Sistema de generación de energía solar Off-shore en la Comunidad Energética de Providencia (Colombia) - Caso de estudio
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2026-08-26
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Universidad Distrital Francisco José de Caldas
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Puerto Monroy, Reynel; Rodríguez Medina, Luis Alejandro (2026). Sistema de generación de energía solar Off-shore en la Comunidad Energética de Providencia (Colombia) - Caso de estudio. Universidad Distrital Francisco José de Caldas. https://hdl.handle.net/11349/104091
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Resumen
This study evaluates the technical, reliability, environmental–operational, and financial feasibility of an offshorefloating photovoltaic system for an energy community on Providencia Island, Colombia. The stochastic frameworkintegrates Monte Carlo simulation, Latin Hypercube Sampling, satellite-derived hourly irradiance and temperature data,cycle-based battery degradation, marine operating losses, local-grid-supported dispatch, diesel-equivalent accounting, andfinancial-support sensitivity. Two pathways are compared: fully isolated photovoltaic–battery operation and a realistic local-grid-supported configurationin which the existing island infrastructure acts as a diesel-equivalent backup, with no electricity exports assumed. Thelowest-cost off-grid solution meeting a mean Loss of Load Probability (LOLP) threshold of 5% is 420 kWp + 400 kWh.However, it leaves approximately 2.67% of the annual demand unserved on average, presents a 95th-percentile LOLP of10.87%, incurs high energy costs, and shows a negligible probability of achieving a positive Net Present Value (NPV). The recommended transitional configuration is 240 kWp + 100 kWh. It reduces battery capacity by 75% relative to theoff-grid reference while achieving a mean LOLP of 1.51%, a renewable fraction of 61.11%, and a diesel-equivalent griddependency of 38.89%. NASA POWER irradiance data agree closely with ERA5 reanalysis, with a mean difference of only0.85% across 35 064 hourly records from 2020 to 2023. Under the no-export assumption, a positive mean NPV is reachedonly with CAPEX co-financing of approximately 40%, resulting in a probability of positive NPV of approximately 55.6%. Offshore photovoltaic generation is therefore technically relevant as a diesel-reduction strategy for Providencia. However, itshould be implemented as a policy-supported transitional pathway rather than as an immediately autonomous and financiallyself-sufficient system.
Descripción
Este estudio evalúa la factibilidad técnica, de confiabilidad, ambiental-operacional y financiera de un sistema fotovoltaico flotante offshore para una comunidad energética en la isla de Providencia, Colombia. El marco estocástico integra simulación de Monte Carlo, muestreo por Hipercubo Latino, datos horarios de irradiancia y temperatura de origen satelital, degradación de baterías basada en ciclos, pérdidas operativas marinas, despacho respaldado por la red local, contabilidad de equivalentes a diésel y sensibilidad al soporte financiero. Se comparan dos rutas: la operación fotovoltaica con baterías totalmente aislada y una configuración realista respaldada por la red local, en la cual la infraestructura existente de la isla actúa como un respaldo equivalente a diésel, sin asumir exportación de electricidad. La solución aislada de menor costo que satisface un umbral de Probabilidad de Pérdida de Carga (Loss of Load Probability, LOLP) promedio del 5 % es de 420 kWp + 400 kWh. Sin embargo, deja desatendida aproximadamente el 2,67 % de la demanda anual en promedio, presenta una LOLP en el percentil 95 del 10,87 %, incurre en altos costos de energía y muestra una probabilidad despreciable de alcanzar un Valor Actual Neto (VAN) positivo. La configuración de transición recomendada es de 240 kWp + 100 kWh. Esta reduce la capacidad de almacenamiento en baterías en un 75 % con respecto a la referencia aislada, mientras logra una LOLP promedio del 1,51 %, una fracción renovable del 61,11 % y una dependencia de la red equivalente a diésel del 38,89 %. Los datos de irradiancia de NASA POWER coinciden estrechamente con el reanálisis ERA5, mostrando una diferencia promedio de solo el 0,85 % a lo largo de 35 064 registros horarios entre 2020 y 2023. Bajo el supuesto de no exportación, se alcanza un VAN promedio positivo únicamente con un cofinanciamiento del CAPEX de aproximadamente el 40 %, lo que resulta en una probabilidad de VAN positivo de aproximadamente el 55,6 %. Por lo tanto, la generación fotovoltaica offshore es técnicamente relevante como una estrategia de reducción de consumo de diésel para Providencia. No obstante, debe implementarse como una ruta de transición respaldada por políticas públicas, en lugar de un sistema inmediatamente autónomo y financieramente autosostenible.