Informe COES/DP Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión

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1 ANEXO C.2: PROYECCIONES EXTERNAS DE LA DEMANDA DE GRANDES CARGAS Y DE LA DEMANDA TOTAL PARA EL PLAN DE TRANSMISION Dirección de Planificación de Transmisión Anexo C2 Pág. 0

2 Subdirección de Gestión de Información Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional PREPARADO POR: Salome Gonzales Chávez SGI- Dirección de Planificación de Transmisión Anexo C2 Pág. 1

3 Página 1. OBJETIVOS 3 2. FUNDAMENTACION 3 3. IDENTIFICACION DE LA DEMANDA DE GRANDES CARGAS Demanda de Nuevos Proyectos y Ampliaciones Demanda de Cargas Especiales Demanda de Cargas incorporadas ANALISIS DE RESULTADOS Proyecciones de Nuevos Proyectos y Ampliaciones Proyecciones de Cargas Especiales Proyecciones de Cargas Incorporadas PROYECCIONES DE LA DEMANDA TOTAL CONCLUSIONES 25 Dirección de Planificación de Transmisión Anexo C2 Pág. 2

4 PROYECCIONES EXTERNAS DE LA DEMANDA DE GRANDES CARGAS Y DE LA DEMANDA TOTAL PARA EL PLAN DE TRANSMISION OBJETIVOS Estimación de las proyecciones de la Demanda Eléctrica correspondiente a Grandes Cargas del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional- SEIN- al horizonte predictivo , a partir de un proceso de encuestado y cruce con información primaria paralela, para su uso en el Plan de Transmisión Estimación de la Demanda Total del SEIN para el Plan de Transmisión 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 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. Dirección de Planificación de Transmisión Anexo C2 Pág. 3

5 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, cobreoro, 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, 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 Dirección de Planificación de Transmisión Anexo C2 Pág. 4

6 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 ( ), 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 Dirección de Planificación de Transmisión Anexo C2 Pág. 5 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

7 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-, 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. Dirección de Planificación de Transmisión Anexo C2 Pág. 6

8 Tabla 2. Formato de encuesta 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: Situación actual Etapas y su estado de avance: (en caso de ser Proyecto o Ampliación) ETAPAS Título (Petitorio) PRE-INVERSIÓN Exploración Estudio de Factibilidad Financiamiento INVERSIÓN Ingeniería Construcción OPERACIÓN Puesta en marcha ESTADO 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 Dirección de Planificación de Transmisión Anexo C2 Pág. 7

9 2.4 Demanda Eléctrica Proyectada Proyección de Demanda en Escenario Medio: Año Energía Potencia (MW) (1) Factor de Probabilidad (GWh) HP HFP carga (%) (%) (2) 2011 (Histórico) 2012 (Histórico) Proyección de Demanda en Escenario Optimista: Año Energía Potencia (MW) (1) Factor de Probabilidad (GWh) HP HFP carga (%) (%) (2) Proyección de Demanda en Escenario Pesimista: Año Energía Potencia (MW) (1) Factor de Probabilidad (GWh) HP HFP carga (%) (%) (2) Factor de Potencia estimado: 2.6 Equipos de compensación reactiva MVAR Inductivo Capacitivo MVAR 2.7 Diagramas unifilares adjuntos Año Adjunto (Marcar con "X") Primera Etapa Segunda Etapa Final Dirección de Planificación de Transmisión Anexo C2 Pág. 8

10 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$) 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 REQUISITOS (3) Estudio de Factibilidad. Estudio de Impacto ambiental para Explotación y Beneficio minero. Convenio de estabilidad jurídica. Concesión de Beneficio. Concesión de transporte minero y Labor General. Autorización de uso minero o Servidumbre. Contrato de estabilidad Tributaria. Certificado de operación minera. Autorización de uso de Agua. Certificado de inexistencia de restos arqueológicos. Concesión de transmisión eléctrica. Licencia municipal de construcción. Autorización de Vertimientos. Autorización de Desbosque. En Elaboración Presentado ESTADO DE SITUACION En trámite (Evaluación) Aprobado/ Autorizado Firmado 7.0 COMENTARIOS: Dirección de Planificación de Transmisión Anexo C2 Pág. 9

11 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 y a nivel SEIN. En la tabla 3 se muestra el listado de las cargas especiales, estimadas en el PT 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 Dirección de Planificación de Transmisión Anexo C2 Pág. 10

12 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 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 Proyectos: Ampliaciones y Nuevos- GWh 1 Tia Maria (SPCC) Año Los Chancas (SPCC) Amp.Concentradora Cuajone (SPCC) Amp.Concentradora Toquepala (SPCC) Expansión de Fundición (SPCC) Expansión de Refinería (SPCC) Ampliacion Cerro Verde kV 0 Ampliacion Quimpac (Oquendo) 9 El Brocal Ampliacion Shougang Hierro Perú 11 Ampliacion Antamina Ampliacion de Aceros Arequipa (Pisco) 13 Ampliacion Cerro Lindo Ampliación Bayovar-Miski Mayo Ampliación Cemento Pacasmayo Ampliacion UNACEM Cementos Lima Toromocho Chinalco Pachapaqui Minas Conga 20 Ampliación Antapacay (XSTRATA) Las Bambas (XSTRATA) Coroccohuayco (XSTRATA) Constancia (Hudbay) Galeno (Lumina) Bongará-Cajamarquilla Quechua Quellaveco-Angloamerican Mina Chapi Chucapaca Hilarion (Milpo) 31 Pukaqaqa (Milpo) Pampa de Pongo (JMP) Los Calatos (Hampton) 34 Michiquillay- Angloamerican 35 Cañariaco 36 La Granja (Río Tinto) Sulliden (Shahuindo) Haquira (Antares) Creditex (Trutex) Mina Justa (Marcobre) Río Blanco 42 Ampliación Refinería Talara-PETROPERU 43 Corani Salmueras de Sechura La Arena El Porvenir Dirección de Planificación de Transmisión Anexo C2 Pág. 11

13 47 Mina Alpamarca Cementos Piura Nueva Planta de Oxidos VOLCAN Ampliacion SIDERPERU Ollachea (Kuri Kullu) Salmueras Sudamericanas Azod (Zincore Metals- Exploraciones Collasuyo) Ampliacion UNACEM- Condorcocha Tabla 6. Proyecciones de demanda de Nuevos Proyectos y Ampliaciones- MW Año Proyectos: Ampliaciones y Nuevos-MW Tia Maria (SPCC) Los Chancas (SPCC) Amp.Concentradora Cuajone (SPCC) Amp.Concentradora Toquepala (SPCC) Expansión de Fundición (SPCC) Expansión de Refinería (SPCC) Ampliacion Cerro Verde- 500kV Ampliacion Quimpac (Oquendo) El Brocal Ampliacion Shougang Hierro Perú Ampliacion Antamina Ampliacion de Aceros Arequipa (Pisco) Ampliacion Cerro Lindo Ampliación Bayovar-Miski Mayo Ampliación Cemento Pacasmayo Ampliacion UNACEM- Cementos Lima Toromocho Pachapaqui Minas Conga 20 Ampliación Antapacay (XSTRATA) Las Bambas (XSTRATA) Coroccohuayco (XSTRATA) Constancia (Hudbay) Galeno (Lumina) Bongará-Cajamarquilla Quechua Quellaveco- Angloamerican Mina Chapi Chucapaca Hilarion (Milpo) 31 Pukaqaqa (Milpo) Pampa de Pongo (JMP) Los Calatos (Hampton) 34 Michiquillay- Angloamerican 35 Cañariaco 36 La Granja (Río Tinto) Sulliden (Shahuindo) Haquira (Antares) Creditex (Trutex) Mina Justa (Marcobre) Río Blanco Ampliación Refinería Talara-PETROPERU 43 Corani Salmueras de Sechura La Arena El Porvenir Mina Alpamarca Cementos Piura Nueva Planta de Oxidos VOLCAN Ampliacion SIDERPERU Ollachea (Kuri Kullu) Salmueras Sudamericanas Azod (Zincore Metals) Ampliacion UNACEM- Condorcocha Dirección de Planificación de Transmisión Anexo C2 Pág. 12

14 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 ( ), con tendencia amortiguada en el segundo tercio del periodo predictivo ( ) y convergencia a una constancia en el tramo final ( ). 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 subcomponente 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 Dirección de Planificación de Transmisión Anexo C2 Pág

15 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, % % 238.4% 206.8% % 97.9% 115.4% % 77.3% 74.3% % 25.8% 36.0% % 21.4% 21.9% % 7.7% 9.0% % 9.5% 9.7% % 10.0% 9.3% % 4.2% 4.6% % 0.7% 1.6% % 0.6% 1.6% 90.0% 80.0% 70.0% 60.0% 50.0% 40.0% 30.0% 20.0% 10.0% Pesimista-GWh, % Base -GWh, % Optimista -GWh, % 0.0% Figura 2. Tasa de variación anual comparativa por escenarios de demanda en energía de NP y A Dirección de Planificación de Transmisión Anexo C2 Pág. 14

16 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- Optimista- Base-MW MW MW Pesimista-MW Base-MW 500 Optimista-MW Figura 3. Proyección comparativa por escenarios de demanda en energía de NP y A Dirección de Planificación de Transmisión Anexo C2 Pág. 15

17 Tabla 10. Comparación por escenarios- MW % Pesimista- Base -MW, Año MW, % % Optimista - MW, % % 68.5% 85.6% % 83.4% 98.3% % 82.4% 79.3% % 23.0% 34.8% % 21.4% 18.9% % 6.6% 7.8% % 9.3% 10.0% % 9.5% 8.8% % 4.5% 4.5% % 0.6% 1.4% % 0.2% 1.3% 90.0% 80.0% 70.0% 60.0% 50.0% 40.0% Pesimista-MW, % Base -MW, % Optimista -MW, % 30.0% 20.0% 10.0% 0.0% % 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 Dirección de Planificación de Transmisión Anexo C2 Pág. 16

18 Año Cargas Especiales Southern (SPCC) Ex-Centromin Cerro Verde-220kV (Socabaya) Antamina Yanacocha (Incluye Gold Mill) Shougang Hierro Perú (San Nicolás+Mina) Cerro Verde-138kV Tintaya BHP (Incluye planta de Oxidos) Callalli Refineria Cajamarquilla San Rafael (MINSUR) Cementos Yura Huarón Gold Fields - La Cima Antapacay Bayovar-Miski Mayo Aceros Arequipa Tabla 12. Proyecciones de Cargas Especiales para escenario Base- MW Año Cargas Especiales Southern (SPCC) Ex-Centromin Cerro Verde-220kV (Socabaya) Antamina Yanacocha (Incluye Gold Mill) Shougang Hierro Perú (San Nicolás+Mina) Cerro Verde-138kV Tintaya BHP (Incluye planta de Oxidos) Callalli Refineria Cajamarquilla San Rafael (MINSUR) Cementos Yura Huarón Gold Fields - La Cima Antapacay Bayovar-Miski Mayo Aceros Arequipa 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. Dirección de Planificación de Transmisión Anexo C2 Pág. 17

19 Tabla 13. Proyecciones de Cargas Incorporadas para escenario Base- GWh Año Cargas Incorporadas Yura - Cachimayo Pucallpa Talara Tumbes Joya, San Camilo y Siguas (Arequipa) Puerto Maldonado Bagua - Jaen - Cutervo Tarapoto- Moyobamba y Bellavista Iquitos Tabla 14. Proyecciones de Cargas Incorporadas para escenario Base- MW Año Cargas Incorporadas Yura - Cachimayo Pucallpa Talara Tumbes Joya, San Camilo y Siguas (Arequipa) Puerto Maldonado Bagua - Jaen - Cutervo Tarapoto- Moyobamba y Bellavista Iquitos 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 Cargas Especiales- GWh Cargas Incorporadas -GWh Nuevos Proyectos y Ampliaciones -GWh Figura 5. Comparación de las proyecciones de la demanda de Grandes Cargas, en energía, esc. Base Dirección de Planificación de Transmisión Anexo C2 Pág. 18

20 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 Dirección de Planificación de Transmisión Anexo C2 Pág. 19

21 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 Demanda Vegetativa -GWh Cargas Especiales- GWh Cargas Incorporadas -GWh Nuevos Proyectos y Ampliaciones -GWh Figura 7. Comparación evolutiva de las proyecciones por componentes- Energía Demanda Vegetativa -MW Cargas Especiales-MW Cargas Incorporadas -MW Nuevos Proyectos y Ampliaciones -MW Figura 8. Comparación evolutiva de las proyecciones por componentes- Potencia Dirección de Planificación de Transmisión Anexo C2 Pág. 20

22 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 Nuevos Proyectos y Ampliaciones -GWh Pérdidas Totales -GWh Cargas Incorporadas -GWh Cargas Especiales- GWh Demanda Vegetativa -GWh Figura 9. Evolución de las proyecciones de la Demanda Total y sus componentes- Energía Nuevos Proyectos y Ampliaciones -MW Pérdidas Totales - MW Cargas Incorporadas -MW Cargas Especiales-MW Demanda Vegetativa -MW 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 Dirección de Planificación de Transmisión Anexo C2 Pág. 21

23 Proyección Demanda, para el 2018-Escenario Base GWh 8% 24% 53% Demanda Vegetativa -GWh Cargas Especiales- GWh Cargas Incorporadas -GWh Nuevos Proyectos y Ampliaciones -GWh Pérdidas Totales -GWh 3% 12% Figura 11. Distribución de la Demanda para el Energía Proyección Potencia para el 2018-Escenario Base Nuevos Proyectos y Ampliaciones - MW, 2069 Pérdidas Totales - MW, 72 Cargas Incorporadas - MW, 304 Demanda Vegetativa - MW, 6083 Cargas Especiales-MW, 1063 Figura 12. Distribución de la Demanda para el 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 Dirección de Planificación de Transmisión Anexo C2 Pág. 22

24 % 18% 16% 14% 12% 10% 8% 6% 4% 2% Año Tabla 15. Proyección de la Demanda Total, comparación por escenarios Muy Pesimista- Total -GWh GWh-Total Muy Pesimista-Total -GWh Pesimista-Total -GWh Base-Total -GWh Optimista-Total -GWh Muy Optimista-Total -GWh % GWh-Total Pesimista- Total -GWh Base-Total - GWh Optimista- Total -GWh Figura 13. Proyección de la Demanda Total por escenarios- GWh Muy Pesimista-Total - % Pesimista-Total - % Base-Total - % Optimista-Total - % Muy Optimista-Total - % 0% Figura 14. Variación de la Demanda Total por escenarios- % Muy Optimista- Total -GWh Dirección de Planificación de Transmisión Anexo C2 Pág. 23

25 Año Tabla 16. Proyección de la Potencia Total, comparación por escenarios Muy Pesimista - MW Pesimista - MW Base - MW Optimista - MW Muy Optimista - MW MW-Total Muy Pesimista - MW Pesimista - MW Base - MW Optimista -MW Muy Optimista - MW % 18% 16% 14% 12% 10% 8% 6% 4% 2% Figura 15. Proyección de la Potencia Total por escenarios- GWh % MW-Total Muy Pesimista, Potencia - % Pesimista, Potencia - % Base, Potencia - % Optimista, Potencia - % Muy Optimista, Potencia - % 0% Figura 16. Variación anual de la Potencia Total por escenarios- % Dirección de Planificación de Transmisión Anexo C2 Pág. 24

26 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 ( ), con tendencia amortiguada en el segundo tercio ( ) y convergencia a una constancia en el tramo final ( ). 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 , precisamente por la influencia del componente de demanda Nuevos Proyectos. Dirección de Planificación de Transmisión Anexo C2 Pág. 25