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Universidad de Buenos Aires Facultad de Ingeniería

72.99 – Trabajo Profesional de Ingeniería Industrial

“Estudio de alternativas para el diseño de un parque solar: sistemas fotovoltaico y de

concentración solar. Selección de la tecnología y diseño del parque.”

Integrantes:

Ezequiel Alejandro Geli Juan Ignacio Sívori Padrón N°: 86910 Padrón N°: 86911

Profesor adjunto: Gerardo Bonano

JTP: Diego Migliorino

Docente: Roberto Hernández

Universidad de Buenos Aires

Facultad de Ingeniería

72.99 – Trabajo Profesional de la

Ingeniería Industrial

Título

“xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx

xxxxxxxxxxxxxxxxxxx”

Empresa: “xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx”

Integrantes:

XXXXXXXXXXXXX XXXXXXXXXXXXXX

Padrón Nº: XXXXX Padrón Nº: XXXXX

Profesor Adjunto: xxxxxxxxxxx

JTP: xxxxxxxxxxx

Docente: xxxxxxxxxxx

72.99 Trabajo Profesional de Ingeniería Industrial Resumen Ejecutivo

Ezequiel Alejandro Geli 2 Juan Ignacio Sívori

Origen del trabajo Luego de varios años estudiando ingeniería industrial, consideramos que realizar el Trabajo

Profesional tenía que ser una actividad placentera e interesante, en la que pudiéramos aplicar

conocimientos que adquirimos a lo largo de la carrera y que nos permitiera explorar otros

nuevos. Fue con esta idea que nos embarcamos en este proyecto de energía solar, que nos

atrajo tanto por lo actual del tema como por su relación con el cuidado del medioambiente y

por el optimismo que existe acerca de su desarrollo futuro.

Nuestra propuesta En este proyecto buscamos estudiar la factibilidad técnica y financiera de instalar un parque de

energía solar en Argentina para abastecer a la red eléctrica nacional. Primeramente,

necesitamos determinar si existe una brecha entre la capacidad de suministro y la demanda de

energía eléctrica para los próximos años. Si los resultados son favorables, corresponde evaluar

de qué manera se producirá la energía, para lo cual compararemos dos tecnologías existentes:

fotovoltaica (PV) y de concentración solar (CSP). Seleccionaremos la más conveniente y

estableceremos las condiciones de diseño del parque solar.

Pilares Nuestro trabajo tiene bases en cuatro fundamentos sólidos, que mencionaremos y

ejemplificaremos a continuación. Sin la existencia de estos pilares, el emprendimiento no sería

realizable.

Valor: en primera instancia debe tenerse presente que el parque solar que se plantea instalar,

será proveedor de un servicio, es decir, será una empresa y como tal no tendría razón de ser si

no pudiera ser rentable, controlar su riesgo y generar un proyecto a futuro. En este sentido, es

posible generar valor ya que el Estado, a través de la Secretaría de Energía de la Nación,

fomenta contratos de abastecimiento de electricidad a partir de fuentes renovables, con

PROYECTO DE ENERGÍA

SOLAR

AMBIENTE

LEGISLACIÓN

MATRIZ ENERGÉTICA

VALOR



precios fijados por contrato, muy competitivos.

Ambiente: es conocido el escenario de deterioro ambiental existente en la actualidad. La

sociedad ha tomado conciencia progresivamente y diversos organismos internacionales están

apoyando las iniciativas tendientes a reducir los niveles de contaminación. En particular, la

reducción en las emisiones de dióxido de carbono a la atmósfera ocupa un papel protagónico

en la agenda de estas organizaciones. El Protocolo de Kyoto creó los Certificados de Emisiones

Reducidas (conocidos como Bonos de Carbono), un instrumento que se transa en el mercado y

permite a quienes están en condiciones de obtenerlo, generar un beneficio económico.

Nuestra empresa propuesta, puede acceder a estos bonos y conseguir esa ganancia, logrando

beneficios adicionales a los propios de la actividad. Por otra parte, el hecho de estar dentro de

este programa deja las puertas abiertas a la obtención de créditos “verdes”, préstamos con

tasas de interés muy bajas.

Legislación: el marco regulatorio argentino presenta condiciones atractivas para los

interesados en iniciar proyectos de energías renovables. La Ley 26 190: Régimen de fomento

nacional para el uso de fuentes renovables de energía destinada a la producción de energía

eléctrica, permite al generador varios puntos. Por un lado, admite que el generador amortice

la inversión en tan solo tres años (aplicación de la Ley 25 924), lo que genera una mejora

financiera considerable al evitar pagar impuesto a las ganancias los primeros años. Además, un

aspecto clave de esta ley es que instruye un subsidio a la actividad, haciéndola más rentable.

Matriz energética: en la actualidad, la matriz energética nacional tiene en su composición una

gran presencia de fuentes tradicionales como la térmica (59%) y la hidroeléctrica (37%). Las

renovables ocupan una parte inferior al 1%. La Ley 26 190 establece que antes de 2020 el 8%

de la matriz debe estar compuesta por energías renovables, lo cual representa un punto de

partida importante para nuestro proyecto.

Estudio de mercado Para iniciar el estudio de viabilidad, es preciso conocer las condiciones del mercado eléctrico.

Es con este objetivo que realizamos un estudio de mercado. En primera instancia, partiendo de

datos históricos de demanda de electricidad y utilizando un método estadístico de regresión

lineal, obtuvimos una estimación de la demanda de los próximos años. Lo iniciamos con un

análisis exploratorio que nos permitió determinar cuáles son las variables independientes

relevantes para el estudio. Se tuvieron en cuenta el año de análisis, el PBI y la cantidad de días

con temperatura menor a 10°C. Esta última fue descartada como conclusión del análisis.

A continuación, estimamos la capacidad de generación de energía eléctrica para el mismo

período. Utilizando el mismo método, teniendo el año de análisis como variable dependiente,

se llegó al resultado buscado.

En sendos casos, los indicadores estadísticos (desvío y coeficiente de determinación R2) avalan

la significatividad de los modelos hallados.



Los resultados obtenidos fueron los siguientes:

Gráfico de demanda y generación de energía eléctrica

En esta tabla, puede verse el detalle para los años 2012 y 2037 (esta es a priori la vida posible

del proyecto). Además, se muestra una columna que indica potencia que sería necesario

instalar para cubrir la brecha.

Año Demanda (TWh)

Generación (TWh)

Brecha energía (TWh)

Brecha potencia (MW)

2013 126 116 10 2.493

2037 207 179 28 7.157

A partir de estos resultados, comenzamos a estudiar qué potencia debería tener nuestro

parque solar. Para esto, nos referimos a la experiencia de lo ocurrido en el año 2010. El

ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios, instruyó oportunamente a

ENARSA1 a que suscriba Contratos de Abastecimiento del Mercado Eléctrico Mayorista para

generación eléctrica a partir de fuentes renovables de energía por un total de 1.015 MW de

potencia instalada. Dicha potencia se dividió en nueve renglones de acuerdo a las siguientes

tecnologías:

Eólica (500 MW)

Térmica con Biocombustibles (150 MW)

Residuos urbanos (120 MW)

Biomasa (100 MW)

Pequeños aprovechamientos hídricos (60 MW)

Geotermia (30 MW)

Solar Térmica (25 MW)

Biogás (20 MW)

Solar Fotovoltaica (10 MW)

1 ENARSA (acrónimo de Energía Argentina S.A) es una empresa pública argentina creada en el 2004 dedicada al estudio, exploración y explotación de yacimientos de hidrocarburos, transporte, almacenaje, distribución, comercialización e industrialización de estos productos y sus derivados.

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TWh

Demanda y Generación

Demanda GWh Generación real GWh



Este proceso denominado GENREN, que busca el desarrollo de energía eléctrica a partir de

fuentes renovables, ha logrado recibir para fines del 2010 una oferta de 1436 MW,

superándose en más del 40% la potencia solicitada. En total se presentaron propuestas de los

cuales la distribución de las tecnologías fue la siguiente:

Energía Eólica: 1182 MW

Térmicas con biocombustibles: 155,4 MW

Energía Solar Fotovoltaica: 22,5 MW

Pequeños aprovechamientos hidroeléctricos:10,6 MW

Biomasa: 52,3 MW

Biogás: 14 MW

Luego del análisis de los aspectos técnicos, institucionales, ambientales y empresarios de la

Comisión Evaluadora, se realizó una orden de conveniencia económica que ponderó el

porcentaje de componente local de las propuestas, precios ofertados y tiempo de habilitación

de las centrales. De este análisis, se ha determinado asignar 20 MW de potencia instalada al

parque.

Por lo tanto, tomando como base que ya se ha permitido la instalación de 20 MW de potencia

instalada en la Argentina a fines del 2010, se desarrolla la oferta en el presente trabajo de 20

MW de potencia instalada de un parque solar, para cuando sucedan nuevas licitaciones

públicas de energía.

Estudio de alternativas Habiendo visto la potencia a instalar, es necesario definir qué tecnología se utilizará. Las

opciones que se comparan en el presente trabajo son la de concentración solar (Concentrated

Solar Power o CSP) y la fotovoltaica (PV).

Tecnología de concentración solar (CSP) La tecnología de concentración solar tiene el potencial para convertirse en la mayor

contribuidora de energía a nivel mundial. Las plantas con esta tecnología son de gran escala y

pueden proveer más del 50% de la energía necesaria en regiones soleadas en todo el mundo.

Además, los sistemas de concentración solar están construidos a partir de materiales básicos

como vidrios, espejos, concreto y equipos estándar de generación de energía. Por lo tanto, se

pueden crear nuevas plantas solares de forma precisa y rápida.



A continuación, observaremos un esquema que muestra el flujograma del proceso para

obtener energía eléctrica utilizando la tecnología CSP.

Diagrama del proceso CSP

El proceso comienza con la instalación de espejos solares parabólicos. Estos son los encargados

de reflejar la luz solar y la concentran sobre un tubo colector, con una intensidad equivalente a

70 veces la del Sol.

Foto de espejos parabólicos y tubo receptor

Por este tubo, circula un fluido, generalmente aceite. La idea general es utilizar el calor del Sol

para elevar la temperatura de este fluido. El fluido va ganando energía térmica a medida que

va avanzando por los colectores. Cuando alcanza temperaturas del orden de los 400°C ingresa

a una serie de intercambiadores de calor, donde transfiere su energía a una corriente de agua

hasta convertirla en vapor. Este vapor ingresa a una turbina de vapor y se busca la conversión

de la energía que posee el vapor en energía mecánica a través de un intercambio de cantidad

de movimiento entre el fluido de trabajo y el rodete de la turbina. El vapor utilizado en esta

etapa se condensa en un condensador, utilizando también una torre de enfriamiento.

Finalmente, se obtiene un movimiento rotatorio en el eje de salida de la turbina que está

TURBINA

TORRE DE

ENFRIA-MIENT

O

CONDEN-SADOR

GENERADOR

RECALENTADOR

SOBRE CALENTADOR

GENERADOR DE VAPOR

PRE CALENTADOR

CO

LEC

TOR

ES S

OLA

RES

aceite agua / vapor agua de enfriamiento



vinculado con un generador eléctrico. Este último, es una pieza clave del proceso ya que es el

encargado de generar electricidad. Esta es llevada a la tensión correcta en un transformador y

finalmente es distribuida a la red.

Tecnología fotovoltaica (PV) Los sistemas fotovoltaicos se construyen alrededor de su elemento fundamental: la celda

solar. En ella tiene lugar un fenómeno físico conocido como “efecto fotovoltaico” o “efecto

fotoeléctrico”. Dicho fenómeno permite convertir la energía lumínica proveniente de una

fuente de radiación electromagnética en energía eléctrica.

Como una celda típica produce menos de 3 W a 0,5 V de corriente continua, las celdas se

deben conectar en configuraciones en serie y paralelo para generar suficiente potencia para

las aplicaciones que lo requieren. Las celdas se conectan formando módulos y los módulos se

colocan formando matrices. De esta manera, cada módulo puede generar hasta unos 300 W y

una matriz puede llegar hasta 1 MW.

Diagrama del proceso PV

Cuando se quiere obtener corriente alterna se hace necesario incluir en el sistema un inversor.

El mismo sirve justamente para convertir la corriente continua provista por las celdas en

corriente alterna. Finalmente, es llevada a la tensión deseada de salida empleando un

transformador para ser enviada posteriormente a la red.

Dibujo del despiece de un arreglo PV y foto de colocación de módulos formando un arreglo.

AC

DC

PANELES FOTOVOLTAICOS

INVERSOR



Estudio económico Hasta este punto del trabajo, se estudiaron los distintos componentes de cada proceso. El

siguiente paso es averiguar sus respectivos costos y la cantidad necesaria para proveer 20 MW

de potencia a la red, con el propósito de cuantificar la inversión. Además, se debe investigar

los ingresos de la actividad y sus costos de operación y mantenimiento. Toda la información

reunida se resume en una tabla informativa que figura al final de este título.

Con respecto a los ingresos, es necesario hacer una distinción importante en cuanto a la venta

de energía eléctrica y a los subsidios otorgados a la actividad.

Venta de energía eléctrica Por un lado, tal como se comentó al describir los pilares sobre los que se sostiene el proyecto,

es posible acordar contratos con CAMMESA a un precio prefijado (conveniente) por una

determinada cantidad de energía anual, a 15 años. Por otro lado, existe la opción de vender la

energía generada al valor spot del precio. Esto significa que la empresa no establece un

contrato con CAMMESA o produce más energía de la acordada y vende el excedente a este

precio, que es menor que el de contrato.

En este gráfico se aprecia la evolución histórica del precio spot hasta el año 2009 y el estimado

mediante una regresión lineal para los próximos años.

Como se observa, el precio spot oscilaría entre 30 y 70 U$D/MWh durante este período

mientras que el precio de contrato es de 571,6 U$D/MWh para los primeros 15 años del

proyecto.

Subsidios Con respecto a los subsidios de la actividad, el monto es distinto según la tecnología estudiada.

Para PV, asciende a 209,3 U$D/MWh y para CSP, a 3,49 U$D/MWh. Ambos valores se

sostienen durante los primeros 15 años de actividad, según la Ley 26 190.

Reuniendo toda esta información, mostramos en la tabla que sigue los valores de inversión,

ingresos y costos.

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36

U$

D/M

Wh

Precio spot



Valor UM Valor UM

93.566.439 U$D

1.102.000 U$D

5.042.000 U$D

8.261.363 U$D

3.796.941 U$D 12.810.000 U$D

Inversion en

terreno y obra

civil

U$D U$D

Costos O&M U$D/año U$D/año

Valor UM Valor UM

Subsidios 196.005 U$D/año 8.298.837 U$D/año

Venta de

equipos y

terreno

18.142.444 U$D 10.302.317 U$D

Valor Valor UM UM

32.117.060

U$D/año

2.970.124

U$D/año

22.633.940

U$D/año

2.095.917

U$D/año

CSP PVDescripción Caracteristicas

Egre

sos

Inversion en

equipos

Descripción Caracteristicas

Generador

Inversor

Paneles PV

Contrato

Turbina de vapor

Colectores solares

Intercambiadores de calor

8.378.069 U$D

Contrato Spot

Siemens Air-Cooled

Generator (25 - 300 MVA)

Ingresos por

venta

Siemens (10 - 50 MW)

57.000 espejos parabólicos

Alfa Laval Compabloc y API

Basco

Alfa Laval

Aceite, bombas, cañerías y

agua

Subestación elevadora y

tendido eléctrico

Sistema de enfriamiento

Sistema de circulación de

fluidos

Instalación eléctrica

7.430.528

5.375.365

Descripción

Ingr

eso

s

Instalación eléctrica

Descripción

3,49 U$D/MWh por año. Válido del año 1 al 15.

Venta de equipos al 15% del valor original y venta de

terrenos al 85% del valor original (al final del proyecto).

Venta de 56.188 MWh a 571,6

U$D/MWh (por año). Valido

del año 1 al 15.

Descripción Descripción


U$D/MWh (promedio por año).

General Electric 1 MW

(20 unidades) 7.000.000 U$D

Shingli Solar 290 W

(68.966 unidades)

Armazones y bases

48.276.400 U$D

Descripción

Venta de 39.650 MWh a

571,6 U$D/MWh (por año).

Valido del año 1 al 15.


U$D/MWh (promedio por

año).

Subestación elevadora y

tendido eléctrico

4.111.696

1.072.760

Descripción

209,3 U$D/MWh por año. Válido del año 1 al 15.

Venta de equipos al 15% del valor original y venta de

terrenos al 85% del valor original (al final del proyecto).

Spot



Estudio financiero Con los datos de inversión, ingresos y egresos, se calcula el flujo de fondos para las 4

alternativas posibles:

Se consideró una vida del proyecto de 25 años. Este planteo surge de observar otros proyectos

de energía solar desarrollados en distintos lugares del mundo, donde se adoptó una duración

similar.

Además, se tuvo en cuenta que en los casos en los que los precios se fijan mediante un

contrato, los mismos valen por los primeros 15 años, quedando los 10 años restantes el precio

spot. Para las alternativas con precios spot (en las que no hay contrato), estos se mantienen

toda la vida del proyecto.

En los flujos de fondo armados, se aplicó el beneficio de la amortización acelerada mencionado

anteriormente. También se consideró el impuesto a las ganancias y la venta de los equipos y el

terreno al final del proyecto.

Con esta información, se calcula el Valor Actual Neto (VAN) y la Tasa Interna de Retorno (TIR)

para las 4 alternativas propuestas. La tasa de descuento aplicada (17%), se obtiene mediante el

Capital Asset Pricing Model (CAPM) y la consideración del riesgo país.

Columna1 CSP PV

Contrato VAN = -8 MM U$D TIR = 16%

VAN = 48 MM U$D TIR = 33%

Spot VAN = -143 MM U$D TIR = -13%

VAN = -29 MM U$D TIR = 7%

La alternativa más interesante para un estudio más profundo es la PV con precios de contrato

porque tiene el mayor VAN, además de ser el único positivo; también tiene la mayor TIR,

siendo la única mayor a la tasa de descuento.

Análisis de sensibilidad Los resultados obtenidos en el cuadro anterior, se basan en una serie de datos hasta el

momento considerados fijos. Sin embargo, en otras circunstancias, podrían variar e impactar

en los índices financieros calculados. Para estudiar cómo estas variaciones podrían afectar al

proyecto PV con precios de contrato, se hace el siguiente análisis de sensibilidad. Además, es

posible que al cambiar las circunstancias, sea otra de las alternativas la que prevalezca sobre

esta. Por lo tanto, en el análisis también se considera lo que le ocurre a la alternativa CSP con

Tecnología CSP

Tecnología PV

Precios de contrato Precios spot

Precios de contrato Precios spot



precios de contrato, que hasta el momento es la segunda mejor opción.

El método adoptado consiste en tomar de a una las variables, modificar su valor por encima y

por debajo del preestablecido para luego recalcular el VAN y la TIR. Tras haber hecho esto con

todas las variables, logramos llegar a la conclusión de que las más relevantes son estas, para

cada proyecto:

CSP PV

1° Producción de energía (MWh/año)

Producción de energía (MWh/año)

2° Precio de contrato (U$D/MWh)

Precio de contrato (U$D/MWh)

3° Inversión en equipos (U$D)

Tasa de descuento (%)

4° Tasa de descuento (%)

Inversión en equipos (U$D)

Esto significa que ante pequeños cambios en el valor de estas variables, el VAN se modifica

considerablemente.

Las conclusiones obtenidas del análisis de sensibilidad son estas.

Ingresos

El VAN de CSP es 10 veces más sensible a la variación del precio de contrato que el VAN PV.

Este resultado es realmente interesante ya que el precio de contrato (U$D/MWh) es el

mismo para sendas alternativas, pero el impacto de su variación es claramente mayor en

CSP.

El VAN de CSP se hace positivo cuando el precio de contrato sube 5%, con lo cual, si se

obtiene una leve mejora en el precio, la alternativa CSP pasa a ser viable (aunque sigue

siendo inferior a PV).

Si el proyecto PV no varía y el precio de contrato para CSP sube un 30% aproximadamente,

los VAN se igualan. Esto quiere decir que si fuera posible renegociar los precios de contrato

para el caso CSP pero se mantuvieran iguales para PV, sería indistinto elegir cualquiera de

las dos alternativas desde el punto de vista del VAN.

Si durante toda la vida del proyecto las condiciones fueran tan desfavorables que los

ingresos por venta de energía disminuyeran 40%, el VAN de PV seguiría siendo positivo.

[

] [

] [

]

Por “condiciones” nos referimos tanto a las climáticas, que impactan en la producción de

energía, como al acuerdo de precios que se logre en el contrato. Habiendo visto que estas

dos variables son las que más peso tienen sobre la viabilidad del proyecto, puede verse que

la alternativa PV es robusta.

Inversión y costos

El VAN de PV prácticamente no se ve afectado por las variaciones en los costos de O&M. Si

aumentan estos costos un 100%, el VAN solo se reduce un 13% y sigue siendo positivo. En

cambio, el VAN de CSP es muy sensible a los cambios en los costos O&M. En particular, una



mejora de 25% en los costos permite que el VAN se haga positivo. Al mismo tiempo, si los

mismos aumentan 25% el VAN es 100% peor, es decir, se duplican las pérdidas.

Si se invierte solamente un 5% menos en equipos de CSP, su VAN se hace positivo. Esta

información es importante porque, de estar interesados por la opción CSP, nos

enfocaríamos en conseguir mejoras en los costos de inversión de equipos con el fin de

obtener una rentabilidad mayor. Por su lado, vale decir que el VAN de PV se mantiene

positivo aun con costos de inversión en equipos 70% más altos.

En la alternativa CSP, las variaciones en la inversión en equipos y los costos de O&M tienen

mayor injerencia en el VAN que en el caso de PV. CSP requiere la compra y el

mantenimiento de equipos complejos. PV es más simple y autónomo, lo cual le da más

independencia financiera de esas variables.

Subsidios

Los subsidios de CSP tienen que aumentar un 600% para que el VAN se haga positivo y un

5325% para que su VAN iguale al de PV (con sus subsidios sin modificar, o sea 209,30

U$D/MWh). Finalmente, si la situación legal cambiara y se considerara que ambas merecen

el mismo subsidio, entonces pasaría a convenir CSP sobre PV.

El inversor, a igual subsidio para PV y CSP, elegirá a este último si desea maximizar su VAN

ya que supera al primero. Sin embargo, si habiendo elegido la opción CSP hay una

modificación en la ley de fomento de energías renovables que altera el subsidio y lo

establece en un valor alrededor del que existe actualmente (3,49 U$D/MWh), su proyecto

se convierte automáticamente en no rentable.

Si los subsidios se eliminaran por completo, el VAN de PV seguiría siendo positivo. Más aún,

si los subsidios disminuyen 110% (lo cual equivale a decir que se eliminan los subsidios y se

aplica un impuesto de 10%), el proyecto PV sigue teniendo un VAN ligeramente positivo.

Contrato

Basta con que el contrato con CAMMESA dure 5 años para que el proyecto PV sea

financieramente rentable.

Según los antecedentes de licitaciones para proyectos de energía solar en Argentina, el

máximo de capacidad por el cual se puede obtener un contrato es de 20 MW. En el análisis,

se vio que para PV, aun con 40% menos de capacidad de generación (12 MW instalados) el

proyecto sigue siendo rentable. Esta información es valiosa y permite tomar decisiones

frente a un escenario en que el CAMMESA decida hacer adjudicaciones para propuestas de

menor envergadura que la presentada inicialmente en este trabajo.

Tasa de descuento

Para demostrar la importancia de la tasa de descuento en la evaluación del proyecto, cabe

destacar que es suficiente con que la misma baje un punto porcentual (de 17% a 16%) para

que la alternativa CSP pase a ser rentable (VAN>0). Por su parte, aunque la tasa de

descuento aumente 50% para PV, su VAN sigue siendo positivo.

A partir de lo visto para la tasa de descuento, puede deducirse por qué la alternativa CSP es

elegida en muchas ocasiones. Ceteris paribus, si el proyecto se hace en un país con Riesgo

País cercano a 0, el VAN de CSP es positivo y prácticamente igual al de PV con el Riesgo País

de Argentina.



Producción de energía

El VAN de CSP se hace positivo cuando la producción de energía aumenta un 5%. De esta

manera, una leve mejora en el proceso de obtención de energía haría que el proyecto se

torne viable. Sin embargo, seguiría siendo peor que PV.

El VAN de PV se hace negativo cuando la producción de energía disminuye recién un 40%.

Esto le otorga una gran robustez frente al estado del tiempo y las condiciones climáticas.

Para que los VAN de CSP y PV se igualen, debe aumentar en un 110% la producción de

energía (alrededor de 123.000 MWh/año). A partir de ese punto y para mayores valores de

producción, conviene la alternativa CSP por sobre la PV.

Duración del proyecto

En PV, durante los 25 años se llega a un flujo de fondos positivo. Sin embargo, el mayor

VAN se alcanza si el proyecto dura 15 años, o sea, prescindiendo de años en los que los

flujos de fondos son positivos. Esto significa que el período en el que más conviene llevarlo

a cabo es cuando hay subsidios y/o se paga la energía a precios de contrato.

Análisis de sensibilidad conjunta Extenderemos el análisis un poco más. Debido a que las variables más influyentes son la

producción de energía, el precio de contrato y la inversión en equipos, sería interesante

conocer qué pasa con el VAN al variar estas simultáneamente, ya que en el análisis anterior las

variables se perturbaban de a una. Con este razonamiento surge el título de esta sección.

Para poder realizar este análisis hay que tener en cuenta dos puntos:

Para producir más energía es necesario invertir más. Por lo tanto, ambas variables

deben modificarse del mismo modo (por ejemplo, si la inversión aumenta un 10%, la

producción de energía subirá en la misma medida).

El precio de contrato es una variable independiente de las otras dos.

Los resultados a los que llegamos son los siguientes.

Para CSP

Con precios de contrato iguales a los de partida, si se aumenta simultáneamente 15% la

inversión y la producción de energía, el VAN es mayor a cero. Cuanto menor es la

inversión y la producción, más se necesita que suba el precio de contrato para lograr que

el proyecto CSP sea rentable. En cambio para inversiones y producciones altas, se

depende menos del precio de contrato para tener un VAN favorable.

Los ítems anteriores confirman que la alternativa CSP es adecuada cuando se quieren

tener capacidades de producción elevadas.

Para PV

Si la inversión y la producción bajan 50% y el precio de contrato lo hace en 40%

simultáneamente, el VAN sigue siendo positivo. La conclusión que se extrae de esto es

que: si el precio que se consigue a través del contrato es malo en comparación con el

esperado, si no se consiguen suficientes fondos para hacer la inversión inicial deseada y

debe hacerse una menor, con la cual la producción de energía alcanzable es baja,

entonces el proyecto PV continúa siendo viable.



Implementación Luego de haber realizado el análisis de sensibilidad, podemos afirmar que el parque solar va a

ser realizado con la tecnología fotovoltaica y con precios de contrato. Como principal

conclusión se puede decir que el proyecto con tecnología PV es muy robusto. Esto lo pudimos

apreciar por varias razones:

Además, como logramos analizar que el máximo valor se alcanza a los 15 años, el proyecto se

realizará en ese lapso de tiempo. También, al ser la variable inversión en equipos gravitante en

el valor, decidimos optimizar la selección de los mismos comprando distintos proveedores y

modelos de paneles PV e inversores.

Con respecto al proyecto CSP, se logró apreciar que para determinadas condiciones sería

rentable. Uno de los casos más importantes de señalar es si se instalará un parque de por lo

menos 42 MW, convendría hacerlo con tecnología de concentración solar, ya que tiene mayor

VAN. Igualmente, esto no es viable en la actualidad en la Argentina porque las licitaciones de

energía solar no llegan a esos valores de potencia.

Además, como se pudo ver en el análisis de sensibilidad, el proyecto de concentración solar es

muy volátil y riesgoso, debido a que ante pequeños cambios en variables de análisis, el VAN se

ve muy afectado.

Todo esto nos hace reafirmar la elección original de instalar el parque solar con tecnología PV

a precios de contrato.

Para finalizar, se muestra a continuación la información relevante para diseñar el parque solar

definitivo.

Ante caídas importantes en los ingresos (del orden del 40%), el VAN del proyecto

sigue siendo positivo.

Aunque se dupliquen los costos O&M en el proyecto

PV, este sigue siendo rentable.

Si los gastos de inversión en PV aumentan cerca de

un 70 %, el VAN sigue siendo positivo.

Aunque no existan subsidios, el proyecto es

rentable.

Basta con solo con 5 años de venta de energía a

CAMMESA a precios de contrato para que el proyecto sea viable.

Si la producción de energía baja un 40%, recién ahí el proyecto se torna inviable.



•VAN = 51 MM U$D

•TIR = 34% (tasa de descuento = 17%)

•TER = 22%

•LEC = 246 U$D/MWh

•Composite Payback: 4 años

•Inversión: 71,4 MM U$D

•Tipo de financiación: Crédito a 10 años con Banco de la Nación Argentina

Finanzas

• Tecnología: Fotovoltaica

• Potencia: 20 MW

• Energía entregada: 39.650 MWh/año

• Mano de obra empleada: 20 personas

• Superficie del predio: 27,9 Ha

Procesos

• Localización: Abra Pampa, Jujuy

• Capacidad de abastecimiento: 12.015 hogares

• Duración del proyecto: 15 años

• Ahorro de CO2: 20.261 Tn/año

• Forma de venta: Por contrato con CAMMESA

• Subsidios: Si, ley 26.190 (209,30 U$D/MWh)

Caracteristicas



Los datos financieros se obtuvieron a partir del flujo de fondos definitivo. Esto incluye los

indicadores habituales y uno propio de la industria llamado Levered Energy Cost (LEC), que

muestra el precio mínimo al que la energía debe venderse para cubrir los costos (este valor dio

acorde al promedio de la industria, que es de 210 U$D/MWh); y el tipo de financiación elegida,

que surgió de comparar las posibilidades que ofrecen el Banco de la Nación Argentina y el

Banco Interamericano de Desarrollo (BID).

Los datos del proceso surgieron de los resultados que se fueron obteniendo a lo largo del

trabajo, y se muestra la mano de obra a contratar y la superficie del predio, para dar una mejor

idea de las dimensiones del proyecto.

Por último, se muestran características importantes para el proyecto, como la localización del

mismo que surgió de hacer la comparación de diversas opciones representativas de los

distintos climas, comunidades y geografías de la Argentina. También se exhibe la cantidad de

hogares a abastecer con energía generada y el ahorro de CO2 que el proyecto puede captar

como mejora ambiental.

Conclusiones En este trabajo logramos estudiar dos tecnologías solares distintas para poder producir energía

eléctrica en la Argentina. Tras demostrar estadísticamente una necesidad futura de energía y

la porción de esta demanda que se podría capturar con este proyecto, se evaluó desde el

punto de vista financiero con cuál de las dos es más viable, y con qué condiciones de borde.

Habiendo visto que la tecnología PV con precios de contrato es la más adecuada, procedimos a

perfeccionar el diseño del parque.

Vimos que la elección genera valor, cuida al medio ambiente gracias a que se evita emitir

dióxido de carbono a la atmósfera, cumple y se apoya en las leyes argentinas existentes y

contribuye a diversificar la matriz energética.

Nombre: Ezequiel Alejandro Geli Fecha de nacimiento: 07/02/1987 E-mail: [email protected] Últimos 2 años experiencia laboral: Analista de métodos y procesos, Gefco

(02/2012 – Presente) EHS Analyst, General Electric

(11/2010 – 02/2012)

Nombre: Juan Ignacio Sívori Fecha de nacimiento: 12/10/1986 E-mail: [email protected] Últimos 2 años experiencia laboral: Coordinador de Productividad, ABInBev

(05/2012 – Presente) Analista de Planeamiento, Godrej (06/2011 – 04/2012) HR Trainee, Tenaris

(10/2009 – 03/2011)

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Universidad de Buenos Aires Facultad de Ingenieríamaterias.fi.uba.ar/7299/Estudio de...

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