Centrales Hidroeléctricas del Proyecto Pasto

Grande

Centrales Hidroeléctricas del Proyecto Pasto

Grande

Septiembre 2014Septiembre 2014

Juan Carlos Liu YonsenJuan Carlos Liu Yonsen

Contenido

• Aspectos que llevaron a retomar el desarrollo

de las CC.HH. del Proyecto Pasto Grande

• Análisis de Costos y Beneficios de las CC.HH.

Moquegua 1 y 3

• El efecto del financiamiento obtenido

• Lecciones aprendidas

Río Tambo posee un

caudal promedio de

900 MMC anuales

(30 m3/s)

Aspectos que llevaron a retomar el desarrollo de CC.HH. del Proyecto

Pasto Grande (1)

Acuerdo entre Gobiernos Regionales de Arequipa y Moquegua para la

Regulación del Río Tambo

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

sep-61

abr-62

nov-62

jun-63

ene-64

ago-64

mar-65

oct-65

may-66

dic-66

jul-67

feb-68

sep-68

abr-69

nov-69

jun-70

ene-71

ago-71

mar-72

oct-72

may-73

dic-73

jul-74

feb-75

sep-75

abr-76

nov-76

jun-77

ene-78

ago-78

mar-79

oct-79

may-80

dic-80

jul-81

m3/s

Descargas medias del Río Tambo

Caudal

Promedio = 30

m3/s

Aspectos que llevaron a retomar el desarrollo de CC.HH. del Proyecto

Pasto Grande (2)

1 035

1 078

213

5

53

204

543

345

215

376

839

630

160

449

578

442

494

21 13

183

0

200

400

600

800

1 000

1 200

19

61

- 6

2

19

62

- 6

3

19

63

- 6

4

19

64

- 6

5

19

65

- 6

6

19

66

- 6

7

19

67

- 6

8

19

68

- 6

9

19

69

- 7

0

19

70

- 7

1

19

71

- 7

2

19

72

- 7

3

19

73

- 7

4

19

74

- 7

5

19

75

- 7

6

19

76

- 7

7

19

77

- 7

8

19

78

- 7

9

19

79

- 8

0

19

80

- 8

1

Mio.m

3

Periodos

Excedentes almacenables - Cuenca Rio Tambo (Mio.m3)

Aspectos que llevaron a retomar el desarrollo de CC.HH. del Proyecto

Pasto Grande (3)

Río Tambo posee un

caudal promedio de

900 MMC anuales

(30 m3/s)

Nueva

Represa

Vizcachas de

60 MMMC

Proyecto de

Trasvase 1,1

m3/s

Zona de

Captación

de Titire

Construcción de la Represa de Vizcachas

Aspectos que llevaron a retomar el desarrollo de CC.HH. del Proyecto

Pasto Grande (4)

Rio Titire

Embalse

Pastogrande

Detalles de la Represa de Vizcachas

Al Tambo

Represa de

Vizcachas, en

proceso de

construcción

60 MMC

Aspectos que llevaron a retomar el desarrollo de CC.HH. del Proyecto

Pasto Grande (5)

Presa Vizcachas de 60 MMC

Asignación de los Volúmenes Almacenados

Aspectos que llevaron a retomar el desarrollo de CC.HH. del Proyecto

Pasto Grande (6)

Exced. de Chilota (1,1 m3/s) y

descargas del embalse Pasto

Grande (2,2 m3/s), permiten

incremento de:

frontera agrícola en Lomas de

Ilo, y

desarrollo de centrales

hidroeléctricas (30 MW en

centrales 1 y 3)

Potencial del reservorio

PROYECTO PASTO GRANDE

A

B

C

D

B

A

B

D

C

Aspectos que llevaron a retomar el desarrollo de CC.HH. del Proyecto

Pasto Grande (7)

Costo de

Centrales

Hidroeléctricas

Moquegua 1 y 3

Beneficio por

costo evitado

de LL.TT.

Beneficio por

costo evitado

de Pérdidas en

LL.TT.

Beneficio por

costo evitado

de centrales de

Reserva Fría

Beneficio por

costo evitado

de Gasoductos

Beneficio por

costo evitado

de centrales de

Reserva Fría

Beneficio por

ahorro de

emisiones de

CO2

Beneficio por

aumento de la

confiabilidad

Análisis de Costos y Beneficios de las CC.HH. Moquegua 1 y 3 (1)

Análisis previo a la decisión (A)

Análisis posterior a la decisión (B)

PROYECTO PASTO GRANDE

Presa Pasto Grande,

210 MMC

Canal Pasto Grande,

38,6 Km

Túnel Jachacuesta, 7,1 KmCanal Jachacirca, 8 Km

Canal Huamajalso, 20,8 Km

CC.HH. Pasto Grande: H = 2 091 m

Moquegua 1 (H=610 m)

Moquegua 2 (H=273 m)

Moquegua 3 (H=545 m)

Moquegua 4 (H=394 m)

Moquegua 5 (H=183 m)

Moquegua 6 (H=87 m)

Canal

Moquegua -

Ilo, 135 Km

Estación de

Bombeo, 1,1

m3/s, 200 m.

Análisis de Costos y Beneficios de las CC.HH. Moquegua 1 y 3 (2)

Rubro C.H. Moquegua 1 C.H. Moquegua 3

Costos Directos de Obras Civiles 18 838 21 613

Obras Electromecánicas e Hidromecánicas 7 081 8 018

Equipamiento Hidromecánico 884 1 897

Equipamiento Electromecánico 6 021 5 915

Ampliac. Equipamiento SE Moquegua de 138 kV en Patio de llaves 88 103

Ampliac. SSAA y Comunicaciones (incluye GG de montaje) 87 102

Línea de Transmisión de 138 kV 2 196 1 264

Mitigación y Plan de Seguridad L.T. 33 39

TOTAL COSTO DIRECTO 28 148 30 933

Gastos generales y Utilidad de las Obras 4 943 5 376

Transporte de Equipos 708 802

Montaje de Equipos 461 632

GG y Utilidad de Montaje 69 95

SUB TOTAL 1 34 329 37 838

Estudios, compensaciones, supervisión y otros 2 116 2 116

COSTO TOTAL 36 446 39 954

Capacidad Instalada Neta (sin incluir consumo propio) - MW 13,6 16,1

Costo Unitario por central (US$/kW) 2 680 2 482

Costo Unitario Promedio (US$/kW) 2 572

Análisis de Costos y Beneficios de las CC.HH. Moquegua 1 y 3 (3)

Costos de las Centrales Moquegua 1 y 3

Datos Generales de las Centrales Moquegua 1 y 3Tamaño de las Centrales 29,7 MW

Factor de Planta 80% %

Energía generada 208 138 MWh/año

Análisis de Costos y Beneficios de las CC.HH. Moquegua 1 y 3 (4)

Beneficios por Costo

Evitado de Nuevas

LL.TT.

Enlace TensiónVNR (Mio.

US$)

Capacidad

(MW)

Costo Total

(US$/kW)

Mantaro - Socabaya 220 kV 331,6 930 442

Socabaya - Montalvo 220 kV 23,5 200 146

Chilca - Marcona - Montalvo 500 kV 291,3 490 737

646,4 1420 564Total

Costo Evitado de Nuevas LL.TT.

Chilca 500

Poroma 500 Marcona

Ocoña 500

Montalvo 500

220 kV

220 kV 220 kV

206,18 MW

FLUJO TÍPICO DE ELECTRICIDAD L.T. 500 kV – día 15/09/2014 12h

204,18 MW

4,89 MW 5,27 MW

3,42 MW

211,07

MW

35,66

MW

159,83

3,56 MW

158.83

2,73 MW

3,56 MW

148,98 MW

145,06

MW

148,35 MW

3,28 MW

Pérdida = 211,07 – 35,65 –

145,06 = 30,35 MW (21%)

Análisis de Costos y Beneficios de las CC.HH. Moquegua 1 y 3 (5)

Beneficios por Costo Evitado de Pérdidas en LL.TT.

Análisis de Costos y Beneficios de las CC.HH. Moquegua 1 y 3 (6)

Beneficios por

Costo Evitado de

Pérdidas en LL.TT.

Retiro Interm.

LL.TT MW MW LL.TT MW MW %

L-2051 186,74 0 L-2053 166,33 20,41 12%

L-2052 186,74 0 L-2054 166,33 20,41 12%

500 kV L-5032 278,59 17,34 L-5036 225,21 36,04 16%

652,07 17,34 557,87 76,86 14%

L-2051 168,66 0 L-2053 151,42 17,24 11%

L-2052 168,66 0 L-2054 151,42 17,24 11%

500 kV L-5032 211,07 35,66 L-5036 145,06 30,35 21%

548,39 35,66 447,9 64,83 14%

L-2051 206,57 0 L-2053 183,17 23,4 13%

L-2052 206,57 0 L-2054 183,17 23,4 13%

500 kV L-5032 270,49 1,1 L-5036 233,56 35,83 15%

683,63 1,1 599,9 82,63 14%

Fuente: COES -SINAC, día simulado 15/09/2014

19h220 kV

Total

PÉRDIDAS DE ELECTRICIDAD EN LL.TT. AL SUR

Total

Pérdidas

12h220 kV

Total

Salida al Sur Llegada al Sur

220 kV

NivelHora

04h

NºProyecto

Hidroeléctrico

Potencia

Ofrecida (MW)

Precio

Ofertado en

Energía(US$/MWh)

Precio de la

Potencia(US$/MWh)

Precio

Monómico(US$/MWh)

1 Chéves 168 47,5 12,5 60,0

2 Pucará 5 45,2 12,5 57,7

3 Chaglla 284 45,9 12,5 58,4

4 Pucará 55 49,4 12,5 61,9

5 Del Águila 200 51,4 12,5 63,9

6 Marañón 47 51,8 12,5 64,3

7 Del Águila 160 54,0 12,5 66,5

8 Santa Rita 165 56,9 12,5 69,4

9 San Gabán 51 59,7 12,5 72,2

63,4Promedio Ponderado (US$/MWh)

Beneficios por pérdidas de transmisión evitadasTasa de pérdidas en LL.TT. 14,0% %

Costo monómico energía en zona central 63 US$/MWh

Energía evitada de transmitir, prod. CC.HH. 208 138 MWh/año

Pérdidas de energía evitadas 29 139 MWh/año

Costo evitado de pérdidas anual 1,8 Mio. US$/año

Costo evitado en valor presente neto 14,8 Mio. US$

Costo evitado de las pérdidas 498 US$/kW

Análisis de Costos y Beneficios de las CC.HH. Moquegua 1 y 3 (7)

Beneficios por Costo

Evitado de Instalar

Centrales de Reserva

Fría Beneficios por evitar instalar Reserva Fría

7,19 US$/kW-mes

91 US$/kW-año

Costo evitado de Reserva Fría 2,7 Mio. US$/año

VP del Costo evitado de Reserva Fría 21,5 Mio. US$

Costo evitado por Reserva Fría 725 US$/kW

Costo de la Reserva Fría de Ilo

Análisis de Costos y Beneficios de las CC.HH. Moquegua 1 y 3 (8)

Beneficios por mayor

confiabilidad

Beneficios por mayor confiabilidadTasa de falla de líneas existentes 0,8% %

Costo Energía No Suministrada 4 000 US$/MWh

Energía evitada de fallar con CCHH 1 616 MWh/año

Costo evitado anual 6,5 Mio. US$/año

Costo evitado en valor presente neto 51,7 Mio. US$

Costo evitado con las CC.HH. 1 741 US$/kW

Análisis de Costos y Beneficios de las CC.HH. Moquegua 1 y 3 (9)

Beneficios por costo

evitado de Gasoducto

Beneficios por disminución de transporte de GNConsumo de GN por MWh, en CC 162,5 m3 GN / MWh

Equivalente en GN, energía de las CCHH 34 Mio. M3/año

1 691 Mio. M3 GN

0,06 TCF

2,5 US$/GJ

100 US$/mil m3

Costo equivalente energía de CCHH en GN 3,4 Mio. US$/año

VP costo equivalente energía de CCHH 27,1 Mio. US$

Costo evitado en transporte de GN 911 US$/kW

Equiv. GN, energía de las CCHH en 50 años

Costo transporte GN hacia la costa de Perú

Análisis de Costos y Beneficios de las CC.HH. Moquegua 1 y 3 (10)

Beneficios por

reducción de

emisiones de CO2

Beneficios por reducción emisiones CO2Emisión de CO2 por MWh de centrales a GN 413,3 Kg CO2 /MWh

Emisión evitada con generación de CCHH 86,0 Miles TM/año

Costo unitario de la Ton. CO2 20 US$/TM CO2

Costo emisiones evitadas de CO2 1,7 Mio. US$/año

VP Costo emisiones de CO2 en 50 años 13,8 Mio. US$

Costo evitado en emisiones de CO2 463 US$/kW

Costo de

Centrales

Hidroeléctricas

Moquegua 1 y 3

2 572

US$/kW

Beneficio por

costo evitado

de LL.TT.

Beneficio por

costo evitado

de Pérdidas

en LL.TT.

Beneficio por

costo evitado

de centrales

de Reserva

Fría

Beneficio por

costo evitado

de

Gasoductos

Beneficio por

costo evitado

de centrales

de Reserva

Fría

Beneficio por

ahorro de

emisiones de

CO2

Beneficio por

aumento de

la

confiabilidad

Análisis de Costos y Beneficios de las CC.HH. Moquegua 1 y 3 (11)

564

US$/kW

TOTAL A

3 528

US$/kW

498

US$/kW

725

US$/kW

1 741

US$/kW

911

US$/kW

725

US$/kW

463

US$/kW

TOTAL B

2 099

US$/kW

Análisis previo a la decisión (A)

Análisis posterior a la decisión (B)

Category

GNI Per

Capita

(2006)

TypeStandard /

Option

Interest

Rate (%)

Repayment

Period

(Years)

Grace

Period

(Years)

Conditions

for

Procurement

Standard 1,70 25 7

Option 1 1,60 20 6

Option 2 1,50 15 5

Standard 1,20 25 7

Option 1 1,00 20 6

Option 2 0,60 15 5

ODA Loans - Terms and Conditions of Yen Loans (Effective from July 1, 2008)

General

Terms

Preferential

Terms

US$3.596 -

US$6.275

Upper-Middle

Income

Countries

Untied

Untied

Efecto del financiamiento obtenido (1)

Condiciones nominales del financiamiento japonés

Condiciones de financiamiento obtenidas para el financiamiento de las CC.HH. Moquegua 1 y 3

Entidad

Financiera

Monto

Financiado

(Mio.US$)

Tasa de

InterésPlazo (años) Condiciones

JICA 70 0,40% 20 6 años de gracia

FONAFE 20 4,70%

Mio. US$

Financiamiento Total 90,0

VAN @12% del flujo financiero 32,1

Mio. US$ 57,9

% 56%

Rubro

Apalancamiento

Efecto del Financiamiento obtenido

Efecto del financiamiento obtenido (2)

CAPEX Mio.US$ 76.40 32.14

aVNR @12% Mio.US$/año 9.48 3.99

OPEX Mio.US$/año 4.58 4.58

Costo Anual Mio.US$/año 14.07 8.57

Producción MWh/año 208,138 208,138

Precio Monómico US$/MWh 68 41

Sin

Financiamiento

Con

FinanciamientoRubro Unidades

Con el financiamiento promocional, las centrales hidroeléctricas

Moquegua 1 y 3, pueden tener precios competitivos y acceder al mercado

1. La competitividad económica de una región o país, se logra si se cuentacon recursos energéticos garantizados y a precios eficientes.

2. El gas natural y las centrales hidroeléctricas por ser recursos nativos,permiten lograr la autosostenibilidad y el afianzamiento de la seguridadenergética en una región.

3. Concentración energética en una determinada región del país, es unasolución ineficiente para la sociedad. Socialización de líneas eléctricascontribuye a ocultar dicha ineficiencia.

4. Se debe propender a la desconcentración y autosostenibilidad energéticade cada región, otorgando primas y garantías a los proyectos energéticosque lo propicien. En este sentido:– Las grandes CC.HH. que contribuyan a la desconcentración energética, deberían

participar del ahorro que propician en cuanto a reducción de: pérdidas, inversionesde transporte y seguridad, incremento de confiabilidad, etc.

– Las CC.HH. hasta 20 MW cuya autorización la entregan los Gobiernos Regionales,deben otorgarse bajo la modalidad Feed In Tariff.

Lecciones Aprendidas (1)

Subasta Proyecto

Precio

Ofertado

(US$/MWh)

Potencia a

Instalar (MW)

Factor de

Planta (%)

Energía

Adjudicada

(GWh/año)

C.H. Santa Cruz II 55,00 6,50 66% 33,00

C.H. Santa Cruz I 55,00 6,00 65% 29,50

C.H. Nuevo Imperial 55,99 3,97 81% 25,00

C.H. Yanapampa 56,00 4,16 77% 28,00

C.H. Huasahuasi II 57,00 8,00 71% 42,50

C.H. Huasahuasi I 58,00 7,86 70% 42,50

C.H. Chancay 58,50 19,20 85% 143,00

C.H. Poechos 2 59,50 10,00 75% 50,00

C.H. Roncador 59,85 3,80 89% 28,12

C.H. La Joya 59,95 9,60 65% 54,66

C.H. Angel I 59,97 19,95 75% 131,05

C.H. Angel II 59,98 19,95 75% 131,05

C.H. Angel III 59,99 19,95 75% 131,05

C.H. Purmacana 60,00 1,80 71% 9,00

C.H. Shima 64,00 5,00 75% 32,92

C.H. Carhuaquero IV 70,00 10,00 76% 66,50

C.H. Caña Brava 70,00 6,00 41% 21,50

CH Canchayllo 47,40 3,73 77% 25,16

CH Huatziroki I 47,60 11,08 75% 72,27

CH Manta 52,00 19,78 74% 127,50

RenovAndes H1 53,89 19,99 90% 150,00

8 de Agosto 53,90 19,00 90% 140,00

El Carmen 55,90 8,40 77% 45,00

CH Runatullu III 56,45 20,00 80% 120,00

57,26 263,7 73% 1 679

1ra RER

2da RER

Total

HIDROELÉCTRICAS ADJUDICATARIAS EN SUBASTAS RER

Mecanismo Feed In Tariff:

Las primas RER por la cual se

garantiza un precio a las CC.HH.

menores a 20 MW, se otorguen

de manera automática, sin

necesidad de subasta, tomando

como límite el precio promedio

de todas las CCHH RER

adjudicadas con anterioridad

Lecciones Aprendidas (2)