Se recopilaron y analizaron las facturas del servicio de energía eléctrica correspondientes al año 2023, con el propósito de determinar el consumo mensual y diario promedio de la vivienda.

El cálculo del consumo diario promedio se realizó dividiendo el consumo mensual (Eₘ) por el número de días del mes (Dₘ), conforme se expresa en la Ecuación 1:

Ed = Eₘ / Dₘ (1)

donde,

Ed: Energía diaria total en kWh/día.

Eₘ: Energía mensual total en kWh/mes (dato de la factura de energía).

Dₘ: Número de días del mes de cálculo.

Con el fin de considerar posibles incrementos en el consumo energético futuro, se aplicó un factor de seguridad (Fs) sobre la energía consumida. Este factor se expresa como un porcentaje que puede oscilar entre el 10% y el 30%, siendo el 25% el más comúnmente utilizado en proyectos residenciales.

La ecuación 2 muestra la relación empleada para determinar la demanda energética recomendada (Edr), incorporando el factor de seguridad:

Edr = Ed (1 + Fs / 100) (2)

siendo

Edr: Energía diaria recomendada Wh/día.

Ed: Energía diaria total.

Fs: Factor de seguridad de la instalación expresado en porcentaje (generalmente 25%).

Para estimar el potencial solar de la zona, se emplearon datos de radiación solar diaria obtenidos de fuentes satelitales confiables, específicamente de la base NASA POWER [16].

Posteriormente, se calculó el cociente entre la radiación incidente (kWh/m²/día) y el consumo energético diario (kWh/día), con el propósito de identificar el mes más desfavorable del año.

El dimensionamiento del sistema fotovoltaico se basó en dicho mes, de manera que, al satisfacer la demanda bajo las condiciones más críticas, se garantice un desempeño óptimo durante el resto del año.

A partir de los datos de radiación solar incidente (Rs) y de la demanda de energía eléctrica recomendada (Edr), se aplica la ecuación 3, la cual expresa la relación entre estos parámetros y permite determinar el mes más desfavorable (Mdes).

Mdes = Rs / Edr (3)

Con base en la demanda energética correspondiente al mes peor, se procedió al diseño del sistema de captación solar, considerando los siguientes aspectos técnicos:

Número de paneles solares necesarios (N), determinado mediante la ecuación 4:

N = Edr / npanelHSP sP ppanel (4)

donde,

N: Número total de módulos necesarios.

npanell: Rendimiento medio del panel fotovoltaico, generalmente un coeficiente de 0,9.

HSPs: Horas pico solares para un ángulo de inclinación s.

Edr: Energía diaria recomendada en kWh/ día.

Pppanel: Potencia pico del panel FV en kW, según los datos que proporciona el fabricante.

La potencia instalada del campo generador, Pins, expresada en vatios (W), corresponde a la potencia pico total de los paneles solares instalados. Esta se calcula mediante la ecuación 5, como el producto del número total de paneles solares (N) y la potencia pico de cada panel (Pppanel).

Pins = NPppanel (5)

Para la selección del inversor, se consideró un margen adicional del 25 % sobre la potencia instalada, con el fin de garantizar la operación eficiente y segura del sistema bajo condiciones de máxima generación.

La potencia del inversor Pinv, expresada en vatios (W), se determina mediante la ecuación 6, como una función de la potencia máxima a instalar, Pins, y del factor de seguridad, que en este caso equivale aproximadamente al 25 %:

Pinv = Pins (1 + Fs / 100) (6)

Para el cálculo de la sección del cableado monofásico (S), se siguieron los lineamientos establecidos en el Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas (RETIE), considerando una caída de tensión máxima admisible del 3 % [17] y la tensión prevista en la línea bajo condiciones de máxima potencia.

Con base en estos criterios, se emplearon las siguientes expresiones.

La caída de tensión máxima permitida en la línea, U, expresada en voltios (V), se determina mediante la ecuación 7:

ΔU = U (ΔU% / 100) (7)

con U como la tensión prevista en la línea a máxima potencia, y ΔU% como la caída de tensión máxima permitida en la línea, se procede a calcular el valor de la caída de tensión (U) a partir de la ecuación 7 previamente definida.

Con este valor, es posible determinar la sección del conductor S expresada en milímetros cuadrados mm², mediante la ecuación 8:

S = 2LIcosφ / ΔUγθ (8)

La sección del conductor (S) se expresa como una función de diversos parámetros eléctricos: la longitud de la línea L, en metros (m); la intensidad prevista en la línea (I), en amperios (A); el factor de potencia de la carga al final de la línea (cos φ); y la conductividad del material conductor γθ en metros por ohmio por milímetro cuadrado (m/(Ω/mm²)).

Al tratarse de un sistema fotovoltaico conectado a la red (On-Grid), no se incluyeron baterías ni reguladores de carga, dado que la energía generada se consume directamente o se inyecta al sistema eléctrico. Sin embargo, se incorporó un medidor bidireccional, encargado de registrar tanto la energía consumida como la inyectada a la red, permitiendo así el monitoreo preciso del flujo energético y la evaluación del balance neto.

Se cuantificó la inversión inicial del sistema fotovoltaico, considerando los costos asociados a componentes, materiales, mano de obra y montaje [18].

El análisis económico incluyó tanto los costos operacionales, estimados en un 1 % anual del valor depreciable del sistema, como la depreciación anual (TD) calculada mediante la ecuación 9:

Tᴰ = 1 - √ⁿ(Vᴿ / Vᴰ) (9)

La depreciación se determinó a partir del valor residual, VR, el valor despreciable, VD y el número de años de vida útil del proyecto n, de acuerdo con la relación establecida en la ecuación 9.

Con esta información, se elaboró un flujo de caja proyectado a 25 años.

Finalmente, se calculó el retorno de la inversión (RI) mediante la ecuación 10, la cual relaciona la inversión inicial con los beneficios económicos netos acumulados:

RI = Periodo + -Saldo / FC (10)

El retorno de la inversión (RI) se estimó con base en el período actual, considerando el último saldo negativo y el primer flujo de caja negativo, FC.

Por otro lado, el Valor Presente Neto (VPN) se calculó mediante la ecuación 11:

VPN = −I₀ + ∑ (Fₜ / (1 + K)ᵗ) de t=1 a n (11)

donde: I0 representa la inversión inicial previa o el monto del desembolso; Ft corresponde a los flujos netos de efectivo que reflejan la diferencia entre los ingresos y gastos obtenidos por la ejecución de un proyecto de inversión a lo largo de su vida útil; K es la tasa de descuento conocida como costo o tasa de oportunidad; n es el número de periodos que dura el proyecto; y t son los periodos en el intervalo de 1 al 25.

Por último, para determinar la Tasa Interna de Retorno (TIR) se empleó la Ecuación 12:

TIR = ∑ (Fₜ / (1 + i)ᵗ) de t = 0 a n (12)

Siendo I el valor de la inversión inicial.

Finalmente, se estimó el impacto ambiental positivo derivado de la implementación del sistema fotovoltaico, mediante el cálculo de la reducción de emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI).

Para ello, se aplicó el factor de emisión oficial del Sistema Interconectado Nacional (SIN), establecido por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) en la Resolución 705 de 2024, el cual equivale a 0,112 toneladas de CO₂ equivalente por cada megavatio-hora MWh.

A partir del consumo evitado de energía de la red, se calculó el potencial de mitigación, expresado en toneladas de CO₂eq al año, evidenciando los beneficios ambientales del proyecto [19].

La energía diaria total y la energía diaria recomendada calculadas se muestran en la Tabla 1.

La vivienda residencial queda en la localidad de Teusaquillo, Bogotá en el barrio de Salitre Alto, más precisamente en la latitud 4,64170 y longitud -74,1061. Estos datos se usaron para determinar la radiación solar incidente que se usó para el dimensionamiento de la instalación fotovoltaica como se muestra en la Tabla 2.

Tabla 1. Demanda promedio de energía eléctrica 2023 en kWh/mes.

La Tabla 1 muestra el consumo mensual y diario de energía durante el 2023, al cual se le adiciona un factor de seguridad del 25% para considerar posibles consumos futuros, obteniéndose una demanda anual ajustada de 1315 kWh.

Tabla 2. Radiación promedio mensual en una superficie inclinada en (kWh/m2día).

La Tabla 2 presenta la radiación solar promedio mensual sobre diferentes superficies y condiciones de inclinación, destacando el valor de horas sol pico (HSP), que alcanza un promedio anual de 4,6 h/día, con máximos en enero (5,03 h/día) y mínimos en abril (4,34 h/día).

Tabla 3. Cálculo del mes desfavorable (Mdes).

A partir de los cálculos realizados, se determinó que el mes de octubre corresponde al mes más desfavorable, ya que el resultado del cociente Rs/Edr presentó el valor más bajo, con un resultado de 0,6948 como se muestra previamente en la Tabla 3.

Con base en esta información, se procedió al diseño y selección de los componentes del sistema fotovoltaico.

Para el campo generador se optó por utilizar un panel JAM66S30-495/MR (de 495 W) diseñado con celdas solares monocristalinas tipo PERC, cuyas características técnicas se presentan en la Tabla 4:

Tabla 4. Especificaciones panel JAM66S30-495/MR.

Con respecto al número total de módulos necesarios, se hizo el cálculo con respecto a la ecuación 4, la potencia pico del panel FV de 0,495 KW según el fabricante [20].

N = (6,75 kWh / dia0,9∙4,69∙0,495) kW = 3,2 ≈ 4 paneles

El resultado obtenido fue de 3,2 módulos, lo que equivale a la instalación de 4 paneles solares conectados en serie, para garantizar el cumplimiento de la demanda energética estimada.

La potencia instalada del campo generador depende de la cantidad de paneles solares y sus potencias pico conforme a la ecuación 5.

Pins = 4∙0,495 kW =1,98kW = 1980 W

Para el cálculo del inversor fotovoltaico, se consideró la potencia máxima instalada del sistema multiplicada por un factor de seguridad del 25 %, de acuerdo con la Ecuación 6:

Pinv = 1980 W1+0,25 = 2475 W

Una vez calculado el sistema de captación, se procedió a la selección del inversor Growatt MIN 3000 TL- X cuyas características técnicas se encuentran especificadas por el fabricante [21],

Este inversor es monofásico y está diseñado para sistemas conectados a la red (On-Grid), con una capacidad nominal para soportar al menos 2475 W de potencia, alcanzando 3000 W para mayor eficiencia.

Las características técnicas del inversor se pueden observar en la Tabla 5:

Tabla 5. Especificaciones Inversor Growatt MIN 3000 TL- X.

En este proyecto no se instalan protecciones adicionales, debido a que el sistema está conformado por un único string de cuatro módulos en serie (ver Figura 1) con una corriente máxima de 13,86 A, valor que se encuentra dentro de la capacidad del inversor Growatt MIN 3000 TL-X, el cual admite hasta 16 A por entrada MPPT.

Además, el propio inversor integra protecciones clave como interruptor DC, protección de polaridad inversa, protección contra sobretensiones Tipo II DC y Tipo III AC, monitoreo de falla a tierra, anti-isla y RCMU, lo cual hace innecesario adicionar fusibles de string u otros dispositivos externos. De esta manera, se cumple con los requisitos de seguridad sin sobredimensionar la protección del sistema.

Figura 1. Esquema del sistema fotovoltaico.

El sistema fotovoltaico está conformado por cuatro paneles solares de 495 W cada uno, conectados en serie. En esta configuración, la tensión se multiplica por el número de paneles, mientras que la corriente se mantiene constante, al no existir paneles en paralelo.

Cada panel tiene una tensión a máxima potencia (Vmp) de 38,17 V y una tensión en circuito abierto (Voc) de 45,46 V, por lo que el arreglo completo alcanza un Vmp total de 153 V y un Voc de 182 V.

En cuanto a la corriente, cada panel presenta una corriente en cortocircuito (Isc) de 13,86 A y una corriente a máxima potencia (Imp) de 12,97 A, valores que se mantienen sin multiplicarse en la conexión en serie.

Para el cálculo de la sección del cableado se tuvo en cuenta una longitud de 8 m entre la caja de conexiones y el inversor, seguida de otros 2 m entre el inversor y el tablero monofásico. En cada uno de estos tramos, se calcula la caída de tensión máxima permitida en la línea con la ecuación 7, mientras que la sección transversal con la ecuación 8.

Tramo: Caja de conexiones – Inversor

ΔU = 153 V∙3% / 100 = 4,58 V

S = 2∙8m∙13.9 A∙1 / 4,58 V∙ 45,49 m/(Ω/mm²)=1,06 mm²

Tramo: Inversor – Tablero monofásico

ΔU = 120V∙1,5% / 100 = 1,8 V

S = 2∙2 m∙13,6A∙1 / 1,8 V∙ 48,47 m/(Ω/mm²) = 0,62 mm²

Tabla 6. Equivalencias entre secciones de conductores en mm2 y American Wire Gauge (AWG).

Para la selección de los conductores eléctricos, se utilizó la Tabla 6 de equivalencias entre secciones en milímetros cuadrados (mm²) y calibres AWG, comúnmente empleada en Colombia.

Para la sección calculada de 1,06 mm², se seleccionó el calibre 16 AWG (1,31 mm²) y para la sección calculada de 0,62 mm², se eligió el calibre18 AWG (0,821 mm²).

En la Tabla 7 se detalla la inversión inicial necesaria para implementar el sistema fotovoltaico, con precios obtenidos a partir de cotizaciones reales de empresas especializadas en el suministro e instalación de estos equipos.

Tabla 7. Inversión Inicial.

Se identificó un subtotal correspondiente a los elementos depreciables, los cuales también están exentos del impuesto al valor agregado (IVA). Esta clasificación es clave para calcular correctamente los costos operacionales y aplicar los incentivos tributarios disponibles.

En este proyecto, el inversionista asumió el 100% de la inversión inicial, lo que elimina la necesidad de recurrir a financiamiento bancario y, por consiguiente, se excluye la depreciación de la inversión en el análisis económico.

Tabla 8. Ahorro anual por año.

La Tabla 8 presenta una proyección a 25 años, basada en el ahorro anual generado por el sistema fotovoltaico al sustituir el consumo de energía proveniente de la red eléctrica.

El análisis parte de un consumo anual de 1.052 kWh y una tarifa inicial de COP $ 870 por kWh para un costo total anual (2023) de COP $ 915.366, con un incremento estimado del 15,3 % cada año. Esto permite calcular cuánto se dejaría de pagar por energía en cada periodo [22].

A lo largo de la vida útil del sistema (25 años), el ahorro acumulado alcanza COP $ 235.464.362, lo que respalda la viabilidad económica del proyecto.

Los costos de operación y mantenimiento (O&M) se estimaron como el 1 % del valor depreciable del sistema, equivalente a COP $ 4.805.087, con un incremento anual del 9,28 % conforme al Índice de Precios al Consumidor (IPC). En consecuencia, el O&M inicial fue de COP $ 48.051 y asciende a COP $404.276 en el año 2025.

La depreciación se estimó con una tasa del 2,73 %, considerando un valor residual del 50 %, es decir, COP $2.402.544. En el primer año, la depreciación fue de COP $131.395 y COP $ 2.402.544 en el año 25, cuando el valor neto del sistema llega a cero.

Estos resultados permiten evaluar con precisión los costos reales del sistema durante toda su vida útil, Mayores detalles del flujo de caja se van en la Ta evidenciando su rentabilidad y sostenibilidad a largo plazo. Los detalles completos del flujo de caja se presentan en la Tabla 9.

Tabla 9. Evaluación de la inversión.

Para estimar la reducción de emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) asociada al proyecto, se utilizó el factor oficial de emisión de 0,112 toneladas CO₂eq/MWh, establecido por la Resolución 705 de 2024 de la UPME [19].

A partir del consumo anual evitado de 1052 kWh, se calculó una reducción de 117,8 kg de CO₂ equivalente por año. Este valor, proyectado durante los 25 años de vida útil del sistema, permite estimar una disminución total de emisiones cercana a 2,94 toneladas de CO₂ equivalente, contribuyendo así a la mitigación del cambio climático.