Artículo Académico / Academic Paper
Recibido: 26-04-2021, Aprobado tras revisión: 23-07-2021
Forma sugerida de citación: Salazar, G.; Arcos, H. (2021). “Análisis Técnico y Económico de la Implementación del Net Metering
para diferentes tipos de Consumidores de Electricidad en el Ecuador”. Revista Técnica “energía”. No. 18, Issue I, Pp. 86-94
ISSN On-line: 2602-8492 - ISSN Impreso: 1390-5074
© 2021 Operador Nacional de Electricidad, CENACE
Technical and Economic Analysis for the Net Metering Implementation for
several types of electricity customers in Ecuador
Análisis Técnico y Económico de la Implementación del Net Metering para
diferentes tipos de Consumidores de Electricidad en el Ecuador
G.S. Salazar
1
H.N. Arcos
1
1
Escuela Politécnica Nacional, Quito, Ecuador
E-mail: sgaseb19@gmail.com; hugo.arcos@epn.edu.ec
Abstract
This article performs technical and economic
analysis of the implementation of photovoltaic self-
supply micro-factories (µCFV) for different types
and sizes of end-users of electrical energy (EU) in
Ecuador. In this context and considering the
Ecuadorian regulatory framework, technical and
economic aspects of this type of generation projects
are analyzed to propose improvement possibilities
that can benefit both distribution companies (ED)
and final consumers.
The categorization of residential, commercial, and
industrial customers is carried out in the main
distribution companies of the country using a
"Clustering" technique in which technical and
economic analyses are linked, this to establish the
types of EU for which the financial technical analysis
of the feasibility of implementation of photovoltaic
micro plants is carried out.
The dimensioning of micro photovoltaic plants, for
each typical customer, is carried out with the help of
simulation software PVSyst, by analyzing the energy
inputs in each case. Finally, an economic analysis is
carried out based on indicators such as the Levelized
Cost of Energy (LCOE), Network Parity, the
Internal Rate of Return (IRR), and the Estimated
Time of Recovery of the Investment (TERI),
determining the viability of each of the projects.
Resumen
En el presente artículo se realiza un análisis técnico
y económico de la implementación de micro
centrales fotovoltaica de autoabastecimiento (µCFV)
para varios tipos y tamaños de consumidores finales
de energía eléctrica (CF) del Ecuador. En este
contexto y considerando el marco normativo
ecuatoriano, se analizan aspectos técnicos y
económicos de este tipo de proyectos de generación
con la finalidad de plantear posibilidades de mejora
que puedan beneficiar tanto a las empresas
distribuidoras (ED) como a los consumidores finales.
La categorización de clientes residenciales,
comerciales e industriales se realiza en las
principales empresas distribuidoras del país
mediante una técnica “Clustering” en la que se
vinculan análisis técnicos y económicos, esto con el
objetivo de establecer los tipos de CF para los que se
realiza el análisis técnico financiero de factibilidad
de implementación de micro centrales fotovoltaicas.
El dimensionamiento de las micro centrales
fotovoltaicas, para cada cliente tipo, se realiza con la
asistencia del software de simulación PVSyst,
analizándose en cada caso los aportes energéticos.
Finalmente, se realiza un análisis económico a partir
de indicadores como el LCOE, Paridad de Red, la
Tasa Interna de Retorno (TIR) y el Tiempo
Estimado de Recuperación de la Inversión (TERI),
determinándose la viabilidad de cada uno de los
proyectos.
Index terms electrical self-consumption, Levelized
Cost of Energy, photovoltaic generation, Internal
Rate of Return, Estimated Time of Investment
Recovery, Grid Parity, Net Metering.
Palabras clave Autoabastecimiento Eléctrico,
Costo Nivelado de Energía, generación fotovoltaica,
Tasa Interna de Retorno, Tiempo Estimado de
Recuperación de la Inversión, Paridad de Red, Net
Metering.
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Edición No. 18, Issue I, Julio 2021
1. INTRODUCCIÓN
Los recursos primarios que sustentan a las
denominadas energías renovables, se obtienen de fuentes
teóricamente inagotables debido a su relativa abundancia
o porque se regeneran con el transcurso del tiempo. Las
fuentes primarias de energía renovable son: el Sol, la
Tierra y la Luna. En la actualidad, se han desarrollado
tecnologías para el aprovechamiento a gran escala de los
diferentes tipos de energías renovables. En este artículo
se hará énfasis en la obtención de electricidad a partir de
la energía solar, conocida como generación fotovoltaica
mediante el uso de módulos fotovoltaicos.
Ecuador, debido a su ubicación geográfica y la
presencia de microclimas, tiene un gran potencial para la
implementación de sistemas de generación fotovoltaica,
lo que puede mejorar la competitividad en el sector
industrial, aumentar la eficiencia energética global del
sector eléctrico y desplazar el consumo de combustibles
fósiles en la generación de energía eléctrica.
En este contexto se promulgó la Regulación Nro.
ARCONEL 003/18 “Generación fotovoltaica para
autoabastecimiento de consumidores finales de energía
eléctrica”, regulación que está dirigida a las empresas
distribuidoras (ED) y a aquellos usuarios regulados, que
decidan instalar en su predio un sistema fotovoltaico de
generación distribuida (SFV) con una capacidad
instalada de hasta 1 MW conectada en medio o bajo
voltaje. Este sistema deberá conectarse en sincronismo
con la red eléctrica y la producción de energía será para
autoconsumo únicamente, aportando eventuales
excedentes a la red [1]. Estos excedentes se utilizarán
como un crédito de energía para compensarse en el
futuro. Hasta marzo de 2021 se tiene un registro de 80
sistemas fotovoltaicos para autoabastecimiento en el
Ecuador, con una potencia total de 3,0 MWp, y su
implementación ha sido en consumidores residenciales,
comerciales e industriales.
En este artículo se analiza la factibilidad de que los CF
de las empresas nacionales de distribución puedan
acogerse a la Regulación ARCONEL Nro. 003/18
“Generación fotovoltaica para autoabastecimiento de
consumidores finales de energía eléctrica”. Para este
propósito, a través de casos de estudio, se realiza un
análisis de diversos aspectos técnicos y económicos que
intervienen en la generación fotovoltaica distribuida,
tales como: Irradiación Solar, Costos de Inversión,
Condiciones de Financiamiento, Tarifa Eléctrica, entre
otros. Los resultados del análisis se reflejan en
indicadores financieros como: Costo Nivelado de
Energía (LCOE, por su acrónimo en inglés), Paridad de
Red, Valor Actual Neto (VAN), Tasa Interna de Retorno
(TIR) y Tiempo Estimado de Recuperación de la
Inversión (TERI), permitiendo de esta manera evaluar la
conveniencia de la implementación de las micro centrales
fotovoltaicas para autoabastecimiento.
2. MARCO TEÓRICO
Para entender de mejor manera el tratamiento que se
da a la energía en el ámbito de la suscripción de un
contrato de autoconsumo en sincronismo con la red, es
oportuno describir el concepto de Net Metering, que
consiste en un esquema mediante el cual el CF instala su
propia central de generación fotovoltaica. El nombre Net
Metering se debe a que se realiza un neteo mensual de la
energía que consume el usuario con la que produce su
µCFV y la que toma desde la red eléctrica [2].
Con el propósito de exponer de mejor manera el
concepto Net Metering, en la Fig. 1 se presenta un
diagrama de carga de un consumidor en el que se ha
sobrepuesto la curva de producción de su micro central.
En color naranja se distinguen las cantidades de energía
que no son autoabastecidas debido a que se encuentran
en horas en las que no existe producción fotovoltaica,
debiendo esta energía ser provista desde la red de la
empresa eléctrica. En color amarillo se representa la
demanda de energía que es autoabastecida por la central
fotovoltaica y en color blanco se muestra la energía que
se genera en exceso y que se entregará a la red de la
empresa eléctrica para compensar a las áreas de color
naranja. De esta forma el valor de generación
fotovoltaica será igual a la demanda diaria de energía,
proceso que se conoce como “neteo”.
Figura 1: Esquema de Autoabastecimiento “Net Metering” [3]
De producirse un nivel de generación mayor que la
demanda del consumidor, según lo estipulado en la
Regulación 003/18, estos excedentes generan un crédito
de energía que puede utilizarse para compensar
consumos de hasta 24 meses posteriores al mes en el que
se produjeron.
Costo Nivelado de Energía
La amplia gama de tecnologías de generación de
energía eléctrica disponibles, ya sean renovables o no
renovables, difieren mucho en sus variables físicas,
económicas y en sus principios de operación. En este
contexto, existe la necesidad de utilizar un parámetro con
el que se pueda comparar el verdadero costo de producir
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Salazar et al. / Análisis Técnico y Económico de la Implementación de Net Metering para Consumidores de Electricidad
energía con cualquiera de estas tecnologías de
generación.
El Costo Nivelado de Energía (LCOE por sus siglas
en inglés) relaciona el costo presente neto de la
instalación con el valor obtenido por ingresos de
producción de una µCFV [3][4][5], en otras palabras, el
LCOE se puede considerar como el costo total promedio
de construir y operar un activo por unidad de energía
generada durante un período de tiempo.
La expresión utilizada para el cálculo del LCOE se
muestra a continuación:
(1)
(2)
Donde:
A: Anualidad de Costos de Inversión
[US$/año]
INV: Inversión Inicial [US$]
CRF: Factor de Retorno del Capital
OYM: Anualidad de Costos de Operación
y Mantenimiento [US$/año]
producción: producción anual de energía
[kWh/año].
El LCOE permite verificar el punto de Paridad de
Red, brindando una primera impresión de la factibilidad
del proyecto y ayudando así a descartar de manera rápida
los proyectos que estén sobre este punto de paridad.
En la Fig. 2 se muestra de forma esquemática el
concepto de la paridad de red, en ella se observa que
alrededor del año 2017 el costo de producción
fotovoltaica (Costo Nivelado de Generación
Fotovoltaica) llegó a ser menor o igual que la tarifa
eléctrica promedio al consumidor final.
Figura 2: Paridad de Red [6]
3. CASOS DE ESTUDIO
Para el análisis se trabajó sobre la información de los
clientes de dos de las principales empresas eléctricas de
distribución del Ecuador: CNEL - Guayaquil y Empresa
Eléctrica Quito, información entregada por la Agencia de
Regulación y Control de Electricidad y correspondiente
al año 2019, analizándose la factibilidad de todas las
categorías tarifarias y para distintos tamaños de µCFV.
Clasificación de los Consumidores Finales
En el procesamiento de los catastros y facturación
eléctrica de las dos ED se consideraron los siguientes
datos de cada CF: energía facturada, la demanda máxima,
nivel de voltaje, categoría comercial y tarifa asociada.
Una vez depurada la base de datos, se clasificó a los CF
de la siguiente manera:
Consumidores Residenciales
Los usuarios residenciales se clasificaron por nivel
mensual de consumo en los siguientes tres rangos: menor
a 500 kWh-mes, entre 500 y 1500 kWh-mes y mayor a
1500 kWh-mes de consumo.
Consumidores Comerciales
Se clasificaron según el nivel de voltaje al que se
encuentran conectados: BAJO, MEDIO o ALTO
VOLTAJE y dentro de esa clasificación se consideró los
usuarios con tarifa horaria diferenciada y los usuarios sin
tarifa horaria diferenciada.
Consumidores Industriales
Se clasificaron según el nivel de voltaje al que se
encuentran alimentados: BAJO, MEDIO y ALTO
VOLTAJE y dentro de esa clasificación se consideró los
usuarios con tarifa horaria diferenciada y los usuarios sin
tarifa horaria diferenciada.
En la Tabla 1 se presenta el total de CF procesados
para la Empresa Eléctrica Quito y CNEL - Guayaquil,
respectivamente.
Tabla 1: Universo de Clientes de las Empresas Distribuidoras
Consumidores por Empresa Distribuidora
Tipo de Consumidor
EEQ
CNEL-Guayaquil
Consumidores Residenciales
897.113
715.002
Consumidores Comerciales
136.641
78.026
Consumidores Industriales
13.233
2.316
Total de Consumidores
1.046.987
795.344
Una vez que se clasificaron los usuarios, se procedió
con la obtención del cliente representativo utilizando el
método de clustering expuesto a continuación.
Determinación del Cliente Representativo
Los algoritmos de agrupamiento K-Means son
considerados como algoritmos de aprendizaje no
supervisado ya que buscan patrones en los datos sin la
necesidad de tener una predicción específica como
objetivo [7]. En la Fig. 3 se presenta el esquema del
algoritmo de clustering K-Means.
88
Edición No. 18, Issue I, Julio 2021
En este método los grupos se identifican minimizando
el error de agrupación [8] y se establece como parámetro
de entrada el número de grupos en los cuales se va a
dividir los elementos. La validación de los clusters se
realizó mediante la aplicación del indicador
“DaviesBouldin”, la corrida del script para número
elevado de iteraciones y en base a la experiencia
personal. Para presentar de mejor manera los resultados,
se denominaron los diferentes clientes de las ED de la
forma que se muestra en las Tabla 2. Los resultados se
ven reflejados en la energía real consumida por cada
consumidor tipo.
Figura 3: Método K-Means [9]
Tabla 2: Denominación de los Consumidores de las Empresas
Distribuidoras
Tipo de
Cliente
Categoría Tarifaria
Notación
CNEL-
Guayaquil
EEQ
COMERCIAL
Baja sin Demanda Horaria
A
A
Baja con Demanda Horaria
B
B
Media sin Demanda Horaria
C
-
Media con Demanda Horaria
D
C
Alta con Demanda Horaria
E
D
INDUSTRIAL
Baja sin Demanda Horaria
A
A
Media sin Demanda Horaria
B
B
Media con Demanda Horaria
C
C
Alta con Demanda Horaria
D
D
Donde:
CDH: Categoría con demanda horaria
SDH: Categoría sin demanda horaria.
4. ANÁLISIS DE FACTIBILIDAD DE LA
AUTOGENERACIÓN FOTOVOLTAICA
Para que un proyecto sea factible para el inversionista
existen varios parámetros que se deben analizar previo a
la toma de alguna decisión. A continuación, se describen
cada uno de esos parámetros y el estado actual en el caso
de estudio.
4.1. Tarifas Eléctricas
La categoría tarifaria a la que pertenece cada
consumidor es un factor muy importante para analizar su
estado actual. En este estudio se toman en cuenta todas
las categorías tarifarias vigentes en las dos ED.
La tarifa residencial en el Ecuador tiene un modelo de
“Escalones Crecientes” según el rango de consumo
mensual de energía, presentando un crecimiento ligero
para los escalones de consumos mensuales bajos y un
crecimiento exponencial para consumos a partir de los
500 kWh-mes según el pliego tarifario vigente para el
Ecuador [10], tal como se aprecia en la Fig. 4.
Figura 4: Tarifa Eléctrica para consumidores residenciales [4]
Por otra parte, para los clientes comerciales e
industriales se tomaron en cuenta los dos modelos
tarifarios existentes: con demanda horaria diferenciada y
sin demanda horaria diferenciada. El modelo tarifario
implementado en el Ecuador para los clientes con
demanda horaria diferenciada es conocido como “Time
of Use Tariff” o Tarifas Diferenciadas por Periodo de
Consumo. En este esquema se determinan tres bandas
horarias de consumo: baja, media y pico. La tarifa es
diferente para cada banda, siendo mayor para la banda de
consumo pico, seguida por la banda de consumo medio y
siendo menor en la banda de consumo bajo. Es un
esquema que brinda una señal temporal del costo de la
energía a los clientes. Este modelo tarifario se presenta
en la Fig. 5.
Figura 5: Tarifa Industrial Diferencial Horaria [4]
89
Salazar et al. / Análisis Técnico y Económico de la Implementación de Net Metering para Consumidores de Electricidad
4.2. Irradiación Solar
El factor irradiación solar puede ser el punto de
quiebre en la toma de decisiones, ya que causa una
diferencia representativa en la producción estimada de la
µCFV. En la sección de análisis de resultados se verá la
diferencia obtenida en la producción de energía para las
ciudades de Quito y Guayaquil debido a la importante
diferencia en la irradiación solar de estas ciudades.
En la Fig. 6 se muestra el Atlas Solar del Ecuador, en
donde se encuentran identificados los dos casos de
estudio: con punto de color verde la ciudad de Guayaquil
y de color celeste para la ciudad de Quito.
Figura: 6 Atlas Solar del Ecuador [12]
Este parámetro fue tomado de la base de datos
meteorológica PVGys del software de simulación
utilizado en este estudio, la cual toma como referencia
datos de temperatura promedio mensuales.
4.3. Costos de Inversión
El costo del kW instalado se obtuvo a través de
cotizaciones y costos reales actuales de los diferentes
equipos y componentes necesarios para la instalación de
una µCFV, costos de importación, ingeniería, transporte,
seguros, mano de obra, entre otros.
El costo de inversión por kW varía desde 0,94
US$/kW hasta 1,20 US$/kW, como se muestra en la
Tabla 3, dependiendo del tamaño de la central. Cabe
mencionar que para los dos casos de estudio se mantuvo
el mismo costo de capital (CAPEX, por sus siglas en
inglés) y así analizar los demás factores que influyen en
la factibilidad.
Tabla 3: Resumen de Costos para Centrales de
Autoabastecimiento Fotovoltaico
Rubro
2 kW
1 MW
Costo [US$]
Panel
0,22
0,22
Inversor
0,31
0,06
Componentes
Complementarios
0,28
0,28
Diseño y Mano de Obra
0,39
0,39
Total
1,20
0,94
Es preciso mencionar que para la tecnología
fotovoltaica sigue existiendo economía de escala debido
a componentes de costos como: transporte, ingeniería y
seguros. Esto significa que mientras más grande es la
central fotovoltaica, menores serán los costos unitarios de
inversión por kW (costos decrecientes a escala).
4.4. Dimensionamiento y diseño
Un adecuado dimensionamiento preliminar es de gran
importancia para lograr tener un punto de partida
apropiado para el diseño de la µCFV. La potencia
requerida de la central fotovoltaica tipo se calcula
mediante la siguiente expresión:
(3)
Donde:
PFV: Potencia de la central fotovoltaica
tipo,
Energía Mensual: Energía facturada para cada tipo de
cliente en kWh-mes,
FP: Factor de planta para una central
fotovoltaica (parámetro que deberá
ser adecuadamente estimado para el
diseño inicial).
El valor obtenido en la expresión anterior
necesariamente debe ser verificado, para lo cual se
realizan simulaciones en el software PVSyst,
comprobando o modificando la potencia real requerida
de la µCFV y estimando la energía anual producida. De
esta forma, el dimensionamiento de la central garantizará
la producción energética necesaria en el sitio de
emplazamiento del proyecto.
4.5. Análisis Financiero
La producción anual de energía [kWh-año], el costo
por kW instalado [US$/kW], la capacidad de la central
[kWp], los costos de operación y mantenimiento; y, los
ingresos y egresos por financiamiento; son parámetros
requeridos para el cálculo del CAPEX y de los costos
operacionales (OPEX) de cada una de las µCFV. En la
Fig. 9 se muestra el diagrama de flujo financiero
aplicado.
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Edición No. 18, Issue I, Julio 2021
Figura 7: Flujo Financiero [Elaboración Propia]
Los indicadores financieros obtenidos son: Valor
Actual Neto (VAN), Tasa Interna de Retorno (TIR) y
Tiempo Estimado de Recuperación de la Inversión
(TERI) o Periodo de Recuperación de la Inversión (PRI).
Estos indicadores junto con el LCOE permiten analizar
la factibilidad financiera de cada proyecto. Los
parámetros generales utilizados en este estudio para la
elaboración de todos los flujos financieros se presentan
en la Tabla 4 y en las ecuaciones 4 y 5.
Tabla 4: Parámetros de Entrada del Flujo Financiero
PARÁMETROS FINANCIEROS
Tasa de Interés
8,50%
Tasa de Descuento
8,00%
Años de Análisis
20
(4)
(5)
Donde:
Flujo Neto de Caja en el periodo t
[US$/año]
Tasa de Descuento [%]
Número Total de Años
5. ANÁLISIS DE RESULTADOS
Para ejemplificar la metodología del análisis de
factibilidad, a continuación, se muestran los resultados
obtenidos para consumidores comerciales conectados en
alto voltaje con demanda horaria diferenciada para
clientes de las dos ED bajo estudio.
5.1. Empresa Eléctrica Quito
En las Tablas 5 y 6 se presentan los resultados del
dimensionamiento de la µCFV y las características del
arreglo fotovoltaico respectivamente.
Se observa que para producir 1951 MWh-año, se
requiere una planta de 1100 kWp y 1000 kWac y son
necesarios 2340 módulos FV de una potencia de 470
W/panel. En la Tabla 7, se presentan los resultados del
análisis económico realizado, en tanto que en la Fig. 8 se
presenta el Valor Neto Acumulado en el transcurso de los
20 años de análisis.
Tabla 5: Dimensionamiento Cliente Comercial con Demanda
Horaria
DIMENSIONAMIENTO ELÉCTRICO
ENERGÍA MENSUAL [kWh]
153.300,00
POTENCIA DEL PV [kWp]
1.100,00
FACTOR DE PLANTA
0,20
COSTO POR WATIO INSTALADO [US$/kWp]
0,94
PRODUCCIÓN ANUAL [MWh/año]
1.951,00
Tabla 6: Características del Arreglo Fotovoltaico
DATOS
POTENCIA POR PANEL (W)
470
POTENCIA POR INVERSOR (kW)
175
TOTAL INVERSORES
6
RESULTADOS
PANELES EN SERIE
26
CADENAS POR INVERSOR
15
TOTAL CADENAS
90
TOTAL PANELES
2.340
Tabla 7: Resultados del Análisis Económico
ANÁLISIS ECONÓMICO
VAN
$1.275.540,88
TIR
50,05%
TERI
3 AÑOS
LCOE
0,062
Figura 8: Valor Neto Acumulado de un cliente comercial
5.2. Unidad de Negocio CNEL-Guayaquil E.P
En las Tablas 8 y 9 se presentan los resultados del
dimensionamiento de la µCFV y las características del
arreglo fotovoltaico respectivamente.
Se observa que para producir 1646 MWh-año, se
requiere una planta de 1100 kWp y 1000 kWac y son
necesarios 2340 módulos FV de una potencia de 470
91
Salazar et al. / Análisis Técnico y Económico de la Implementación de Net Metering para Consumidores de Electricidad
W/panel. En la Tabla 10, se presentan los resultados del
análisis económico realizado, en tanto que en la Fig. 9 se
presenta el Valor Neto Acumulado en el transcurso de los
20 años de análisis.
Tabla 8: Dimensionamiento Cliente Comercial con Demanda
Horaria
DIMENSIONAMIENTO ELÉCTRICO
ENERGÍA MENSUAL [kWh]
153.300,00
POTENCIA DEL PV [kWp]
1.100,00
FACTOR DE PLANTA
0,17
COSTO POR WATIO INSTALADO [US$/kWp]
0,94
PRODUCCIÓN ANUAL [MWh/año]
1.646,00
Tabla 9: Características del Arreglo Fotovoltaico
DATOS
POTENCIA POR PANEL (W)
470
POTENCIA POR INVERSOR (kW)
175
TOTAL INVERSORES
6
RESULTADOS
PANELES EN SERIE
26
CADENAS POR INVERSOR
15
TOTAL CADENAS
90
TOTAL PANELES
2.340
Tabla 10: Resultados del Análisis Económico
ANÁLISIS ECONÓMICO
VAN
$977.129,54
TIR
38,80%
TERI
4 AÑOS
LCOE
0,074
Figura 9: Valor Neto Acumulado de un cliente comercial
Se puede observar que, para los dos casos de estudio,
la inversión es apropiada ya que los indicadores
financieros son positivos. Sin embargo, se evidencia que
el factor irradiación solar afecta notoriamente en la
producción de la central, aumentando los ingresos
anuales en la ciudad de Quito en comparación con la
ciudad de Guayaquil.
5.3. Resultados del análisis para los diferentes
consumidores tipo
A continuación, se presentan los resultados del análisis
de factibilidad para los distintos tipos y tamaños de
clientes de las dos ED.
Resultados para Empresa Eléctrica Quito S.A.
En la Fig. 10 se observa que la inversión es factible
desde el punto de vista financiero para los usuarios
residenciales que tengan un consumo mayor a los 300
kWh-mes. En la Fig. 11, para usuarios de categoría
comercial, se puede observar que el LCOE es menor a la
tarifa promedio ofertada por la EEQ en todos los casos
de estudio, ya sea conectados a bajo, medio o alto voltaje.
Por otra parte, exclusivamente para los casos D y C, los
Tiempos Estimados de Recuperación de la Inversión
(TERI) son del orden de 3 años.
En la Fig. 12 se puede apreciar que, para los casos de
clientes de categoría industrial, en la ciudad de Quito, el
costo nivelado de la energía (LCOE) es menor a la tarifa
cobrada por la empresa distribuidora y también el tiempo
estimado de recuperación de la inversión es adecuado
para los casos C y D. Estos son dos aspectos que
determinan la factibilidad financiera de los proyectos
para los casos analizados.
Figura 10: Análisis de la paridad de red de los usuarios
residenciales
Figura 11: Análisis de la paridad de red de los usuarios
comerciales
92
Edición No. 18, Issue I, Julio 2021
Figura 12: Análisis de la paridad de red de los usuarios
industriales
Resultados para CNEL EP Unidad de Negocio
Guayaquil.
En la Fig. 13, para usuarios residenciales, se observa
que el precio de producción de la energía de la central
fotovoltaica es más económico a partir de los 500 kWh-
mes. En el caso de los usuarios comerciales, en la Fig. 14,
se observa que para los consumidores conectados a bajo
voltaje con demanda horaria la tarifa actual es más
económica que el costo nivelado de energía por lo tanto
se descarta la inversión. Lo contrario sucede en los
usuarios conectados a bajo voltaje sin demanda horaria,
medio voltaje sin demanda horaria, medio voltaje con
demanda horaria y alto voltaje con demanda horaria, en
donde la inversión es financieramente atractiva y el
Tiempo Estimado de Recuperación de la Inversión
(TERI) es adecuado.
Para todos los casos correspondientes a usuarios
industriales, ya sean en bajo, medio o alto voltaje, la
inversión se debe analizar minuciosamente ya que el
LCOE es mayor a la tarifa promedio cobrada por la
empresa distribuidora y el Tiempo Estimado de
Recuperación de la Inversión (TERI) es de 8 años. Esto
se aprecia en la Fig. 15.
Figura 13: Análisis de la paridad de red de los usuarios
residenciales
Figura 14: Análisis de la paridad de red de los usuarios
comerciales
Figura 15: Análisis de la paridad de red de los usuarios
Industriales
6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
CONCLUSIONES
El esquema de autoabastecimiento conocido como
Net Metering, implementado en el Ecuador a través
de la Regulación ARCONEL Nro. 003/18, es un
esquema factible para diferentes tipos de
consumidores de energía eléctrica. Los costos
actuales de la tecnología fotovoltaica y la buena
irradiación solar del Ecuador hacen que éste sea un
esquema válido y atractivo para el desarrollo de
energías renovables en nuestro país.
Los indicadores financieros de proyectos de
autoabastecimiento fotovoltaico mejoran
considerablemente para sitios con mejor irradiación
solar y para clientes con tarifas eléctricas altas. Se
verifica que, para un proyecto de 1000 kW, en la
ciudad de Quito se obtiene una TIR de 50.05 %, en
tanto que en Guayaquil se obtiene un 38.80%. En
ambos casos, la inversión inicial y las tarifas de
usuario final son iguales, sin embargo, la irradiación
solar es la diferencia fundamental.
Sobre la base de los resultados obtenidos para los
clientes residenciales de la ciudad de Quito, se
determina la factibilidad financiera de
implementación del Net Metering para clientes con
consumos de energía superiores a los 300 kWh-mes.
Para la ciudad de Guayaquil, considerando el menor
recurso solar disponible, se determina la factibilidad
para clientes con consumos mensuales de energía
superiores a los 500 kWh-mes.
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Salazar et al. / Análisis Técnico y Económico de la Implementación de Net Metering para Consumidores de Electricidad
Del análisis técnico y financiero para clientes
comerciales, se determinó que para el caso de la
Empresa Eléctrica CNEL Unidad de Negocio
Guayaquil, el esquema de autoabastecimiento es
factible para usuarios conectados a bajo voltaje sin
demanda horaria, medio voltaje sin demanda horaria,
medio voltaje con demanda horaria y alto voltaje con
demanda horaria. Para clientes comerciales de la
Empresa Eléctrica Quito se determinó la factibilidad
de implementación del esquema Net Metering para
todas las categorías tarifarias y niveles de voltaje.
Para el caso de clientes industriales de la ciudad de
Guayaquil, la implementación del
autoabastecimiento con el esquema Net Metering se
debe analizar minuciosamente. Para clientes
conectados en medio y alto voltaje la factibilidad
dependerá de la optimización en los costos de
inversión. En la ciudad de Quito, la factibilidad se
verificó para clientes industriales conectados a medio
voltaje con demanda horaria y clientes conectados en
alto voltaje con demanda horaria.
RECOMENDACIONES
Se recomienda que, en sus respectivos ámbitos, los
diferentes actores del sector eléctrico, académico,
industrial, de la construcción, comercial y turismo,
fomenten con mayor énfasis el desarrollo de
proyectos de autoabastecimiento fotovoltaico en el
Ecuador. Esto permitirá que mayor cantidad de
usuarios del servicio eléctrico optimicen sus costos de
abastecimiento y fomentará la inversión privada para
la expansión en generación eléctrica renovable.
Es recomendable que, como complemento a la
Regulación Técnica de ARCONEL, para la
aplicación del Net Metering, se mantengan los demás
incentivos tributarios y arancelarios para el desarrollo
de energía renovable. Esto complementará un
ambiente adecuado para la inversión privada y la
expansión en generación distribuida.
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] ARCONEL, REGULACIÓN Nro. ARCONEL -
OO3/18. Ecuador, 2018.
[2] F. P. Manjón, «SISTEMAS FOTOVOLTAICOS
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[3] S. S. Pérez, «Análisis Técnico y Económico de la
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[11] CONELEC, ATLAS SOLAR DEL ECUADOR
CON FINES DE GENERACÓN ELÉCTRICA.
Ecuador, 2008.
Sebastián Salazar Pérez.- Nació
en Quito en el año de 1997. Sus
estudios secundarios los realizó en
el Colegio Municipal Sebastián de
Benalcázar en Quito. Obtuvo el
título de Ingeniero Eléctrico en la
Escuela Politécnica Nacional en
2020. Sus áreas de interés son:
Distribución de Energía Eléctrica, Despacho Económico,
Alto Voltaje, Eficiencia Energética y Energías
Renovables.
Hugo Arcos Martínez. - Nació en
Quito, Ecuador, en 1972. Recibió
el título de Ingeniero Eléctrico en
la Escuela Politécnica Nacional en
1998 y PhD en Ingeniería Eléctrica
en la Universidad de San Juan de
Argentina en 2003. Ha
desarrollado su carrera profesional
en diversas instituciones del sector eléctrico ecuatoriano
y actualmente se desempeña como Coordinador de la
Carrera de Ingeniería Eléctrica de la Escuela Politécnica
Nacional. Sus áreas de interés son: modelación de
sistemas eléctricos de potencia, estudios en estado estable
y transitorio y confiabilidad de SEP.
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