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1. ntroducción
La crisis energética a nivel mundial es evidente, en el 2020 el 4,5 % de la demanda mundial disminuyó [1], el incremento de la contaminación por su producción y el cambio climático ha ocasionado afecciones a la salud, pérdida de la biodiversidad y ecosistemas que afectan al capital humano. Según un informe del Banco Mundial, el coste por daños a la salud producto de la contaminación atmosférica es de 8,1 billones de dólares por año, que representa el 6,1 % del Producto Interno Bruto (PIB) mundial [2].
En el 2022, varios países han retomado el uso del carbón para generar electricidad, registrándose un nuevo récord mundial de emisiones de CO2 a la atmosfera con 40 600 Mt, de esto el 90 % son por la quema de los combustibles fósiles. Según la Organización de las Naciones Unidas (ONU) alrededor de 6000 millones de personas dependen de combustibles fósiles importados, donde el 32,5 % utiliza para cocinar o calentar exponiendo la salud de las personas. La Organización Mundial de la Salud (OMS) determinó que el 99 % de la población mundial respira aire que no cumple los límites de calidad, estimando alrededor de 13 000 muertes por año debido a la contaminación presente en el aire [3].
Según el Banco Mundial, los países pueden combatir la contaminación atmosférica por medio de inversiones físicas y normativas, entre estas se enfoca el uso de fuentes no contaminantes para generar energía, en la industria el uso de combustibles renovables, en el transporte con el uso de motores eléctricos, así como también soluciones limpias en cocina y calefacción [2].
Según la Agencia Internacional de la Energía (IEA, por sus siglas en inglés) se está afrontando la primera crisis energética a nivel mundial, producida por varios factores como: la recuperación económica luego de la pandemia del COVID 19 y la invasión de Rusia a Ucrania, aunque sin pruebas, las políticas climáticas provocaron un incremento en los precios de la energía lo que afectó a la producción y distribución de los alimentos a nivel mundial [4]. Una mayor oferta de tecnología y fuentes de energía limpia podrían haber mitigado la presión del alza de precios [5].
Datos del Banco Mundial señala que en el 2 020 el acceso de la población a la electricidad en países como: Argentina, Colombia, Chile, Brasil, El Salvador, Paraguay, Uruguay alcanzó el 100 %, Perú 99,3 %, seguido de Ecuador con el 98,8 % y Panamá con un 96,7 % [6].
En Ecuador, según el informe Estadística Anual y Multianual del 2 021 señala que la generación de energía bruta fue 32 206,88 GWh, mientras que la energía importada de Colombia fue 363,80 GWh; de esta, las generadas por combustibles fósiles fue de 6 118,46 GWh, que es el 18,79 % de la producción por energía no renovable, lo que representa que se consumieron 1 783,76 kTEP [7].
De esto se puede afirmar que para cumplir el objetivo 7 de energía sostenible para el 2 030 planteado por la ONU [8], mejorar la salud de las personas, el medio ambiente, conservar los ecosistemas, combatir el cambio climático y mejorar la economía del país es necesario que a nivel nacional se implemente proyectos encaminados a generar y trabajar con energías limpias. Según la Agencia Internacional de la Energía Renovable (IRENA, por sus siglas en inglés) a través del informe Estadísticas de Capacidad Renovable del 2022, la capacidad total explotable de energías renovables para el Ecuador es de 13 902 MW, de esta el 38,18 % ya se encuentra en uso. Donde, el 84,27 % de la capacidad de las centrales hidroeléctricas se encuentra instalada, otras energías con el 3,72 % y apenas el 0,88 % la energía solar fotovoltaica [9] a pesar de que el país presenta condiciones ideales para la implementación de este tipo de proyectos.
Actualmente Ecuador no dispone de plantas fotovoltaicas implementadas a gran escala, se sabe que se encuentra en desarrollo un Proyecto fotovoltaico en el Aromo, provincia de Manabí con: una capacidad instalada de 200 MW, una inversión estimada de 200 MUSD, en un área de 290 ha. Se estima que para el 2025 entre en funcionamiento y cubra el 22 % del consumo energético de la provincia [10].
En relación a la provincia de Chimborazo, se dispone de cuatro proyectos hidroeléctricos que en conjunto suman 16,33 MW de potencia nominal instalada, que no abastecen el consumo energético de la zona que es 417,78 GWh. En el 2 021 la Empresa Eléctrica Riobamba S.A (EERSA) compró 446,89 GWh de energía para cubrir el 95,57 % del servicio eléctrico de su zona de concesión [7].
Por tal sentido se ha venido planteando propuestas de desarrollo de plantas fotovoltaicas a nivel del país previo a estudios de zonas. Esta investigación se inició con una propuesta de una planta fotovoltaica de 824,86 MW en Manabí, Ecuador y sus resultados fueron publicados en el mes de junio del 2 022 [11]. Este estudio presenta la segunda propuesta en la región sierra del país, que busca implementar una planta fotovoltaica de 130,24 MW en la provincia de Chimborazo, Ecuador, con la finalidad de contribuir al cambio energético de la matriz productiva y cubrir la demanda eléctrica de la zona.
2. Metodología
Para la propuesta de la planta fotovoltaica se aplicó una metodología similar a la utilizada en investigaciones similares [11], que consiste en analizar la demanda energética presente y futura de la zona de estudio, seleccionar los posibles sitios de implementación, el recurso solar, definir las normativas y requerimientos que debe cumplir el diseño, seleccionar los componentes y estimar un presupuesto.
Por medio del software RETScreen Expert octava versión validado por organismos internacionales para el desarrollo de proyectos de energías renovables [12] se evaluó los parámetros financieros y ambientales para proyectos similares.
En lo financiero se analiza: los costos iniciales totales de proyecto, pago de la deuda, el flujo de caja anual, la variabilidad financiera que se refiere al Valor Presente Neto (VPN), la Tasa Interna de Retorno (TIR), el repago del capital, el costo de producción de energía, la energía exportada a la red y los ingresos producidos. En lo ambiental se considera: la reducción de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) y su correspondencia con vehículos y barriles de petróleo no utilizados.
Esta información al ser analizada permitió determinar la viabilidad de la propuesta y establecer las conclusiones respectivas. A continuación, se detalla cada uno de los pasos:
2.1. Estudio y análisis de la zona
En base a datos del Instituto Nacional de Estadísticas y Censos (INEC) del 2010, Chimborazo es la novena provincia más poblada del Ecuador [13] y según el informe Estadístico Anual y Multianual del Sector Eléctrico Ecuatoriano del 2021, cuenta con 183 342 clientes regulados, de los cuales el 87,54 % corresponde al sector residencial. En el 2021 se facturó 378,38 GWh de energía eléctrica que representa 37,40 MUSD. La energía disponible en el sistema de distribución de la EERSA para el 2021 es de 450,81 GWh, alcanzando un consumo energético de 417,78 GWh, presentando el 7,33 % en pérdidas de energía en el sistema. En ese año se presentó una generación de energía bruta de 80,92 GWh y se compró 446,89 GWh al año [7]. De las proyecciones anuales del Plan Maestro de Electricidad (PME) 2019 - 2027 se considera un crecimiento mínimo de 2,06 % de abonados y un 3 % en ventas [14], los cuales son considerados para estructurar la Tabla 1.
De la Tabla 1 se observa que hasta el 2034 la Unidad de Negocio de la zona debería cubrir una demanda energética adicional proyectada de 195,74 GWh.
La provincia del Chimborazo está conformada por 10 cantones los cuales son: Alausí, Colta, Chambo, Chunchi, Cumandá, Guamote, Guano, Pallatanga, Penipe y Riobamba, siendo esta última la que presenta mayor tasa de crecimiento poblacional [13].
Para el análisis y selección de la zona a implementarla planta fotovoltaica se consideró sectores con mayor extensión territorial planas y que estén cercanas a subestaciones eléctricas, siendo estos: Calpi, Guano, Licto y Palmira, que se ubican entre los 2 807 a 3 228 m.s.n.m. según Google Earth.
En el 2015, según la información registrada en la base de datos PVGIS, el índice de irradiación global de acuerdo con las zonas de análisis varía entre 1 710 a2 175,1 Wh/m2/año, siendo Calpi y Guano los que presentan menor y mayor irradiación respectivamente. Los parámetros meteorológicos generales de la zona se presentan en la 2.
En la figura 1 a la 4 se presenta una vista aérea de la zona que se pretende construir la planta fotovoltaica según Google Earth. Se observa que para el cantón Guano y Licto existen dos alternativas. Para todos los expuestos se estima un área de utilización no mayor a100 ha.
2.2. Selección de la base de datos solares
En base a comparativas realizadas previamente en propuestas de implementación de plantas fotovoltaicas desarrolladas por el grupo de investigación se opta trabajar con la información suministrada por la base de datos de PVGIS (Photovoltaic Geographical Information System, por sus siglas en inglés) ya que evita realizar una sobre estimación energética e influir en una errada factibilidad económica [11].
Para el análisis se trabajó con información histórica de 10 años (2005 - 2015) de la página web PVGIS [15], tomándose los valores de irradiación global con el ángulo óptimo y la temperatura media. La irradiación y la temperatura de las zonas se analizó con varias latitudes y longitudes para obtener sus promedios. En la tabla 3 se presenta los promedios por zona de irradiación horizontal global y temperatura ambiente.
De la Tabla 3 se observa que la zona de Calpi presenta los valores menos favorables de irradiación global con 1 718,91 kWh/m2/año y un valor promedio de temperatura ambiente de 10,2 °C, los que serán considerados para realizar el dimensionamiento de la planta.
Tabla 3: Promedios de irradiación horizontal global y temperatura ambiente por zona.
Fuente: Elaboración propia a partir de la base de datos de PVGIS [16].
2.3. Definición de los requerimientos que debe cumplir el diseño.
La planta fotovoltaica a implementarse en Calpi debe cumplir con los siguientes requerimientos:
Cubrir una demanda proyectada a 13 años de195,74 GWh.
El área a utilizar no debe superar las 100 ha.
Las estructuras de soporte deben ser de material inoxidable, que soporten una temperatura ambiente máxima de 17,5°C y velocidades de viento de 15,5 m/s [11].
Las protecciones y conductor soportarán el 125%de la corriente máxima y una caída de voltaje inferior al 3% según la Norma Ecuatoriana de la Construcción (NEC) [17].
Se considerará optimizadores de potencia, transformadores de tipo líquido de tres devanados marca RYMEL y transformadores de potencia marca WEG para elevar los voltajes a niveles de138 o 230 kV [11].
Requerirá un contador de energía digital-bidireccional, estaciones meteorológicas, centro control y procesamiento de la información, sistema de puesta a tierra, sistemas de protección, de seguridad, cercado y obra civil [11]
3. Resultado
A continuación, se presenta el dimensionamiento de los elementos más importantes que integran la propuesta de diseño de la planta fotovoltaica con sus respectivos cálculos, los mismos que están sustentados en base al estudio preliminar de la planta fotovoltaica propuesta para el Aromo y los resultados obtenidos en esa investigación serán aplicados en el presente estudio, los cuales se resumen a continuación [11]:
Paneles fotovoltaicos de silicio monocristalino de la marca SunPower® serie X de 470 Wp por su durabilidad, producción de energía y menor tamaño [18].
Inversores de la marca Huawei, modelo SUN2000-185KTL-H1 por su eficiencia, potencia y número de entradas [19].
Para el cálculo se considera el 99% y 91% para pérdidas iniciales del módulo (PRO) y debido al equilibrio del sistema PRBOS respectivamente
3.1. Cálculo del número máximo de paneles en serie
Su cálculo requiere [20]:
(1)
Definir la temperatura mínima de la celda
con la ecuación (1), a partir de los valores de la temperatura ambiente mínima promedio
de la Tabla 3, temperatura de la celda a condiciones nominales de operación (
) [11] y la irradiancia a condiciones estándar
[18], de su aplicación se obtiene una temperatura mínima de 40,6 °C.
Calcular el voltaje máximo en circuito abierto del panel a temperatura mínima (
) con la ecuación (2), a partir del voltaje en circuito abierto a condiciones STC (
), el coeficiente de temperatura de voltaje (
) [18] y de
calculado, de esto se obtiene un voltaje máximo de 88,02 V.
(3)
Finalmente, aplicando la ecuación (3) se obtiene el número máximo de paneles que se pueden conectar enserie
. Para lo cual se requirió del voltaje máximo del inversor (
) [19] y el
calculado, de su aplicación se determina que se puede utilizar un máximo de 17 paneles en serie.
3.2. Cálculo del número mínimo de paneles en serie
Esto evita que baje el rendimiento global del generador fotovoltaico, su cálculo necesita definir [20]:
(4)
La temperatura máxima de la celda (
) con la ecuación (4), que requiere los valores de la temperatura ambiente máxima promedio (
) de la Tabla 3, de
y
definidos en párrafos anteriores. De su aplicación se obtiene una temperatura máxima de 42,13 °C.
(5)
El voltaje mínimo en circuito abierto del panel a temperatura máxima (
) con la ecuación (5), que necesita de
y
indicado en párrafos anteriores y de
calculados, de esto se obtiene un voltaje mínimo de 87,68 V.
(6)Que al aplicar la ecuación (6) se obtiene el número mínimo de paneles que se pueden conectar en serie (
). Para lo cual se requirió del voltaje mínimo de arranque del inversor (
) [19] y de (
) calculado. De su aplicación se determina que se puede utilizar un mínimo de 7 paneles en serie.
Considerando los cálculos anteriores se determina que se puede trabajar entre 7 a 17 paneles en serie.
3.3. Cálculo del número de cadenas en paralelo
Se inicia definiendo la corriente de cortocircuito del panel a temperatura mínima (
) con la ecuación (7), a partir de la corriente de cortocircuito en condiciones STC (
), el coeficiente de temperatura de la corriente (
) (18); y la temperatura mínima de la celda (
), de esto de obtiene un valor de 6,49 A.
Se calcula la corriente de cortocircuito del panel a temperatura máxima (
) con la ecuación (8), se necesita de
,
y de
definidos en párrafos anteriores. De su aplicación se obtiene como resultado 6,5 A.
Para obtener el número de cadenas a conectar en paralelo por entrada de MPPT (
) para no superar la corriente de cortocircuito de entrada por MPPT (
) [19] se aplica la ecuación (9) y se obtiene como resultado tres cadenas.
A la vez se considera la corriente nominal por entrada del inversor (
) [19] y la corriente nominal del panel fotovoltaico (
) [18] para determinar el número de cadenas en paralelo por entrada (
) con la aplicación de la ecuación (10) se determina que dos cadenas se pueden conectar como máximo, cumpliendo los criterios de corriente de cortocircuito y nominal por entrada y MPPT.
Con esto se determina el número de paneles por inversor con la potencia nominal de 470 Wp de los paneles conectados en serie, con el inversor de 18 entradas de 185 kW de potencia y el número de cadenas en serie que se detalla en la Tabla 4.
De la Tabla 4 se determina que, al conectar 2 cadenas de 10 paneles en serie por entrada del inversor, se establece una potencia del arreglo fotovoltaico de 169,2 kW (360 paneles) menor a la del inversor, presentando una mejor eficiencia lo que es apropiado para el proyecto.
3.4. Cálculo de distancia y ángulo de inclinación de los paneles
En base a la latitud de la zona de -1,607326 presentada en la Tabla 3 y con sustento bibliográfico se determina una inclinación de 15°, una distancia de sombra (
) de 0,56 m y una distancia mínima entre la fila del panel (
) de 4,55 m, que deberán ser orientados al norte geográfico con una estructura fijada al suelo de “tipo S” [11].
De la selección de la estructura de soporte requerida y sustentada en investigaciones anteriores [11] se determina que la empresa AutoSolar de España puede proveer a bajo costo las 27 711 estructuras de 2 cadenas para 5 paneles en serie y una estructura adicional de1 cadenas para dos paneles que cubrirían los 277 111paneles en total necesarios para el proyecto.
3.5. Cálculo del número de inversores y transformadores
El número de inversores se determina con la ecuación (11), que requiere el número total de paneles del proyecto (
) y los requeridos por el inversor (
) definidos en párrafos anteriores.
(11)
De su ampliación se determina que son 770 inversores que se conectarán a los devanados de entrada del transformador. En base a cálculos se determinó dos etapas para la conversión de energía:
La primera requiere 385 transformadores de aplicaciones solares de tipo pedestal con tres devanados y aislamiento líquido, con una potencia de 400 kVA y de 800 V de voltaje primario y 34,5 kV de voltaje secundario [11].
Y la segunda requiere dos trasformadores de potencia de 92 MW que elevarán el voltaje de34,5 a 138 kV para suministrarlo en el Sistema Nacional Interconectado [11].
3.6. Cálculo del área requerida
El diseño consta de 20 bloques de 12 960 paneles distribuidos en 36 columnas (
) de 360 paneles, cuatro bloques de 4 320 paneles distribuidos en 12 columnas que contienen 360 paneles y un bloque de 631distribuidos en 1 columna con 360 paneles y 1columna con los 271 paneles restantes. En la Figura 5 se muestra el esquema propuesto para la distribución de bloques de paneles y sus dimensiones.
De la Figura 5 se observa que al calcular las dimensiones de cada bloque se determinó un ancho de169 m por 211,68 m de largo, este último incluye 1,2m para espacios peatonales; adicional se incorpora una vía carrozable de 3 m de ancho.
De lo expuesto se establece que el área representa el75,13% de la superficie considerada para el proyecto, teniendo disponible 24,87 ha para implementar infraestructuras complementarias. Al ser relacionado con áreas estimadas en proyectos similares que se encuentran en construcción y con la capacidad degeneración propuesta, representaría un 39,78%.
3.7. Cálculo del cableado y protecciones
De datos anteriores y en base a revisiones bibliográficas se calculó las secciones del cableen el lado de CC (
) y de CA (
) considerando el factor de potencia de 0,95 según normativa vigente [21] y una resistividad del cobrea 90°C (
) [22]. En la Tabla 5 se resume los valores calculados para obtener la corriente de protección y la sección de los cables a utilizar en el diseño por cada tramo.
3.8. Cálculo del presupuesto
Su cálculo considera costos directos de los elementos más representativos en el diseño (paneles solares, inversores, estructuras, transformadores, etc.), estableciéndose para la operación y mantenimiento del proyecto el 1,5% del total de los costos directos, un 15% en costos administrativos, imprevistos y utilidades (AIU), un 5% para sistemas SCADA, comunicaciones y respaldo de información y un 5% para cableado, protecciones, medidor bidireccional, ductos entre otros [11].
En la Tabla 6 se describe el presupuesto destinado para el proyecto con la descripción detallada de cada uno de sus componentes.
En la Tabla 6 se observa que se requiere un presupuesto aproximado de 158 MUSD para la implementación del proyecto.
Un segundo presupuesto se calculó tomando la recomendación de la IEA para los costos instalado de fotovoltaica de 1 220 USD por kW y los 10 USD por MWh definidos por investigadores para operación y mantenimiento [11], con la aplicación del software RETScreen Expert se obtuvo 158 879 776 USD, que representa el 1,02% adicional al estimado en la Tabla 6.
Para la evaluación de la factibilidad del proyecto se trabajará con el presupuesto mayor obtenido por el software.
4. Análisis de factibilidad de la planta
Se realizó con el software RETScreen Expert, a continuación, se detallan y analizan sus resultados:
4.1. Costo de producción
En la Tabla 7 resume el modelo de energía de la planta fotovoltaica calculado a través del software considerando un costo de producción de la energía de 0,1074 USD/kWh definido en investigaciones parasistemas fotovoltaicos, una tasa de descuento del 7% [23] y un costo de venta de energía de 0,4003 USD/kWh según lo establecido por el CONELEC004/11[24]
Tabla 7: Resumen del modelo de energía de la planta fotovoltaica según el software
Fuente: Elaboración de autores a partir del software RETScreen Expert [15].
De la Tabla 7 se determina que la propuesta generaría una ganancia de 372,72%, se prevé un costo total de producción anual de 24 727 142,77 USD y un ingreso neto anual de 67 435 596,06 USD.
4.2. Tiempo estimado de retorno
Para su cálculo se trabaja con tres escenarios considerando:
El 3,74% como la tasa de inflación anual, según datos del Instituto Nacional de Estadísticas y Censos (INEC) del 2022 [25].
La tasa de escalamiento de los combustibles, de descuento y de reinversión máxima fijada por el software. Y de acuerdo con investigaciones realizadas los parámetros de vida útil de una planta fotovoltaica, el financiamiento y la tasa de interés [11].
ESCENARIO I: Con incentivos en el financiamiento del proyecto
Para este escenario se consideró el precio de venta de energía eléctrica fotovoltaica del CONELEC 004/11 y el 20% en incentivos y donaciones [11]. En la tabla 8 se presentan en resumen el análisis financiero realizado.
De la tabla 8 se observa la rentabilidad del proyecto mostrando valores positivos en el VPN y la TIR, reflejándose en la proyección del flujo de caja anual y acumulado en las Figuras 6 y 7 respectivamente. Adicional, considera 1,4 años como tiempo para el pago simple de retorno del capital, con un costo proyectado de 0,051 USD/kWh para producción de la energía, que generaría una ganancia de 784,90% con el precio de venta de energía regulado por el CONELEC.
Tabla 8: Resultados del análisis financiero del proyecto para el escenario I
Fuente: Elaboración de autores a partir del software RETScreen Expert [15].
Con esto se pronostica 11 741 939,30 USD como costo total de producción anual e ingresos netos anual de 80 420 772,53 USD.
Fuente: Elaboración de autores a partir del software RETScreen Expert [15].
Fig. 6: Proyección del flujo de caja anual
Fuente: Elaboración de autores a partir del software RETScreen Expert [15].
Fig. 7: Proyección del flujo de caja acumulado.
ESCENARIO II: Considerando el financiamiento total del proyecto
Para este escenario se consideró el precio de venta de energía eléctrica fotovoltaica de la regulación CONELEC 004/11 y un financiamiento del 100% [11]. En la Tabla 9 se muestra los resultados del análisis.
Tabla 9: Resultados del análisis financiero del proyecto para el escenario II.
Fuente: Elaboración de autores a partir del software RETScreen Expert [18].
De la Tabla 9 se observa que se mantiene la rentabilidad del proyecto con los valores positivos de VPN y TIR, reflejándose en la proyección del flujo de caja anual y acumulado en las Figuras 8 y Figuras 9 respectivamente. Adicional, se identifica un lapso de 1,8 años para el pago simple de retorno del capital, un costo de producción de la energía de 0,063 USD/kWh que generaría una ganancia de 635,40%. Con esto se pronostica 14 504 748,55 USD como costo total de producción anual y 77 657 963,28 USD como ingreso neto anual.
Fuente: Elaboración de autores a partir del software RETScreen Expert [15].
Fig. 8: Proyección del flujo de caja anual.
Fuente: Elaboración de autores a partir del software RETScreen Expert [15].
Fig. 9: Proyección del flujo de caja acumulado
ESCENARIO III: Considerando el financiamiento total del proyecto con costo de venta de energía a tarifa residencial
Para este escenario se consideró 0,1031 USD/kWh como precio de venta de energía eléctrica a tarifa residencial [26] y un 100% de financiamiento de costos iniciales de implementación [11]. En la Tabla 10 se presentan en resumen el análisis financiero realizado.
Tabla 10: Resultados del análisis financiero del proyecto para el escenario III.
Fuente: Elaboración de autores a partir del software RETScreen Expert [15].
De la Tabla 10 se observa que los valores de VPN y TIR son positivos, esto indican la rentabilidad del proyecto, reflejándose también en la proyección del flujo de caja anual y acumulado como se observa en las Figuras 10 y 11 respectivamente. Adicional, se estima 7,4 años para el pago simple de retorno del capital, con un costo de producción proyectado de 0,063 USD/kWh. Esto determina una ganancia de 163,65% según el precio de venta para el sector residencial y un costo total de producción anual de14504748,55USD con un ingreso neto 9 232 387,57 USD por año.
Fuente: Elaboración de autores a partir del software RETScreen Expert [15].
Fig. 10: Proyección del flujo de caja anual
Fuente: Elaboración de autores a partir del software RETScreen Expert [15].
Fig. 11: Proyección del flujo de caja acumulado.
De lo analizado se obtiene que el mayor costo de producción de energía proyectado es de 0,063USD/kWh, que al ser comparado con costos estimados en propuestas similares que se encuentran en construcción representaría un 9,16% menor.
4.3. Impacto ambiental
Según estudios realizados determinan que este tipo de proyectos tienen una vida útil de 25 a 30 años, cambian el campo visual del entorno y presentan bajos niveles de contaminación de ruido y 
[27]. La cantidad emitida de este último es calculada con ayuda del software y presentada en la Tabla 11, considerando un factor de emisión de 
establecido en el informe del Sistema Nacional Interconectado de Ecuador del 2021[28] y el 6,80% como pérdidas en el sistema de transmisión y distribución según el PME 2019 - 2027[14].
De la Tabla 11 se observa que existe una reducción bruta de emisiones de GEI de 67 988,13
que significa dejar de utilizar 12 452 automotores en la zona, siendo el 35,57% del parque automotor del cantón Riobamba según datos oficiales del Municipio obtenidos de su página web [29].
Tabla 11: Resultados representativos del análisis de emisiones de CO2 del proyecto.
Fuente: Elaboración de autores a partir del software RETScreen Expert [15].
5. Conclusiones
Se realizó el análisis de factibilidad para la implementación del proyecto fotovoltaico que ocupará un 75,13% de la superficie considerada para el proyecto, en la parroquia Calpi, cantón Riobamba, provincia de Chimborazo, Ecuador. Con una potencia instalada de 130,24 MW, cubriendo una demanda proyectada a 13 años de 195,74 GWh.
Con el software RETScreen Expert se consideró tres escenarios para el análisis financiero, estableciéndose la rentabilidad del proyecto para cada uno. Se estimó un pago simple de retorno del capital máximo de 7,4 años, con ingresos netos anuales proyectados de 9 232 387,57 USD a 80 420 772,53 USD y una ganancia de 163,65% si la venta se realiza a tarifa residencial y de 784,90% si se comercializa según la regulación del CONELEC. Se proyecta costos mínimos de generación eléctrica de 0,051 USD/kWh, con 20% de incentivos y donaciones; y un máximo de 0,063 USD/kWh sin incentivos.
Se determinó que la implementación del proyecto reducirá las emisiones de GEI en 67 988,13 tCO2, que equivale a las emisiones de 12 452 automotores livianos, esto representaría el 15,96% del parque automotor de la provincia de Chimborazo [30] o el 35,57% del parque automotor del cantón Riobamba según datos oficiales del municipio. Relacionando en barriles de petróleo el consumo energético del sector eléctrico residencial según el BNE del 2021, lo que equivale a una reducción del 1,30% [31].
El país no dispone de plantas fotovoltaicas implementadas a gran escala, pero los resultados obtenidos de esta investigación al ser contrastados con proyectos similares que se encuentran en construcción determinan que el área estimada para su implementación representaría un 39,78% y en relación al costo de producción de energía proyectado representa un ahorro de un 9,16% por kWh.
Esta propuesta supera con 8,52 veces la capacidad mínima instalada de los cuatro proyectos hidroeléctricos en la provincia de Chimborazo. De esto se concluye que la planta fotovoltaica al ser implementada sería la primera de gran capacidad de generación a nivel de la provincia de Chimborazo y a nivel de la región interandina del país. •
La propuesta está acorde a las políticas ecuatorianas de generación de energías limpias, con normativas nacionales e internacionales y aportar al cumplimiento del objetivo 7 propuesto por la ONU hasta el 2 030, busca disminuir la contaminación, evitar los efectos nocivos en la salud de las personas y el medio ambiente.
