Este documento analiza 7 escenarios tecnológicos para una central fotovoltaica de 75MW en Jordania para determinar cuál tiene mayor viabilidad financiera. Los escenarios 2 y 5 presentan los mayores valores de VAN, TIR y relación beneficio-costo. El escenario 2 usa paneles de polisilicio y el 5 de telururo de cadmio. Considerando factores técnicos como las altas temperaturas en Jordania, se elige el escenario 2 como el más viable para el proyecto.

1. 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 Alsafasfeh
Power and Mechatronics Engineering Department, Engineering Faculty, Tafila Technical University, Tafila 66110,
Jordan
Received: December 08, 2014 / Accepted: January 28, 2015 / Published: March 31, 2015.

2. REFERENCIAS

3. OBJETIVO :
ELEGIR EL PROYECTO DE MAYOR FACTIBILIDAD
FINANCIERA entre los 7 escenarios tecnológicos expuestos
como alternativas.

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

5. COSTO DEL PROYECTO : Proyecto de Central Fotovoltaica
de 75MW en Jordania (ref. 1)
COSTOS de Operación y Mantenimiento O&M del Proyecto

6. Parámetros Financieros (ref. 1)
El Gobierno de Jordania fija el precio base
Precio Base 16.9 US cent/kWh

7. INDICADORES FINANCIEROS SEGÚN EL PAPER (ref. 1)

8. 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, Costo
Nivelado (ref. 2 y 3) no se especifican las condiciones sobre las que fueron
hallados. Debido a que algunos parámetros clave, cantidad de energía
generada, horas de Sol al año, capacidad máxima de operación de la planta
tienen que ser constantes para los siete casos en estudio tendrían que haber
sido 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 energía
generada, 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 cantidad
de horas de luz solar anual mínima para obtener una cantidad de energía
generada mínima que pudiera, con un costo nivelado competitivo, cubrirse el
costo total de inversión.

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

10. 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 mismo
valor por año para el análisis (cálculo debería ajustarse a los cambios anuales
predecibles), el egreso serán solo los costos de operación y mantenimiento
anuales (cálculo debería considerar contemplar costos por contingencias en las
operaciones)
TIR: Se calcula haciendo VAR=0
B/C: Se considera VAN/(Valor del Costo total de Inversión)

11. 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 de
16.92 cent US$/kW
Resultados (a): En el primer caso notoriamente se debe eliminar el Escenario
7, se pueden considerar el Escenario 2 y 5 como los que mayores beneficios
podrían conseguir en el mejor escenario.

12. Resultados (b): El Peor Escenario muestra que es necesario uniformizar a 7 horas
de sol al día con lo cual son 2555horas/año.
La Energía Generada es la mínima necesaria considerando que producir menor
cantidad elevaría el costo de producción por encima del precio de venta fijado por
el gobierno de 16.92US cent $/kW, insostenible en el largo plazo.
Aceptándose que en el largo plazo los costos marginales de producción pueden
cubrir (en condiciones del peor escenario) el costo total de inversión sin que se
obtengan beneficios adicionales.
RESULTADOS

13. Para hallar el VAN, TIR y B/C se considerará entonces, Tasa de Descuento
7%, Capacidad Máxima de planta 67%, 2555HorasSol/año.
Para simular escenarios a largo plazo se igualó el precio de venta al costo
nivelado a través del redondeo al tercer decimal y un tope máximo de
16.92cent US$. (ref. 8)
RESULTADOS / VAR, TIR, B/C
En el caso del VAN, debido a que la inversión total es del orden de los
200MM US$ (varía según sea uno de los 7 casos) entonces nos permitimos
un error de más, menos +-2% que viene a ser +- 20,000 US$ atribuidos a
los ligeros cambios en los precios del mercado.

14. RESULTADOS / VAR, TIR, B/C
Resultados (c): Los Escenarios 2 y 5 tienen VAN positivos muy similares con
similares precios de venta, por lo tanto son opciones elegibles.
En contraste, los Escenarios 3, 6 y 7 que tienen VAN extremadamente negativos del
orden 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.

15. RESULTADOS / VAR, TIR, B/C
Resultados (d): Los Escenarios 1, 2, 4 y 5 son los que tienen los valores de TIR más
elevados sin embargo al ser proyectos mutuamente excluyentes no se considerará
el TIR como un indicador para la elección del proyecto.
Resultados (e): Finalmente, el indicador de costo_beneficio nos indica que solo los
Escenarios 2 y 5 tienen B/C mayor a cero. Lo que vuelve a confirmar su elegibilidad.

16. Conclusión (a): Para elegir entre el escenario 2 y 5 finalmente usaremos el
criterio técnico (ref. 6).
Se considera para el Poly-Si, Escenario 2, que la temperatura ambiente máxima
será 35°C (ref. 5) y la temperatura nominal de operación NOCT podría llegar a
un máximo de 49°C por encima del cual se podría esperar una pérdida en la
eficiencia térmica adicional del 20% en el sistema fotovoltaico.
En el caso se opte por el CdTe este resiste mayores temperaturas sin que
reduzca su eficiencia.
CONCLUSIONES

17. Conclusión (b): El STOCK DE REPUESTOS.
En los casos 2 y 5, el deterioro de los paneles en cuanto a la eficiencia térmica
es de 2% anual (ref. 4), que si bien está considerado en los costos operativos y
de 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 a
subir o bajar los precios de los paneles debido a las economías de escala.
Tabla (ref. 7)
CONCLUSIONES

18. Conclusión (c): Para el caso peruano, suponiendo temperaturas de 32°C en los
desiertos de la costa, con un clima seco se puede recomendar los paneles de
Poly-Si.
Sin embargo para poder sugerir entre un proyecto y el otro se tendrá primero
que nacionalizar todos los costos de inversión y costos de operación y
mantenimiento, además se deberá incluir los costos de tramitación de los
permisos y los aranceles e impuestos respectivos.
CONCLUSIONES DEL ANÁLISIS

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