Artículo Académico / Academic Paper
Recibido: 11-05-2018, Aprobado tras revisión: Fecha 25-07-2018
Forma sugerida de citación: Fontalvo, J.; Ramírez, P.; Constante, J. (2018). “Prospectiva de Autogeneración en el Ecuador
mediante uso de modelo LEAP". Revista Técnica “energía”. No. 15, Issue I, Pp. 51-61
ISSN On-line: 2602-8492 - ISSN Impreso: 1390-5074
© 2018 Operador Nacional de Electricidad, CENACE
Self-Generation Prospective in Ecuador using the LEAP Model
Prospectiva de Autogeneración en el Ecuador mediante uso de Modelo LEAP
Javier Fontalvo
1
Paola Ramírez
1
Joffre Constante
2
1
Instituto Nacional de Eficiencia Energética y Energías Renovables, Quito, Ecuador
E-mail: javier.fontalvo@iner.gob.ec; paola.ramirez@iner.gob.ec
2
CELEC EP Unidad de negocio Coca Codo Sinclair, Quito, Ecuador
E-mail: joffre.constante@celec.gob.ec
Abstract
Economic and population growth forecasts In
Ecuador show that the demand of electric energy
will keep a rising trend. One of the schemes intended
to contribute with the coverage of future energy
demand is electric self-generation, where users
produce electricity to satisfy their own requirements
through generators installed in the consumption
point.
This work presents a methodology to forecast the
potential of self-generation with photovoltaic panels
installed in the buildings of the country. The
maximum available space for panel installation is
estimated by taking sections of the properly build
area of the residential, industrial, commercial, mixed
and others sectors. Penetration of photovoltaic self-
generation between 2013 and 2050 is predicted,
calculating the evolution of the energy demand in
this period with the use of the energy planning
software LEAP. The obtained results are compared
with those from a no self-generation scenario.
According to the obtained results for 2050, around a
17% of the installed capacity would be represented
by photovoltaic self-generation systems, producing
around 5.7% of the total electric energy.
Index terms Self-generation, energy balance,
energy prospective, energy chain, solar energy
Resumen
Las proyecciones de crecimiento poblacional y
económico en el Ecuador indican que la demanda de
energía eléctrica mantendrá una tendencia creciente.
Uno de los esquemas orientados a contribuir con la
cobertura futura de la demanda energética es la
autogeneración eléctrica, en la que los usuarios
producen electricidad para satisfacer necesidades
propias mediante generadores instalados en el
propio punto de consumo.
En este trabajo se presenta una metodología para
proyectar el potencial de autogeneración con paneles
fotovoltaicos instalados en las edificaciones del país.
El espacio máximo disponible para la instalación de
paneles es estimado tomando secciones del área
propiamente construida de los sectores residencial,
industrial, comercial, mixto y otros. La penetración
de la autogeneración fotovoltaica es estimada entre
los años 2013 y 2050, calculando la evolución de la
demanda energética durante este período mediante
el uso del software de planeación energética LEAP.
Los resultados obtenidos son comparados con los de
un escenario sin autogeneración.
De acuerdo a los resultados obtenidos para el año
2050, alrededor de un 17% de la capacidad instalada
estaría representada por sistemas de autogeneración
fotovoltaica, cubriendo alrededor de 5,7% de la
demanda de energía eléctrica total.
Palabras clave Autogeneración, balance
energético, prospectiva energética, cadena
energética, energía solar
51
Revista Técnica “energía”, Edición No. 15, Issue I, Julio 2018
1. INTRODUCCIÓN
El crecimiento económico y demográfico de las
últimas décadas ha traído consigo un marcado aumento
en el consumo de energía a nivel mundial [1]. La
energía en sus diferentes formas tiene un papel
preponderante en las actividades diarias de los seres
humanos, y por tanto es un componente importante de la
actividad económica de un país. Sin embargo, su uso
también presenta consecuencias negativas como el
agotamiento de recursos, afectación al medio ambiente
y emisión de gases de efecto invernadero; estas secuelas
son marcadas en el caso de fuentes energéticas que usan
combustibles de origen fósil [2].
El petróleo, el gas natural y el carbón cubren en la
actualidad el 81% de la producción de energía a nivel
mundial [3]. Estos combustibles son commodities en el
ámbito del comercio internacional, por lo que
variaciones representativas en sus precios de mercado
suele alterar la estabilidad económica de los países [4].
Estas características llevan a los países a examinar
atentamente las condiciones de producción y consumo
de energía, a través de la creación y fortalecimiento de
capacidades de análisis y planificación del sector
energético con la intención de alcanzar o mantener el
bienestar económico de forma sostenible. Entre estos
esfuerzos se hallan estudios estadísticos detallados de
producción y uso de energía, como balances energéticos
y estudios de prospectiva energética. Estos pueden estar
desagregados o presentar información consolidada,
ofreciendo una visión técnica de los sistemas
energéticos dentro de un país [4].
En el sector energético, la electricidad toma un papel
preponderante dentro de la sociedad actual, ya que
representa el portador más útil de energía debido al
impacto en la sociedad que tiene su gran número de
aplicaciones [5]. En comparación con otros portadores
energéticos, la electricidad presenta claras ventajas
debido a que puede transportar energía de fuentes
renovables de manera relativamente simple y eficiente.
Adicionalmente, las tecnologías diseñadas para
funcionar con electricidad son generalmente más
eficientes que aquellas que usan otros energéticos.
La tendencia a nivel global es la de incrementar la
participación de la energía eléctrica en la matriz
energética, debido a su uso progresivo en tecnologías de
uso final (cocción, calefacción, automoción, entre otros)
que tradicionalmente han funcionado con otros
energéticos. La necesidad de cubrir esta demanda futura
de forma sostenible y segura está detrás de la
planificación eléctrica actual, a nivel mundial [6], [7].
El sistema eléctrico convencional consta
básicamente de una etapa de generación, otra de
transmisión y una última de distribución [8].
Dependiendo de la localización de la fuente generadora
de electricidad, la generación puede ser centralizada
(GC) o distribuida (GD). La GC suele definirse como
aquella en la que la electricidad es producida en masa
por generadores centralizados. Estos generadores suelen
ser de gran capacidad y encontrarse cerca de los
recursos primarios, lo que suele implicar que se hallan
alejados de las zonas de consumo. El concepto de
generación distribuida entraña mayor dificultad, pero
puede ser definida como aquella que produce energía en
un punto cercano a la carga que va a servir. Estas
centrales sueles estar distribuidas a lo largo de la zona
geográfica, y comúnmente tienen menor capacidad que
los generadores de GC.
La producción de electricidad históricamente ha
seguido un enfoque centralizado. Sin embargo, avances
en tecnologías eléctricas anteriormente marginales están
causando una mayor inclinación por la GD. Algunas de
las ventajas de la GD con respecto a la GC son: mayor
confiabilidad, menores pérdidas técnicas, aplanamiento
de la curva de carga, mejor factor de potencia, entre
otros [1], [9], [10]. Entre las barreras que han permitido
su mayor adopción se encuentran los costos de los
equipos necesarios para producción eléctrica
descentralizada, así como la variabilidad en la
producción energética que algunas de estas fuentes
presentan por su intermitencia [11].
Una configuración particular de la GD es la
conocida como autogeneración fotovoltaica (AG), que
consiste en el despliegue de mini centrales fotovoltaicas
(FV) sobre techos o tejados de construcciones que
pueden ser residenciales, comerciales, industriales, entre
otras, para cubrir la demanda propia del inmueble
parcial o totalmente, e incluso vender excesos de
energía a la red eléctrica [1], [5], [9].
La autogeneración presenta una amplia popularidad
en algunos países, donde se promueve la instalación de
estos sistemas desde la política pública, con la intención
de alentar la transición energética hacia fuentes
renovables y obtener una mayor independencia
energética. La reducción continua en los precios de
producción de paneles fotovoltaicos ha permitido que en
algunos países la autoproducción se acerque a la paridad
con la red nacional, caso en el que el costo nivelado de
la energía (LCOE) producida de manera autónoma deja
de ser más caro que el costo de la energía proveniente
de la interconexión eléctrica [12], [13], tal como se
muestra en la Fig. 1.
Figura 1: Área máxima destinada a la AG y área donde se
concentra la población de Ecuador
52
Fontalvo et al. / Prospectiva de Autogeneración en el Ecuador mediante uso de Modelo LEAP
Este trabajo presenta un escenario de autogeneración
fotovoltaica con horizonte a 2050 para Ecuador. El
escenario de AG es desarrollado en el software Long-
range Energy Alternatives Planning system (LEAP), un
modelo Guido por demanda en el que se asignan flujos
energéticos a las tecnologías de oferta energética con las
que cuenta un país [14]. Este trabajo define una
metodología para cuantificar el potencial de
autogeneración fotovoltaica en el país, que es usado
como insumo en LEAP.
Este trabajo se organiza de la siguiente manera. La
sección 2 describe el balance energético 2015 del
Ecuador y el escenario base de energías renovables
sobre el cual se aplica el escenario de AG. La sección 3
desarrolla la metodología para cuantificar el potencial
de la AG en Ecuador. La sección 4 presenta los
resultados del escenario de AG. La sección 5 detalla la
discusión de los resultados, y la sección 6 establece las
conclusiones.
2. PLANIFICACIÓN ENERGÉTICA EN EL
ECUADOR
2.1. Balance de Energía
Ecuador actualmente dispone de información de su
matriz energética desde 1995 hasta 2015 [15] – [18]. A
continuación, se detalla los datos energéticos más
representativos para el año 2015.
La producción de energía primaria del Ecuador fue
225 MBEP, de los cuales el 88% fue petróleo, 4% gas
natural, 5% hidroenergía y lo restante leña, productos de
caña y otras primarias [18].
Las exportaciones del Ecuador sumaron 151.7
millones de barriles equivalentes de petróleo (MBEP),
93.9% de petróleo, con lo restante correspondiente a
gasolinas, crudo reducido, fuel oil y electricidad [18].
Las importaciones del Ecuador (50.8 MBEP) fueron
principalmente diésel y gasolinas, con 47% y 34% del
total de energía importada, seguido de gas licuado de
petróleo (GLP), fuel oil, electricidad y jet fuel [18].
La producción de energía secundaria obtenida de los
centros de transformación totalizó 64.9 MBEP, 75% de
combustibles derivados del petróleo y lo restante de
energía eléctrica [18]. El consumo final de energía del
Ecuador fue 90.6 MBEP, 32% de diésel, 28% gasolinas,
16% electricidad, 9% GLP, 6% fuel oil y lo restante
otros energéticos como gas natural, productos de caña, y
leña, etc. [18].
En el contexto de este trabajo es importante el
describir la matriz eléctrica del Ecuador, ya que el
escenario de AG impactará directamente en ésta. La
matriz energética del Ecuador se puede sintetizar de
forma gráfica en el diagrama Sankey de la Fig. 2. que
señala los flujos de energía primaria y secundaria, así
como el uso energético por sector productivo del país.
En cuanto a capacidad instalada, Ecuador presentó
en su matriz 5557 MW, de los cuales el 43% fue
hidráulica, 28% con motores de combustión interna
(ICE), 18% turbo gas, 11% turbo vapor, 0.4% eólica y
0.5% fotovoltaica [18]. En términos de energía eléctrica,
en 2015 se generaron 26.5 TWh (16.4 MBEP), de los
cuales el 49 % provinieron de fuentes hidráulicas, 47%
de térmicas (no renovables), 2% de biomasa, 0.37% de
eólica, 0.14% de solar y lo restante se importó [18].
Para sintetizar la matriz eléctrica 2015 de Ecuador se
presenta la cadena energética eléctrica en la Fig. 3.
2.2. Escenario Energía Renovable
El Ecuador, mediante el Ministerio de Electricidad y
Energías Renovables (MEER) y el Instituto Nacional de
Eficiencia Energética y Energías Renovables (INER),
ha desarrollado varios escenarios energéticos con visión
a 2050. Los escenarios llevan los nombres de inercial,
base, moderado, fuerte y fuerte renovables, de acuerdo a
sus características. El escenario de AG que se desarrolla
en este trabajo toma como base al escenario de Fuertes
Renovables (FR) debido a que se toma como hipótesis
que la autogeneración en el país se llevará a cabo sobre
los cimientos de políticas de eficiencia energética ya
implementadas y grandes centrales de energía renovable
operacionales. Por ello, se detallan las bases del
escenario FR en la siguiente sección.
El año base utilizado para los estudios de
prospectiva energética realizados es el año 2013. De
acuerdo a las proyecciones realizadas por el Instituto
Nacional de Estadística y Censos (INEC), el
crecimiento poblacional en el país será de 1,3% anual
hasta el año 2035, llegado a este punto la población
decrecerá a una tasa de 0,8% hasta 2050, como se
detalla en [19].
Dentro de las variables económicas, el Producto
Interno Bruto (PIB) es un indicador que se relaciona con
el consumo energético de los diferentes sectores. De
acuerdo a las proyecciones econométricas realizadas en
[20], se asume un crecimiento anual en el PIB de 4%
hasta el año 2050.
Otra variable relacionada con la demanda futura de
energía es la evolución que se dé en el sector transporte
del país. Dadas las tendencias actuales en la industria
automotriz, se tomó la hipótesis que el 35% de los
vehículos en el país será hibrido en el año 2035,
porcentaje que descenderá a 30% en 2050. En el caso de
los automóviles eléctricos, se asume que tendrán una
participación de 45% al 2050. Otra previsión en el
sector transporte es la instalación en el año 2030 de un
ferrocarril de carga que desplazará el 25% de camiones
de 20 toneladas y 30% de camiones de 40 toneladas. En
términos de eficiencia de combustible, ésta mejora en
los vehículos de ciclo Otto, diésel e híbridos a 20%,
30% y 25% respectivamente hasta el año 2030 [20],
[21].
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Revista Técnica “energía”, Edición No. 15, Issue I, Julio 2018
Figura 2: Diagrama Sankey de la matriz energética del Ecuador, 2015 [18]
Figura 3: Cadena energética eléctrica 2015, Ecuador [18]
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Fontalvo et al. / Prospectiva de Autogeneración en el Ecuador mediante uso de Modelo LEAP
Adicionalmente se considera una penetración de
bioetanol E10 del 20% del mercado a 2050, así como
una de 100% de biodiesel B25 a 2050 [21].
El escenario también contempla el ingreso de
industrias básicas de acuerdo a lo especificado en [22] –
[25]. En el sector industrial se estima una reducción de
la intensidad energética en 20% hasta 2030, así como un
incremento en la penetración de la electricidad llegando
a cubrir un 15% de las necesidades en consumo de calor
y fuerza motriz al 2042 [20].
En el sector residencial, se considera el ingreso de 3
millones de cocinas de inducción en reemplazo de
cocinas a GLP hasta el año 2024 de acuerdo a los planes
actuales de introducción de esta tecnología. En el caso
del calentamiento de agua, se considera un reemplazo
hasta llegar al 90% de calentadores eléctricos en 2030
[20].
La transición energética hacia tecnologías de usos
finales en base a electricidad tiene su base en la
construcción y puesta en funcionamiento de centrales
renovables de generación eléctrica, como se destaca en
[10], [22]-[25]. Entre las previsiones, adicionalmente se
toma una explotación cercana al 100% del potencial
hidroenergético del país [20]. En concordancia con la
tendencia actual en el área eléctrica del país, es
importante destacar que la mayoría de los proyectos
renovables están compuestos por proyectos
hidroeléctricos, con el restante compartido por las
demás tecnologías.
3. METODOLOGÍA PARA AUTOGENERACIÓN
En esta sección se presenta la metodología propuesta
para la estimación de potencial de penetración de
sistemas de autogeneración fotovoltaica en el país. El
escenario de AG en este trabajo hace referencia a la
instalación de sistemas de generación fotovoltaica
aprovechando el área disponible en techos, tejados,
terrazas, etc. de las edificaciones del país. Los datos
estadísticos utilizados en este trabajo provienen de
fuentes oficiales. La metodología de estimación es la
siguiente:
3.1. Cuantificación del área máxima construida que
puede ser destinada a paneles fotovoltaicos
En primer lugar, se establece el área total en la que
se concentra la población de Ecuador. Se toma para este
valor la información proporcionada por el INEC en el
Censo de Población y Vivienda 2010, que establece esta
área en 2921.74 km2 [26]. Se toma la variación anual de
esta área con la misma tasa del crecimiento poblacional,
lo que da una media de 41.1 m2 por nuevo habitante. El
crecimiento por habitante se obtuvo de datos históricos
de permisos de nuevas construcciones (área del terreno
y área construida) y población, calculando así los
m
2
/nuevo habitante [27] – [29].
Además, se desagrega el área total de acuerdo a su
sector en las siguientes categorías: residencial (79.75%),
comercial (8.36%), industrial (2.96%), mixtas (3.61%) y
otros (5.31%) [29]. El sector Mixto hace referencia a
construcciones comerciales y residenciales; el sector
Otros incluye edificios públicos, edificaciones
educativas, hospitales, iglesias, entre otros.
Finalmente, se asume que, del área total de los terrenos,
solo el área propiamente construida podrá destinarse a
paneles FV, ya que las áreas no construidas tienen otro
fin. El porcentaje de área construida por sector es:
residencial (69.38%), comercial (87.73%), industrial
(57%), mixtas (57.19%) y otros (64.85%) [29]. Estas
áreas totales cuantificadas permiten calcular la
superficie máxima que podría ser destinada a la AG,
encontrándose un total de 2041.3 km2 en el año 2010.
En la Fig. 4 se presenta la evolución anual del área
máxima que puede ser destinada a la AG y además se
presenta el área donde se concentra la población de
Ecuador.
Figura 4: Área máxima destinada a la AG y área donde se
concentra la población de Ecuador
3.2. Definición de datos técnicos de paneles
fotovoltaicos
Los datos técnicos requeridos son: área máxima de
paneles FV, eficiencia del sistema FV y la potencia de
los paneles FV. De acuerdo al Atlas Solar del Ecuador,
la radiación solar media en el país es 4575 Wh/m2/día
[30].
Los paneles fotovoltaicos utilizados en sistemas de
generación deben mantener una distancia mínima, de
manera que no se generen sombras que bloqueen la luz
incidente. Para el cálculo de área máxima que puede ser
aprovechada, se encontró en primer lugar la distancia
mínima entre paneles, mediante la ecuación (1).
(1)
55
Revista Técnica “energía”, Edición No. 15, Issue I, Julio 2018
donde d es la distancia mínima, h la altura del panel
respecto a la horizontal y Ø la latitud del sitio
considerado.
Como valores referenciales se usaron una altura sobre la
horizontal de 0.15m [31], un ángulo de inclinación de
15° considerado el valor óptimo para la latitud del país
[32], y las dimensiones de un panel estándar de 200 Wp,
listadas en 1,55m x 0.8m acorde a [33]. El área máxima
para instalación de sistemas FV es calculada en 85% del
área total.
La eficiencia del sistema FV está compuesta por el
producto de la eficiencia de los paneles FV y la de los
inversores. Estos datos fueron obtenidos de hojas
técnicas de varios fabricantes para establecer la
eficiencia del año base 2013, 10.8% (paneles 14.5% e
inversor 92%) [34], [35]. La eficiencia al 2050 es 27.0%
(paneles 27.6% e inversor 98%) [36], [37]. Se considera
que la eficiencia de los paneles solares crece
linealmente, de acuerdo a eficiencias de nuevas celdas
FV descritas en reportes de investigación en celdas
cristalinas de silicio [38], mientras que la eficiencia de
inversores aumenta linealmente hasta llegar a 98% en
2050 [39].
La potencia de los paneles FV escogida como
representativa es 133.76 W/m2 para 2015, de acuerdo a
las hojas técnicas de varios fabricantes [31], [33], [35].
Este valor crece al 2050 en la misma proporción que la
eficiencia del sistema FV, llegando a 250 W/m2.
La evolución de la densidad de potencia y la
eficiencia del sistema FV se presenta en la Fig. 5.
Figura 5: Densidad de potencia y eficiencia de sistemas FV para el
escenario de AG
3.3. Establecimiento de porcentaje de penetración
de AG por sector
En el sector Residencial se definen dos hipótesis. La
primera es colocar AG en 15% de los edificios de
acuerdo a [9], mismos que representan 1,73% del total
del sector, es decir, 15% x 1,73% = 0,26%. La segunda
hipótesis es colocar AG en 15% [9] de los consumidores
residenciales de los dos estratos de consumo más altos
(alta y media alta, mayor a 1000 y 501 – 1000
kWh/mes, respectivamente), estos constituyen 2,4 % del
sector, es decir, 15% x 2,4% = 0,36% [10], [40]. En
total, la AG fotovoltaica se implementa en 0,62% del
sector residencial.
En el sector Comercial, la hipótesis es colocar AG
en 20% [9] de los dos estratos más altos de consumo
(muy grandes y grandes, mayor a 2000 y 1001 – 2000
kWh/mes, respectivamente), mismos que representan
5,2% del total del sector comercial [10].
En el sector Industrial, la hipótesis es colocar AG en
20% [9] de las industrias Grandes y Medianas, las
cuales representan 88,6% de la participación de ventas,
es decir, 20% x 88,6% = 17,72% del total del sector
comercial [41].
En el sector Mixto, la hipótesis es colocar AG en
15% [9] de los edificios, estos representan 20,94% del
total del sector, es decir, 15% x 20,94% = 3,14%.
En el sector Otros, la hipótesis es colocar AG en
15% [9] de los edificios, estos representan 43,04% del
total del sector, es decir, 15% x 43,04% = 6,46%.
El período de ingreso de la AG para todos los
sectores es de 2020 – 2030, considerando que se llega al
valor tope de penetración en un lapso de diez años, de
acuerdo a lo estimado en [9]. A partir de aquí los
valores de AG se mantienen hasta 2050. Estas hipótesis
aplicadas a la realidad del país por medio de
información tomada de [26] y de [10]. En la Fig. 6 se
presenta la evaluación anual de la penetración de AG
desagregada por sectores, en relación al área total
máxima (total) de la Fig. 3.
Es importante notar que el escenario de AG es
función de la población, a mayor población mayor área
construida y por lo tanto incrementa la capacidad
instalada.
Figura 6: Porcentajes de penetración de autogeneración
fotovoltaica en relación al total de área construida en Ecuador
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Fontalvo et al. / Prospectiva de Autogeneración en el Ecuador mediante uso de Modelo LEAP
4. RESULTADOS Y DICUSIÓN
La energía generada y la potencia instalada en el
caso de AG con paneles fotovoltaicos, se presenta en la
Fig. 7 y Fig. 8, respectivamente. La energía generada
por esta fuente alcanza 9,34 TWh para el 2050 con una
capacidad instalada de 6,96 GW. El factor de planta de
estas instalaciones se calcula en 15,32%.
La potencia instalada en autogeneración fotovoltaica
en 2050, con las hipótesis tomadas, es representativa al
punto de superar la capacidad instalada total en 2016 en
el Ecuador que fue de 5,5 GW. Dentro de los sectores
de consumo, son el residencial y el industrial los que
mayor potencial de producción mediante
autogeneración presentan en el período de estudio.
Figura 7: Evolución anual de energía generada con AG
fotovoltaica.
Figura 8: Evolución anual de la capacidad instalada con AG
fotovoltaica.
En la Fig. 9 se presenta la comparación de la
capacidad instalada entre el escenario FR y AG en el
año 2050. Se destaca que el porcentaje de participación
de mini centrales en edificaciones es significativo al
ubicarse en 17%.
En la Fig. 10 se presenta la comparación de la
energía eléctrica generada entre el escenario FR y AG
para 2050. Se destaca que el porcentaje de participación
de las centrales fotovoltaicas autogeneradoras es
significativo, 5,6% del total.
Figura 9: Capacidad instalada de la matriz eléctrica 2050,
comparación entre el escenario fuerte renovables y
autogeneración.
En la Fig. 11 se presenta la serie temporal 2013 –
2050 con las exportaciones de electricidad en los
escenarios FR y AG. Se observa que la AG permite
incrementar la oferta, dejando un excedente que puede
destinarse a la exportación. Al 2050, las exportaciones
son 27,9 TWh frente a 19 TWh del escenario FR, es
decir, 47% superior.
En la Fig. 12 se presenta la serie temporal 2013 –
2050 de la autogeneración de cada sector con paneles
FV en edificaciones. El sector residencial es el que
mayor porcentaje podría generar mediante este sistema,
con entre 10 – 12%, seguido del sector industrial con 8
– 10 % y finalmente el sector comercial con 2 – 4%.
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Revista Técnica “energía”, Edición No. 15, Issue I, Julio 2018
Figura 10: Energía generada en la matriz eléctrica 2050,
comparación entre el escenario fuerte renovables y
autogeneración
Figura 11: Exportación de electricidad 2050, comparación entre el
escenario fuerte renovables y autogeneración.
Figura 12: Autogeneración eléctrica con paneles FV de los
sectores residencial, comercial e industrial
En la Fig. 13 se puede observar la proyección de la
demanda de electricidad en el Ecuador mediante el uso
de LEAP. Adicionalmente se incluye para comparación
la curva con el porcentaje de energía que sería provista
mediante el uso de autogeneradores fotovoltaicos en
edificaciones con respecto al total. Se puede observar tal
como se indicó anteriormente, que este tipo de
generación eléctrica contribuiría con alrededor del 6%
de la demanda de electricidad a partir de 2025.
Figura 13: Demanda de electricidad 2013-2050 y contribución
porcentual de AG fotovoltaica
En la Fig. 14 se presenta el requerimiento de energía
de fuentes primarias para 2050 en los escenarios FR y
AG. Se observa que en el escenario FR la energía solar
y eólica presenta una participación sumamente pequeña
(0,3%), mientras que en el escenario de AG la
participación es 8,5% y 0,2% para la energía solar y
eólica, respectivamente.
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Fontalvo et al. / Prospectiva de Autogeneración en el Ecuador mediante uso de Modelo LEAP
Figura 14: Requerimientos de fuentes primarias, 2050.
Comparación entre el escenario fuerte renovables y
autogeneración
5. CONCLUSIONES
En el presente trabajo se propone una metodología
para cuantificar la contribución de sistemas de
autogeneración mediante la instalación de paneles
fotovoltaicos en techos y tejados de edificaciones en el
país al año 2050. Los resultados obtenidos indican que
este tipo de generación puede llegar a ser una opción
representativa para cubrir la demanda energética de la
población del país mediante el uso de una tecnología
descentralizada, limpia y renovable.
El escenario de AG usa un porcentaje del potencial
total al basarse en políticas similares de países que
actualmente son pioneros en este tipo de producción de
electricidad. En los resultados obtenidos,
aproximadamente un 6% de la energía eléctrica se
generaría mediante AG con paneles fotovoltaicos en
2050, permitiendo reducir el consumo de otros
energéticos o incrementar la exportación de electricidad.
El sector residencial es el que más capacidad tiene
de implementar AG, seguido por el industrial y el
comercial. Este enfoque permite disminuir pérdidas en
el transporte de energía y reducir la dependencia de
grandes centrales, pudiendo ser estas destinadas a cargas
considerables como las industrias básicas o la
exportación. Para tener una idea clara, si se colocara
paneles FV en 25% del sector residencia, se podría
abastecer toda la demanda eléctrica al 2050 (127,2
TWh).
La AG es una de las mejores opciones cuando la
generación centralizada ya no abastezca la demanda,
además, este escenario no explota el máximo potencial,
teniendo un margen de reserva luego de 2050.
Como trabajos futuros se puede refinar la
prospectiva de autogeneración tomando en cuenta
nuevas tecnologías y esquemas de producción, como en
el caso de la implementación de redes inteligentes
encargadas de manejar las transacciones de compra-
venta de energía de los autogeneradores, el ingreso de
equipos de almacenamiento de energía de alta capacidad
que permitan mejorar la variabilidad de las fuentes no
convencionales, y la interacción en términos de manejo
de la demanda como medida de eficiencia energética.
Adicionalmente, se puede ampliar esta metodología
para la autogeneración en casos de tecnologías de
generación para otras energías renovables, como eólica
o de biomasa, si estas empiezan a escalar de manera
masiva para su uso en generación distribuida.
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Javier Fontalvo Díaz.- Nació en
Quito, Ecuador en 1986. Recibió
el título de Ingeniero Electrónico
en la Escuela Politécnica Nacional
en 2011; de Master en Sistemas y
Control de la Universidad de New
South Wales, Australia en 2016.
Actualmente se desempeña como
analista técnico en el Instituto Nacional de Eficiencia
Energética y Energías Renovables, con intereses de
investigación en el desarrollo de modelos prospectivos
de sistemas energéticos y control de electrónica de
potencia en sistemas de energía renovable.
Paola Ramírez Peñaherrera.-
Nació en Quito, Ecuador en
1985. Recibió su título de
Ingeniera Química en la
Universidad Central del Ecuador
en 2012; es maestrante de
Gestión y Planificación
Ambiental en la Universidad
Tecnológica Indoamérica. Actualmente se desempeña
como analista técnico en el Instituto Nacional de
Eficiencia Energética y Energías Renovables, con
intereses de investigación relacionados con la
planificación energética y cambio climático.
Joffre Constante Segura.-
Nació en Quito, Ecuador en
1991. Recibió su título de
Ingeniero Eléctrico de la
Universidad Politécnica
Salesiana, en 2013; y de Magister
en Eficiencia Energética de la
Escuela Politécnica Nacional, en
2016. Trabajó en el Instituto
Nacional de Eficiencia
Energética y Energías
Renovables, INER, en temas relacionados a calidad de
energía, movilidad eléctrica marítima, eficiencia
energética, prospectiva energética, etc. Posteriormente
laboró en la Agencia de Regulación y Control de
Electricidad, ARCONEL, realizando estudios de costos
y pliegos tarifarios. Actualmente trabaja en un convenio
entre CELEC EP COCA CODO SINCLAIR y el
Operador Nacional de Electricidad, CENACE, en la
Subgerencia de Investigación y Desarrollo, para el
proyecto de Sintonización de PSS.
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