Ing. Otto Velarde Barrantes

Análisis Financiero de Pre-Factibilidad para el Perfil de Diseño de una Central Fotovoltaica de 75MW [caso de Jordania]

Financial and Economic Analysis of 75 MW Photovoltaic Project for Jordan Mohammed Sulaiman Al-Soudand Qais Hashim AlsafasfehPower and Mechatronics Engineering Department, Engineering Faculty, Tafila Technical University, Tafila 66110, Jordan Received: December 08, 2014 / Accepted: January 28, 2015 / Published: March 31, 2015.

REFERENCIAS

OBJETIVO :

ELEGIR EL PROYECTO DE MAYOR FACTIBILIDADFINANCIERA entre los 7 escenarios tecnológicos expuestoscomo alternativas.

DISEÑO : Proyecto de Central Fotovoltaica de 75MW en Jordania (ref. 1)

COSTO DEL PROYECTO : Proyecto de Central Fotovoltaica de 75MW en Jordania (ref. 1)

COSTOS de Operación y Mantenimiento O&M del Proyecto

Parámetros Financieros (ref. 1)

El Gobierno de Jordania fija el precio basePrecio Base 16.9 US cent/kWh

INDICADORES FINANCIEROS SEGÚN EL PAPER (ref. 1)

CRITERIO según el Artículo Científico

CRITERIO PARA LA OBTENSIÓN DE RESULTADOS

El artículo (ref. 1) muestra resultados en cuanto a valores TIR, VAN, B/C, CostoNivelado (ref. 2 y 3) no se especifican las condiciones sobre las que fueronhallados. Debido a que algunos parámetros clave, cantidad de energíagenerada, horas de Sol al año, capacidad máxima de operación de la plantatienen que ser constantes para los siete casos en estudio tendrían que habersido nombrados con claridad por su relevancia en el diseño.

Mejor Escenario, en donde se tienen las condiciones de operación siguientes,capacidad máxima de la planta a 80%, horas de luz solar anual de 3200horas(ref. 5). Se obtiene, se calcula un costo nivelado mínimo, a mayor energíagenerada, menor costo nivelado .

Se plantean dos escenarios límite,

Peor Escenario, en donde se tienen las condiciones de operación siguientes,capacidad máxima de la planta a 67%. Se obtiene entonces cuál es la cantidadde horas de luz solar anual mínima para obtener una cantidad de energíagenerada mínima que pudiera, con un costo nivelado competitivo, cubrirse elcosto total de inversión.

NREL: The National Renewable Energy Laboratory is managed for the U.S. Department of Energy's Office of Energy Efficiency and Renewable Energy by the Alliance for Sustainable Energy, LLC, a partnership between Battelle and MRIGlobal.

The capital expenditure is turned into annual payments with a Capital Recovery Factor (CRF) that is defined using a common calculation.

Discount Rate is the assumed effective rate at which future income streams are discounted. Used to compute the capital recovery factor. In Normalized mode, a single discount rate is used. In Market and User modes, the discount rate can be different for each technology

LCOE, Levelized cost of Electricity in cents / kWh. This is an approximation for the price at which electricity would need to be sold tobreak even.

Se halla el primer Indicador Financiero, Costo Nivelado (ref. 2 y 3)

Se hallan los Indicadores Financieros VAN, TIR, B/C (ref. 9)

VAR: Se halla VA de cada uno de los 20años, el ingreso anual tendrá el mismovalor por año para el análisis (cálculo debería ajustarse a los cambios anualespredecibles), el egreso serán solo los costos de operación y mantenimientoanuales (cálculo debería considerar contemplar costos por contingencias en lasoperaciones)

TIR: Se calcula haciendo VAR=0

B/C: Se considera VAN/(Valor del Costo total de Inversión)

RESULTADOS / COSTO NIVELADO

Mejor Escenario.- Se obtiene, a mayor energía generada, menor costo nivelado.Posibilidad de un mayor beneficio sabiendo que el precio fijo controlado es de16.92 cent US$/kW

Resultados (a): En el primer caso notoriamente se debe eliminar el Escenario7, se pueden considerar el Escenario 2 y 5 como los que mayores beneficiospodrían conseguir en el mejor escenario.

Resultados (b): El Peor Escenario muestra que es necesario uniformizar a 7 horasde sol al día con lo cual son 2555horas/año.

La Energía Generada es la mínima necesaria considerando que producir menorcantidad elevaría el costo de producción por encima del precio de venta fijado porel gobierno de 16.92US cent $/kW, insostenible en el largo plazo.

Aceptándose que en el largo plazo los costos marginales de producción puedencubrir (en condiciones del peor escenario) el costo total de inversión sin que seobtengan beneficios adicionales.

RESULTADOS

Para hallar el VAN, TIR y B/C se considerará entonces, Tasa de Descuento7%, Capacidad Máxima de planta 67%, 2555HorasSol/año.

Para simular escenarios a largo plazo se igualó el precio de venta al costonivelado a través del redondeo al tercer decimal y un tope máximo de16.92cent US$. (ref. 8)

RESULTADOS / VAR, TIR, B/C

En el caso del VAN, debido a que la inversión total es del orden de los200MM US$ (varía según sea uno de los 7 casos) entonces nos permitimosun error de más, menos +-2% que viene a ser +- 20,000 US$ atribuidos alos ligeros cambios en los precios del mercado.

RESULTADOS / VAR, TIR, B/C

Resultados (c): Los Escenarios 2 y 5 tienen VAN positivos muy similares consimilares precios de venta, por lo tanto son opciones elegibles.

En contraste, los Escenarios 3, 6 y 7 que tienen VAN extremadamente negativos delorden de millones de dólares US$. Se eliminan.

Los Escenarios 2 y 4 tienen VAN aproximadamente CERO según se permite un +-20,000 US$ de error.

RESULTADOS / VAR, TIR, B/C

Resultados (d): Los Escenarios 1, 2, 4 y 5 son los que tienen los valores de TIR máselevados sin embargo al ser proyectos mutuamente excluyentes no se consideraráel TIR como un indicador para la elección del proyecto.

Resultados (e): Finalmente, el indicador de costo_beneficio nos indica que solo losEscenarios 2 y 5 tienen B/C mayor a cero. Lo que vuelve a confirmar su elegibilidad.

Conclusión (a): Para elegir entre el escenario 2 y 5 finalmente usaremos elcriterio técnico (ref. 6).

Se considera para el Poly-Si, Escenario 2, que la temperatura ambiente máximaserá 35°C (ref. 5) y la temperatura nominal de operación NOCT podría llegar aun máximo de 49°C por encima del cual se podría esperar una pérdida en laeficiencia térmica adicional del 20% en el sistema fotovoltaico.

En el caso se opte por el CdTe este resiste mayores temperaturas sin quereduzca su eficiencia.

CONCLUSIONES

Conclusión (b): El STOCK DE REPUESTOS.

En los casos 2 y 5, el deterioro de los paneles en cuanto a la eficiencia térmicaes de 2% anual (ref. 4), que si bien está considerado en los costos operativos yde mantenimiento depende del stock y disponibilidad del mismo en el mercado.

El CdTe tiene una participación del mercado menor al 10%, Poly-Si tiene 55%.

Este asunto es importante en cuanto a la perspectiva del stock y la tendencia asubir o bajar los precios de los paneles debido a las economías de escala.Tabla (ref. 7)

CONCLUSIONES

Conclusión (c): Para el caso peruano, suponiendo temperaturas de 32°C en losdesiertos de la costa, con un clima seco se puede recomendar los paneles dePoly-Si.

Sin embargo para poder sugerir entre un proyecto y el otro se tendrá primeroque nacionalizar todos los costos de inversión y costos de operación ymantenimiento, además se deberá incluir los costos de tramitación de lospermisos y los aranceles e impuestos respectivos.

CONCLUSIONES DEL ANÁLISIS

Gracias

«..hay una fuerza motriz más poderosa que el vapor, la electricidad y la energía atómica: la voluntad..» Albert Einstein