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Universidad de Buenos Aires Facultad de Ingeniería
72.99 – Trabajo Profesional de Ingeniería Industrial
“Estudio de alternativas para el diseño de un parque solar: sistemas fotovoltaico y de
concentración solar. Selección de la tecnología y diseño del parque.”
Integrantes:
Ezequiel Alejandro Geli Juan Ignacio Sívori Padrón N°: 86910 Padrón N°: 86911
Profesor adjunto: Gerardo Bonano
JTP: Diego Migliorino
Docente: Roberto Hernández
Universidad de Buenos Aires
Facultad de Ingeniería
72.99 – Trabajo Profesional de la
Ingeniería Industrial
Título
“xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx
xxxxxxxxxxxxxxxxxxx”
Empresa: “xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx”
Integrantes:
XXXXXXXXXXXXX XXXXXXXXXXXXXX
Padrón Nº: XXXXX Padrón Nº: XXXXX
Profesor Adjunto: xxxxxxxxxxx
JTP: xxxxxxxxxxx
Docente: xxxxxxxxxxx
72.99 Trabajo Profesional de Ingeniería Industrial Resumen Ejecutivo
Ezequiel Alejandro Geli 2 Juan Ignacio Sívori
Origen del trabajo Luego de varios años estudiando ingeniería industrial, consideramos que realizar el Trabajo
Profesional tenía que ser una actividad placentera e interesante, en la que pudiéramos aplicar
conocimientos que adquirimos a lo largo de la carrera y que nos permitiera explorar otros
nuevos. Fue con esta idea que nos embarcamos en este proyecto de energía solar, que nos
atrajo tanto por lo actual del tema como por su relación con el cuidado del medioambiente y
por el optimismo que existe acerca de su desarrollo futuro.
Nuestra propuesta En este proyecto buscamos estudiar la factibilidad técnica y financiera de instalar un parque de
energía solar en Argentina para abastecer a la red eléctrica nacional. Primeramente,
necesitamos determinar si existe una brecha entre la capacidad de suministro y la demanda de
energía eléctrica para los próximos años. Si los resultados son favorables, corresponde evaluar
de qué manera se producirá la energía, para lo cual compararemos dos tecnologías existentes:
fotovoltaica (PV) y de concentración solar (CSP). Seleccionaremos la más conveniente y
estableceremos las condiciones de diseño del parque solar.
Pilares Nuestro trabajo tiene bases en cuatro fundamentos sólidos, que mencionaremos y
ejemplificaremos a continuación. Sin la existencia de estos pilares, el emprendimiento no sería
realizable.
Valor: en primera instancia debe tenerse presente que el parque solar que se plantea instalar,
será proveedor de un servicio, es decir, será una empresa y como tal no tendría razón de ser si
no pudiera ser rentable, controlar su riesgo y generar un proyecto a futuro. En este sentido, es
posible generar valor ya que el Estado, a través de la Secretaría de Energía de la Nación,
fomenta contratos de abastecimiento de electricidad a partir de fuentes renovables, con
PROYECTO DE ENERGÍA
SOLAR
AMBIENTE
LEGISLACIÓN
MATRIZ ENERGÉTICA
VALOR
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Ezequiel Alejandro Geli 3 Juan Ignacio Sívori
precios fijados por contrato, muy competitivos.
Ambiente: es conocido el escenario de deterioro ambiental existente en la actualidad. La
sociedad ha tomado conciencia progresivamente y diversos organismos internacionales están
apoyando las iniciativas tendientes a reducir los niveles de contaminación. En particular, la
reducción en las emisiones de dióxido de carbono a la atmósfera ocupa un papel protagónico
en la agenda de estas organizaciones. El Protocolo de Kyoto creó los Certificados de Emisiones
Reducidas (conocidos como Bonos de Carbono), un instrumento que se transa en el mercado y
permite a quienes están en condiciones de obtenerlo, generar un beneficio económico.
Nuestra empresa propuesta, puede acceder a estos bonos y conseguir esa ganancia, logrando
beneficios adicionales a los propios de la actividad. Por otra parte, el hecho de estar dentro de
este programa deja las puertas abiertas a la obtención de créditos “verdes”, préstamos con
tasas de interés muy bajas.
Legislación: el marco regulatorio argentino presenta condiciones atractivas para los
interesados en iniciar proyectos de energías renovables. La Ley 26 190: Régimen de fomento
nacional para el uso de fuentes renovables de energía destinada a la producción de energía
eléctrica, permite al generador varios puntos. Por un lado, admite que el generador amortice
la inversión en tan solo tres años (aplicación de la Ley 25 924), lo que genera una mejora
financiera considerable al evitar pagar impuesto a las ganancias los primeros años. Además, un
aspecto clave de esta ley es que instruye un subsidio a la actividad, haciéndola más rentable.
Matriz energética: en la actualidad, la matriz energética nacional tiene en su composición una
gran presencia de fuentes tradicionales como la térmica (59%) y la hidroeléctrica (37%). Las
renovables ocupan una parte inferior al 1%. La Ley 26 190 establece que antes de 2020 el 8%
de la matriz debe estar compuesta por energías renovables, lo cual representa un punto de
partida importante para nuestro proyecto.
Estudio de mercado Para iniciar el estudio de viabilidad, es preciso conocer las condiciones del mercado eléctrico.
Es con este objetivo que realizamos un estudio de mercado. En primera instancia, partiendo de
datos históricos de demanda de electricidad y utilizando un método estadístico de regresión
lineal, obtuvimos una estimación de la demanda de los próximos años. Lo iniciamos con un
análisis exploratorio que nos permitió determinar cuáles son las variables independientes
relevantes para el estudio. Se tuvieron en cuenta el año de análisis, el PBI y la cantidad de días
con temperatura menor a 10°C. Esta última fue descartada como conclusión del análisis.
A continuación, estimamos la capacidad de generación de energía eléctrica para el mismo
período. Utilizando el mismo método, teniendo el año de análisis como variable dependiente,
se llegó al resultado buscado.
En sendos casos, los indicadores estadísticos (desvío y coeficiente de determinación R2) avalan
la significatividad de los modelos hallados.
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Ezequiel Alejandro Geli 4 Juan Ignacio Sívori
Los resultados obtenidos fueron los siguientes:
Gráfico de demanda y generación de energía eléctrica
En esta tabla, puede verse el detalle para los años 2012 y 2037 (esta es a priori la vida posible
del proyecto). Además, se muestra una columna que indica potencia que sería necesario
instalar para cubrir la brecha.
Año Demanda (TWh)
Generación (TWh)
Brecha energía (TWh)
Brecha potencia (MW)
2013 126 116 10 2.493
2037 207 179 28 7.157
A partir de estos resultados, comenzamos a estudiar qué potencia debería tener nuestro
parque solar. Para esto, nos referimos a la experiencia de lo ocurrido en el año 2010. El
ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios, instruyó oportunamente a
ENARSA1 a que suscriba Contratos de Abastecimiento del Mercado Eléctrico Mayorista para
generación eléctrica a partir de fuentes renovables de energía por un total de 1.015 MW de
potencia instalada. Dicha potencia se dividió en nueve renglones de acuerdo a las siguientes
tecnologías:
Eólica (500 MW)
Térmica con Biocombustibles (150 MW)
Residuos urbanos (120 MW)
Biomasa (100 MW)
Pequeños aprovechamientos hídricos (60 MW)
Geotermia (30 MW)
Solar Térmica (25 MW)
Biogás (20 MW)
Solar Fotovoltaica (10 MW)
1 ENARSA (acrónimo de Energía Argentina S.A) es una empresa pública argentina creada en el 2004 dedicada al estudio, exploración y explotación de yacimientos de hidrocarburos, transporte, almacenaje, distribución, comercialización e industrialización de estos productos y sus derivados.
0
50
100
150
200
250
19
92
19
96
20
00
20
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08
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16
20
20
20
24
20
28
20
32
20
36
TWh
Demanda y Generación
Demanda GWh Generación real GWh
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Este proceso denominado GENREN, que busca el desarrollo de energía eléctrica a partir de
fuentes renovables, ha logrado recibir para fines del 2010 una oferta de 1436 MW,
superándose en más del 40% la potencia solicitada. En total se presentaron propuestas de los
cuales la distribución de las tecnologías fue la siguiente:
Energía Eólica: 1182 MW
Térmicas con biocombustibles: 155,4 MW
Energía Solar Fotovoltaica: 22,5 MW
Pequeños aprovechamientos hidroeléctricos:10,6 MW
Biomasa: 52,3 MW
Biogás: 14 MW
Luego del análisis de los aspectos técnicos, institucionales, ambientales y empresarios de la
Comisión Evaluadora, se realizó una orden de conveniencia económica que ponderó el
porcentaje de componente local de las propuestas, precios ofertados y tiempo de habilitación
de las centrales. De este análisis, se ha determinado asignar 20 MW de potencia instalada al
parque.
Por lo tanto, tomando como base que ya se ha permitido la instalación de 20 MW de potencia
instalada en la Argentina a fines del 2010, se desarrolla la oferta en el presente trabajo de 20
MW de potencia instalada de un parque solar, para cuando sucedan nuevas licitaciones
públicas de energía.
Estudio de alternativas Habiendo visto la potencia a instalar, es necesario definir qué tecnología se utilizará. Las
opciones que se comparan en el presente trabajo son la de concentración solar (Concentrated
Solar Power o CSP) y la fotovoltaica (PV).
Tecnología de concentración solar (CSP) La tecnología de concentración solar tiene el potencial para convertirse en la mayor
contribuidora de energía a nivel mundial. Las plantas con esta tecnología son de gran escala y
pueden proveer más del 50% de la energía necesaria en regiones soleadas en todo el mundo.
Además, los sistemas de concentración solar están construidos a partir de materiales básicos
como vidrios, espejos, concreto y equipos estándar de generación de energía. Por lo tanto, se
pueden crear nuevas plantas solares de forma precisa y rápida.
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A continuación, observaremos un esquema que muestra el flujograma del proceso para
obtener energía eléctrica utilizando la tecnología CSP.
Diagrama del proceso CSP
El proceso comienza con la instalación de espejos solares parabólicos. Estos son los encargados
de reflejar la luz solar y la concentran sobre un tubo colector, con una intensidad equivalente a
70 veces la del Sol.
Foto de espejos parabólicos y tubo receptor
Por este tubo, circula un fluido, generalmente aceite. La idea general es utilizar el calor del Sol
para elevar la temperatura de este fluido. El fluido va ganando energía térmica a medida que
va avanzando por los colectores. Cuando alcanza temperaturas del orden de los 400°C ingresa
a una serie de intercambiadores de calor, donde transfiere su energía a una corriente de agua
hasta convertirla en vapor. Este vapor ingresa a una turbina de vapor y se busca la conversión
de la energía que posee el vapor en energía mecánica a través de un intercambio de cantidad
de movimiento entre el fluido de trabajo y el rodete de la turbina. El vapor utilizado en esta
etapa se condensa en un condensador, utilizando también una torre de enfriamiento.
Finalmente, se obtiene un movimiento rotatorio en el eje de salida de la turbina que está
TURBINA
TORRE DE
ENFRIA-MIENT
O
CONDEN-SADOR
GENERADOR
RECALENTADOR
SOBRE CALENTADOR
GENERADOR DE VAPOR
PRE CALENTADOR
CO
LEC
TOR
ES S
OLA
RES
aceite agua / vapor agua de enfriamiento
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Ezequiel Alejandro Geli 7 Juan Ignacio Sívori
vinculado con un generador eléctrico. Este último, es una pieza clave del proceso ya que es el
encargado de generar electricidad. Esta es llevada a la tensión correcta en un transformador y
finalmente es distribuida a la red.
Tecnología fotovoltaica (PV) Los sistemas fotovoltaicos se construyen alrededor de su elemento fundamental: la celda
solar. En ella tiene lugar un fenómeno físico conocido como “efecto fotovoltaico” o “efecto
fotoeléctrico”. Dicho fenómeno permite convertir la energía lumínica proveniente de una
fuente de radiación electromagnética en energía eléctrica.
Como una celda típica produce menos de 3 W a 0,5 V de corriente continua, las celdas se
deben conectar en configuraciones en serie y paralelo para generar suficiente potencia para
las aplicaciones que lo requieren. Las celdas se conectan formando módulos y los módulos se
colocan formando matrices. De esta manera, cada módulo puede generar hasta unos 300 W y
una matriz puede llegar hasta 1 MW.
Diagrama del proceso PV
Cuando se quiere obtener corriente alterna se hace necesario incluir en el sistema un inversor.
El mismo sirve justamente para convertir la corriente continua provista por las celdas en
corriente alterna. Finalmente, es llevada a la tensión deseada de salida empleando un
transformador para ser enviada posteriormente a la red.
Dibujo del despiece de un arreglo PV y foto de colocación de módulos formando un arreglo.
AC
DC
PANELES FOTOVOLTAICOS
INVERSOR
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Ezequiel Alejandro Geli 8 Juan Ignacio Sívori
Estudio económico Hasta este punto del trabajo, se estudiaron los distintos componentes de cada proceso. El
siguiente paso es averiguar sus respectivos costos y la cantidad necesaria para proveer 20 MW
de potencia a la red, con el propósito de cuantificar la inversión. Además, se debe investigar
los ingresos de la actividad y sus costos de operación y mantenimiento. Toda la información
reunida se resume en una tabla informativa que figura al final de este título.
Con respecto a los ingresos, es necesario hacer una distinción importante en cuanto a la venta
de energía eléctrica y a los subsidios otorgados a la actividad.
Venta de energía eléctrica Por un lado, tal como se comentó al describir los pilares sobre los que se sostiene el proyecto,
es posible acordar contratos con CAMMESA a un precio prefijado (conveniente) por una
determinada cantidad de energía anual, a 15 años. Por otro lado, existe la opción de vender la
energía generada al valor spot del precio. Esto significa que la empresa no establece un
contrato con CAMMESA o produce más energía de la acordada y vende el excedente a este
precio, que es menor que el de contrato.
En este gráfico se aprecia la evolución histórica del precio spot hasta el año 2009 y el estimado
mediante una regresión lineal para los próximos años.
Como se observa, el precio spot oscilaría entre 30 y 70 U$D/MWh durante este período
mientras que el precio de contrato es de 571,6 U$D/MWh para los primeros 15 años del
proyecto.
Subsidios Con respecto a los subsidios de la actividad, el monto es distinto según la tecnología estudiada.
Para PV, asciende a 209,3 U$D/MWh y para CSP, a 3,49 U$D/MWh. Ambos valores se
sostienen durante los primeros 15 años de actividad, según la Ley 26 190.
Reuniendo toda esta información, mostramos en la tabla que sigue los valores de inversión,
ingresos y costos.
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40
50
60
70
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19
94
19
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19
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00
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28
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20
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20
36
U$
D/M
Wh
Precio spot
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Valor UM Valor UM
93.566.439 U$D
1.102.000 U$D
5.042.000 U$D
8.261.363 U$D
3.796.941 U$D 12.810.000 U$D
Inversion en
terreno y obra
civil
U$D U$D
Costos O&M U$D/año U$D/año
Valor UM Valor UM
Subsidios 196.005 U$D/año 8.298.837 U$D/año
Venta de
equipos y
terreno
18.142.444 U$D 10.302.317 U$D
Valor Valor UM UM
32.117.060
U$D/año
2.970.124
U$D/año
22.633.940
U$D/año
2.095.917
U$D/año
CSP PVDescripción Caracteristicas
Egre
sos
Inversion en
equipos
Descripción Caracteristicas
Generador
Inversor
Paneles PV
Contrato
Turbina de vapor
Colectores solares
Intercambiadores de calor
8.378.069 U$D
Contrato Spot
Siemens Air-Cooled
Generator (25 - 300 MVA)
Ingresos por
venta
Siemens (10 - 50 MW)
57.000 espejos parabólicos
Alfa Laval Compabloc y API
Basco
Alfa Laval
Aceite, bombas, cañerías y
agua
Subestación elevadora y
tendido eléctrico
Sistema de enfriamiento
Sistema de circulación de
fluidos
Instalación eléctrica
7.430.528
5.375.365
Descripción
Ingr
eso
s
Instalación eléctrica
Descripción
3,49 U$D/MWh por año. Válido del año 1 al 15.
Venta de equipos al 15% del valor original y venta de
terrenos al 85% del valor original (al final del proyecto).
Venta de 56.188 MWh a 571,6
U$D/MWh (por año). Valido
del año 1 al 15.
Descripción Descripción
Venta de 56.188 MWh a 52,9
U$D/MWh (promedio por año).
General Electric 1 MW
(20 unidades) 7.000.000 U$D
Shingli Solar 290 W
(68.966 unidades)
Armazones y bases
48.276.400 U$D
Descripción
Venta de 39.650 MWh a
571,6 U$D/MWh (por año).
Valido del año 1 al 15.
Venta de 39.650 MWh a 52,9
U$D/MWh (promedio por
año).
Subestación elevadora y
tendido eléctrico
4.111.696
1.072.760
Descripción
209,3 U$D/MWh por año. Válido del año 1 al 15.
Venta de equipos al 15% del valor original y venta de
terrenos al 85% del valor original (al final del proyecto).
Spot
72.99 Trabajo Profesional de Ingeniería Industrial Resumen Ejecutivo
Ezequiel Alejandro Geli 10 Juan Ignacio Sívori
Estudio financiero Con los datos de inversión, ingresos y egresos, se calcula el flujo de fondos para las 4
alternativas posibles:
Se consideró una vida del proyecto de 25 años. Este planteo surge de observar otros proyectos
de energía solar desarrollados en distintos lugares del mundo, donde se adoptó una duración
similar.
Además, se tuvo en cuenta que en los casos en los que los precios se fijan mediante un
contrato, los mismos valen por los primeros 15 años, quedando los 10 años restantes el precio
spot. Para las alternativas con precios spot (en las que no hay contrato), estos se mantienen
toda la vida del proyecto.
En los flujos de fondo armados, se aplicó el beneficio de la amortización acelerada mencionado
anteriormente. También se consideró el impuesto a las ganancias y la venta de los equipos y el
terreno al final del proyecto.
Con esta información, se calcula el Valor Actual Neto (VAN) y la Tasa Interna de Retorno (TIR)
para las 4 alternativas propuestas. La tasa de descuento aplicada (17%), se obtiene mediante el
Capital Asset Pricing Model (CAPM) y la consideración del riesgo país.
Columna1 CSP PV
Contrato VAN = -8 MM U$D TIR = 16%
VAN = 48 MM U$D TIR = 33%
Spot VAN = -143 MM U$D TIR = -13%
VAN = -29 MM U$D TIR = 7%
La alternativa más interesante para un estudio más profundo es la PV con precios de contrato
porque tiene el mayor VAN, además de ser el único positivo; también tiene la mayor TIR,
siendo la única mayor a la tasa de descuento.
Análisis de sensibilidad Los resultados obtenidos en el cuadro anterior, se basan en una serie de datos hasta el
momento considerados fijos. Sin embargo, en otras circunstancias, podrían variar e impactar
en los índices financieros calculados. Para estudiar cómo estas variaciones podrían afectar al
proyecto PV con precios de contrato, se hace el siguiente análisis de sensibilidad. Además, es
posible que al cambiar las circunstancias, sea otra de las alternativas la que prevalezca sobre
esta. Por lo tanto, en el análisis también se considera lo que le ocurre a la alternativa CSP con
Tecnología CSP
Tecnología PV
Precios de contrato Precios spot
Precios de contrato Precios spot
72.99 Trabajo Profesional de Ingeniería Industrial Resumen Ejecutivo
Ezequiel Alejandro Geli 11 Juan Ignacio Sívori
precios de contrato, que hasta el momento es la segunda mejor opción.
El método adoptado consiste en tomar de a una las variables, modificar su valor por encima y
por debajo del preestablecido para luego recalcular el VAN y la TIR. Tras haber hecho esto con
todas las variables, logramos llegar a la conclusión de que las más relevantes son estas, para
cada proyecto:
CSP PV
1° Producción de energía (MWh/año)
Producción de energía (MWh/año)
2° Precio de contrato (U$D/MWh)
Precio de contrato (U$D/MWh)
3° Inversión en equipos (U$D)
Tasa de descuento (%)
4° Tasa de descuento (%)
Inversión en equipos (U$D)
Esto significa que ante pequeños cambios en el valor de estas variables, el VAN se modifica
considerablemente.
Las conclusiones obtenidas del análisis de sensibilidad son estas.
Ingresos
El VAN de CSP es 10 veces más sensible a la variación del precio de contrato que el VAN PV.
Este resultado es realmente interesante ya que el precio de contrato (U$D/MWh) es el
mismo para sendas alternativas, pero el impacto de su variación es claramente mayor en
CSP.
El VAN de CSP se hace positivo cuando el precio de contrato sube 5%, con lo cual, si se
obtiene una leve mejora en el precio, la alternativa CSP pasa a ser viable (aunque sigue
siendo inferior a PV).
Si el proyecto PV no varía y el precio de contrato para CSP sube un 30% aproximadamente,
los VAN se igualan. Esto quiere decir que si fuera posible renegociar los precios de contrato
para el caso CSP pero se mantuvieran iguales para PV, sería indistinto elegir cualquiera de
las dos alternativas desde el punto de vista del VAN.
Si durante toda la vida del proyecto las condiciones fueran tan desfavorables que los
ingresos por venta de energía disminuyeran 40%, el VAN de PV seguiría siendo positivo.
[
] [
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Por “condiciones” nos referimos tanto a las climáticas, que impactan en la producción de
energía, como al acuerdo de precios que se logre en el contrato. Habiendo visto que estas
dos variables son las que más peso tienen sobre la viabilidad del proyecto, puede verse que
la alternativa PV es robusta.
Inversión y costos
El VAN de PV prácticamente no se ve afectado por las variaciones en los costos de O&M. Si
aumentan estos costos un 100%, el VAN solo se reduce un 13% y sigue siendo positivo. En
cambio, el VAN de CSP es muy sensible a los cambios en los costos O&M. En particular, una
72.99 Trabajo Profesional de Ingeniería Industrial Resumen Ejecutivo
Ezequiel Alejandro Geli 12 Juan Ignacio Sívori
mejora de 25% en los costos permite que el VAN se haga positivo. Al mismo tiempo, si los
mismos aumentan 25% el VAN es 100% peor, es decir, se duplican las pérdidas.
Si se invierte solamente un 5% menos en equipos de CSP, su VAN se hace positivo. Esta
información es importante porque, de estar interesados por la opción CSP, nos
enfocaríamos en conseguir mejoras en los costos de inversión de equipos con el fin de
obtener una rentabilidad mayor. Por su lado, vale decir que el VAN de PV se mantiene
positivo aun con costos de inversión en equipos 70% más altos.
En la alternativa CSP, las variaciones en la inversión en equipos y los costos de O&M tienen
mayor injerencia en el VAN que en el caso de PV. CSP requiere la compra y el
mantenimiento de equipos complejos. PV es más simple y autónomo, lo cual le da más
independencia financiera de esas variables.
Subsidios
Los subsidios de CSP tienen que aumentar un 600% para que el VAN se haga positivo y un
5325% para que su VAN iguale al de PV (con sus subsidios sin modificar, o sea 209,30
U$D/MWh). Finalmente, si la situación legal cambiara y se considerara que ambas merecen
el mismo subsidio, entonces pasaría a convenir CSP sobre PV.
El inversor, a igual subsidio para PV y CSP, elegirá a este último si desea maximizar su VAN
ya que supera al primero. Sin embargo, si habiendo elegido la opción CSP hay una
modificación en la ley de fomento de energías renovables que altera el subsidio y lo
establece en un valor alrededor del que existe actualmente (3,49 U$D/MWh), su proyecto
se convierte automáticamente en no rentable.
Si los subsidios se eliminaran por completo, el VAN de PV seguiría siendo positivo. Más aún,
si los subsidios disminuyen 110% (lo cual equivale a decir que se eliminan los subsidios y se
aplica un impuesto de 10%), el proyecto PV sigue teniendo un VAN ligeramente positivo.
Contrato
Basta con que el contrato con CAMMESA dure 5 años para que el proyecto PV sea
financieramente rentable.
Según los antecedentes de licitaciones para proyectos de energía solar en Argentina, el
máximo de capacidad por el cual se puede obtener un contrato es de 20 MW. En el análisis,
se vio que para PV, aun con 40% menos de capacidad de generación (12 MW instalados) el
proyecto sigue siendo rentable. Esta información es valiosa y permite tomar decisiones
frente a un escenario en que el CAMMESA decida hacer adjudicaciones para propuestas de
menor envergadura que la presentada inicialmente en este trabajo.
Tasa de descuento
Para demostrar la importancia de la tasa de descuento en la evaluación del proyecto, cabe
destacar que es suficiente con que la misma baje un punto porcentual (de 17% a 16%) para
que la alternativa CSP pase a ser rentable (VAN>0). Por su parte, aunque la tasa de
descuento aumente 50% para PV, su VAN sigue siendo positivo.
A partir de lo visto para la tasa de descuento, puede deducirse por qué la alternativa CSP es
elegida en muchas ocasiones. Ceteris paribus, si el proyecto se hace en un país con Riesgo
País cercano a 0, el VAN de CSP es positivo y prácticamente igual al de PV con el Riesgo País
de Argentina.
72.99 Trabajo Profesional de Ingeniería Industrial Resumen Ejecutivo
Ezequiel Alejandro Geli 13 Juan Ignacio Sívori
Producción de energía
El VAN de CSP se hace positivo cuando la producción de energía aumenta un 5%. De esta
manera, una leve mejora en el proceso de obtención de energía haría que el proyecto se
torne viable. Sin embargo, seguiría siendo peor que PV.
El VAN de PV se hace negativo cuando la producción de energía disminuye recién un 40%.
Esto le otorga una gran robustez frente al estado del tiempo y las condiciones climáticas.
Para que los VAN de CSP y PV se igualen, debe aumentar en un 110% la producción de
energía (alrededor de 123.000 MWh/año). A partir de ese punto y para mayores valores de
producción, conviene la alternativa CSP por sobre la PV.
Duración del proyecto
En PV, durante los 25 años se llega a un flujo de fondos positivo. Sin embargo, el mayor
VAN se alcanza si el proyecto dura 15 años, o sea, prescindiendo de años en los que los
flujos de fondos son positivos. Esto significa que el período en el que más conviene llevarlo
a cabo es cuando hay subsidios y/o se paga la energía a precios de contrato.
Análisis de sensibilidad conjunta Extenderemos el análisis un poco más. Debido a que las variables más influyentes son la
producción de energía, el precio de contrato y la inversión en equipos, sería interesante
conocer qué pasa con el VAN al variar estas simultáneamente, ya que en el análisis anterior las
variables se perturbaban de a una. Con este razonamiento surge el título de esta sección.
Para poder realizar este análisis hay que tener en cuenta dos puntos:
Para producir más energía es necesario invertir más. Por lo tanto, ambas variables
deben modificarse del mismo modo (por ejemplo, si la inversión aumenta un 10%, la
producción de energía subirá en la misma medida).
El precio de contrato es una variable independiente de las otras dos.
Los resultados a los que llegamos son los siguientes.
Para CSP
Con precios de contrato iguales a los de partida, si se aumenta simultáneamente 15% la
inversión y la producción de energía, el VAN es mayor a cero. Cuanto menor es la
inversión y la producción, más se necesita que suba el precio de contrato para lograr que
el proyecto CSP sea rentable. En cambio para inversiones y producciones altas, se
depende menos del precio de contrato para tener un VAN favorable.
Los ítems anteriores confirman que la alternativa CSP es adecuada cuando se quieren
tener capacidades de producción elevadas.
Para PV
Si la inversión y la producción bajan 50% y el precio de contrato lo hace en 40%
simultáneamente, el VAN sigue siendo positivo. La conclusión que se extrae de esto es
que: si el precio que se consigue a través del contrato es malo en comparación con el
esperado, si no se consiguen suficientes fondos para hacer la inversión inicial deseada y
debe hacerse una menor, con la cual la producción de energía alcanzable es baja,
entonces el proyecto PV continúa siendo viable.
72.99 Trabajo Profesional de Ingeniería Industrial Resumen Ejecutivo
Ezequiel Alejandro Geli 14 Juan Ignacio Sívori
Implementación Luego de haber realizado el análisis de sensibilidad, podemos afirmar que el parque solar va a
ser realizado con la tecnología fotovoltaica y con precios de contrato. Como principal
conclusión se puede decir que el proyecto con tecnología PV es muy robusto. Esto lo pudimos
apreciar por varias razones:
Además, como logramos analizar que el máximo valor se alcanza a los 15 años, el proyecto se
realizará en ese lapso de tiempo. También, al ser la variable inversión en equipos gravitante en
el valor, decidimos optimizar la selección de los mismos comprando distintos proveedores y
modelos de paneles PV e inversores.
Con respecto al proyecto CSP, se logró apreciar que para determinadas condiciones sería
rentable. Uno de los casos más importantes de señalar es si se instalará un parque de por lo
menos 42 MW, convendría hacerlo con tecnología de concentración solar, ya que tiene mayor
VAN. Igualmente, esto no es viable en la actualidad en la Argentina porque las licitaciones de
energía solar no llegan a esos valores de potencia.
Además, como se pudo ver en el análisis de sensibilidad, el proyecto de concentración solar es
muy volátil y riesgoso, debido a que ante pequeños cambios en variables de análisis, el VAN se
ve muy afectado.
Todo esto nos hace reafirmar la elección original de instalar el parque solar con tecnología PV
a precios de contrato.
Para finalizar, se muestra a continuación la información relevante para diseñar el parque solar
definitivo.
Ante caídas importantes en los ingresos (del orden del 40%), el VAN del proyecto
sigue siendo positivo.
Aunque se dupliquen los costos O&M en el proyecto
PV, este sigue siendo rentable.
Si los gastos de inversión en PV aumentan cerca de
un 70 %, el VAN sigue siendo positivo.
Aunque no existan subsidios, el proyecto es
rentable.
Basta con solo con 5 años de venta de energía a
CAMMESA a precios de contrato para que el proyecto sea viable.
Si la producción de energía baja un 40%, recién ahí el proyecto se torna inviable.
72.99 Trabajo Profesional de Ingeniería Industrial Resumen Ejecutivo
Ezequiel Alejandro Geli 15 Juan Ignacio Sívori
•VAN = 51 MM U$D
•TIR = 34% (tasa de descuento = 17%)
•TER = 22%
•LEC = 246 U$D/MWh
•Composite Payback: 4 años
•Inversión: 71,4 MM U$D
•Tipo de financiación: Crédito a 10 años con Banco de la Nación Argentina
Finanzas
• Tecnología: Fotovoltaica
• Potencia: 20 MW
• Energía entregada: 39.650 MWh/año
• Mano de obra empleada: 20 personas
• Superficie del predio: 27,9 Ha
Procesos
• Localización: Abra Pampa, Jujuy
• Capacidad de abastecimiento: 12.015 hogares
• Duración del proyecto: 15 años
• Ahorro de CO2: 20.261 Tn/año
• Forma de venta: Por contrato con CAMMESA
• Subsidios: Si, ley 26.190 (209,30 U$D/MWh)
Caracteristicas
72.99 Trabajo Profesional de Ingeniería Industrial Resumen Ejecutivo
Ezequiel Alejandro Geli 16 Juan Ignacio Sívori
Los datos financieros se obtuvieron a partir del flujo de fondos definitivo. Esto incluye los
indicadores habituales y uno propio de la industria llamado Levered Energy Cost (LEC), que
muestra el precio mínimo al que la energía debe venderse para cubrir los costos (este valor dio
acorde al promedio de la industria, que es de 210 U$D/MWh); y el tipo de financiación elegida,
que surgió de comparar las posibilidades que ofrecen el Banco de la Nación Argentina y el
Banco Interamericano de Desarrollo (BID).
Los datos del proceso surgieron de los resultados que se fueron obteniendo a lo largo del
trabajo, y se muestra la mano de obra a contratar y la superficie del predio, para dar una mejor
idea de las dimensiones del proyecto.
Por último, se muestran características importantes para el proyecto, como la localización del
mismo que surgió de hacer la comparación de diversas opciones representativas de los
distintos climas, comunidades y geografías de la Argentina. También se exhibe la cantidad de
hogares a abastecer con energía generada y el ahorro de CO2 que el proyecto puede captar
como mejora ambiental.
Conclusiones En este trabajo logramos estudiar dos tecnologías solares distintas para poder producir energía
eléctrica en la Argentina. Tras demostrar estadísticamente una necesidad futura de energía y
la porción de esta demanda que se podría capturar con este proyecto, se evaluó desde el
punto de vista financiero con cuál de las dos es más viable, y con qué condiciones de borde.
Habiendo visto que la tecnología PV con precios de contrato es la más adecuada, procedimos a
perfeccionar el diseño del parque.
Vimos que la elección genera valor, cuida al medio ambiente gracias a que se evita emitir
dióxido de carbono a la atmósfera, cumple y se apoya en las leyes argentinas existentes y
contribuye a diversificar la matriz energética.
Nombre: Ezequiel Alejandro Geli Fecha de nacimiento: 07/02/1987 E-mail: [email protected] Últimos 2 años experiencia laboral: Analista de métodos y procesos, Gefco
(02/2012 – Presente) EHS Analyst, General Electric
(11/2010 – 02/2012)
Nombre: Juan Ignacio Sívori Fecha de nacimiento: 12/10/1986 E-mail: [email protected] Últimos 2 años experiencia laboral: Coordinador de Productividad, ABInBev
(05/2012 – Presente) Analista de Planeamiento, Godrej (06/2011 – 04/2012) HR Trainee, Tenaris
(10/2009 – 03/2011)