ANEXO C.2 - COES

Informe COES/DP-01-2014 “Propuesta de Actualización del Plan de

Transmisión 2015 - 2024”

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Dirección de Planificación de Transmisión Anexo C2 Pág. 0

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ANEXO C.2:

PROYECCIONES EXTERNAS DE LA DEMANDA DE GRANDES CARGAS Y DE LA DEMANDA

TOTAL PARA EL PLAN DE TRANSMISION 2015-2024



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Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional

Subdirección de Gestión de Información

PREPARADO POR: Salome Gonzales Chávez

SGI-COES



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Página

1. OBJETIVOS 3 2. FUNDAMENTACION 3 3. IDENTIFICACION DE LA DEMANDA DE GRANDES CARGAS 3

3.1 Demanda de Nuevos Proyectos y Ampliaciones 3 3.2 Demanda de Cargas Especiales 10 3.3 Demanda de Cargas incorporadas 10

4. ANALISIS DE RESULTADOS 11 4.1 Proyecciones de Nuevos Proyectos y Ampliaciones 11 4.2 Proyecciones de Cargas Especiales 16 4.3 Proyecciones de Cargas Incorporadas 17

5. PROYECCIONES DE LA DEMANDA TOTAL 20

6. CONCLUSIONES 25



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PROYECCIONES EXTERNAS DE LA DEMANDA DE GRANDES

CARGAS Y DE LA DEMANDA TOTAL PARA EL PLAN DE

TRANSMISION 2015-2024

1. OBJETIVOS

Estimación de las proyecciones de la Demanda Eléctrica correspondiente a Grandes Cargas del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional- SEIN- al horizonte predictivo 2014-2024, a partir de un proceso de encuestado y cruce con información primaria paralela, para su uso en el Plan de Transmisión 2015-2024.

Estimación de la Demanda Total del SEIN para el Plan de Transmisión 2015-2024

2. FUNDAMENTACION La Demanda Total del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional -SEIN, se divide en dos partes:

1) Demanda Vegetativa. Representa el mayor volumen de la demanda total del SEIN y se caracteriza básicamente por: poseer un comportamiento uniforme en el tiempo, presentar una tendencia estable de crecimiento y amplia información estadística histórica; situación que es apropiada para utilizar modelos cuantitativos formales para su proyección.

2) Demanda de Grandes Cargas. Se ordena en tres componentes; éstas son: - Demanda de Nuevos Proyectos y Ampliaciones. Corresponde a las

demandas futuras de energía y potencia de grandes clientes libres (mineras y manufactureras), tanto por ampliaciones de éstas como por ejecución de nuevos proyectos

- Demanda de Cargas Especiales. Son predominantemente grandes demandas mineras y manufactureras (clientes libres) con un alto factor de carga; dado que éstas se han interconectado en los últimos años al SEIN, no se dispone de información estadística histórica amplia.

- Demanda de Cargas Incorporadas. Corresponden a aquellos sistemas eléctricos que anteriormente operaban en forma aislada y que se fueron incorporando al sistema en forma paulatina y no simultánea.

Para la estimación de las proyecciones de la Demanda Total, a nivel COES y SEIN, al horizonte planeado, una vez determinada las proyecciones de la Demanda Econométrica, se suma de forma externa las proyecciones de la Demanda de Grandes Cargas. 3. IDENTIFICACION DE LA DEMANDA DE GRANDES CARGAS

3.1 DEMANDA DE NUEVOS PROYECTOS Y AMPLIACIONES

Constituye la demanda de energía y potencia de los grandes nuevos proyectos y ampliaciones, mineras e industriales manufactureras del Perú, con cargas superiores a 10 MW.



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Identificación de proyectos mineros e industriales en el Perú A la actualidad la explotación minera se realiza en menos del 10% del territorio nacional; sin embargo, existe un portafolio de proyectos mineros que se desarrollarán en los próximos años. En la zona norte del Perú se encuentra la franja sedimentaria mesozoica que alberga pórfidos de cobre y oro como Cerro Corona, más al sur de esta zona se encuentran pórfidos de cobre que también contienen molibdeno como Minas Conga y El Galeno. En la zona sur se encuentra una “Faja de Cobre” que se extiende desde los alrededores de la ciudad de Puno hasta el Departamento de Apurímac, por casi 500 km y un ancho de 50 km. Esta zona alberga diferentes yacimientos de cobre, cobre-oro, oro, hierro y plomo-zinc-plata. El ciclo de vida de un proyecto minero se puede resumir en las siguientes etapas:

1) Exploración 2) Estudio de Pre-Factibilidad 3) Estudio de Factibilidad 4) Estudio de Impacto Ambiental (EIA)

5) Estudio de Ingeniería

6) Financiamiento

7) Construcción

8) Explotación y Ampliación

9) Cierre de mina En el Perú el ciclo de vida de un proyecto minero probable, desde la elaboración del estudio de factibilidad hasta el inicio de operaciones (explotación), comprende en promedio entre cinco y siete años. La elaboración de cada uno de los estudios (etapas de 3 a 5) demora alrededor de un año, no obstante ciertos proyectos pueden elaborar más de un estudio al mismo tiempo (por ejemplo el EIA y el estudio de factibilidad). También, dependiendo del tamaño de la mina, su construcción puede durar entre dos y cuatro años. La duración de la etapa de explotación depende de las reservas existentes. Sin embargo, normalmente el nivel de reservas reportado inicialmente no refleja la cantidad total de reservas que realmente existe (por el elevado costo de certificación que esto implicaría) y en los estudios se considera una vida útil de alrededor de 20 años. Por tanto, sería poco realista proyectar el periodo de producción del proyecto sobre la base del supuesto de que la vida útil de la mina se limita a las reservas reportadas a la fecha. En consecuencia, se asume que las empresas tienen suficientes reservas para producir a capacidad hasta el 2024, siempre que las reservas se hayan mantenido estables o incrementando en los últimos tres años. De la información primaria, disponible en las bases de datos del Ministerio de Energía y Minas, la Sociedad Nacional de Minería Petróleo y Energía, el Instituto de Ingenieros de Minas del Perú y el seguimiento realizado en el COES, se pueden identificar más de 300 proyectos y prospectos mineros. De éstos, alrededor del 80% se encuentran en fase de exploración. De acuerdo a las consultas con expertos del sector, entre 1% y 2% de las zonas mineralizadas sondeadas en el proceso de exploración llega a ser



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una mina explotable; además, pueden transcurrir más de diez años desde el inicio de la fase de exploración hasta la elaboración del estudio de factibilidad del proyecto. En este sentido, es muy poco probable que los proyectos en una fase de exploración inicial puedan iniciar producción comercial en la siguiente década. En base a lo anterior, se selecciona los proyectos que tienen una mayor probabilidad de iniciar operaciones durante el periodo en evaluación (2014 - 2024), a su vez considerando solamente aquellos proyectos que tienen una demanda superior a 10 MW. Para la clasificación del nivel de maduración de los proyectos, se consideran dos aspectos:

El estado actual del proyecto (exploración, pre-factibilidad, factibilidad, EIA, construcción)

El tipo de empresa que posee el proyecto (grande o junior) En cuanto a grandes proyectos industriales manufactureros, son aquellos que están vinculados a los rubros materiales de construcción (acero y cemento), químicos, textil y refinación (de petróleo y metales). El número de proyectos y ampliaciones seleccionados para el presente estudio, se muestran en la tabla siguiente (tabla 1):

Tabla 1. Litado de Nuevos Proyectos y Ampliaciones

Proyectos: Nuevos y Ampliaciones Area

1 Tia Maria (SPCC) s

2 Los Chancas (SPCC) s

3 Amp.Concentradora Cuajone (SPCC) s

4 Amp.Concentradora Toquepala (SPCC) s

5 Expansión de Fundición (SPCC) s

6 Expansión de Refinería (SPCC) s

7 Ampliacion Cerro Verde-500kV s

8 Ampliacion Quimpac -Oquendo c

9 El Brocal c

10 Ampliacion Shougang Hierro Perú c

11 Ampliacion Antamina c

12 Ampliacion Aceros Arequipa-Pisco c

13 Ampliacion Cerro Lindo c

14 Ampliación Bayovar (Miski Mayo) n

15 Ampliación Cemento Pacasmayo n

16 Ampliacion UNACEM-Cementos Lima c

17 Toromocho (Chinalco) c

18 Pachapaqui c

19 Minas Conga n

20 Ampliación Antapacay (GLENCORE XSTRATA) s

21 Las Bambas (XSTRATA) s

22 Coroccohuayco (XSTRATA) s

23 Constancia (Hudbay) s

24 Galeno (Lumina) n

25 Bongará-Cajamarquilla (Votorantim) n

26 Quechua s

27 Quellaveco (Angloamerican) s

28 Mina Chapi s



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29 Chucapaca s

30 Hilarion (Milpo) c

31 Pukaqaqa (Milpo) c

32 Pampa de Pongo (JMP) s

33 Los Calatos (Hampton) s

34 Michiquillay (Angloamerican) n

35 Cañariaco n

36 La Granja (Río Tinto) n

37 Sulliden (Shahuindo) n

38 Haquira (Antares) s

39 Creditex (Trutex) n-c

40 Mina Justa (Marcobre) c

41 Río Blanco n

42 Ampliación Refinería Talara (PETROPERU) n

43 Corani s

44 Inmaculada- Suyamarca (Hochschild) c

45 La Arena n

46 El Porvenir c

47 Mina Alpamarca c

48 Cementos Piura n

49 Nueva Planta de Oxidos VOLCAN c

50 Ampliacion SIDERPERU n

51 Ollachea (Kuri Kullu) s

52 Salmueras Sudamericanas n

53 Accha -Azod- (Zincore Metals) s

54 Ampliación UNACEM-Condorcocha c

Metodología de estimación proyectiva Se toma como base el proceso de encuestado a las empresas previamente seleccionadas, cuyas fichas se muestran en la tabla 2. Con el procesamiento de la información de estas encuestas remitidas al SGI-COES, paralelamente utilizando el cruce con otra información primaria de diversas fuentes como la procedente de publicaciones periódicas especializadas (Mining Press, Latin Pacific Business News, Gestión, Costos, etc.), información de la Cartera Estimada de Proyectos Mineros publicada por el MINEM y entrevistas con profesionales expertos del rubro, se estima las proyecciones de cada uno de los Nuevos Proyectos y las Ampliaciones. Para la evaluación de la fecha de inicio de las operaciones de cada proyecto, se utiliza su información básica, que incluye datos sobre las reservas, la producción esperada, el estado actual del proyecto y los problemas potenciales en su desarrollo. La información específica de cada caso, constituye los consumos eléctricos previstos de energía y potencia para tres escenarios clasificados de acuerdo al tiempo de inicio, volúmenes de demanda eléctrica, etc.; estos son: base o medio, optimista y pesimista.



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FICHA DE INFORMACIÓN No D1-A

DATOS TÉCNICOS Y PROYECCIÓN DE DEMANDA ANUAL

FECHA:

Notas:

(1): HP = Hora punta, de 18:00 a 23:00 horas. HFP = Hora fuera de punta, de 00:00 a 18:00 y de 23:00 a 24:00 horas

(2): Probabilidad de ejecución del proyecto en la fecha estimada.

(3): Con referencia a los requisitos marcar la respectiva (X) en el Estado de Situación del Proyecto, o indicar (NR) en caso no sea requerido

para el proyecto.

1.0 ASPECTOS GENERALES:

1.1 Nombre de la carga/ampliación o proyecto:

1.2 Empresa propietaria:

1.3 Ubicación de la carga/ampliación o proyecto:

Departamento Provincia Distrito Coord. UTM

1.4 Actividad a desarrollar:

1.5 Descripción de la carga/ampliacion o proyecto:

1.5.1 Situación actual

1.5.2 Etapas y su estado de avance: (en caso de ser Proyecto o Ampliación)

ETAPAS ESTADO

Título (Petitorio)

PRE-INVERSIÓN Exploración

Estudio de Factibilidad

Financiamiento

INVERSIÓN Ingeniería

Construcción

OPERACIÓN Puesta en marcha

2.0 ASPECTOS TECNICOS:

2.1 Características Técnicas (en caso de actividad minera )

Facilidades de infraestructura

Características geográficas

Tipo de yacimiento, operación y volumen de extracción

Metales a extraer

Reservas

Escala de producción

Planta de beneficio (Proceso)

Recuperaciones metalúrgicas

Leyes de concentrado

Radio de concentración

Capacidad de tratamiento y Producción anual

2.2 Indicadores Técnicos de Consumo de electricidad

Item Toneladas Energía Consumo

métricas (TM) (KWh) (KWh/TM)

Mineral extraido

2.3 Fuentes de suministro eléctrico

Subestación de conexión al SEIN

Nivel de tensión

Empresa Suministradora de Electricidad

Tabla 2. Formato de encuesta



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2.4 Demanda Eléctrica Proyectada

2.4.1 Proyección de Demanda en Escenario Medio:

Año Energía Potencia (MW) (1) Factor de Probabilidad

(GWh) HP HFP carga (%) (%) (2)2011 (Histórico)2012 (Histórico)

201320142015201620172018201920202021202220232024

2.4.2 Proyección de Demanda en Escenario Optimista:


(GWh) HP HFP carga (%) (%) (2)201320142015201620172018201920202021202220232024

2.4.3 Proyección de Demanda en Escenario Pesimista:


(GWh) HP HFP carga (%) (%) (2)201320142015201620172018201920202021202220232024

2.5 Factor de Potencia estimado:

2.6 Equipos de compensación reactiva

MVAR MVAR

Inductivo Capacitivo

2.7 Diagramas unifilares adjuntos

Primera Etapa Segunda Etapa Final

Año

Adjunto (Marcar con "X")



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3.0 ASPECTOS ECONÓMICOS: (Referencial)

3.1 Indicadores Económicos

Costo de Producción Cotizaciones Promedio

(US$/unidad) Metales Precio (US$/unidad)

3.2 Inversiones Estimadas/Periodos

Periodo (Años) Monto de Inversión (US$)

2012

2013

2014

2015

......

2021

2023

2024

3.3 Financiamiento:

4.0 FACTORES QUE FAVORECEN LA EJECUCIÓN DEL PROYECTO:

5.0 FACTORES QUE DESFAVORECEN LA EJECUCIÓN DEL PROYECTO:

6.0 RESUMEN DE LA SITUACION DEL PROYECTO

ESTADO DE SITUACION

En

ElaboraciónPresentado

En trámite

(Evaluación)

Aprobado/

AutorizadoFirmado

Autorización de uso de Agua.

Concesión de transmisión eléctrica.

Licencia municipal de construcción.

Autorización de Vertimientos.

Autorización de Desbosque.

7.0 COMENTARIOS:

REQUISITOS (3)

Autorización de uso minero o

Servidumbre.

Concesión de transporte minero y

Labor General.

Concesión de Beneficio.

Convenio de estabilidad jurídica.

Estudio de Factibilidad.

Certificado de inexistencia de restos

arqueológicos.

Certificado de operación minera.

Contrato de estabilidad Tributaria.

Estudio de Impacto ambiental

para Explotación y Beneficio minero.



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3.2 DEMANDA DE CARGAS ESPECIALES

Se caracterizan por ser grandes demandas mineras y manufactureras (clientes libres), las mismas que en el proceso de estimación periódica de sus proyecciones se han separado de la demanda vegetativa desde años anteriores, puesto que éstas se han ido incrementando de manera brusca, generando así quiebres estructurales en el patrón tendencial de la demanda interconectada total, a nivel COES y a nivel SEIN. En la tabla 3 se muestra el listado de las cargas especiales, estimadas en el PT 2014-2024

Tabla 3. Cargas especiales

Cargas Especiales

1 Southern (SPCC)

2 Ex-Centromin

3 Cerro Verde-220kV (Socabaya)

4 Antamina

5 Yanacocha (Incluye Gold Mill)

6 Shougang Hierro Perú (San Nicolás+Mina)

7 Cerro Verde-138kV

8 Tintaya BHP (Incluye planta de Oxidos)

9 Callalli

10 Refineria Cajamarquilla

11 San Rafael (MINSUR)

12 Cementos Yura

13 Huarón

14 Gold Fields - La Cima

15 Antapacay

16 Bayovar-Miski Mayo

17 Aceros Arequipa

3.3 DEMANDA DE CARGAS INCORPORADAS Esta demanda corresponde a los pequeños sistemas eléctricos que anteriormente operaban en forma aislada, y que en los últimos años se han ido integrando poco a poco al SEIN. En la tabla 4, se muestra cada una de estas cargas.

Tabla 4. Cargas Incorporadas

Cargas Incorporadas

1 Yura - Cachimayo

2 Pucallpa

3 Talara

4 Tumbes

5 Joya, San Camilo y Siguas (Arequipa)

6 Puerto Maldonado

7 Bagua - Jaen - Cutervo

8 Tarapoto- Moyobamba y Bellavista

9 Iquitos



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4. ANALISIS DE RESULTADOS

4.1 PROYECCIONES DE NUEVOS PROYECTOS Y AMPLIACIONES A continuación se muestran los resultados de las proyecciones de la demanda correspondiente a Nuevos Proyectos y Ampliaciones, para el Plan de Transmisión 2015-2024. En las tabla 5 y 6 se presentan las estimaciones para el escenario Base en términos de energía y potencia respectivamente. Tabla 5. Proyecciones de demanda de Nuevos Proyectos y Ampliaciones- GWh

Año 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Proyectos: Ampliaciones y Nuevos- GWh

0 883 2989 5915 10486 13193 16016 17253 18893 20785 21653 21794 21930

1 Tia Maria (SPCC)

2 Los Chancas (SPCC)

3 Amp.Concentradora Cuajone (SPCC)

140 140 385 385 385 385 385 385 385 385

4 Amp.Concentradora Toquepala (SPCC)

66 599 599 599 599 599 599 599 599 599

5 Expansión de Fundición (SPCC)

0 0 0 0 0 0 0 0 0

6 Expansión de Refinería (SPCC)

0 0 0 0 0 0 0 0 0

7 Ampliacion Cerro Verde-500kV

1160

2838 2838 2838 2838 2838 2838 2838 2838 2838

8 Ampliacion Quimpac (Oquendo)

142 183 183 183 183 183 183 183 183 183 183

9 El Brocal

145 198 198 198 198 198 198 198 198 198 198

10 Ampliacion Shougang Hierro Perú

0 241 514 514 734 808 808 808 808

11 Ampliacion Antamina

53 199 311 314 314 646 646 981 981 1018 1055 1093

12 Ampliacion de Aceros Arequipa (Pisco)

67 130 174 182 342 366 649 666 883 899 915 998

13 Ampliacion Cerro Lindo

20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20

14 Ampliación Bayovar-Miski Mayo

67 134 150 162 175 187 200 212 225 237

15 Ampliación Cemento Pacasmayo

173 173 173 173 173 173 173 173 173 173

16 Ampliacion UNACEM-Cementos Lima

5 111 117 125 121 124 126 128 130 132 133 135

17 Toromocho Chinalco

140 1180

1191

1611 1611 1611 1611 1611 1611 1611 1611 1611

18 Pachapaqui

63 95 138 138 138 138 138 138 138

19 Minas Conga

20 Ampliación Antapacay (XSTRATA)

574 658 658 658 658 658 658 658 658 658 658 658

21 Las Bambas (XSTRATA)

21 337 1212 1209 1209 1209 1212 1209 1209 1209

22 Coroccohuayco (XSTRATA)

524 524 525 524 524 524 525

23 Constancia (Hudbay)

238 716 716 716 716 716 716 716 716 716 716

24 Galeno (Lumina)

237 946 946 946 946

25 Bongará-Cajamarquilla

5 35 70 70 70 70 70 70

26 Quechua

279 558 558 558 558 558

27 Quellaveco-Angloamerican

22 35 44 837 937 1037 1037

28 Mina Chapi

55 205 205 205 205 205 205 205

29 Chucapaca

58 360 360 360 360 360 360 360

30 Hilarion (Milpo)

31 Pukaqaqa (Milpo)

58 315 315 315 315 315 315 315

32 Pampa de Pongo (JMP)

346 518 691 691 691 691 691 691

33 Los Calatos (Hampton)

34 Michiquillay- Angloamerican

35 Cañariaco

36 La Granja (Río Tinto)

233 467 467 467 1166 1166 1166

37 Sulliden (Shahuindo)

59 59 59 118 119 118 118 118 158

38 Haquira (Antares)

105 210 263 263 771 771 771 771 771

39 Creditex (Trutex)

107 107 107 107 121 121 121 121 121

40 Mina Justa (Marcobre)

35 35 105 245 245 245 245 245 245

41 Río Blanco

42 Ampliación Refinería Talara-PETROPERU

43 Corani

162 323 323 323 323 323 323 323 323

44 Salmueras de Sechura

88 175 175 175 175 175 175 175 175 175

45 La Arena

14 22 541 541 541 541 541 541 541 541 541

46 El Porvenir

0 31 144 144 144 144 144 144 144 144 144



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47 Mina Alpamarca

37 105 105 105 105 105 105 105 105 105

48 Cementos Piura

175 175 175 175 175 175 175 175 175 175

49 Nueva Planta de Oxidos VOLCAN

118 118 118 118 118 118 118 118 118 118 118

50 Ampliacion SIDERPERU

318 319 319 319 319 319 319

51 Ollachea (Kuri Kullu)

8 58 80 95 96 96 96 95 95 63 17

52 Salmueras Sudamericanas

223 223 223 223 223 223 223 223

53 Azod (Zincore Metals-Exploraciones Collasuyo)

119 238 238 238 238 238 315 315 315 315

54 Ampliacion UNACEM-Condorcocha

24 25 72 149 265 271 276 281 287 293 298 304

Tabla 6. Proyecciones de demanda de Nuevos Proyectos y Ampliaciones- MW

Año 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Proyectos: Ampliaciones y Nuevos-MW

0 246 414 759 1385 1704 2069 2205 2409 2638 2756 2773 2779

1 Tia Maria (SPCC)

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

2 Los Chancas (SPCC)

0 0 0 0 0 0 0

3 Amp.Concentradora

Cuajone (SPCC) 17 17 46 46 46 46 46 46 46 46

4 Amp.Concentradora Toquepala (SPCC)

0 8 72 72 72 72 72 72 72 72 72

5 Expansión de Fundición

(SPCC) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

6 Expansión de Refinería

(SPCC) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

7 Ampliacion Cerro Verde-

500kV 149 406 406 406 406 406 406 406 406 406

8 Ampliacion Quimpac

(Oquendo) 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

9 El Brocal

20 27 27 27 27 27 27 27 27 27 27

10 Ampliacion Shougang

Hierro Perú 0 28 70 70 88 100 110 110 110

11 Ampliacion Antamina

19 19 34 34 34 79 79 124 124 129 134 139

12 Ampliacion de Aceros

Arequipa (Pisco) 5 6 11 11 16 21 36 36 51 51 51 51

13 Ampliacion Cerro Lindo

3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3

14 Ampliación Bayovar-Miski

Mayo 12 15 15 16 16 17 18 18 19 19

15 Ampliación Cemento

Pacasmayo 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

16 Ampliacion UNACEM-

Cementos Lima 10 15 15 16 16 16 17 17 17 18 18 18

17 Toromocho

125 154 160 216 216 216 216 216 216 216 216 216

18 Pachapaqui

8 12 16 16 16 16 16 16 16

19 Minas Conga

20 Ampliación Antapacay

(XSTRATA) 81 82 82 82 82 82 82 82 82 82 82 82

21 Las Bambas (XSTRATA)

0 3 42 150 150 150 150 150 150 150 150

22 Coroccohuayco

(XSTRATA) 0 65 65 65 65 65 65 65

23 Constancia (Hudbay)

62 87 87 87 87 87 87 87 87 87 87

24 Galeno (Lumina)

30 120 120 120 120

25 Bongará-Cajamarquilla

2 8 8 8 8 8 8 8

26 Quechua

37 75 75 75 75 75

27 Quellaveco- Angloamerican

2 8 14 112 125 139 139

28 Mina Chapi

7 26 26 26 26 26 26 26

29 Chucapaca

10 62 62 62 62 62 62 62

30 Hilarion (Milpo)

31 Pukaqaqa (Milpo)

10 40 40 40 40 40 40 40

32 Pampa de Pongo (JMP)

40 60 80 80 80 80 80 80

33 Los Calatos (Hampton)

34 Michiquillay-

Angloamerican

35 Cañariaco

36 La Granja (Río Tinto)

30 59 59 59 148 148 148

37 Sulliden (Shahuindo)

8 8 8 15 15 15 15 15 20

38 Haquira (Antares)

12 24 24 24 88 88 88 88 88

39 Creditex (Trutex)

14 14 14 14 15 15 15 15 15

40 Mina Justa (Marcobre)

5 5 15 35 35 35 35 35 35

41 Río Blanco

0 0 0 0 0 0

42 Ampliación Refinería Talara-PETROPERU

43 Corani

21 41 41 41 41 41 41 41 41

44 Salmueras de Sechura

13 25 25 25 25 25 25 25 25 25

45 La Arena

2 3 65 65 65 65 65 65 65 65 65

46 El Porvenir

5 24 24 24 24 24 24 24 24 24

47 Mina Alpamarca

6 15 15 15 15 15 15 15 15 15

48 Cementos Piura

25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

49 Nueva Planta de Oxidos

VOLCAN 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16

50 Ampliacion SIDERPERU

33 33 33 33 33 33 33

51 Ollachea (Kuri Kullu)

4 7 10 11 12 11 11 11 11 7 2

52 Salmueras Sudamericanas

30 30 30 30 30 30 30 30

53 Azod (Zincore Metals)

17 34 34 34 34 34 45 45 45 45

54 Ampliacion UNACEM-

Condorcocha 3 7 11 28 39 40 41 42 42 43 44 45



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COES

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35000

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Pesimista-GWh

Base -GWh

Optimista -GWh

En la tabla 7 y figura 1, se ilustra las proyecciones de la demanda en energía correspondiente a Nuevos proyectos y Ampliaciones, de forma comparativa para los tres escenarios: base, optimista y pesimista. Asimismo en la tabla 8 y figura 2 se muestra las variaciones porcentuales entre escenarios. De ello se puede concluir que tanto en niveles como en tasas de crecimiento, la demanda en energía del componente Nuevos Proyectos-Ampliaciones, posee un crecimiento altamente brusco (o tasas de decrecimiento muy pronunciadas) en el primer tercio del periodo de proyección (2016-2017), con tendencia amortiguada en el segundo tercio del periodo predictivo (2017-2020) y convergencia a una constancia en el tramo final (2021-2024). Este comportamiento explica que la expectativa de explotación minera es alta en el mediano plazo, llegándose a saturar en el extremo del largo plazo. Ello sin dejar en consideración, por supuesto, el margen de incertidumbre que aporta el sub-componente Nuevos Proyectos frente al subcomponente Ampliaciones. Mientras que las declaraciones correspondientes a los Nuevos Proyectos tienen cierta tendencia a ser subjetiva y especulativa, tanto por el nivel de maduración del proyecto como por el tipo de empresa propietaria (junior o grande), las Ampliaciones son de mayor credibilidad puesto que dependen de empresas consolidadas en el rubro. Entonces, allí estriba la necesidad de afinar permanentemente estas proyecciones externas, mediante el cruce del proceso de encuestado periódico con otras fuentes de información primaria. Tabla 7. Comparación por escenarios de NP y A - GWh

Año Pesimista-

GWh Base - GWh

Optimista -GWh

2012 0 0 0

2013 878 883 1075

2014 2757 2989 3297

2015 4684 5915 7100

2016 7490 10486 12380

2017 9839 13193 16839

2018 11888 16016 20521

2019 12770 17253 22367

2020 13668 18893 24526

2021 14632 20785 26815

2022 15166 21653 28060

2023 15235 21794 28498

2024 15287 21930 28948



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Versión Preliminar


COES

0.0%

10.0%

20.0%

30.0%

40.0%

50.0%

60.0%

70.0%

80.0%

90.0%

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Pesimista-GWh, %

Base -GWh, %

Optimista -GWh, %

Figura 1. Proyección comparativa por escenarios en energía de NP y A

Tabla 8. Comparación por escenarios- GWh %

Año Pesimista-

GWh, % Base -

GWh, % Optimista -

GWh, %

2012

2013

2014 214.0% 238.4% 206.8%

2015 69.9% 97.9% 115.4%

2016 59.9% 77.3% 74.3%

2017 31.4% 25.8% 36.0%

2018 20.8% 21.4% 21.9%

2019 7.4% 7.7% 9.0%

2020 7.0% 9.5% 9.7%

2021 7.0% 10.0% 9.3%

2022 3.6% 4.2% 4.6%

2023 0.5% 0.7% 1.6%

2024 0.3% 0.6% 1.6%

Figura 2. Tasa de variación anual comparativa por escenarios de demanda en energía de NP y A



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COES

0

500

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1500

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2500

3000

3500

4000

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Pesimista-MW

Base-MW

Optimista-MW

En lo que respecta a la demanda de potencia de Nuevos proyectos y Ampliaciones, en las tablas 9 y 10 y las figuras 3 y 4, se muestran las proyecciones para los tres escenarios. Se puede observar que el comportamiento evolutivo, tanto en niveles como en tasas de variación anual, las potencias proyectadas guardan similitud con el comportamiento evolutivo de la demanda en energía.

Tabla 9. Demanda de potencia de NP y A

Año Pesimista-

MW Base-MW

Optimista-MW

2012 0 0 0

2013 219 246 249

2014 360 414 463

2015 606 759 918

2016 1027 1385 1646

2017 1301 1704 2219

2018 1560 2069 2639

2019 1644 2205 2845

2020 1750 2409 3129

2021 1862 2638 3403

2022 1939 2756 3557

2023 1946 2773 3608

2024 1943 2779 3655

Figura 3. Proyección comparativa por escenarios de demanda en energía de NP y A



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Versión Preliminar


COES

-10.0%

0.0%

10.0%

20.0%

30.0%

40.0%

50.0%

60.0%

70.0%

80.0%

90.0%

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Pesimista-MW, %

Base -MW, %

Optimista -MW, %

Tabla 10. Comparación por escenarios- MW %

Año Pesimista-

MW, % Base -MW,

% Optimista -

MW, %

2012

2013

2014 64.6% 68.5% 85.6%

2015 68.4% 83.4% 98.3%

2016 69.6% 82.4% 79.3%

2017 26.8% 23.0% 34.8%

2018 19.9% 21.4% 18.9%

2019 5.4% 6.6% 7.8%

2020 6.5% 9.3% 10.0%

2021 6.4% 9.5% 8.8%

2022 4.1% 4.5% 4.5%

2023 0.4% 0.6% 1.4%

2024 -0.2% 0.2% 1.3%

Figura 4. Tasa de variación anual comparativa por escenarios de demanda en potencia de NP y A

4.2 PROYECCIONES DE CARGAS ESPECIALES En las tabla 11 y 12 se desagregan las cargas especiales (17) proyectadas al 2024, en energía y potencia respectivamente, de donde se puede observar que la mayoría de estas cargas mantiene una constancia en el periodo predictivo, salvo algunas cargas que se reducen (Yanacocha, Cerro Verde en 138 kV, Tintaya BHP) y otras que se incrementan (ExCentromin, MINSUR, Cementos Yura). Las primeras explican la desagregación histórica del conjunto Demanda Total en condición de grandes clientes libres mayores a 10 MW, las segundas que a su vez están yendo en proceso de cierre y las terceras que dentro de su histórico de clientes libres mayores se ha incluido su crecimiento proyectado. Sin embargo en conjunto las proyecciones se mantienen prácticamente constantes. Tabla 11. Proyecciones de Cargas Especiales para escenario Base- GWh



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COES

Año 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Cargas Especiales 7748 7857 8059 8251 8317 8384 8345 8310 8286 8126 8004 7948 7919

1 Southern (SPCC) 1609 1609 1609 1609 1609 1609 1609 1609 1609 1609 1609 1609 1609

2 Ex-Centromin 1027 1350 1321 1432 1468 1490 1488 1488 1494 1490 1490 1493 1492


1003 1028 1062 1078 1078 1093 1093 1093 1093 1093 1093 1093 1093

4 Antamina 889 881 881 881 881 881 881 881 881 881 881 881 881


479 421 420 398 305 282 238 216 175 55 0 0 0


375 377 386 395 395 395 395 395 395 395 396 396 397

7 Cerro Verde-138kV 288 260 288 293 302 303 303 287 287 241 163 85 54


239 76 37 37 37 37 37 37 37 37 37 37 37

9 Callalli 154 154 154 154 154 154 154 154 154 154 154 154 154


718 740 790 802 802 816 816 816 816 816 816 816 816

11 San Rafael (MINSUR) 122 123 204 206 208 211 213 215 217 220 222 224 226

12 Cementos Yura 290 282 354 412 524 558 563 563 573 580 588 604 604

13 Huarón 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42

14 Gold Fields - La Cima 143 143 143 143 143 143 143 143 143 143 143 143 143

15 Antapacay 67 67 67 67 67 67 67 67 67 67 67 67 67

16 Bayovar-Miski Mayo 91 91 91 91 91 91 91 91 91 91 91 91 91

17 Aceros Arequipa 213 213 213 213 213 213 213 213 213 213 213 213 213

Tabla 12. Proyecciones de Cargas Especiales para escenario Base- MW

Año 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Cargas Especiales 1014 1019 1032 1054 1061 1067 1063 1059 1056 1038 1025 1019 1015

1 Southern (SPCC) 204 204 204 204 204 204 204 204 204 204 204 204 204

2 Ex-Centromin 130 171 167 182 186 189 189 189 189 189 189 189 189


119 122 126 128 128 130 130 130 130 130 130 130 130

4 Antamina 119 118 118 118 118 118 118 118 118 118 118 118 118


65 49 49 46 33 31 26 23 18 5 0 0 0


56 56 57 59 59 59 59 59 59 59 59 59 59

7 Cerro Verde-138kV 34 31 34 35 36 36 36 34 34 29 19 10 6


34 17 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6

9 Callalli 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25


40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40

11 San Rafael (MINSUR) 15 16 26 26 26 27 27 27 28 28 28 28 29

12 Cementos Yura 35 34 42 50 63 67 68 68 69 70 71 73 73

13 Huarón 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7

14 Gold Fields - La Cima 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19

15 Antapacay 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70

16 Bayovar-Miski Mayo 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13

17 Aceros Arequipa 27 27 27 27 27 27 27 27 27 27 27 27 27

4.3 PROYECCIONES DE CARGAS INCORPORADAS Las Cargas Incorporadas representan el componente de menor magnitud en energía y potencia respecto a las demás Grandes Cargas (ver tablas 13 y 14); la mayoría de éstas poseen un comportamiento evolutivo creciente, lo cual explica la influencia de la demanda residencial la misma que crece en función de la tasa de expansión poblacional y el índice de electrificación rural.



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Cargas Especiales- GWh

Cargas Incorporadas -GWh

Nuevos Proyectos y Ampliaciones -GWh

Tabla 13. Proyecciones de Cargas Incorporadas para escenario Base- GWh

Año 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Cargas Incorporadas 981 1024 1067 1108 1151 1197 1693 1778 1870 1967 2071 2182 2302

1 Yura - Cachimayo 172 172 172 172 172 172 172 172 172 172 172 172 172

2 Pucallpa 212 228 245 263 283 304 327 351 378 406 437 469 504

3 Talara 120 123 126 129 132 135 138 141 144 147 150 153 157

4 Tumbes 163 166 169 173 176 180 183 187 191 195 198 202 206


54 55 56 57 59 60 61 62 63 65 66 67 69

6 Puerto Maldonado 61 69 75 77 78 80 81 83 84 86 88 90 91

7 Bagua - Jaen - Cutervo 6 6 7 7 8 8 9 9 10 10 11 11 12


193 205 217 230 244 259 274 291 308 327 346 367 389

9 Iquitos

448 482 520 560 604 650 701

Tabla 14. Proyecciones de Cargas Incorporadas para escenario Base- MW

Año 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Cargas Incorporadas 168 182 190 198 206 215 304 320 337 356 375 396 418

1 Yura - Cachimayo 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

2 Pucallpa 37 46 49 53 57 61 66 71 76 82 88 95 102

3 Talara 25 26 26 27 27 28 29 29 30 31 31 32 33

4 Tumbes 27 27 28 28 29 29 30 30 31 32 32 33 34


10 10 10 10 10 11 11 11 11 11 12 12 12

6 Puerto Maldonado 11 12 13 13 14 14 14 15 15 15 15 16 16

7 Bagua - Jaen - Cutervo 2 3 3 3 3 3 3 4 4 4 4 5 5


32 34 36 39 41 44 47 50 53 56 60 63 67

9 Iquitos 80 86 93 100 108 116 125

En las figuras 5 y 6 se ilustran los comportamientos de las proyecciones (en energía y potencia) comparativas entre las Cargas Espaciales, Cargas Incorporadas y Nuevos Proyectos-Ampliaciones, verificándose la fuerte influencia, en magnitud y tendencia, de la componente Nuevos Proyectos-Ampliaciones.

Figura 5. Comparación de las proyecciones de la demanda de Grandes Cargas, en energía, esc. Base



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Cargas Especiales-MW

Cargas Incorporadas -MW

Nuevos Proyectos y Ampliaciones -MW

Figura 6. Comparación de las proyecciones de la demanda de Grandes Cargas, en potencia, esc. Base



04/04/2014

Versión Preliminar


COES

0

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45000

50000

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Demanda Vegetativa -GWhCargas Especiales- GWh Cargas Incorporadas -GWhNuevos Proyectos y Ampliaciones -GWh

0

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3000

4000

5000

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8000

9000

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Demanda Vegetativa -MW




5. PROYECCIONES DE LA DEMANDA TOTAL Las proyecciones de la Demanda Total del SEIN, viene a ser la suma de las proyecciones econométricas de la Demanda Vegetativa y las proyecciones externas de Grandes Cargas. Así, en figuras 7 y 8 se visualizan los comportamientos evolutivos de cada una de las componentes de la Demanda Total (en energía y potencia); de ello se observa que la Demanda Vegetativa es la de mayor influencia a lo largo del horizonte predictivo, tanto en estabilidad tendencial como en magnitud.

Figura 7. Comparación evolutiva de las proyecciones por componentes- Energía

Figura 8. Comparación evolutiva de las proyecciones por componentes- Potencia



04/04/2014

Versión Preliminar


COES

Por otro lado, en las figuras 9 y 10 se muestran de forma comparativa el comportamiento de las proyecciones de la Demanda Total (en energía y potencia), desagregando sus componentes de demanda y las pérdidas totales. De estas ilustraciones se verifica que, si bien en magnitud la Demanda vegetativa es la de mayor influencia a lo largo del horizonte predictivo, la componente de demanda correspondiente a Nuevos Proyectos-Ampliaciones influye de manera significativa en el patrón tendencial especialmente en el mediano plazo.

Figura 9. Evolución de las proyecciones de la Demanda Total y sus componentes- Energía

Figura 10. Evolución de las proyecciones de la Demanda Total y sus componentes- Potencia

El las figuras 11 y 12 se muestran las distribuciones de energía y potencia, proyectadas para el año 2018

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

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100000

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Nuevos Proyectos y Ampliaciones -GWhPérdidas Totales -GWh Cargas Incorporadas -GWhCargas Especiales- GWhDemanda Vegetativa -GWh

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024


Pérdidas Totales - MW



Demanda Vegetativa -MW



04/04/2014

Versión Preliminar


COES

53%

12% 3%

24%

8%

Proyección Demanda COES, para el 2018-Escenario Base 67665 GWh

Demanda Vegetativa -GWh

Cargas Especiales- GWh

Cargas Incorporadas -GWh

Nuevos Proyectos y Ampliaciones -GWh

Pérdidas Totales -GWh

Demanda Vegetativa -MW, 6083

Cargas Especiales-MW,

1063

Cargas Incorporadas -

MW, 304

Nuevos Proyectos y

Ampliaciones -MW, 2069

Pérdidas Totales - MW, 72

Proyección Potencia COES para el 2018-Escenario Base

Figura 11. Distribución de la Demanda para el 2018 - Energía

Figura 12. Distribución de la Demanda para el 2018 - Potencia

En las tablas 15 y 16 y las figuras 13 y 15 se resume el comportamiento, en niveles, de las proyecciones de la Demanda Total para los cinco escenarios, tanto en energía como en potencia. Mientras que en las figuras 14 y 16 se ilustra el comportamiento en tasas de variación anual, de donde se puede verificar la influencia de las tasas de variación generadas por las proyecciones del componente Nuevos Proyectos-Ampliaciones especialmente en el rango 2014-2018.



04/04/2014

Versión Preliminar


COES

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

90000

100000

110000

120000

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Muy Pesimista-Total -GWh

Pesimista-Total -GWh

Base-Total -GWh

Optimista-Total -GWh

Muy Optimista-Total -GWh

GWh-Total

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

18%

20%

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Muy Pesimista-Total - %Pesimista-Total - %Base-Total - %Optimista-Total - %Muy Optimista-Total - %

% GWh-Total

Tabla 15. Proyección de la Demanda Total, comparación por escenarios

Figura 13. Proyección de la Demanda Total por escenarios- GWh

Figura 14. Variación de la Demanda Total por escenarios- %

Año Muy



Base-Total -GWh

Optimista-Total -GWh

Muy Optimista-Total -GWh

2013 39981 39981 39992 40191 40191

2014 43502 43731 44346 44866 44917

2015 47358 47879 49745 51288 51479

2016 51944 52945 56762 59172 59750

2017 55869 57421 61923 66277 67408

2018 59906 62026 67665 73078 74887

2019 62266 65017 71419 77665 80237

2020 64452 67974 75608 82564 86164

2021 66710 71036 80004 87632 92280

2022 68648 73748 83477 91801 97687

2023 70447 76222 86311 95258 102744

2024 72287 78721 89338 98969 107933



04/04/2014

Versión Preliminar


COES

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Muy Pesimista - MW

Pesimista - MW

Base - MW

Optimista -MW

Muy Optimista - MW

MW-Total

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

18%

20%

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Muy Pesimista, Potencia - %

Pesimista, Potencia - %

Base, Potencia - %

Optimista, Potencia - %

Muy Optimista, Potencia - %

% MW-Total

Tabla 16. Proyección de la Potencia Total, comparación por escenarios

Figura 15. Proyección de la Potencia Total por escenarios- GWh

Figura 16. Variación anual de la Potencia Total por escenarios- %

Año Muy

Pesimista - MW

Pesimista - MW

Base - MW Optimista -

MW

Muy Optimista -

MW

2013 5759 5759 5785 5792 5792

2014 6111 6145 6252 6330 6338

2015 6612 6689 6923 7122 7149

2016 7251 7399 7846 8162 8248

2017 7729 7959 8494 9068 9236

2018 8265 8578 9264 9918 10185

2019 8562 8969 9762 10513 10892

2020 8850 9370 10326 11177 11709

2021 9150 9789 10910 11846 12532

2022 9434 10188 11409 12426 13295

2023 9701 10554 11827 12923 14029

2024 9965 10914 12263 13453 14775



04/04/2014

Versión Preliminar


COES

6. CONCLUSIONES

Dentro de las proyecciones de la Demanda de Grandes Cargas, tanto en energía como en potencia, la componente Nuevos Proyectos-Ampliaciones se caracteriza por su mayor influencia en magnitud y crecimiento tendencial marcadamente brusco (con tasas de decrecimiento muy pronunciadas) en el primer tercio del periodo de proyección (2014-2016), con tendencia amortiguada en el segundo tercio (2017-2020) y convergencia a una constancia en el tramo final (2021-2024). Estas características tendenciales poseen cierta incertidumbre aportada por el subcomponente Nuevos Proyectos, cuyas proyecciones dependen del nivel de maduración del proyecto, información declarada, tipo y tamaño de empresa.

La demanda proyectada de la componente Cargas Especiales, en energía y potencia, se caracteriza por mantener una determinada constancia en el periodo predictivo, salvo algunas cargas que se reducen (Yanacocha, Cerro Verde en 138 kV, Tintaya BHP) y otras que se incrementan (ExCentromin, MINSUR, Cementos Yura). Las primeras explican la desagregación histórica del conjunto Demanda Total en condición de grandes clientes libres mayores a 10 MW, las segundas que a su vez están yendo en proceso de cierre y las terceras que dentro de su histórico de clientes libres mayores se ha incluido su crecimiento proyectado. Sin embargo en conjunto las proyecciones se mantienen prácticamente constantes tanto en energía como en potencia

Las proyecciones de las Cargas Incorporadas representan el componente de menor magnitud en energía y potencia en el rubro de las Grandes Cargas; la mayoría de éstas poseen un comportamiento evolutivo creciente, lo cual explica la influencia de la demanda residencial la misma que va en directa relación a la tasa de expansión poblacional y a los programas de electrificación rural.

La Demanda Total proyectada del SEIN, que constituye las proyecciones econométricas de la Demanda Vegetativa sumada externamente las proyecciones de Grandes Cargas, la Demanda Vegetativa es la de mayor influencia a lo largo del horizonte predictivo, tanto en estabilidad tendencial como en magnitud; no obstante el subcomponente de demanda de Nuevos Proyectos es la que inyecta determinada incertidumbre tendencial en la Demanda Total, en la franja de mediano plazo. Mientras que las proyecciones de las tasas de variación anual de la Demanda Vegetativa mantienen estabilidad tendencial, las correspondientes a Nuevos Proyectos poseen una fuerte inestabilidad en el primer tercio del periodo predictivo, lo cual conduce a que las tasas de variación anual de la Demanda Total, puedan alcanzar cierto margen de inestabilidad en la franja 2014-2017, precisamente por la influencia del componente de demanda Nuevos Proyectos.

ANEXO C.2 - COES

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