,16
9 8.517.986,41 2,36 3.612.457,75 4.080.615,94 22,50% -6.090.875,03
10 8.668.782,97 2,59 3.342.191,10 7.422.807,04
11 8.822.284,67 2,85 3.092.156,96 10.514.963,99 TIR 19,18%
12 8.978.520,54 3,14 2.860.833,34 13.375.797,34
13 9.137.519,15 3,45 2.646.813,82 16.022.611,15
14 9.299.308,54 3,80 2.448.798,58 18.471.409,74 RENTABILIDAD 1,62
15 9.463.916,18 4,18 2.265.586,29 20.736.996,03
16 9.631.368,94 4,59 2.096.066,50 22.833.062,52
17 9.801.692,99 5,05 1.939.212,70 24.772.275,23
18 9.974.913,77 5,56 1.794.075,92 26.566.351,15
19 10.151.055,94 6,12 1.659.778,76 28.226.129,91
20 10.330.143,29 6,73 1.535.509,98 29.761.639,89
21 10.512.198,67 7,40 1.420.519,41 31.182.159,29
22 10.697.243,97 8,14 1.314.113,35 32.496.272,64 CONCLUSION:
23 10.885.299,96 8,95 1.215.650,25 33.711.922,89
24 11.076.386,33 9,85 1.124.536,75 34.836.459,64
25 18.697.432,55 10,83 1.725.698,20 36.562.157,84
36.562.157,84 7,88 años
VAN 36.562.157,84 CÁLCULO DEL VAN ( VALOR ACTUAL NETO ) PARA i = 10%
Teniendo en cuenta las siguientes condiciones para la validación del proyecto:
Si VAN < 0 ó TIR < Tasa de descuento Se rechaza la inversión.
Si VAN ≥ 0 y TIR ≥ Tasa de descuento Se acepta la inversión.
Se aceptará la inversión, dado que el valor de la TIR del proyecto es 19,18 %, el cual es mayor que la tasa de descuento propuesta de 10%.
TOTAL
PERIODOS
CALCULO DE LA TIR (TASA INTERNA DE RETORNO)
-20.000.000,00 0,00 20.000.000,00 40.000.000,00 60.000.000,00 80.000.000,00 100.000.000,00 120.000.000,00 140.000.000,00 160.000.000,00 180.000.000,00
2,50% 5,00% 7,50% 10,00% 12,50% 15,00% 17,50% 20,00% 22,50%
TIR - ALTERNATIVA 3
185