Autor: sonery_admin

En el vibrante escenario energético colombiano, una revolución silenciosa está tomando fuerza: la autogeneración a pequeña escala. Lejos de ser una tendencia pasajera, esta modalidad se ha consolidado como una fuerza transformadora, impulsada por la creciente conciencia ambiental y la búsqueda de independencia energética. Pero, ¿cuál es la magnitud de este fenómeno? Las cifras hablan por sí solas: un aumento exponencial en la capacidad instalada, miles de usuarios inyectando excedentes a la red y proyecciones que auguran un futuro aún más prometedor. ¿Cómo se ha gestado este crecimiento? ¿Qué factores lo impulsan? Y, lo más importante, ¿qué oportunidades ofrece para los colombianos? Acompáñenos en este recorrido por las estadísticas que revelan el auge de la autogeneración a pequeña escala en Colombia.

La autogeneración a pequeña escala sigue en crecimiento.

El fenómeno de transición energética global requiere una reconfiguración de los modelos tradicionales de generación y distribución de energía eléctrica, migrando progresivamente hacia sistemas más descentralizados y sostenibles. En este panorama, que le apunta a no replicar los modelos de generación centralizada que aparta de cualquier beneficio a las comunidades dónde se consume continuamente la energía, la Autogeneración a Pequeña Escala (AGPE), emerge como un pilar fundamental al permitir a los usuarios finales generar energía para consumo propio, aprovechando recursos distribuidos y, además, inyectar excedentes a la red para obtener un beneficio por esta labor.

En Colombia, el avance de la AGPE ha experimentado un desarrollo sustancial en los últimos años. Pasando de ser un concepto un tanto desconocido y poco implementado, su consolidación se ha visto fuertemente impulsada por la expedición de un marco regulatorio específico que ha sentado las bases técnicas, procedimentales y comerciales para su viabilidad e implementación. Este marco, liderado por resoluciones clave de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), ha definido aspectos cruciales como los procedimientos de conexión al Sistema Interconectado Nacional (SIN), los esquemas de medición bidirecciona, mecanismos de remuneración, plazos, sanciones, entre otros.

La consolidación y mejoramiento continúo de este entorno regulatorio ha facilitado la adopción de tecnologías de generación distribuida, principalmente sistemas solares fotovoltaicos, a nivel residencial, comercial e industrial de pequeña escala en diferentes departamentos del territorio nacional. El crecimiento de proyectos AGPE no solo contribuye a la diversificación de la matriz energética y a la reducción de la huella de carbono, sino que también optimiza el perfil de demanda de los usuarios y, potencialmente, reduce las pérdidas técnicas en la red de distribución al generar energía más cerca de los puntos de consumo.

No obstante, en las regulaciones vigentes expedidas por la CREG, también se establece una límite regulatorio de implementación de estos sistemas de generación descentralizado a nivel nacional, esto como una maniobra preventiva que dará aviso para cuando se deban tomar medidas de reestructuración para la regulación, con el propósito de no generar inestabilidades técnicas, ni comerciales en el sistema eléctrico Colombiano. Es justo aquí, que surge un concepto bastante interesante entorno al crecimiento de los sistemas de autogeneración a pequeña escala en el país y es el denominado «Límite de integración». Este concepto figura en la regulación CREG 174 de 2021 y sirve como indicador para determinar el instante en dónde se deben tomar medidas regulatorias para revisar y analizar la reglas establecidas previamente. Específicamente, este indicador que en dado caso que la cantidad de energía anual empleada para crédito de energía (es decir, para el esquema de intercambio energético) en un mercado de comercialización supere el 4% de la demanda comercial regulada anual de ese mercado, la CREG Estará autorizada para revisar y modificar las condiciones de remuneración que se establecen en la resolución. Normalmente, este análisis se hace para el periodo inmediatamente anterior (t-1), en dónde ya se han consolidado los datos de energía empleada para crédito de energía y la demanda de energía total en el año por cada mercado de comercialización.

En este artículo, se presenta el análisis de la relación de créditos de energía empleados vs la demanda de energía comercial para los dos mercados de comercialización con mayores excedentes utilizados como crédito de energía en todo el País en el año 2024. Se encontró que el mercado comercial correspondiente al departamento de Meta, tuvo intercambio de créditos de energía concernientes a una cantidad de 8270.88 Mwh y la demanda de energía comercial para el año 2024 fue de aproximadamente 1204469 Mwh, calculando el limite de integración para este mercado, con todos los decimales, se obtiene que corresponde al 0.7062%. Por otro lado, en el mercado de comercialización de Pereira se obtuvo que el limite de integración fue de aproximadamente 0.6313 %. Estos datos se obtuvieron a través del portal público de datos de oferta de energía de XM. Para el resto de mercados de comercialización en el año de 2024, el limite de integración se vería de la siguiente manera:

Fuente: [XM] – [Enlace a la Fuente]

Así, se puede observar que para un periodo de análisis reciente aún no se llega al límite establecido por la creg, pero si se está rondando valores muy cercanos al 25% de este límite. Se deberá seguir rigurosamente estos datos, para ver cómo sigue avanzando la AGPE en territorio Colombiano. En Sonnenergy, entendemos la necesidad de los usuarios de utilizar los créditos de energía, así como ya lo hacen miles de usuarios en el país, con el propósito de permutar y vender energía para tener ahorros económicos en su factura. Contáctenos ahora mismo y obtenga asesoría personalizada para el sistema solar que requiere instalar en su vivienda, empresa o inmueble rural.

Referencias

[1]XM. Datos de los diferentes mercados de comercialización en el país reportados al ASIC.

Apantallamiento para sistemas solares

Una de las grandes inquietudes que tiene el personal calificado y entidades dedicadas al desarrollo de sistemas de energía solar con paneles solares, es si estos sistemas fotovoltaicos deben tener algún tipo de protección ante la aparición de descargas atmosféricas en el área dónde está ubicado el proyecto. Aunado a este tema, surgen algunos interrogantes adicionales como: ¿Es obligatorio?,¿Para sistemas fotovoltaicos de qué capacidad se necesita este sistema de protección?, ¿el inspector RETIE puede autorizar la instalación sin la necesidad de implementar un sistema de protección contra descargas atmosféricas?. En el presente artículo abordaremos de forma general estas interrogantes para dejar un panorama más claro entorno a la normativa que regula la implementación de estas protecciones.

Empecemos por analizar la perspectiva entorno a este tema que nos brinda el pilar fundamental de las instalaciones eléctricas en el país, la NTC 2050 o Código Eléctrico Colombiano. El Artículo 690 de la NTC 2050 aborda aspectos entorno a la protección de personas y de equipos desde la implementación de sistemas de puesta a tierra, sistemas de protección contra sobre-corriente, protección contra sobretensiones, protección contra arco eléctrico, sistemas de parada rápida, entre otros. En una de las notas informativas de este artículo relacionado con sistemas fotovoltaicos se enuncia explícitamente «Debido a la alta actividad eléctrica atmosférica y magnitudes de rayos mayores en la zona tropical en la que se encuentra Colombia, se recomienda para sistemas y equipos que operan al aire libre como los sistemas solares fotovoltaicos FV, ver serie NTC 4552 protección contra descargas eléctricas atmosféricas (rayos).» En este punto, la normativa sugiere, a través de la palabra «recomienda», realizar un análisis contra descargas atmosféricas debido a la alta actividad de rayos que se presenta en nuestro territorio. Este aspecto resulta álgido , porque si el análisis de una instalación fotovoltaica se basa netamente en el estudio del código eléctrico Colombiano, se podría asumir que este es un requerimiento opcional y netamente preventivo, en dado caso que se presente una alta tasa de descargas atmosféricas en la zona donde se va a instalar el proyecto solar. Sin embargo, recordemos que el RETIE (Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas) establece el marco normativo y la obligatoriedad técnica y legal que rige el diseño, construcción y mantenimiento de las instalaciones eléctricas de cualquier tipo en nuestra nación, buscando garantizar la seguridad y confiabilidad.

Por tanto, cuando uno se remite a la actualización del RETIE realizada en el año 2024, se puede establacer que en el artículo relacionado con las instalaciones eléctricas que contienen paneles solares fotovoltaicos, se presenta una obligatoriedad o exigencia de realizar una evaluación del nivel de riesgo por descargas atmosféricas, de acuerdo con lo establecido en la norma NTC 4552(protección contra descargas eléctricas atmosféricas) o el equivalente internacional aplicable al caso de estudio en territorio Colombiano. Es decir, legal y técnicamente es necesario realizar esta evaluación de riesgo para establecer si el sistema fotovoltaico necesita ser dotado con un sistema de apantallamiento. No obstante, el RETIE sí establece una rango de instalaciones fotovoltaicas para el cuál no son aplicables los requisitos de seguridad presentes en el mismo. Este rango de exención solo cubre sistemas de potencia (fotovoltaicos) menores a 100 W para aplicaciones individuales no conectadas a la red de uso general. En ese orden de ideas, el criterio para determinar si un sistema fotovoltaico necesita un sistema de protección contra descargas atmosféricas es puramente técnico y está basado en la normativa NTC 4552, que cuenta con cuatro tomos para realizar una completa evaluación del riesgo: principios generales, gestión de riesgos, daños físicos a las estructuras y peligro para la vida, y por último, sistemas eléctricos y electrónicos dentro de las estructuras. Así, el análisis no lo puede determinar un inspector solo con su dictamen, este mismo debe estar sustentado por la evaluación completa del riesgo y dejar en claro porqué sí o porqué no se implemento un sistema de apantallamiento para proteger los equipos. Aquí surge otra interrogante que es ¿quién está facultado para realizar este tipo de evaluaciones de riesgo ante descargas atmosféricas?. El RETIE faculta a los profesionales de la ingeniería eléctrica o profesionales de la electrotecnia que sean técnica y legalmente competentes para realizar esta evaluación.

En Sonnenergy, entendemos que una inversión de esta magnitud debe estar respaldada por la máxima seguridad y el estricto cumplimiento normativo. Por tal razón, nuestros diseños de sistemas fotovoltaicos están soportados en la normativa Colombiana vigente, con el propósito de entregar sistemas fotovoltaicos más robustos, confiables y seguros. Contáctenos ahora para obtener una cotización a la medida de sus requerimientos energéticos.

Referencias

[1] Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación (ICONTEC), Código Eléctrico Colombiano NTC 2050, Segunda Actualización, 2020.
[2] Ministerio de Minas y Energía de Colombia, Resolución Número 40117 de 02 de abril de 2024, Por la cual se modifica el Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas – RETIE. [En línea]. Disponible en: [https://www.minenergia.gov.co/es/misional/energia-electrica-2/reglamentos-tecnicos/reglamento-t%C3%A9cnico-de-instalaciones-el%C3%A9ctricas-retie/]
[3] NTC 4552 Norma contra descargas atmosféricas.

Paratebueno: Comunidad energética pionera en cundinamarca

El departamento de Cundinamarca es uno de los más representativos del país, llegando a reunir 116 municipios con diversas características ambientales, territoriales y culturales. Paratebueno es un municipio de Cundinamarca, ubicado en la provincia de Medina a 211 km de la capital distrital de Colombia, Bogotá. Este municipio está presenta justo en el limite fronterizo que tiene Cundinamarca con otros municipios como lo son el Meta, Casanare y Boyacá. El Municipio está ubicado a una altura sobre el nivel del mar de 256m y tiene un perfil de temperatura anual promedio de 27°C.

Dentro de las principales actividades económicas que se desarrollan en el municipio está la ganaderia, la agricultura( cultivos de palma de aceite, arroz, piña, caucho, plátano, mangostino, aguacate y cacao), el turismo ecológico y la hostelería. Diversas de éstas actividades están comandadas por comunidades oriundas de este municipio, que necesitan de la energía eléctrica para los procesos productivos de sus emprendimientos. Es por esta razón, que siguiendo los lineamientos establecidos por el gobierno Nacional entorno a la democratización de la energía y la creación de Comunidades energéticas, se ha optado por crear la primer Comunidad energética del departamento de Cundinamarca.

A través de un movimiento estratégico que redefine el panorama energético nacional, Enel Colombia se consolida como pieza fundamental en la transición hacia fuentes renovables. Este operador de red no solo ha inyectado potencia limpia a la red a través de la construcción y operación de las granjas solares El Paso, La Loma, Fundación y Guayepo I y II, sino que también está sembrando las semillas de un futuro energético más equitativo y sostenible directamente en las comunidades, a través de la figura de comunidades energéticas.
Un ejemplo tangible de este compromiso es la primera comunidad energética en Cundinamarca, ubicada en el municipio de Paratebueno. Esta iniciativa pionera promete beneficiar la vida de 21 familias, con alrededor de 80 habitantes, permitiéndoles generar su propia electricidad a través de una instalación de 72 paneles solares con una capacidad instalada de 75 kWh/día.

Fuente: [Valoranalitik] – [Enlace a la Fuente]

Este esquema de generación distribuida a pequeña escala garantiza un suministro energético confiable para la comunidad y también representa un alivio significativo para sus bolsillos, con ahorros estimados de hasta un 50% en los costos de energía. Más allá del beneficio económico, el proyecto fomenta la autonomía energética y la sostenibilidad, empoderando a los habitantes para tomar las riendas de su consumo energético, reduciendo su dependencia de la red tradicional y aumentando la rentabilidad de sus emprendimientos.

«Este proyecto en Paratebueno es un testimonio de nuestro compromiso con una transición energética justa e inclusiva,» afirmó un representante de Enel Colombia. «Creemos firmemente que las energías renovables no solo son cruciales para mitigar el cambio climático, sino que también tienen el poder de transformar vidas y fortalecer el tejido social de nuestras comunidades.»

El propósito de Enel Colombia se extiende a una larga vigencia. La compañía ha asumido el compromiso de brindar tres años de acompañamiento técnico y formación a la comunidad de Paratebueno. Este apoyo continuo asegurará la correcta operación y mantenimiento del sistema solar, así como el desarrollo de capacidades locales para gestionar la infraestructura de manera autónoma. La iniciativa en Cundinamarca se destaca como un modelo que puede llegar a ser replicable para otras regiones del país, demostrando cómo la colaboración entre empresas energéticas y comunidades locales puede desbloquear un futuro energético más limpio, descentralizado, participativo y en comunidad.
En Sonnenergy creemos que la transición energética justa es la oportunidad de su comunidad para alcanzar mayor autonomía, desarrollo y bienestar económico-energético. ¡No se quede atrás! Contáctenos hoy mismo para descubrir cómo podemos ayudarle a hacer realidad su Comunidad Energética, paso a paso, con el respaldo de expertos comprometidos con su futuro y el de su territorio.

Referencias

«Enel Colombia inauguró la primera comunidad energética de Cundinamarca»[valoraanalitik], [19-02-2025]. [Online]. Disponible en: https://www.valoraanalitik.com/enel-colombia-primera-comunidad-energetica-cundinamarca/

El reciente Balance Energético Colombiano (BECO), revisión 2022 y preliminar 2023, elaborado por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) , es un documento fundamental para comprender la dinámica energética de nuestro país y proyectar estrategias de futuro. El análisis de sus resultados, subraya la urgente y estratégica necesidad de avanzar hacia una transición energética robusta y planificada en Colombia. El BECO revela que la matriz energética colombiana continúa mostrando una dependencia significativa de los combustibles fósiles, los cuales representaron alrededor del 78% de la oferta primaria en 2023 y aproximadamente el 68% del consumo final. En particular, el diésel y la gasolina, junto con la electricidad, concentraron el 58,5% del consumo final en 2023, con el sector transporte como principal consumidor de energéticos, seguido por los sectores industrial, residencial, comercial, entre otros. Esta dependencia implica una vulnerabilidad inherente a la volatilidad de los mercados internacionales de hidrocarburos y a las crecientes presiones regulatorias y de mercado a nivel global en torno a la reducción de emisiones. Mantener un modelo energético predominantemente fósil podría exponer a las empresas colombianas a mayores costos operativos, riesgos de obsolescencia tecnológica y dificultades para acceder a mercados internacionales cada vez más orientados hacia la sostenibilidad. La transición energética no solo representa una necesidad ambiental, sino también una oportunidad inigualable para la innovación, el desarrollo de nuevas industrias, la generación de empleo de calidad y la diversificación de la economía colombiana.

En este artículo se transmiten los beneficios tributarios de los cuáles pueden ser partícipes los proyectos de energía solar realizados en territorio Colombiano. Para ello, el congreso de la república ha dispuesto una serie de leyes cruciales que están impulsando un futuro más brillante y sostenible para Colombia. La Ley 1715 de 2014 llegó para establecer las reglas del juego energético en nuestro país, ¡y trae noticias muy positivas, especialmente si le interesa la energía solar! .

En esencia, esta ley busca que Colombia avance hacia una transición energética, dándole mucha fuerza al desarrollo y uso de fuentes de energía renovables que no son las tradicionales(FNCER), como la que nos provee el sol . Imagine un país donde cada vez más la energía que usamos viene de fuentes limpias y renovables, y no de combustibles fósiles no renovables, ¡Ese es el objetivo!. Una de las grandes apuestas de esta ley es dinamizar el mercado energético y hacer más atractivas las FNCER, como la energía solar, para los usuarios de energía eléctrica del país. Con esto en mente, se han puesto en marcha una serie de incentivos muy atractivos, ¡y aquí es donde la energía solar brilla con fuerza! …. Si está pensando en invertir en proyectos de energía solar en Colombia, ya sea para su bien inmueble: residencial, comercial, industrial o rural, ¡esta ley le interesa sobremanera!.

¿Cuáles son los incentivos que mejoran la viabilidad económica de su proyecto solar?

•Deducción del Impuesto de Renta: si su empresa invierte directamente en proyectos de generación de energía solar, este beneficio es una excelente opción que permitirá deducir de tu renta hasta el 50% del total de la inversión. Eso sí, el valor a deducir no puede ser mayor al 50% de tu renta líquida antes de restar la inversión. Este sin lugar a dudas resulta ser un gran alivio fiscal para sus finanzas mientras se impulsa el futuro energético sostenible del país!

•Exclusión del IVA en la Adquisición de Bienes y Servicios: normalmente para la ejecución de un proyecto solar se necesitan diversos equipos, elementos, maquinaria y servicios, pues es grato comunicarle que los mismos pueden, ¡ser excluidos del IVA! . Esto aplica tanto a lo que se compre en Colombia como a lo que se importe, siempre y cuando estén destinados a la pre-inversión e inversión para producir y utilizar energía solar . ¡Un ahorro importante desde el inicio!.

•Exención de Aranceles: si se necesita importar maquinaria, equipos, materiales e insumos que no se producen en el país para su proyecto solar, ¡estará exento del pago de los derechos arancelarios de importación!. Esto facilita el acceso a la mejor tecnología disponible a nivel mundial para su proyecto solar ubicado en Colombia, sin tener que pagar más.

•Depreciación Acelerada de Activos: los equipos, maquinarias y obras civiles que adquieras o construyas para tu proyecto de energía solar podrán acogerse a un régimen de depreciación acelerada. Esto significa que podrás reconocer la pérdida de valor de estos activos no a 10 años , como suele realizarse, sino de forma más rápida, lo que también tiene beneficios fiscales . La tasa anual de depreciación podrá ser de hasta el 33.33% y podrá ser utilizada dependiendo de la estrategia financiera y contable que se utilice según los estados financieros de cada caso.

Resulta imprescindible que usted sepa que para acceder a estos beneficios, su inversión deberá ser previamente evaluada, certificada y legalizada por el organismo competente, la unidad de planeación minero energética. Para acceder a los mismos, se debe seguir un proceso de evaluación estandarizado el cuál dará como resultado la expedición de un certificado, con el cuál se harán tangibles los incentivos. Dentro de este proceso se debe adjuntar toda la documentación de los equipos, servicios y contrato comercial que se realizó con la compañía desarrolladora del proyecto solar. En Sonnenergy todos los proyectos solares que se desarrollan cuentan con un acompañamiento integral en la obtención de certificado de incentivos tributarios, esto, con la finalidad de que nuestros clientes puedan maximizar la viabilidad económica de su proyecto de energía solar.

Por último, un dato vital que debería saber es que estos incentivos tributarios y arancelarios se proyectan para estar vigentes por un plazo de 30 años, ¡contados a partir del 1 de julio de 2021! ,lo que brinda un horizonte de tiempo bastante amplio para planificar, desarrollar y disfrutar el ahorro que brindan los proyectos de energía solar.

Referencias

[1]Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), «BALANCE ENERGÉTICO COLOMBIANO Revisión 2022 – Preliminar 2023,» Subdirección de Demanda, Bogotá D.C., Colombia, Enero 2025.

¿Qué son las comunidades energéticas?

Una Comunidad Energética se define de manera integral como formas de asociación organizadas y conformadas por usuarios de servicios energéticos o potenciales usuarios, que a través de fuentes no convencionales de energía renovables (FNCER), combustibles renovables y recursos energéticos distribuidos, generan, usan eficientemente y /o comercializan la energía constituyéndose en propietarios y gestores de la energía y de las soluciones energéticas en diferentes territorios colombianos .Estas comunidades surgen en virtud de un acuerdo entre personas naturales y/o jurídicas de derecho público o privado que cooperan entre sí a través de un contrato o convenio asociativo . Su naturaleza jurídica varía según sus fines, pudiendo ser de carácter asociativo para la autogeneración y autoabastecimiento, o sujetos de derechos y obligaciones para la comercialización. También pueden tener fines de representación de comunidades étnicas, indígenas, palenqueras o campesinas .

Las Comunidades Energéticas se caracterizan por los siguientes factores fundamentales:

•Generar y usar energía eléctrica con al menos el 50% de FNCER.

•Estar organizadas con una persona jurídica de carácter asociativo y registradas ante el Registro de Comunidades Energéticas (RCE) del Ministerio de Minas y Energía.

•Estar constituidas por un conjunto de usuarios o potenciales usuarios que no cuentan con energía eléctrica o cuya prestación no es de calidad.

Además, se conciben como un medio para construir un sistema colaborativo y descentralizado donde las comunidades participan activamente en la producción, distribución y uso de la energía , buscando no solo garantizar el acceso a la electricidad, sino también impulsar el desarrollo en los territorios y potencializar otros derechos fundamentales. En el marco de su autonomía, podrán constituirse en prestadores del servicio público. Es decir, la gran incógnita persistente en años anteriores acerca de si una persona natural o jurídica, que no está involucrada en el negocio de la generación como E.S.P en Colombia, podría crear un sistema de generación de energía eléctrica y comercializar este recurso a todo aquel usuario interesado, hoy se está haciendo realidad de alguna forma. Según sus actividades, las Comunidades Energéticas pueden operar bajo las figuras de Autogeneración Colectiva (AGRC) y Generación Distribuida Colectiva (GDC).

Una Comunidad Energética de Autogeneración Colectiva (AGRC).

Es una actividad llevada a cabo por una comunidad energética organizada la cual consiste en producir energía, principalmente, para satisfacer su propia demanda de energía. Esta producción de energía se realiza a través del uso de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER). Las comunidades energéticas pueden actuar como un agente denominado Autogenerador Colectivo (AGRC).

La característica principal de la AGRC es su enfoque primario en el autoabastecimiento energético de los miembros de la comunidad . La demanda de energía de los integrantes se entiende como la suma de la demanda individual de todos y cada uno de los miembros que conforman la AGRC, siempre que dichas necesidades no sean inferiores a los valores definidos en la normativa vigente por concepto de consumo de subsistencia. Un aspecto importante de la AGRC es el manejo de los excedentes de energía. En el caso de que la actividad de autogeneración genere más energía de la que la comunidad necesita para su propio consumo, estos excedentes podrán ser entregados a la red.

Sin embargo, esta entrega a la red se realizará en los términos que establezca la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) la cuál ya tiene un proyecto de resolución 701 051 del 2024 que planea que la remuneración de estos excedentes sea muy similar a la de un AGPE (Autogenerador a pequeña escala). Es relevante destacar que la energía eléctrica generada a través de AGRC que se inyecte al Sistema de Distribución Local (SDL) o por Microrredes podrá ser comercializada directa o indirectamente por la comunidad energética. Esta comercialización estará sujeta a la regulación que la CREG expida al respecto y teniendo en cuenta que los objetivos y lineamientos establecidos en el Decreto 2236 de 2023 establecen un trato diferencial y especial para las comunidades energéticas. El espíritu del decreto es empoderar a las comunidades locales para que jueguen un papel activo en la cadena de valor de la energía. La CE de autogeneración Colectiva (AGRC) se divide en dos ramas principales según la topología de su punto de conexión: único punto(concentrada) o múltiples puntos (generación virtual).

Autogeneración colectiva en un único punto.

También denominada tipología «Concentrada», se configura cuando la solución energética se ubica en un emplazamiento centralizado desde el cual la energía generada se distribuye a los integrantes de la comunidad energética. Esta modalidad implica la utilización de una infraestructura, ya sea preexistente o de nueva construcción, que irradia energía hacia los usuarios o miembros conectados a ella.Este esquema suele ser el modelo ideal de las comunidades energéticas, donde la generación se lleva a cabo en un terreno cuya propiedad o derechos pertenecen a la organización comunitaria. Desde este punto focal, la energía fluye para satisfacer las necesidades de los miembros, quienes colectivamente gestionan el esquema de sostenibilidad que garantiza el funcionamiento adecuado de la solución energética a lo largo de su vida útil.

Características clave de la autogeneración colectiva en un único punto:

•Infraestructura centralizada: Un único sistema de generación (por ejemplo, paneles solares, una pequeña turbina hidroeléctrica) ubicado en un punto específico.
•Distribución a los miembros: La energía producida se distribuye a los usuarios conectados a la red interna de la comunidad energética.
•Gestión comunitaria del punto de generación: La comunidad o su organización centralizada es responsable de la operación y el mantenimiento de la infraestructura principal.
•Dependencia de la disponibilidad y legalidad del predio: El desarrollo del proyecto está intrínsecamente ligado a la disposición y situación legal del terreno donde se ubica la generación.

Autogeneración colectiva en un múltiples puntos.

la autogeneración colectiva en múltiples puntos, que se alinea con la tipología de «Múltiples Soluciones», se presenta cuando la comunidad energética no dispone de un área total consolidada para la generación, pero sí cuenta con diversos espacios pertenecientes a sus miembros que pueden destinarse a la instalación de unidades de generación. Este enfoque aprovecha el marco regulatorio existente para la distribución de la energía entregada a la red por los múltiples generadores entre los distintos integrantes de la comunidad.

Esta figura se basa en la posibilidad de que cada miembro de la comunidad aporte un espacio individual (como el tejado de su vivienda) para la instalación de pequeñas unidades de generación (por ejemplo, paneles solares individuales). La energía generada por cada unidad puede inyectarse a la red, y mediante los mecanismos regulatorios, se compensa o distribuye virtualmente entre los miembros de la comunidad energética, permitiendo un aprovechamiento colectivo de la energía producida en puntos dispersos .

Características clave de la autogeneración colectiva en múltiples puntos:

•Generación distribuida: Múltiples unidades de generación de menor escala instaladas en diferentes ubicaciones dentro de la comunidad.
•Aprovechamiento de espacios individuales: Se utilizan espacios disponibles de los miembros, como tejados o pequeños terrenos.
•Interconexión a la red: La energía generada individualmente puede ser entregada a la red eléctrica.
•Distribución virtual o compensación: Los beneficios de la energía generada se distribuyen entre los miembros de la comunidad a través de mecanismos definidos por la regulación.
•Sostenibilidad basada en acuerdos individuales y colectivos: Requiere acuerdos claros sobre la cesión del derecho o beneficio de la energía generada en los espacios individuales al resto de la comunidad.

Una Comunidad Energética de Generación Distribuida Colectiva (GDC)

es una forma de producción de energía eléctrica realizada por una comunidad energética organizada, que se caracteriza por estar ubicada cerca de los centros de consumo y conectada a un Sistema de Distribución Local (SDL) o a una microrred. Al igual que la Autogeneración Colectiva (AGRC), la GDC se basa en el uso de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER). Las comunidades energéticas pueden actuar como un agente denominado Generador Distribuido Colectivo (GDC).
La principal distinción de la GDC radica en su conexión al sistema de distribución local o a una microrred para la entrega de la energía. La entrega de la energía al Sistema de Distribución Local (SDL) se rige bajo la regulación que establezca la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) para tal fin, dentro del plazo de tres (3) meses siguientes a la expedición del Decreto 2236 de 2023 . Esto subraya el papel crucial de la CREG en la definición de las condiciones operativas de la GDC.Al igual que en el caso de la AGRC, la energía eléctrica generada a través de GDC que se inyecte al Sistema de Distribución Local o por Microrredes podrá ser comercializada directa o indirectamente por la comunidad energética, según la regulación que la CREG expida al respecto y teniendo en cuenta el trato diferencial y especial establecido en el Decreto 2236 de 2023 para las comunidades energéticas. En cuanto a los límites de capacidad, la Resolución 501 del 28 de junio de 2024 estableció que el límite máximo de potencia de la actividad de Generación Distribuida Colectiva (GDC) en áreas urbanas y rurales será menor a 5MW. Esta potencia corresponderá a la capacidad instalada de la unidad de generación o a la sumatoria de las capacidades instaladas de las unidades de generación del Generador Distribuido Colectivo. De manera similar a la AGRC, la máxima dispersión de la actividad GDC en áreas urbanas y rurales del SIN está limitada a que la capacidad instalada de la unidad de generación o la sumatoria de las capacidades de generación y sus usuarios pertenezcan al mismo mercado de comercialización y se encuentren inmersos en el mismo Sistema de Distribución Local (SDL). Es importante notar que la dispersión en áreas urbanas y rurales de las Zonas No Interconectadas (ZNI) para las actividades de AGRC y GDC no estará limitada.

La comunidad energética debe contar con un representante de la comunidad energética quien es la figura clave a través de la cual la comunidad actúa legalmente, se relaciona con terceros (como entidades gubernamentales, empresas de servicios públicos u otros actores), y ejerce sus derechos y cumple sus obligaciones. Para ser consideradas Comunidades Energéticas en Operación y obtener el registro definitivo, se debe suministrar un Contrato o convenio asociativo que contenga, entre otros elementos, información sobre el propósito y objetivo de la Comunidad Energética, el número de usuarios, y la cantidad de personas beneficiadas …. Si bien no se exige explícitamente la identificación del representante en este punto, la existencia de un contrato asociativo implica que habrá personas actuando en nombre de la comunidad. Además, las comunidades energética tienen unos derechos y deberes a cumplir:

Principales Derechos de las Comunidades Energéticas:

•Participar activamente en la transición energética, generando, comercializando y utilizando eficientemente energía a partir de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER), combustibles renovables y recursos energéticos distribuidos.
•Constituirse legalmente bajo diversas figuras asociativas (con o sin fines de lucro, para autogeneración o comercialización) con reconocimiento jurídico simplificado en ciertos casos, facilitando su operación sin requerir autorizaciones onerosas.
•Preferente a ser beneficiarias de recursos públicos destinados al financiamiento de la inversión, operación y mantenimiento de su infraestructura energética, especialmente cuando estén conformadas por personas naturales y ciertas estructuras comunitarias (indígenas, campesinas, afrocolombianas, etc.).
•Establecer alianzas estratégicas y cooperar con terceros de los sectores público, privado y popular para el desarrollo de proyectos energéticos conjuntos.
•Derecho a la potencial transferencia o cesión gratuita de la infraestructura energética desarrollada con recursos públicos, bajo las condiciones que defina el Ministerio de Minas y Energía en coordinación con otras entidades competentes .
•Derecho a recibir asesoría y acompañamiento técnico especializado por parte del Ministerio de Minas y Energía para las fases de diseño, estructuración, financiación y operación de sus proyectos.
•Derecho a participar en el mercado energético, pudiendo comercializar la energía generada (directa o indirectamente) bajo la regulación específica que la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) establezca, considerando un trato diferencial y especial.
•Derecho a la autodeterminación en su estructura organizativa y toma de decisiones, respetando sus propias normas, tradiciones y mecanismos de gobernanza.
•Derecho de acceso a información clara, oportuna y comprensible sobre los procesos y la gestión de recursos relacionados con las Comunidades Energéticas.

Principales Obligaciones de las Comunidades Energéticas:

•Garantizar los derechos y deberes de los usuarios establecidos en la CREG 108 de 1997.
•Registrarse formalmente en el Registro de Comunidades Energéticas (RCE) administrado por el Ministerio de Minas y Energía para acceder a los beneficios legales y regulatorios establecidos..
•Cumplir con la normativa y regulación específica que la CREG y otras entidades establezcan para su operación, incluyendo los términos de la prestación del servicio.
•Adoptar modelos de sostenibilidad integral, considerando aspectos económicos, sociales y ambientales en la inversión, mantenimiento, operación y uso eficiente de la energía, garantizando la viabilidad a largo plazo.
•Garantizar la prestación del servicio de energía de manera eficiente y autosostenible, desarrollando capacidades administrativas, financieras y técnicas para la operación y gestión de la solución energética.
•Permitir y colaborar con las labores de inspección, control y vigilancia que realice la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.
•Suministrar información veraz y completa en el proceso de registro y en cualquier requerimiento de las autoridades competentes, asumiendo la responsabilidad por la autenticidad de dicha información35 ….
•Asignar responsabilidades claras entre sus miembros y establecer mecanismos transparentes para la distribución de los beneficios generados por la actividad energética . Esto se realiza mediante un acuerdo de comunidad energética (ACE) que debe contar con: datos del representante, El porcentaje (%) de distribución de excedentes y consumos, registro de la comunidad ante el Ministerio de Minas y Energía, además una declaración en dónde cada miembro de la CE acepta las reglas de juego y se rige bajo las mismas.
•Para aquellas comunidades que se constituyan con recursos públicos o cuyo capital privado se entregue para su administración, obligación de garantizar la formación en la Escuela de Transición Energética Justa (TEJ).
•Implementar mecanismos de participación comunitaria en la ejecución, operación y mantenimiento de la infraestructura energética.
•Gestionar de manera responsable los impactos ambientales y sociales derivados de sus actividades.

Cómo se pudo evidenciar en esta revisión general de las comunidades energéticas en el país, se establecen como un prototipo para establecer transiciones energéticas más justas en los territorios marginados de Colombia y, además dado que las reglas de juego se establecen en general para todos los usuarios energéticos de la nación, se abre la posibilidad de constituir comunidades energéticas para darle uso eficiente y colectivo a la energía en zonas urbanas, suburbanas o rurales donde sea viable su implementación y dónde se comparta una misma frontera comercial. Si está interesado en la creación de una comunidad energética que brinde beneficios energéticos, a usted y a su asociación colectiva, los servicios profesionales de Sonnenergy se encuentran a su disposición.

Referencias

[1] Ministerio de Minas y Energía – MME, «METODOLOGÍA GENERAL ESTRATEGIA NACIONAL COMUNIDADES ENERGÉTICAS,» MME, Bogotá, D.C., Colombia, Versión 1.0, dic. 2024. [En línea].
[2]Comunidades Energéticas, «ABC-ComunidadesEnergeticas-2024.pdf,» [En línea].
[3]Ministerio de Minas y Energía – MME, «MANUAL DE GESTIÓN DE COMUNIDADES ENERGÉTICAS,» MME, Bogotá, D.C., Colombia, dic. 2024, Versión 1.0. [En línea].

Los sistemas ON-GRID: sistema diseñado para el ahorro en la factura.

Los sistemas conectados a la red(ON-GRID)se encuentran sincronizados con la red eléctrica y operan sin necesidad de que exista un sistema de almacenamiento de energía. La energía fotovoltaica generada se inyecta directamente al consumo, y el excedente se vierte a la red, generando créditos energéticos, que en concordancia con la regulación colombiana vigente pueden ser permutados o vendidos al operador de red concerniente(Enel, Celsia, AIRE, entre otros). Consta de una inversión inicial reducida comparada con otras tecnologías y se consolida como el sistema solar más común, reduciendo costos y maximizando la viabilidad económica de los proyectos solares Colombianos. Dentro de las aplicaciones estratégicas de los sistemas interconectados a la red se encuentra que son óptimos para entornos urbanos y rurales con acceso a la red, desde residencias hasta grandes industrias. Este tipo de sistema solar está diseñado netamente para generar ahorro en la factura de energía, ya sea mediante el auto-abastecimiento energético, permuta o venta de energía. No es un sistema pensado para brindar confiabilidad energética al suministro eléctrico del bien inmueble, debido a que no cuenta con almacenamiento. El hecho de que su inversión inicial es menor, contribuye a que el periodo de retorno de la inversión sea corto. Además, su mantenimiento tanto preventivo como correctivo resulta ser más sencillo, comparado con los aislado y los híbridos. Dado que siempre está conectado simultáneamente a la red, esta misma es la que le brinda respaldo cuando se presentan condiciones de operación anormales o extremas. Ahorra, permuta y vende energía desde su inmueble, en Sonnenergy desarrollamos soluciones ON-GRID a la medida de sus requerimientos energéticos.

Sistemas Off-Grid: Autonomía e independencia energética.

Los sistemas independientes de la red, aislados ó OFF-GRID, son sistemas que funcionan autónomamente con un tipo de inversor que es capaz de generar una señal de tensión pura, sin necesidad de tener la red como referencia y, cuentan con un sistema de almacenamiento que permite almacenar los excedentes de energía que no son utilizados para el autoconsumo. Diseñados para la autosuficiencia en áreas remotas dónde sencillamente no existe acceso a la red eléctrica o el acceso a la red ofrece un nivel de confiabilidad y estabilidad muy bajo.
Esenciales para comunidades rurales, fincas, estaciones de bombeo y telecomunicaciones en zonas aisladas o zonas no interconectadas del país (ZNI). Dentro de las ventajas que ofrecen los sistemas aislados (OFF-GRID) es la independencia energética total en ubicaciones sin acceso a la red, reducción de la dependencia de combustibles fósiles y la consolidación de unas necesidades energéticas objetivo, que hacen más consciente al usuario del uso eficiente que se le debe dar a la energía, cuando es de acceso complejo. Es importante resaltar que el dimensionamiento preciso y a la medida del sistema aislado (OFF-GRID), una estimación adecuada del potencial energético de la zona y el levantamiento preciso de las necesidades energéticas son fundamentales para que se cumpla la autonomía deseada por el usuario. En este caso, el dispositivo que brinda respaldo en condiciones de operación extremas o complejas es la batería, debido a que facilita que existan los cambios repentinos de corriente. Dependiendo del tipo de batería que se elija y de su regimen de descarga, existirá un periodo de vida útil determinado para las mismas. La inversión inicial tiene a ser el doble o incluso triple, de la realizada para un sistema interconectado a la red, esto debido a la inclusión de sistemas de almacenamiento basados en baterías. Sin embargo, en los análisis económicos se debe tener en cuenta cuál es el costo de adquisición energética basados en combustibles o otros, para la zona remota en específico y compararlo con el costo por kwh que resulta para el sistema aislado. Domine la autonomía energética: Energía 24/7, sin depender de la red pública, en Sonnenergy desarrollamos la solución personalizada aislada(OFF-GRID) a la medida de sus requerimientos energéticos.

Sistemas Híbridos: La Versatilidad de la Conexión y el Respaldo.

Los sistemas híbridos combinan la conexión a la red con el respaldo de baterías. Ofrecen flexibilidad, confiabilidad y seguridad en el suministro energético para su bien inmueble. Ideales para industrias y empresas que requieren continuidad operativa ininterrumpida, que si no se tiene, puede generar millonarias pérdidas en sus procesos productivos. Este tipo de sistemas también resultan vitales en áreas propensas a interrupciones eléctricas o poca confiabilidad en el servicio. Es por esto que este tipo de sistemas también pueden ser aplicados estratégicamente al sector residencial ya que, brinda resiliencia energética ante cortes de energía.
La integración de múltiples fuentes de energía requiere un diseño y control sofisticado en el cual se establezcan las condiciones de operación más adecuadas para cada cliente. La inversión inicial resulta ser semejante a la de un sistema OFF-GRID, ya que la adición de las baterías es uno de los factores que más incrementa el costo. Para cada caso en particular, se pueden presentar tiempos de retorno de inversión entre el corto y mediano plazo.

Referencias

[1]C. Schill, A. Anderson, C. Baldus-Jeursen, L. Burnham, L. Micheli, D. Parlevliet, E. Pilat, B. Stridh, E. Urrejola, «Soiling Losses – Impact on the Performance of Photovoltaic Power Plants,» IEA‐PVPS T13‐21:2022, International Energy Agency, Photovoltaic Power Systems Programme (IEA PVPS), Dec. 2022. ISBN: 978-3-907281-09-3. Disponible en: https://iea-pvps.org/research-tasks/performance-operation-and-reliability-of-photovoltaic-systems/

¿Qué es el soiling?

El soiling se refiere a la acumulación de polvo, suciedad y contaminantes en la superficie de vidrio de los módulos fotovoltaicos. Este fenómeno causa pérdidas ópticas al reducir la cantidad de fotones que llegan a las células solares, lo que disminuye el rendimiento del sistema. Las pérdidas ópticas son causadas por la absorción, la reflectancia y la dispersión de la luz incidente debido a la presencia de polvo. El soiling es un problema específico de cada sitio que causa pérdidas de energía reversibles en los sistemas fotovoltaicos en todo el mundo. Si no se aborda adecuadamente, puede conducir a importantes pérdidas de ingresos e incluso convertir las ganancias en pérdidas económicas. El soiling puede variar de un sitio a otro, y puede tener efectos disímiles en sistemas cercanos, e incluso en diferentes partes del mismo sistema. La tasa de soiling y la frecuencia de los eventos de limpieza natural, como la lluvia, pueden cambiar con las estaciones y los años.
Aquí hay algunos puntos adicionales sobre el soiling, según el artículo:

•Los factores que contribuyen al soiling son las características físicas y químicas del polvo y procesos como la cementación, el apelmazamiento y el envejecimiento capilar. La humedad aumenta la adhesión y cementación del polvo en las superficies fotovoltaicas.

•El tamaño de las partículas de polvo transportadas por el viento está en el rango de 1-100 µm. Las partículas de tamaño inferior a 10 µm o 2,5 µm son buenos indicadores para modelar el soiling.

•El soiling no está reconocido como una falla del módulo fotovoltaico. Sin embargo, su efecto perjudicial en la reducción de la producción eléctrica de los paneles solares fotovoltaicos es bien conocido.

•El soiling puede intensificarse en áreas áridas con ambientes ventosos y polvorientos.

•Las pérdidas de energía por soiling pueden ser mayores que las causadas por los aerosoles atmosféricos.
El informe aborda la problemática del soiling desde diferentes perspectivas, incluyendo los tipos de partículas y su distribución global, los mecanismos y factores contribuyentes. Se estima que en 2018, el soiling causó una pérdida de al menos el 3-4% de la producción anual de energía fotovoltaica, lo que corresponde a una pérdida económica de entre tres y cinco mil millones de euros. Se espera que estas pérdidas aumenten al 4-5% en la producción de energía, lo que provocará pérdidas financieras posteriores.

¿Cómo se modela el soiling?

El ensuciamiento se puede modelar utilizando diferentes enfoques, que se clasifican en modelos micro, regionales y macro, cada uno con sus fortalezas y debilidades. Estos modelos ayudan a predecir la deposición de suciedad sin necesidad de datos específicos de suciedad o del rendimiento fotovoltaico del sitio de interés. dentro de los tipos de modelos más comunes utilizados para modelar el ensuciamiento están:

• Modelos de regresión lineal: Estos modelos estiman la pérdida eléctrica o de transmitancia basándose en la concentración de partículas suspendidas. Generalmente, se asume que las lluvias restauran la pérdida por suciedad a 0%. El enfoque más común es la regresión multivariante, donde el ensuciamiento se modela a través de una gran cantidad de variables, como PM10 y PM2.5. También se pueden incluir variables no relacionadas con partículas, como la velocidad del viento y la humedad relativa.
• Modelos semi-físicos: Estos modelos intentan replicar las relaciones no necesariamente lineales que ocurren en el proceso de ensuciamiento. Generalmente, requieren determinar la deposición de partículas o la velocidad de sedimentación a partir de las condiciones locales, incluyendo la humedad relativa y la velocidad del viento.
• Modelos de redes neuronales artificiales (ANN): A diferencia de los modelos de regresión lineal y semi-físicos, los modelos ANN no requieren una comprensión de los principios físicos del ensuciamiento. En cambio, los modelos se auto-entrenan iterativamente para identificar los algoritmos correctos que convierten las entradas en la salida esperada. El desafío principal es la identificación de entradas clave y de la arquitectura con mejor rendimiento.
• Modelos geoespaciales: Estos modelos estiman el ensuciamiento basándose en datos fotovoltaicos o de ensuciamiento de ubicaciones cercanas, utilizando técnicas de interpolación espacial. Los métodos basados en la distancia inversa devuelven los mejores resultados, con R2 > 0.7 si el ensuciamiento se estima a partir de sitios dentro de los 50 km.

Estrategias para mitigar los efectos del soiling

Las estrategias de operación y mantenimiento (O&M) recomendadas para mitigar las pérdidas por soiling en sistemas fotovoltaicos (PV) se pueden clasificar en medidas preventivas y correctivas.

Medidas Preventivas.

• Evaluación y adaptación del sitio: Desde la fase de diseño, se deben considerar las condiciones meteorológicas locales, como la dirección del viento, la frecuencia de lluvias y la humedad relativa, para minimizar el soiling. Esto puede incluir plantar vegetación cerca de caminos de tierra para desviar las ráfagas de polvo.
• Selección de módulos: El uso de módulos sin marco puede facilitar la eliminación del soiling. Un diseño optimizado del módulo con diodos de derivación puede minimizar el efecto del sombreado parcial causado por el soiling heterogéneo.
• Recubrimientos anti-soiling (ASC): Estos recubrimientos dificultan la deposición de partículas. Los recubrimientos hidrofóbicos generan gotas de agua que ruedan y recogen partículas de polvo de la superficie. Los recubrimientos hidrofílicos facilitan el lavado de contaminantes por el agua de lluvia. La efectividad de los ASC debe evaluarse individualmente para cada ubicación, considerando las condiciones climáticas, los ciclos de limpieza y los costos de fabricación.
• Nuevos conceptos de módulos e instalaciones: El uso de módulos bifaciales montados verticalmente puede reducir las pérdidas por soiling. También, voltear los módulos monofaciales boca abajo durante las horas sin sol puede disminuir la deposición de polvo y la adhesión. Los seguidores solares pueden ser beneficiosos.

Medidas Correctivas (Técnicas de Limpieza).

• Limpieza manual: Se utilizan escobas y cepillos de agua.
• Limpieza semi-automática: Se emplean robots montados en camiones.
• Limpieza totalmente automatizada: Sistemas que aplican cepillos rotatorios y cantidades variables de agua desmineralizada.
• Limpieza electrodinámica (EDS): Utiliza pulsos eléctricos de alto voltaje para evacuar las partículas de polvo de la superficie del módulo.
Consideraciones Adicionales para la Limpieza:
• Frecuencia de limpieza: La frecuencia óptima depende de factores como la tasa de deposición de soiling, la capacidad del sistema y el precio de la energía recuperada. Se recomienda limpiar cuando el costo de la limpieza es menor que los ingresos perdidos por la falta de producción de energía.
• Modelos de «Mejor Momento para Limpiar»: Estos modelos sirven como herramientas de apoyo para decidir cuándo realizar las operaciones de limpieza.
• Impacto del clima: En áreas con lluvias regulares, la limpieza natural puede ser suficiente. Sin embargo, incluso en lugares lluviosos, se deben realizar limpiezas manuales periódicas para eliminar el soiling difícil de quitar.

Monitoreo y Modelado.

• Monitoreo continuo: Es crucial medir y monitorear continuamente el nivel de soiling en una planta fotovoltaica debido a la alta valoración económica asociada a las pérdidas. Los sensores de soiling pueden determinar el momento más rentable para limpiar.
• Modelado preciso: El modelado exacto del soiling es necesario para prevenir o mitigar el soiling. Se pueden utilizar modelos de regresión multivariante, redes neuronales artificiales y modelos geoespaciales.

Otros Factores.

• Variabilidad del soiling: El soiling puede variar de un sitio a otro, e incluso dentro del mismo sistema. La tasa de soiling y la frecuencia de los eventos de limpieza natural pueden cambiar con las estaciones.
• Ubicación Geográfica: La ubicación de la planta fotovoltaica influye en las estrategias de mitigación. En desiertos cerca del océano, la niebla densa puede aumentar la adhesión del polvo.

En conclusión, el soiling representa una amenaza significativa y a menudo subestimada para la eficiencia y rentabilidad de los sistemas de energía fotovoltaica a nivel mundial. Como segundo factor más influyente después de la irradiancia, la acumulación de polvo y contaminantes en la superficie de los módulos causa pérdidas cuantificables que se traducen directamente en menores rendimientos energéticos y, crucialmente, pérdidas económicas considerables que se prevé que aumenten. Dada su naturaleza variable y específica de cada sitio, impulsada por factores ambientales y las características del polvo, abordar el soiling no es un simple complemento, sino una necesidad imperativa. La implementación de estrategias proactivas, que combinan la comprensión del fenómeno a través de modelado y monitoreo precisos con la aplicación de medidas preventivas en diseño y selección de equipos, así como técnicas de limpieza correctivas eficientes, es fundamental para mitigar estas pérdidas. En última instancia, una gestión efectiva del soiling es indispensable para asegurar que los sistemas fotovoltaicos cumplan sus objetivos de producción de energía a largo plazo y maximicen el retorno de la inversión.

En Sonnenergy, entendemos que los objetivos energéticos y económicos de su proyecto solar son indispensables para lograr mitigar la inversión inicial que se realiza, por esta razón, resulta indispensable invertir mesuradamente en el mantenimiento preventivo de sus paneles y recuperar la energía (y el dinero) que está desaprovechando.¡Contáctenos hoy mismo para una evaluación gratuita y descubra cómo maximizar el rendimiento de su inversión solar!,

Referencias

[1]C. Schill, A. Anderson, C. Baldus-Jeursen, L. Burnham, L. Micheli, D. Parlevliet, E. Pilat, B. Stridh, E. Urrejola, «Soiling Losses – Impact on the Performance of Photovoltaic Power Plants,» IEA‐PVPS T13‐21:2022, International Energy Agency, Photovoltaic Power Systems Programme (IEA PVPS), Dec. 2022. ISBN: 978-3-907281-09-3. Disponible en: https://iea-pvps.org/research-tasks/performance-operation-and-reliability-of-photovoltaic-systems/