Artículo Académico / Academic Paper
Recibido: 10-05-2020, Aprobado tras revisión: 16-07-2020
Forma sugerida de citación: Dávila, R., Vallejo, D., Soria, R., Ordoñez, F. (2020). Evaluación del potencial técnico y económico
de la tecnología solar fotovoltaica para la micro generación eléctrica en el sector residencial del Distrito Metropolitano de
Quito”. Revista Técnica “energía”. No. 17, Issue I, Pp. 80-91.
ISSN On-line: 2602-8492 - ISSN Impreso: 1390-5074
© 2020 Operador Nacional de Electricidad, CENACE
Evaluation of the technical and economic potential of solar photovoltaic
technology for electrical microgeneration in Quito Metropolitan District
residential sector
Evaluación del potencial técnico y económico de la tecnología solar
fotovoltaica para micro generación eléctrica en el sector residencial del
Distrito Metropolitano de Quito
R.N. Dávila
1
D.A. Vallejo
1
R. Soria
1
F. Ordoñez
1
1
Escuela Politécnica Nacional, Quito, Ecuador
E-mail: ricardo.davila@epn.edu.ec; daniel.vallejo01@epn.edu.ec; freddy.ordonez@epn.edu.ec;
rafael.soria01@epn.edu.ec
Abstract
The technical, economic and commercial potential of
solar photovoltaic technology for residential micro
power generation in the urban area of the
Metropolitan District of Quito is determined. Data of
interest from the National Survey of Household
Income and Expenses (ENIGHUR, by its acronym in
Spanish) was collected. The obtained data was
organized focusing on the urban area of Quito and
sectioned by parishes to determine their trend in
terms of income, electricity consumption and urban
planning. The statistical processing is performed
through IBM SPSS software and data extrapolation
through MATLAB. Through SAM software, which
is specialized in simulation of photovoltaic
installations, simulations were developed for rooftop
photovoltaic microgeneration systems, connected to
the grid without battery. It was modeled and sized
for different scenarios throughout each urban
parish. The results include the calculation of
economic indicators such as the Net Present Value
(NPV) to evaluate the technical, economic and
commercial potential of the micro electric generation
at the residential level. The technical potential sums
390 MWp, while commercial potential could sum
155 MWp if the installed cost of photovoltaic systems
reaches 750 USD/kWp.
Resumen
Se evalúa el potencial técnico, económico y comercial
de la tecnología solar fotovoltaica para micro
generación eléctrica a nivel residencial en la zona
urbana del Distrito Metropolitano de Quito. Se
recopiló datos de interés presentados por la Encuesta
Nacional de Ingresos y Gastos de Hogares
(ENIGHUR). Los datos obtenidos fueron
organizados a nivel de la zona urbana de Quito y
sectorizados por parroquias para determinar su
tendencia en cuanto a variables de ingresos,
consumo eléctrico y urbanismo. Se procedió al
tratamiento estadístico por medio del programa
SPSS de IBM y la extrapolación de datos a través de
MATLAB. Por medio del software SAM,
especializado en simulación de instalaciones
fotovoltaicas, se desarrolló simulaciones para
sistemas de micro generación fotovoltaica en tejados,
conectados a red sin batería. Se modeló y dimensionó
distintos escenarios a lo largo de cada parroquia
urbana para su posterior análisis. Los resultados
obtenidos permitieron calcular indicadores
económicos como el Valor Actual Neto (VAN) para
evaluar el potencial técnico, económico y comercial
para micro generación eléctrica a nivel residencial.
El potencial técnico suma 390 MWp, en cuanto el
potencial comercial podría sumar 155 MWp si el
costo de los sistemas alcanza los 750 USD/kWp.
Index terms techno-economic potential, market
potential, photovoltaic, rooftop, distributed
generation.
Palabras clave potencial técnico y económico,
potencial comercial, fotovoltaico, tejados, generación
distribuida.
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Edición No. 17, Issue I, Julio 2020
1. INTRODUCCIÓN
En un panorama en que el combate al cambio
climático global se torna en una problemática de interés
nacional, el desarrollo tecnológico enfocado en la
utilización de energías renovables es fundamental para
disminuir el uso de combustibles fósiles.
La energía solar es el recurso energético más
abundante en la naturaleza, alrededor de 885 millones
de TWh alcanzan la superficie terrestre cada año. El uso
de la energía solar se constituye, por tanto, en un buen
prospecto para el desarrollo sostenible [1], [2].
El mercado de la tecnología fotovoltaica muestra un
crecimiento sostenido año tras año. En 2019, se
instalaron y pusieron en servicio al menos 114,9 GW de
sistemas fotovoltaicos en el mundo. Es así como a
finales de ese año la capacidad instalada acumulada
total de tecnología solar fotovoltaica alcanzó los 627
GW. De este modo, la generación fotovoltaica atiende
cerca del 3% de la demanda de electricidad en el mundo
[3].
La implementación de sistemas de energía
fotovoltaica reduce la demanda de la electricidad
generada por tecnologías tradicionales como plantas
térmicas a base de gas y otros combustibles fósiles.
Como consecuencia, se mitiga la cantidad de emisiones
contaminantes, que resultan en beneficios para la salud
y en reducción del calentamiento global. Actividades
económicas se estimulan al incentivar el desarrollo de
industrias y empresas orientadas a la construcción,
instalación y mantenimiento de sistemas fotovoltaicos
[4].
Ecuador, en su constitución, promueve el uso de
tecnologías limpias y energías alternativas, sustentado
en el aprovechamiento de los recursos renovables [5]. A
finales de 2018 se aprobó la regulación Nro.
ARCONEL-003/18 que plantea la generación de energía
fotovoltaica distribuida de autoconsumo a nivel
residencial, comercial e industrial [6]. La regulación
contempla los requisitos, capacidad máxima y un
apartado técnico que determina el procedimiento para la
implementación a nivel residencial y comercial del
sistema de micro-generación fotovoltaico conectado a la
red.
Las instalaciones de energía fotovoltaica en techos o
tejados para generación distribuida (GD) son sistemas
cuyo objetivo es el de abastecer parcial o totalmente la
demanda eléctrica de las edificaciones en que son
instaladas. Aquellos sistemas fotovoltaicos conectados a
la red de distribución eléctrica, usando medidores bi-
direccionales o net metering, permiten tomar energía de
la red, o inyectar a la red la energía generada en
excedente, dependiendo de la relación consumo-
generación de la edificación.
El relativo alto costo de inversión para la
implementación de sistemas fotovoltaicos limita los
segmentos sociales que pueden beneficiarse de la
generación eléctrica distribuida [7]. No solo tiene que
ver con la capacidad de financiamiento de los equipos,
como también con la superficie de tejados y terrazas
disponible para la instalación de estos sistemas.
Dada su localización geográfica, Ecuador es un país
con abundante recurso solar. La radiación global
incidente en Quito alcanza los 2000 kWh/m
2
/año,
posicionándose, por tanto, como una de las ciudades que
mayor radiación solar global percibe en el continente
[8]. En virtud de este hecho, este trabajo propone como
objetivo evaluar el potencial técnico, económico y
comercial de la tecnología solar fotovoltaica para micro
generación eléctrica distribuida en el sector residencial
urbano del Distrito Metropolitano de Quito (DMQ).
2. METODOLOGÍA
Para la evaluación del potencial técnico, económico y
comercial se propuso una segmentación demográfica y
un conjunto universo de número de viviendas, que
fueron simuladas para obtener los parámetros para el
análisis de potencial.
2.1. Base de datos
La fuente de información socioeconómica utilizada
en el proyecto empleó como base los datos de la última
Encuesta Nacional de Ingresos de Hogares Urbanos y
Rurales (ENIGHUR) elaborada por el Instituto Nacional
de Estadísticas y Censos en 2012. Esta encuesta permite
obtener una visión detallada del presupuesto familiar en
cuanto a la estructura, el monto y la distribución del
ingreso y del gasto en los hogares urbanos y rurales de
Ecuador [9].
Se extrajeron los datos de la ciudad de Quito,
segmentados por parroquia y por núcleo familiar, como
mínima unidad de análisis. Los datos recopilados, por
núcleo familiar, fueron: ingreso mensual promedio
(USD) y gasto promedio mensual en energía eléctrica
(USD).
El estudio de los datos mencionados buscó la
relación entre la capacidad financiera por hogar y el
consumo promedio eléctrico del mismo.
De manera complementaria se realizó un estudio
urbanístico y físico, representativo para el objetivo del
estudio, del DMQ en base a la cartografía censal de las
parroquias urbanas de la ciudad. Se agruparon las
parroquias como se establece en la subsección 2.2.
La subsección 2.3 presenta el uso del software SPSS
de IBM, usado para el análisis estadístico y tratamiento
de datos.
2.2. Caracterización urbana
Se realizó el estudio urbanístico con el propósito de
estimar el espacio físico disponible en los techos y
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Dávila et al. / Evaluación del potencial técnico y económico de la tecnología solar fotovoltaica para micro generación eléctrica
tejados para instalaciones fotovoltaicas a nivel
residencial.
Para el análisis del potencial técnico-económico de
las instalaciones de micro generación fotovoltaica
residencial, se plantearon dos tipos de instalaciones
residenciales: casas unifamiliares y edificios
multifamiliares. Se consideraron como casas
unifamiliares a lugares donde reside un único núcleo
familiar, y a edificios multifamiliares como aquellas
construcciones que poseen tres o más plantas o
viviendas con visible ocupación por más de una sola
familia (múltiple número de medidores, varias casas en
un medidor, entre otros). Adicionalmente se definió
como “otros” a lotes vacíos, edificaciones comerciales,
zonas públicas, espacios verdes, entre otros.
En base a selección aleatoria se escogieron dos
manzanas por cada una de las 32 parroquias urbanas del
DMQ. Cada manzana analizada fue descrita
cualitativamente, y la distribución de sus áreas fue
evaluada cuantitativamente. Estos datos, buscan
establecer la proporción y dimensiones de edificios
multifamiliares, casas unifamiliares y otros existentes en
cada parroquia urbana, y relacionarlo con los datos
socio económicos tratados en la sección 2.1.
En la Fig. 1 se muestra la medición de una manzana
urbana en la parroquia Rumipamba.
Los datos fueron obtenidos y compilados usando las
herramientas e imágenes satelitales provenientes de
Google Earth Pro.
Figura 1: Metodología de medición de áreas por manzana.
Manzana perteneciente a la parroquia urbana Rumipamba.
Fuente: propia, por medio de Google Earth Pro
Para complementar la información de distribución
urbanística de la ciudad se planteó una clasificación
macro de las regiones de esta, según la tendencia y el
tipo de construcción. La clasificación de las 32
parroquias urbanas se estableció en cuatro sectores:
norte, sur, centro financiero y centro histórico. Esta
sectorización puede observarse en la Fig. 2.
Dicha clasificación permitió agrupar a sectores con
una visible tendencia común en el aspecto urbano. En la
Tabla 1 se presenta la disposición y características
físicas de cada sector.
Figura 2: Agrupación sectorial del DMQ. Fuente: propia
Tabla 1: Características propias de cada sector: norte, sur,
centro histórico y centro financiero.
Sector
Características
Número de
parroquias
Norte
Construcciones
residenciales amplias.
Presencia de jardines.
12
Sur
Construcciones
residenciales, mayor
densidad de
edificaciones.
14
Centro
financiero
Edificaciones comerciales
y residenciales mayores a
5 pisos. Poca presencia de
viviendas unifamiliares.
4
Centro
histórico
Construcciones
residenciales y
comerciales de la época
colonial
4
En la etapa de sectorización del distrito, se
observó que existen dos parroquias con distribución
urbanística heterogénea. Con la finalidad de no
enmarcar a la parroquia entera en un solo sector se
planteó subdividirla en proporción a lo observado en las
imágenes satelitales, validado también con el
conocimiento previo del sector. Las parroquias de
“Mariscal Sucre” y “Jipijapa” se tomaron,
respectivamente, como un porcentual de 33,3% y 50%
perteneciente al sector norte y de 66,6% y 50% para el
sector de centro financiero.
Un parámetro para considerar en la instalación de
sistemas fotovoltaicos es el sombreado. Depende de los
elementos existentes en los alrededores, cercanos y
lejanos, que puedan modificar el rendimiento de los
paneles fotovoltaicos al producir sombras.
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Edición No. 17, Issue I, Julio 2020
Información sobre el sombreo, necesaria para la
posterior simulación horaria de una instalación
fotovoltaica en el software System Advisor Model
(SAM) desarrollado por el National Renewable Energy
Laboratory (NREL), fue tomada del estudio
“Dimensionamiento y algoritmo para la distribución de
electrolineras alimentadas por sistemas fotovoltaicos
para recarga de bicicletas eléctricas en el Distrito
Metropolitano de Quito” [10]. Chavarrea y Mera,
desarrollaron el análisis de cuatro escenarios diferentes
para evaluar el sombreo cercano. Para puntos
específicos del DMQ se simuló la sombra causada por
edificaciones existentes en el lugar y por objetos
lejanos.
En la Fig. 3 se observa los escenarios evaluados por
Chavarrea y Mera [10], los mismos que han sido
relacionados con las características inherentes de cada
zona urbana de la ciudad.
Figura 3: Escenarios de sombras cercanas generados a partir
de PV-Syst. Fuente: [10]
Del estudio antes nombrado, se obtuvo un archivo de
texto exportable proveniente del software PV-Syst, que
incluye entre los parámetros reportados el ángulo de
acimut para las coordenadas geográficas, horizonte-
cercanía, y porcentaje de sombras para cada caso y para
el sombreo de horizonte.
2.3. Análisis de tendencia y extrapolación de datos
Se parte del muestreo de datos obtenidos de
ENIGHUR y la caracterización urbana por sector y
parroquias urbanas.
Cada grupo fue caracterizado usando la siguiente
información: datos de ingreso, consumo eléctrico,
tamaño y distribución de manzana (porcentaje y número
de viviendas unifamiliares y de edificios
multifamiliares). Para el tratamiento y análisis
estadístico se utilizó el programa SPSS en los procesos
descritos a continuación:
- Depuración de datos atípicos por medio de la prueba
de Tukey, conocido también como el diagrama de
cajas y bigotes.
- Establecimiento de tipo de distribución de datos a
través de pruebas de normalidad. Se clasificaron los
grupos de datos en distribución normal o en
logarítmica, dependiendo de los indicadores
estadísticos (coeficiente de Shapiro-Wilk,
coeficiente de asimetría).
Concluido el tratamiento estadístico, se extrapoló la
tendencia de datos con el propósito de proyectar los
parámetros técnicos y económicos de las dos manzanas
analizadas por parroquia al número total de manzanas
de la misma parroquia. De este modo, se planteó un
conjunto universo con el total de manzanas a nivel de
todo el DMQ.
La extrapolación fue generada usando una
distribución normal para los datos recopilados en la
sección 2.1 y 2.2, con excepciones puntuales en
parroquias en las que no se cumplía la normalidad, las
cuales fueron modeladas como una distribución log-
normal.
El proceso de extrapolación de datos se llevó a cabo
mediante el software de cálculo Matlab con el cual se
gestó, organizó y almacenó la información generada
aleatoriamente.
Como resultados se generaron los datos de 15.981
manzanas completamente definidas correspondientes a
toda el área urbana del DM Q.
La Tabla 2 presenta un ejemplo de una manzana
completamente definida con el detalle de cada uno de
sus parámetros generados aleatoriamente en función del
modelo establecido, conservando su tendencia y
distribución estadística.
Tabla 2: Ejemplo de manzana completamente definida,
parroquia Itchimbía
Parámetro
Valor
Unidad
Descripción
1
7823
m
2
Área total de
manzana
2
80,3
%
Porcentaje de
viviendas
unifamiliares
3
10,5
%
Porcentaje de
edificios
multifamiliares
4
9,2
%
Porcentaje de
Otros
5
17
unidad
Cantidad de
viviendas
unifamiliares
6
3
unidad
Cantidad de
edificios
7
2.965,8
USD
Ingreso
mensual total del
hogar
83
Dávila et al. / Evaluación del potencial técnico y económico de la tecnología solar fotovoltaica para micro generación eléctrica
8
235
kWh
Consumo
eléctrico mensual
2.4. Simulación de sistemas fotovoltaicos conectados
a la red
Para la simulación, se utilizó el muestreo por
conveniencia [11]. Se seleccionó aleatoriamente una
manzana por cada parroquia, entre un total de 34
manzanas totalmente definidas. De la manzana elegida
se asumió que todas las viviendas unifamiliares tienen
idénticos parámetros (nombrados en la sección 2.3.).
Con estas condiciones se planteó el marco de
simulación de una vivienda unifamiliar en el software
System Advisor Model (SAM). Los parámetros de
entrada se resumen en la Tabla 3.
Tabla 3: Parámetros de entrada para simulación en SAM.
Entradas
Tipo
Variable
Descripción
Datos
meteorológicos
Archivo.
TMY
Por parroquia
Elementos del
sistema
Módulo
Jinko Solar
JKM275pp-
60
Inversor
En base al
consumo.
Marca
Fronius
Serie Galvo –
Primo
Dimensionamiento
Número de
paneles
En base al
consumo
Tipo de
arreglo
Lineal
Orientación y
seguimiento
Ángulo de
inclinación
10°
Acimut
90°
GCR
0,663
Sombreo
Sombreo
propio
No aplica
Sombreo
externo
En base al
sector
Pérdidas
DC
Pérdidas
propias de
inversor
central
AC
1%
Por
irradiación
Debido a
suciedad: 5%
Tiempo de vida
Degradación
del sistema
0,5% anual
Costos del sistema
Costos
directos
Inversor,
módulo,
instalación y
accesorios
Contingencia
Riesgo país
5%
Financiamiento
Crédito
100% crédito
Tasa de
interés
11,5%
Tipo de
distribución
Tipo
Consumo
neto
Tarifa
Dependiente
del consumo.
Carga eléctrica
Uso
energético
(horario)
Curva de
carga
mensual
A partir del consumo eléctrico mensual y la
normalización de las curvas de carga de tipo residencial,
se dimensionó la instalación fotovoltaica capaz de
satisfacer la demanda eléctrica anual. Los parámetros de
salida obtenidos a partir de la simulación se detallan en
la Tabla 4.
La simulación considera que el financiamiento de la
inversión se hace por medio de un crédito por 100% del
valor de la inversión, a una tasa anual del 11,5%, en 36
meses plazo. Los parámetros financieros se tomaron
acorde a “EcoCredit”, servicio del banco ProCredit en
favor de implementación de tecnología renovable [12].
Tabla 4: Variables de salida provenientes de la simulación en
SAM.
Salidas
Tipo
Variable
Descripción
Físico
Área total
terreno
Área necesaria para
instalación
fotovoltaica
Técnico
Generación
eléctrica
Generación mensual
y anual del sistema
fotovoltaico
Consumo
eléctrico
Consumo mensual y
anual del sistema
fotovoltaico
Económico
Ahorro
eléctrico
Balance energético
mensual y anual
Costo
nivelado de
energía
Índice que relaciona
la producción anual
y los costes totales
del sistema
anualizados.
El escenario general considera el costo de los
equipos e instalación según proformas de vendedores
locales. Para equipos no disponibles a nivel local
(inversores para un rango menor a 3,5 kW, necesarios
para instalaciones de micro generación fotovoltaica en
el sector residencial) se consideró los aranceles
necesarios asociados a su importación.
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La simulación considera también, el pliego tarifario
vigente en la ciudad de Quito para la categoría de
consumo eléctrico de tipo residencial y el tipo de
financiamiento en base a crédito total y pago al contado
al proyectista.
2.5. Cálculo de potencial técnico, económico y
comercial
2.5.1. Potencial técnico
Se considera una tecnología específica (Ver Tabla
3). Pero, dado el vasto recurso solar existente en la
región, el potencial técnico considera la disponibilidad
de espacio para la instalación de sistemas fotovoltaicos
en los techos/terrazas de las viviendas urbanas de Quito.
En base a la medición y análisis de la distribución
urbanística efectuada por medio de Google Earth y la
posterior extrapolación de datos en Matlab, se
determinó la superficie total de cada terreno, de todas
las manzanas, en cada parroquia urbana. Al área de
terreno calculado se aplicó el Coeficiente de Ocupación
del Suelo (COS) vigente en el DMQ. Se estableció así el
área de construcción de cada solar y por tanto el espacio
existente en los techos y tejados.
El Plan de Uso y Ocupación del Suelo (PUOS) es el
instrumento de planificación territorial aprobado por
ordenanza del Consejo Metropolitano de Quito que fija
parámetros y normas para el uso, la ocupación y el
fraccionamiento del suelo [13]. El rango del coeficiente
varía dependiendo del tipo de edificación: aisladas,
pareadas y continuas con retiro frontal. Sin embargo, un
valor de COS común se registra en las edificaciones
mencionadas. Por tal motivo, el valor del coeficiente
utilizado para todas las manzanas fue del 60%.
Ha de considerarse también que no toda el área del
techo está disponible para instalación fotovoltaica, el
estudio de Wiginton desarrollado por NREL calcula que
solo un 30% del techo está disponible como área
adecuada para la puesta en marcha del sistema
fotovoltaico [14]. El análisis de potencial técnico
determinó como factibles todas las edificaciones
residenciales cuyo espacio (libre para FV) en el techo
sea suficiente para albergar la instalación fotovoltaica.
2.5.2. Potencial económico
Varios estudios garantizan 20 años de vida útil para
una instalación fotovoltaica. Según publicaciones de
NREL, el tiempo de vida para instalaciones
residenciales fotovoltaicas alcanza los 30 años [15].
Para este estudio se utilizó el valor medio de 25 años de
vida útil. Por tanto, se evalúa indicadores financieros
como el valor actual neto (VAN) en un período de 25
años.
2.5.3. Potencial comercial
Para determinar la existencia de potencial comercial,
se evaluó la rentabilidad a través de los indicadores
financieros ya mencionados para un periodo de 10 años,
período de retorno simple en el que típicamente se
evalúa financieramente proyectos de inversión en
sistemas fotovoltaicos [16].
2.6. Planteamiento de escenarios y análisis de
sensibilidad
Se propone determinar la influencia de la variación
de los principales parámetros sobre el potencial técnico
económico y comercial de un sistema de micro
generación eléctrica a nivel residencial. Se evaluó la
reducción del costo de sistemas fotovoltaicos a nivel
local, el precio real de la electricidad (precio al
consumidor sin subsidio), y las facilidades de
financiamiento.
2.6.1 Escenario base
Para el escenario base se consideró proformas de
empresas de servicios de instalación fotovoltaica
localizadas en la ciudad de Quito y para los elementos
que no se encontraron disponibles en el mercado local
se consideró los precios internacionales más los rubros
involucrados en la importación, según la normativa
vigente en el Servicio Nacional de Aduana del Ecuador
(SENAE).
En el escenario actual, el precio que involucra la
adquisición e instalación de sistemas fotovoltaicos a
nivel local fue estimado en un rango de costos que,
dependiendo de las dimensiones de la instalación
residencial fotovoltaica, alcanza en la mejor
prospección un precio de 3.000 USD por kilovatio pico
(kWp) instalado. Este costo representa el menor valor
cotizado para las residencias de mayor consumo
eléctrico de la zona urbana. Es decir, para quienes serían
potenciales beneficiarios de la implementación de micro
generación eléctrica distribuida. Se resalta que este
precio está bajando rápidamente, inclusive en Quito. Sin
embargo, no se pudo obtener una cotización oficial de
menor precio durante el tiempo que duró el estudio
(hasta julio 2019).
2.6.2. Escenario A
El desarrollo tecnológico y el crecimiento del
mercado FV a nivel mundial, especialmente en la China,
ha provocado la reducción drástica de los costos de los
sistemas fotovoltaicos.
Alrededor del mundo numerosas políticas
gubernamentales se generan en pro de incentivar el
aprovechamiento del recurso solar. Los beneficios
socioeconómicos y ambientales de la tecnología solar
fotovoltaica para satisfacer las necesidades de consumo
eléctrico se tornan cada vez más atractivos bajo todo
punto de vista.
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Dávila et al. / Evaluación del potencial técnico y económico de la tecnología solar fotovoltaica para micro generación eléctrica
En este escenario se plantea una reducción del
precio de la instalación fotovoltaica, estableciéndose un
valor mínimo, comparable al costo actual en mercados
europeos [17]. Se cotiza a precio de mayorista y con
privilegios de importador. Se planteó el costo de 750
USD por kilovatio pico (kWp) instalado, mucho menor
al considerado en el escenario base. Se mantiene
constante la tarifa eléctrica aplicada en la red de
distribución de la ciudad de Quito y el método de
financiamiento. Se conoce que ya hay unas pocas
empresas en Ecuador que han ofertado sistemas
fotovoltaicos alrededor del valor considerado en este
escenario, sin embargo, actualmente son la excepción.
2.6.3. Escenario B
El precio de electricidad al consumidor final en el
Ecuador está entre los más baratos de la región de
América Latina y el Caribe [15].
De este modo, el valor de la tarifa eléctrica es una
variable clave en la evaluación del ahorro que puede
obtener quien instale un sistema fotovoltaico de micro
generación distribuida. Con el fin de cuantificar la
influencia de dicha variable, en este escenario se
propone el análisis con un precio de 0,40 USD/kWh,
referido como el valor más alto de la región.
Se mantiene constante, con respecto al escenario
base, el método de financiamiento y el costo de
instalación del sistema fotovoltaico.
2.6.4. Escenario C
Otro aspecto de influencia directa sobre la
factibilidad técnica y económica es la forma de
financiamiento establecida para el proyecto. Para el
escenario C, se fija una tasa de interés 8%, la tasa de
interés más baja que puede plantearse a nivel nacional, y
que es comparable a la otorgada en préstamos
hipotecarios del Banco del Instituto Ecuatoriano de
Seguridad Social (BIESS) [18]. Se considera un
financiamiento por el 100% del valor del proyecto.
Respecto del escenario base, se mantiene constante
la tarifa eléctrica vigente en la ciudad y el costo
cotizado de instalaciones fotovoltaicas.
3. RESULTADOS Y DISCUSCIÓN
3.1. Escenario base
El potencial técnico, económico y comercial de la
tecnología fotovoltaica para micro generación en el
marco actual para el área urbana del Distrito
Metropolitano de Quito (DMQ) se detalla en términos
de energía generada anualmente, expresados en GWh, y
en términos de capacidad instalada, expresados en
megavatio pico (MWp).
En la tabla 5 se expresa en resumen la capacidad que
se debería instalar para satisfacer el consumo energético
de toda el área urbana residencial de la ciudad, así como
el potencial técnico, económico y comercial para la
implementación de sistemas de micro generación
fotovoltaica conectada a red. El potencial económico y
comercial es inexistente en toda el área urbana de Quito.
En ambos casos el parámetro de corte planteado, valor
actual neto (VAN), es negativo.
Tabla 5: Consumo actual y capacidad FV requerida para
atender todo el consumo actual, potencial técnico, económico y
comercial FV del área urbana del DMQ en el escenario base
Variable
*Consumo
actual y
capacidad FV
requerida
Potencial
técnico
Potencial
económico
Potencial
comercial
Generación
eléctrica
[GWh]
966,3*
557,1
0
0
Capacidad
FV
[MWp]
649,0*
390,2
0
0
Tras los resultados obtenidos en el marco actual, se
evalúan distintos escenarios que involucran la reducción
del costo de los sistemas fotovoltaicos (escenario A), así
como un precio más elevado de la energía eléctrica
(escenario B) y también un modo de financiamiento más
atractivo para el consumidor (escenario C).
Las figuras 4 y 5 muestran, en orden descendente, el
potencial técnico (en azul) en relación con el consumo
actual/capacidad FV requerida (en rojo), por parroquia,
en términos de generación eléctrica anual y capacidad
instalada, respectivamente.
Se puede apreciar que, en la mayoría de las
parroquias urbanas de Quito existe el potencial técnico
para cubrir casi toda la demanda energética residencial a
través de la implementación de sistemas de micro
generación fotovoltaica conectadas a red. Sin embargo,
excepciones en parroquias como Rumipamba, Iñaquito,
Mariscal Sucre y Jipijapa dada su distribución
urbanística (elevada proporción de edificios
multifamiliares) conjugada con altos índices de
consumo energético determinan que exista una mayor
cantidad de techos residenciales que no cuentan con el
espacio suficiente para albergar la instalación
fotovoltaica necesaria para satisfacer la demanda
eléctrica.
Figura 4: Potencial técnico (energía anual que se podría
generar por parroquia con FV) y consumo eléctrico, escenario
base
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Edición No. 17, Issue I, Julio 2020
Figura 5. Potencial técnico (capacidad FV que se podría
instalar por parroquia) y capacidad FV requerida para atender su
consumo
Se puede observar que Quitumbe, La Ecuatoriana y
El Condado encabezan la lista de parroquias con más
alto potencial técnico. Estas zonas en general no
reportan altos índices de consumo eléctrico por hogar
sin embargo, son parroquias de gran tamaño que
albergan numerosas construcciones en comparación a
las demás parroquias. Esta razón justifica el hecho de
que el potencial técnico acumulado en estas parroquias
urbanas sea de los más elevados.
El potencial técnico total del área urbana del DMQ
es: en términos de energía generada anualmente de
557,1 GWh con una capacidad instalada de 390,2 MWp.
En términos porcentuales hay la capacidad de cubrir el
57,7% del consumo eléctrico residencial con el 60,1%
de la capacidad instalada requerida.
3.2. Escenario A
En este escenario se establece el costo del sistema
fotovoltaico en 750 USD/kWp instalado.
En la tabla 6, se expresa el potencial económico y
comercial acumulado de toda el área urbana de Quito en
términos de energía generada anualmente (GWh) y de
capacidad instalada (MWp).
Tabla 6. Potencial económico y comercial en el DMQ.
Escenario A
Variable
Potencial
económico
Potencial
comercial
Generación
eléctrica
[GWh]
343,5
231,9
Capacidad
instalada
[MWp]
230, 3
154,7
En las figuras 6 y 7 se observa el mapa del DMQ
con cada una de sus parroquias urbanas identificadas y
delimitadas. Se expresa a través de código de colores la
tendencia existente en el escenario A de potencial
económico y comercial, en términos de capacidad
instalada (MWp).
Figura 6: Potencial económico: Capacidad instalada (MWp).
Mapa ilustrativo DMQ. Escenario A
Figura 7: Potencial comercial: Capacidad instalada (MWp). Mapa
ilustrativo DMQ. Escenario A
Rumipamba encabeza las parroquias con mayor
potencial económico y comercial de 17,8 y 15,2 MWp
de capacidad instalada respectivamente. En contra parte,
Guamaní es la parroquia con menos potencial
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Dávila et al. / Evaluación del potencial técnico y económico de la tecnología solar fotovoltaica para micro generación eléctrica
económico y comercial del DMQ con una capacidad
instalada de 0,21 y 0 MWp instalados, respectivamente.
Este contraste se explica en base a un elevado
consumo energético en la parroquia Rumipamba y en
general en la zona norte de la ciudad. Nótese que
Iñaquito no encabeza la lista con mayor potencial
económico ni comercial a pesar de ser la parroquia que
más altos índices de consumo eléctrico reporta en
general, esto debido a que el potencial técnico reduce en
gran medida al potencial económico-comercial por
efecto de una proporción mayor de edificios con alta
demanda energética; edificios que carecen del espacio
suficiente en los techos para la instalación de los
sistemas fotovoltaicos.
Por otro lado, Guamaní y Turubamba reportan
menor potencial económico-comercial debido al bajo
índice de consumo eléctrico actual.
3.3. Escenario B
Este caso establece una tarifa de consumo eléctrico a
pagar de 0,40 USD/kWh.
En la tabla 7, se expresa el potencial económico y
comercial en términos de energía generada anualmente
(GWh) y de capacidad instalada (MWp).
Tabla 7. Potencial económico y comercial en el DMQ.
Escenario B
Variable
Potencial
económico
Potencial
comercial
Generación
eléctrica
[GWh]
310,5
51,5
Capacidad
instalada
[MWp]
209,6
34,6
En las figuras 8 y 9 se observa el mapa del DMQ
con cada una de sus parroquias urbanas identificadas y
delimitadas. Se expresan a través de código de colores
la tendencia en el escenario B de potencial económico y
comercial, en términos de capacidad instalada (MWp).
Se observa que, Cochapamba lidera las parroquias
con mayor potencial económico con 11,34 MWp de
capacidad instalada, representando un 5,4% del total del
DMQ. Por otra parte, se tiene que Guamaní es la
parroquia con menor potencial económico existente del
DMQ, con una capacidad instalada de 0 MWp.
Este contraste denota un alto consumo eléctrico
residencial en Cochapamba, consumo que es tendencia
en la mayoría de los hogares de esta parroquia. Por otro
lado, Guamaní es una parroquia que reporta en general
baja demanda eléctrica y por ende su consumo no es
suficiente para reportar beneficio económico en la
implementación de sistemas fotovoltaicos residenciales
conectados a red.
En cuanto al potencial comercial, se observa en la
figura 9 que la parroquia con mayor capacidad instalada
es Iñaquito, con 5,7 MWp, representando el 16,4% del
potencial comercial en la zona urbana del DMQ.
Iñaquito posee dentro de sus límites parroquiales los
índices de consumo eléctrico residencial más elevados
de toda la ciudad razón por la cual, en caso de que el
precio de la electricidad se incremente como lo
establece este escenario, será la parroquia urbana que
mayor potencial comercial para la implementación de
sistemas fotovoltaicos residenciales reporte.
Se observa que, existen 15 parroquias que presentan
potencial comercial nulo (en blanco). A pesar de que
varias de estas parroquias se encuentran entre las más
grandes y habitadas de la zona urbana de la ciudad, su
consumo eléctrico residencial en general es bajo. Se
determina que aun cuando el precio de la electricidad se
incrementase como lo propone el escenario B no
existiría potencial comercial en la mayoría de las
parroquias del sector sur, ni en las parroquias del
extremo norte de la ciudad.
Figura 8: Potencial económico: Capacidad instalada (MWp).
Mapa ilustrativo DMQ. Escenario B.
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Edición No. 17, Issue I, Julio 2020
Figura 9: Potencial comercial: Capacidad instalada (MWp)
Mapa ilustrativo DMQ. Escenario B.
3.3. Escenario C
En el caso planteado para el escenario de
sensibilidad C, en el cual se propone una tasa de interés
del 8%, en base al crédito del Banco de Instituto
Ecuatoriano de Seguridad Social (BIESS), como
referencia de financiamiento de menor tasa de interés
[18]. Se obtuvo que en términos generales el potencial
económico y comercial no varían con relación al caso
base.
Dentro de este escenario se evaluó también la
posibilidad de llevar a cabo el proyecto sin necesidad de
financiamiento externo. De esta manera el núcleo
familiar financiaría la instalación del sistema
fotovoltaico por sus propios medios con la consecuente
reducción de pago de intereses a un ente bancario. Sin
embargo, debido al costo considerado en el contexto
inicial (alto precio por kWp instalado) este caso
continúa siendo inviable económica y comercialmente
dentro del área urbana residencial de la ciudad.
Respecto al escenario base, existe un aumento en el
valor actual neto para 10 y 25 años, aunque no llega a
ser positivo. En la tabla 8, se expresa el potencial
económico y comercial en términos de energía generada
anualmente (GWh) y de capacidad instalada (MWp).
Tabla 8. Potencial económico y comercial en el DMQ.
Escenario C
Variable
Potencial
económico
Potencial
comercial
Generación
eléctrica
[GWh]
0
0
Capacidad
instalada
[MWp]
0
0
4. CONCLUSIONES
Este estudio ha permitido establecer las siguientes
conclusiones:
El área urbana de Quito engloba una composición
heterogénea de residencias. Tanto el tratamiento de
variables de ENIGHUR como el geoprocesamiento de
datos permitieron obtener una visión transversal de la
situación económica y demográfica de la ciudad. Se
pudo agrupar parroquias urbanas con similares
características físicas: tamaño de manzanas y
lotizaciones; y, proporción de edificios y viviendas
unifamiliares residenciales.
Por medio del software System Advisor Model
(SAM) y en base a los datos recopilados fue posible
realizar simulaciones de la operación de sistemas
fotovoltaicos de micro generación eléctrica sin batería
conectados a la red (generación distribuida), obteniendo
resultados de generación eléctrica y el balance
energético neto (excedentes exportados a la red, o
consumos de la red). A partir de coeficientes obtenidos
de generación eléctrica por parroquia se extrapoló
resultados al DMQ, obteniéndose una visión detallada
de toda la ciudad.
El área urbana residencial del DMQ tiene un
potencial técnico en generación eléctrica de 390,2 GWh,
con una capacidad instalada de 557,1 MWp. Económica
y comercialmente, el potencial es nulo en el escenario
base, inclusive en las parroquias con mayor demanda
energética como Iñaquito. Esto básicamente sucede por
los altos precios a los que los sistemas fotovoltaicos son
ofertados por comerciantes locales en Quito.
Dado que existe potencial técnico, pero no existe
potencial económico ni comercial se concluye que los
factores que impiden actualmente la implementación de
la tecnología no son de características físicas (radiación
solar disponible) o técnicas (sistemas FV), sino
netamente por un mercado inmaduro y poco
competitivo. Sin embargo, ya hay pocas empresas que
han ofertado sistemas fotovoltaicos para proyectos
industriales de mediano porte a precios muy
competitivos, próximos a los 750 USD/kWp, sin
embargo, esto por ahora es la excepción, no la regla.
En base al escenario A se observa que, en
comparación a los precios altos ofertados actualmente,
al considerar precios competitivos a nivel internacional,
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Dávila et al. / Evaluación del potencial técnico y económico de la tecnología solar fotovoltaica para micro generación eléctrica
que se puede lograr mediante convenios con las grandes
marcas e importación en gran escala, sumado al
surgimiento de empresas especializadas en fotovoltaico,
el potencial comercial y económico podría ser mucho
mayor.
El aumento de la tarifa eléctrica planteada en el
escenario B refleja la existencia de potencial económico
y comercial, representando que, a nivel residencial, a
partir de consumos de 2.500 kWh mensuales
aproximadamente, el costo por la electricidad
consumida justifica la instalación de micro generación
distribuida para su autoabastecimiento.
En el marco actual, mejores financiamientos por
parte de las entidades bancarias no serían suficientes
para alcanzar algún nivel de potencial económico ni
comercial, aun cuando se reduzca las tasas de interés
desde 11,5% al 8%. Lo más importante continúa siendo
el costo del sistema fotovoltaico, que debe reducir a
cerca de 750 USD/kWp instalado para exista potencial
comercial en el DMQ en el corto plazo.
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Ricardo Nicolás Dávila
Molina.- Nació en Quito en
1993. Recibió su título de
Ingeniero Mecánico de la Escuela
Politécnica Nacional en 2020. En
la actualidad se desempeña en el
avalúo de maquinaria industrial y
cursando estudios adicionales en
el área energética, económica y administrativa.
Daniel Agustín Vallejo
Tejada.- Nació en Quito en
1994. Recibió su título de
Ingeniero Mecánico de la
Escuela Politécnica Nacional en
2020. Actualmente, se encuentra
cursando sus estudios de
adicionales de preparación
profesional en el área de energías y sistemas de gestión
de calidad.
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Edición No. 17, Issue I, Julio 2020
Rafael Soria. - Nació en Quito en
1984. Recibió su título de
Ingeniero Mecánico de la Escuela
Politécnica Nacional en 2008. Es
PhD en planificación energética
por la Universidad Federal de Rio
de Janeiro, Brasil. Actualmente, es
profesor ocasional en el
Departamento de Ingeniería Mecánica de la Escuela
Politécnica Nacional, en el área de sistemas energéticos.
Freddy Ordóñez. - Nació en Loja
en 1977. Recibió su título de
Ingeniero Mecánico de la Escuela
Politécnica Nacional en 2002. Es
PhD en Sistemas Energéticos por la
Universidad Paris-Est Marne-la-
Vallée, Francia. Actualmente, es
profesor agregado en el
Departamento de Ingeniería Mecánica de la Escuela
Politécnica Nacional, en el área de sistemas energéticos.
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