PERFIL SENPLADES. Proyecto Ciclo Combinado Termogas Machala

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1 PERFIL SENPLADES Proyecto Ciclo Combinado Termogas Machala JULIO 2013

2 Contenido 1.1 Nombre del proyecto Unidad Ejecutora Cobertura y Localización Monto Plazo de ejecución Sector y Tipo de Proyecto DIAGNÓSTICO Y PROBLEMA Descripción de la situación actual del área de intervención del Proyecto Identificación, descripción y diagnóstico del problema Línea Base del Proyecto Análisis de Oferta y Demanda Beneficios del Proyecto OBJETIVOS DEL PROYECTO Objetivo General y Objetivos Específicos Indicadores de Resultados Matriz de Marco Lógico VIABILIDAD Y PLAN DE SOSTENIBILIDAD Viabilidad técnica Conexión al Sistema Nacional de Transmisión Tipo y propiedades típicas del combustible Sistema de agua cruda y tratamiento de agua Aire comprimido Limitación de emisiones al aire Emisiones de ruido COMPONENTES MECANICOS TUBERÍA Y COMPONENTES DE TUBERÍA SISTEMAS AUXILIARES CONSIDERACIONES ELECTRICAS Y DE CONTROL MAQUINAS ELECTRICAS SISTEMA ELECTRICO CONTROL E INSTRUMENTACION DE PROCESO CONSIDERACIONES CIVILES GENERAL DISEÑO DE ACERO

3 DISEÑO DE CONCRETO SISTEMA DE TRATAMIENTO Y SUMINISTRO DE AGUA CRUDA Viabilidad Financiera y/o Económica Metodologías utilizadas para el cálculo de la inversión total, costos de operación y mantenimiento, ingresos y beneficios Identificación, y valoración de la inversión total, costos de operación y mantenimiento, ingresos, y beneficios Flujos Financieros y/o Económicos Indicadores financieros y económicos (TIR,VAN y otros) Evaluación Económica Análisis de Sostenibilidad Análisis de Impacto Ambiental y de riesgos Sostenibilidad Social PRESUPUESTO ESTRATEGIA DE EJECUCIÓN Estructura Operativa Arreglos institucionales y modalidad de ejecución Cronograma Valorado por componentes y actividades ESTRATEGIA DE SEGUIMIENTO Y EVALUACIÓN Monitoreo de la Ejecución Evaluación de resultados e impactos Actualización de Línea Base

4 1. DATOS GENERALES DEL PROYECTO 1.1 Nombre del proyecto Proyecto Ciclo Combinado Termogas Machala, que comprende la Contratación de ingeniería de diseño y de detalle, construcción, suministro, instalación y puesta en servicio de un turbogenerador a gas, implementación del ciclo combinado en la central Termogas Machala e infraestructura eléctrica para evacuar la energía. CUP: Unidad Ejecutora El Ministerio de Electricidad y Energía Renovable a través de la Empresa Pública Estratégica CORPORACIÓN ELÉCTRICA DEL ECUADOR, CELEC EP, entidad de derecho público, con personalidad jurídica y patrimonio propio, dotada de autonomía presupuestaria, financiera, económica, administrativa y de gestión, a través de la Unidad de Negocio Termogas Machala. 1.3 Cobertura y Localización El proyecto de Ciclo Combinado se construirá en las instalaciones de la central de generación Termogas Machala, ubicada en el Sector Bajo Alto de la provincia de El Oro, cantón El Guabo, parroquia Tendales, con acceso desde la carretera nacional Guayaquil-Machala. Las coordenadas del sitio de ubicación del proyecto son: N: E: EL: En la Figura No. 1 se presenta un esquema de ubicación de la central Termogas Machala y en la Figura No. 2 se muestra una fotografía aérea en la que se indica el terreno sobre el cual se dispondrán las nuevas instalaciones necesarias para completar el ciclo combinado. La complementación del ciclo combinado significa la instalación de potencia eléctrica adicional a la existente para optimizar el aprovechamiento del gas del Campo Amistad. Esta potencia y energía eléctrica servirá para el abastecimiento de la demanda del Sistema Nacional Interconectado en su conjunto y en particular permitirá mejorar las condiciones operativas y de calidad de servicio del sistema eléctrico que abastece a la provincia de El Oro. 4

5 Figura No. 1. Ubicación geográfica Central Termogas Machala Figura No. 2. Foto aérea Central Térmica a Gas Termogas Machala sitio de ubicación instalaciones necesarias para cerrar ciclo combinado. (Fuente: Machala Power Cia. Ltda.) 1.4 Monto. El monto total estimado de inversión para la realización del proyecto es USD 261,212,800.oo (Doscientos Sesenta y un millones doscientos doce mil ochocientos 00/100), incluido IVA y gastos relativos a desarrollo territorial. 5

6 1.5 Plazo de ejecución. El proyecto tiene una duración de 30 meses 1.6 Sector y Tipo de Proyecto El proyecto de Implementación de Ciclo Combinado en Central Térmica a Gas Termogas Machala, de acuerdo a la clasificación del Sistema de Inversión Pública del Ecuador, corresponde al Sector 9 RECURSOS NATURALES Y ENERGÍA, tipo de inversión 9.3 Generación, transformación y distribución eléctrica y la institución responsable es el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable. El presente proyecto busca optimizar el uso de los recursos energéticos disponibles en el país, a través de la sustitución de generación costosa e ineficiente, por generación térmica económica y eficiente, con la finalidad de reducir los costos de producción en base al uso de combustibles de producción local. En este sentido, el proyecto se alinea con el siguiente objetivo y política del Plan Nacional para el Buen Vivir: Objetivo 5: Garantizar la soberanía y la paz, e impulsar la inserción estratégica en el mundo y la integración Latinoamericana Política 5.3: Propender a la reducción de la vulnerabilidad producida por la dependencia externa alimentaria y energética. 2. DIAGNÓSTICO Y PROBLEMA 2.1 Descripción de la situación actual del área de intervención del Proyecto A finales del año 2009, el sistema eléctrico ecuatoriano presentaba un requerimiento de capacidad adicional de generación del orden de 800 MW, para alcanzar niveles de reserva adecuados, que permitan garantizar el abastecimiento normal y autónomo de la demanda de energía que ha crecido a una tasa promedio del 5.5% durante la última década. Hasta entonces, el abastecimiento de la demanda de energía eléctrica del país se venía realizando en alto porcentaje con un parque generador térmico costoso, ineficiente e inseguro, complementado con la importación de energía desde Colombia, con repercusiones importantes sobre la autonomía energética del país. Esta situación, agravada por un severo estiaje en la vertiente oriental, provocó durante el periodo noviembre enero 2010 un déficit energético del orden de los MWh diarios, que obligó al racionamiento de electricidad de hasta 4 horas diarias, afectando a la sociedad en su conjunto. Ante esta situación, fue necesaria la incorporación inmediata de nuevos recursos de generación térmica, operada con diesel, que se concretó a través de la compra de 140 6

7 MW en 7 turbinas a gas TM2500 General Electric, y el arrendamiento temporal de 205 MW en motores de combustión interna con las empresas APR y Energy International. Paralelamente se inició el proceso de adquisición de unidades de generación térmica adicional operada con fuel oil. Como resultado de este proceso, 190 MW ingresaron en marzo de 2011 y 220 MW más estuvieron disponibles para principios del año Con estas incorporaciones, sumadas a la entrada en operación de la central Mazar (160 MW) hacia el segundo semestre del año 2010, el parque generador del país logró alcanzar niveles aceptables de reserva de energía, que aseguraron el abastecimiento ante la presencia del estiaje del año 2011 y para el A partir del 27 de mayo de 2011, la Central Termogas Machala pasó a ser operada por la Corporación Eléctrica del Ecuador CELEC EP, de conformidad con el convenio establecido entre la anterior operadora, Machala Power Company (MPC), y la CELEC EP. En la actualidad la Central Termogas Machala, con sus dos unidades GE tipo Frame modelo 6FA y luego de haber trasladado y puesto en servicio seis unidades GE aeroderivadas modelo TM2500, representa un significativo aporte energético para el país con sus 250 MW de generación instalada, que permiten aprovechar el principal yacimiento de gas natural del país, con las consecuentes ventajas técnicas, económicas y ambientales. En este contexto se plantea la posibilidad de potenciar el uso del gas natural del golfo de manera coordinada con EP PETROECUADOR, actual operador del Campo Amistad. Técnicamente, la optimización del uso del recurso es posible mediante la complementación de un ciclo combinado que permite alcanzar los más altos niveles de eficiencia. Por otra parte, la incorporación de este importante proyecto permite consolidar los niveles de reserva energética del sector eléctrico a partir del estiaje octubre 2013 marzo 2014, previo al ingreso de los proyectos hidroeléctricos emblemáticos actualmente en construcción. 2.2 Identificación, descripción y diagnóstico del problema El crecimiento de la oferta energética hasta el 2007 ha sido muy modesto, resultado de la escasa inversión pública y por ello, como una solución definitiva al problema de abastecimiento eléctrico, el Gobierno viene impulsando la ejecución de nuevos proyectos hidroeléctricos. El parque generador que alimenta a un sistema de potencia debe balancear adecuadamente su composición entre generación térmica e hidráulica con la finalidad de darle confiabilidad al servicio eléctrico que brinda. Por esta razón es menester garantizar la disponibilidad de suficiente potencia térmica instalada procurando los menores costos operativos posibles. Este objetivo se logra a partir de la maximización del uso de combustibles de producción local, principio de planificación que en las últimas décadas no ha sido aplicado adecuadamente. La política del Gobierno Nacional en relación a la producción de electricidad incluye la sustitución del diesel importado por el gas extraído del Campo Amistad, de tal forma de cambiar la matriz energética y disminuir los precios de producción de energía eléctrica para el país. En este sentido, la Corporación Eléctrica del Ecuador CELEC EP busca desarrollar proyectos que permitan maximizar y optimizar la utilización del 7

8 GWh gas natural proveniente del Campo Amistad, mediante el incremento de la potencia instalada en la Central Térmica a Gas Machala. La concepción original de la planta consideraba la implementación del proyecto en tres etapas cuya finalización significaba la disponibilidad de tres turbinas a gas y una turbina a vapor, configurando un ciclo combinado que optimiza el uso del gas natural del Campo Amistad. El incumplimiento del cronograma de implementación del proyecto, establecido en el contrato de concesión otorgado en su momento a Machala Power Company, limitó el aprovechamiento de un importante recurso energético disponible en el país con el consecuente perjuicio económico derivado. En este contexto, y dadas las necesidades energéticas del país, resulta prioritario optimizar el uso de los recursos disponibles con la finalidad de disminuir los costos operativos del SNI, mejorando las condiciones de vida de la población en su conjunto. 2.3 Línea Base del Proyecto La central Machala Power, con capacidad de 132 MW, inició su operación en el año 2002 para abastecer de generación eléctrica al sistema nacional interconectado. La producción de energía de Machala Power desde agosto 2002 hasta noviembre 2010 totalizó GWh, según se presenta en la siguiente figura. ENERGIA NETA PRODUCIDA POR MACHALA POWER (GWh) 1, ENERGIA NETA Figura No. 3. Histograma producción de energía Central Machala Power En la actualidad la Central Térmica a Gas Machala es operada por CELEC EP, manteniéndose una alta disponibilidad y una operación prácticamente continua, interrumpida únicamente durante los periodos de mantenimiento. La instalación de dos unidades de generación adicionales, una turbina de gas tipo Frame, similar a las instaladas actualmente y una turbina de vapor de alrededor de 110 MW, permitirán configurar un ciclo combinado con una capacidad total aproximada de 320 MW que aprovechará de manera eficiente el gas del Campo Amistad, representando diversas ventajas entre las que se pueden mencionar: 8

9 Disminución de los costos operativos del SNI.- La incorporación de unidades de generación que utilicen gas natural del Golfo de Guayaquil significa disminuir en gran medida el consumo de combustibles líquidos como diesel y fuel oil para generación de electricidad en el país. La disminución en el consumo de diesel significa adicionalmente el beneficio de disminuir el subsidio que actualmente existe para este combustible importado; en el mismo sentido, una disminución en el consumo de fuel oil permite aprovechar los costos de oportunidad relacionados con la posibilidad de exportar este combustible a precios internacionales en lugar de quemarlos para generar energía a nivel local. Soporte energético de base para el SNI.- La significativa disminución de los costos de operación que se logrará con la complementación del ciclo combinado, trae como resultado un cambio en el despacho de carga del sistema nacional interconectado, que pasa a disponer de 300 MW de potencia en unidades de base, es decir, en unidades que operarán constantemente con el consecuente beneficio económico relacionado a la optimización del uso de la matriz energética del sector eléctrico. Disminución de niveles de contaminación.- La combustión más limpia del gas permite disminuir ostensiblemente los niveles de emanaciones nocivas al ambiente (principalmente CO2) del parque generador que alimenta al SNI. En tal sentido, el proyecto representa una mejora significativa en la remediación socio-ambiental de todos aquellos sitios en donde se ubican centrales de generación que utilizan combustibles fósiles líquidos que serán desplazadas en su despacho. El efecto del Proyecto de Complementación del Ciclo Combinado en la Central Térmica a Gas Machala puede ser considerado a nivel nacional, regional y local. El proyecto tiene un efecto a nivel nacional, puesto que el Sistema Nacional Interconectado abarca todo el territorio continental ecuatoriano y los beneficios de una mayor disponibilidad de potencia con costos económicos de operación, puesta al servicio del SNI, alcanza a toda la población (hombres y mujeres de toda edad y de todas las etnias). La puesta en operación del proyecto incrementa la oferta de energía económica al Sistema Nacional Interconectado, resultando en una reducción del costo de generación nacional. A nivel regional y local, por su parte, el efecto positivo del proyecto es aún mayor, ya que la producción media que alcanzará la Central Térmica a Gas Machala implicará la satisfacción del 100 % de la demanda servida por la Empresa Eléctrica CNEL El Oro ante indisponibilidades o restricciones del sistema de transmisión. La capacidad total de generación de la zona mejorará las condiciones de servicio eléctrico y permitirá que 9

10 el excedente sea entregado al Sistema Nacional Interconectado, potenciando la exportación de energía eléctrica hacia el norte del Perú. 2.4 Análisis de Oferta y Demanda El suministro de energía eléctrica no es susceptible de almacenamiento, lo que configura un escenario en el cual la energía producida debe ser en todo momento igual a la demanda. En este sentido, la capacidad instalada del parque generador debe ser superior a la demanda, para garantizar los márgenes de reserva adecuados, derivados de la operación y de la aleatoriedad en la disponibilidad de los recursos energéticos primarios. Demanda Población de referencia Según el censo 2010 de población y vivienda efectuado por el Instituto Ecuatoriano de Estadísticas y Censos, INEC, existen viviendas totales, registrando habitantes. Población demandante potencial Según el censo 2010 de población y vivienda efectuado por el Instituto Ecuatoriano de Estadísticas y Censos, INEC, existen viviendas totales, registrando habitantes, siendo que al momento del censo, el 93,35% de viviendas contaban con electricidad. Sobre la base de las estadísticas del CONELEC el índice de cobertura para el año 2011 es del 93,1%, existen 3` abonados y puede inferirse que 12` habitantes cuentan con el servicio eléctrico; la demanda proyectada para el año 2014 es de GWh. Población demandante efectiva Este proyecto beneficiará a toda la población del país, debido a que la energía producida formará parte del Sistema Nacional Interconectado. En el Ecuador existen diferentes usos para la energía eléctrica, entre la demanda potencial y efectiva se pueden mencionar las viviendas, industrias, hospitales y 11 centros de salud, hoteles y supermercados y toda actividad diaria donde se utilice este recurso. La evolución del mercado eléctrico ecuatoriano, en lo que a demanda de energía y potencia se refiere, ha mantenido una situación de crecimiento sostenido durante los últimos años. En la Figura No. 3 se presenta la evolución que ha tenido la demanda máxima de potencia medida a nivel de barras de generación. 10

11 Figura No. 3: Evolución de la demanda máxima de potencia en bornes de generación periodo Población futura Fuente: Estadísticas del Sector Eléctrico año CONELEC Debido al crecimiento poblacional e industrial, los requerimientos de la demanda aumentan cada año, considerándose necesaria la puesta en operación de centrales de generación eléctrica, por lo que la construcción del proyecto, aportará a la cobertura de las necesidades de demanda de la población existente en el año 2020, que se estima llegará a ser de ,313 habitantes. Oferta La evolución de la demanda de energía y potencia del sistema eléctrico ecuatoriano ha mantenido un crecimiento sostenido durante la última década, registrándose una tasa de crecimiento promedio anual en energía para el período de 5,13%. La tasa de crecimiento de la demanda es influenciada por el crecimiento de la población (1.1% promedio de los últimos 5 años), el incremento del producto interno bruto - PIB y el incremento del ingreso per cápita de la ciudadanía. En las figuras No. 6 y 7 se presentan la evolución, tanto histórica como proyectada, del consumo de energía y potencia eléctrica del sistema nacional interconectado, con las respectivas tasas de crecimiento, según la hipótesis 3 del Capítulo 4 del Plan Maestro de Electrificación

12 PREVISIÓN DE LA DEMANDA ANUAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN BORNES DE GENERACIÓN DEL SNI - HIPÓTESIS 3 DEMANDA DE ENERGÍA (GWh) TASAS DE CRECIMIENTO (%) AÑO CRECIMIENTO CRECIMIENTO Histó- Histórico Menor Medio Mayor Menor Medio Mayor rico Crec % Crec % 5.2% 5.9% Crec % 4.9% 5.6% Proyección de la Demanda de Energía en Bornes de Generación Crec. Histórico Crec. Mayor Crec. Medio Crec. Menor Figura No. 4. Evolución del consumo de energía eléctrica en el SNI 12

13 PREVISIÓN DE LA DEMANDA MÁXIMA ANUAL DE POTENCIA EN BORNES DE GENERACIÓN DEL SNI - HIPÓTESIS 3 DEMANDA DE POTENCIA (MW) TASAS DE CRECIMIENTO (%) AÑO ESCENARIOS ESCENARIOS Histórico Menor Medio Mayor Menor Medio Mayor Histórico Crec % Crec % 4.9% 5.6% Crec % 4.7% 5.4% MW Proyección de la Demanda Máxima de Potencia en Bornes de Generación del SNI AÑOS Crec. Histórico Crec. Mayor Crec. Medio Crec. Menor Figura No. 5. Evolución del nivel máximo nivel de potencia eléctrica en el SIN La demanda proyectada, tanto en potencia como en energía, corresponde a la proyección para el Plan de Expansión de Generación realizado por el CONELEC, tomando como referencia la hipótesis de crecimiento 3, que incorpora, 13

14 adicionalmente a la proyección tendencial, las cargas especiales de tipo industrial y la sustitución progresiva del GLP por electricidad, para la cocción y calentamiento de agua. El balance de energía en el Sistema Nacional Interconectado para un escenario hidrológico medio, se presenta la Figura No. 8, en dicha figura se aprecia que no se presentan señales de déficit en todo el horizonte de análisis. Este balance establece que la demanda de electricidad será abastecida entre los años 2012 al 2014, con un aporte importante del componente termoeléctrico. En el año 2015 se prevé un cambio en la composición del parque generador que abastecerá la demanda, debido al ingreso de los principales proyectos hidroeléctricos tales como Sopladora y el proyecto hidroeléctrico Coca Codo Sinclair. Figura No. 6. Balance de energía en Hidrología Media (Fuente PME CONELEC) Del PEG se desprende que la implementación del ciclo combinado en la Central a Gas Machala cumple un rol fundamental para garantizar el abastecimiento de energía al sector eléctrico ecuatoriano; en tal sentido su construcción es imprescindible a la vez de beneficiosa. El proyecto de implementación de Ciclo Combinado en la Central Termogas Machala permite incrementar la firmeza energética del sistema eléctrico ecuatoriano para enfrentar el estiaje , previos al inicio de la operación de los grandes proyectos hidroeléctricos actualmente en construcción. Considerando la proyección del crecimiento de la demanda de energía eléctrica según la hipótesis 3 del Capítulo 4 del Plan Maestro de Electrificación y las políticas y lineamientos definidos por el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable (MEER), se definió por parte del CONELEC el Plan de Expansión de Generación (PEG ), cuyo programa de obras se presenta en orden cronológico 14

15 en las Figuras No. 4 (Período ) y 5 (Período ). Las características de los proyectos seleccionados se incluyen en la Tabla No. 1. Figura No. 7. Plan de Expansión de Generación (Fuente PME CONELEC) Figura No. 8. Plan de Expansión de Generación (Fuente PME CONELEC) En los gráficos anteriores se observa la necesidad de instalar, en el período comprendido entre los años 2012 hasta 2014, una potencia de 607 MW en generación térmica que utilice como combustibles residuo de petróleo y gas natural; esto permitirá 15

16 abastecer la demanda principalmente en los meses de estiaje, en tanto se produce el ingreso de los proyectos hidroeléctricos de mayor escala, factible a partir del primer trimestre del año Operación completa desde 1 de Proyecto / Central Empresa / Institución Estado Público o Privado Potencia [MW] Energía media [GWh/año] Jan-12 Trasvase Baba a Marcel Laniado Hidrolitoral EP En construcción Público Hidroeléctrico * Jan-12 Buenos Aires Empresa Eléctrica Norte S.A. En construcción Público Hidroeléctrico Feb-12 Ocaña Elecaustro S.A. En construcción Público Hidroeléctrico Mar-12 Nueva Generación Térmica Residuo CELEC - EP Etapa 2: Jivino (45 MW) En construcción Público Termoeléctrico Apr-12 Nueva Generación Térmica Residuo CELEC - EP Etapa 2: Santa Elena III (42 MW) En construcción Público Termoeléctrico Jun-12 Nueva Generación Térmica Residuo CELEC - EP Etapa 2: Jaramijó (149 MW) En construcción Público Termoeléctrico Jun-12 Baba (U1 y U2) Hidrolitoral EP En construcción Público Hidroeléctrico Aug-12 Villonaco CELEC EP - Gensur En construcción Público Eólico Oct-12 Generación Térmica Cuba I (Quinindé 20, Jama 20 y Zaruma 20 MW) CELEC - EP En trámite suscripción contrato de construcción Público Termoeléctrico Dec-12 Isimanchi EERSSA En construcción Público Hidroeléctrico Mar-13 Generación Térmica Cuba II En trámite suscripción CELEC - EP Guangopolo (50 MW) contrato de construcción Público Termoeléctrico Sep-13 Machala Gas 3a unidad CELEC EP - Termogas El Oro Búsqueda de financiamiento Público Termoeléctrico Sep-13 Machala Gas Ciclo Combinado CELEC EP - Termogas El Oro En proceso Público Termoeléctrico Oct-13 Chorrillos Hidrozamora EP En construcción Público Hidroeléctrico Dec-13 Victoria EEQSA En construcción Público Hidroeléctrico Jan-14 San José de Minas San José de Minas S.A. En construcción Privado Hidroeléctrico Jan-14 San José del Tambo Hidrotambo S.A. En construcción Privado Hidroeléctrico Jan-14 Topo Pemaf Cía. Ltda. En construcción Privado Hidroeléctrico Jan-14 Mazar-Dudas Hidroazogues S.A. Iniciaría construcción en 2012 Público Hidroeléctrico Oct-14 Esmeraldas II CELEC EP - Termoesmeraldas Búsqueda de financiamiento Público Termoeléctrico Feb-15 Toachi - Pilatón Hidrotoapi EP En construcción Público Hidroeléctrico ,100.0 Apr-15 Paute - Sopladora CELEC EP - Hidropaute En construcción Público Hidroeléctrico ,770.0 May-15 Manduriacu CELEC EP Enernorte Iniciaría construcción en 2012 Público Hidroeléctrico Jul-15 Coca Codo Sinclair (U1 U2 y U3) CocaSinclair EP En construcción Público Hidroeléctrico 1, ,991.0 Nov-15 Delsi Tanisagua CELEC EP - Gensur Iniciaría construcción en 2012 Público Hidroeléctrico Dec-15 Quijos CELEC EP Enernorte Iniciaría construcción en 2012 Público Hidroeléctrico Jan-16 Minas - San Francisco CELEC EP Enerjubones Iniciaría construcción en 2012 Público Hidroeléctrico ,321.4 Jan-17 Eólico I CELEC EP - Renovables En estudios Público Eólico Jul-17 Eólico II CELEC EP - Renovables En estudios Público Eólico Jan-19 Geotérmico I CELEC EP - Renovables En estudios Público Geotérmico TOTAL 3,571 21,579 Tabla No. 1. Plan de Expansión de Generación (Fuente PME CONELEC) En términos globales, para cumplir con los criterios de seguridad, el PME propone la instalación de: 607 MW de generación térmica que utilice como combustible fuel oil y gas natural y 2885 MW en centrales de generación hidroeléctrica, ubicadas en las dos vertientes hidrográficas: Pacífico y Amazonas. En lo referente a energías renovables no convencionales, se prevé el ingreso de tres centrales eólicas de 15 MW cada una, en la parte continental del país, siendo la primera Villonaco en el año 2012 y dos adicionales en el 2017; así como un proyecto geotérmico de 30 MW para el La Tabla No. 2 presenta en etapas anuales los requerimientos de capacidad instalada por tipo de tecnología. Tipo 16

17 Año Hidroeléctrica Térmica Eólica Geotérmica MW MW MW MW Total Tabla No. 2 Plan de Expansión de Generación por Tecnología (Fuente PME CONELEC) Estimación del Déficit o Demanda Insatisfecha (oferta-demanda). Si bien según las estadísticas del CONELEC el índice de cobertura al 2011 es de 93,1%, la incorporación de esta nueva central no permite incrementar este índice, la cobertura del servicio eléctrico depende de la infraestructura de distribución. Dentro del sistema eléctrico ecuatoriano no existe déficit de generación, el abastecimiento de la demanda es cubierto por la energía producida con un margen de reserva aceptable 5%. La generación que se incorpora, tiene el efecto de reducir los costos de producción del sistema debido a que desplaza energía más costosa. Sobre la base de la proyección de la demanda, el requerimiento de nueva generación para el período de análisis , se muestra en la Tabla No. 3, con los equivalentes en potencia media. Tabla No.3. Requerimiento Nueva Generación Fuente: Plan Maestro de Electrificación (CONELEC) Si se mantiene la tendencia de variación de la demanda en el escenario medio determinado por CONELEC, se confirma la necesidad de contar con nueva capacidad 17

18 de generación que se ubica en promedio en el orden de 220 MW adicionales por año, considerando un factor de utilización de la capacidad instalada de 70%, para de esta manera garantizar el abastecimiento a la demanda aún en condiciones hidrológicas severas, para la hipótesis de mayores requerimientos. Sin embargo, si la demanda se desliza al escenario mayor, por efectos de la reactivación económica del país y la implementación de los programas de intervención de la demanda y cargas especiales, los requerimientos de generación para el período se incrementarían a 290 MW equivalentes adicionales por año. Si a esto se suma la necesidad de contar con generación adicional debida al incremento de la demanda por cargas especiales, cocinas y duchas eléctricas, y para el reemplazo de la generación térmica ineficiente que está por cumplir su período de vida útil, las necesidades de nueva capacidad de generación se ubican en un promedio anual de al menos 320 MW para el escenario de crecimiento medio y 370 MW para el escenario de crecimiento mayor. Si a lo anterior se suma el incremento de la demanda por gran industria, los valores se ubican en 345 y 400 MW equivalentes adicionales por año, respectivamente. Esto significa que para el período de análisis , considerando únicamente los requerimientos de potencia, el valor total de nueva capacidad en generación puede alcanzar hasta los 4820 MW para la hipótesis y escenarios más extremos. Si el análisis se extiende a un período más amplio que alcance hasta los 20 años, se determina la necesidad de prever la entrada de nuevos proyectos de generación, con posterioridad al ingreso en operación de los bloques de generación hidroeléctrica y geotérmica. El ingreso de los grandes proyectos hidroeléctricos a partir del año 2015, marca un hito trascendental en el abastecimiento de energía eléctrica al país, ya que no solo se asegura la continuidad de servicio, sino también se prevé una reducción en los costos de la energía, lo que beneficiará a toda la población ecuatoriana, al tener precios mas accesibles de energía al usuario final. 2.5 Identificación y Caracterización de la población objetivo El Sistema Nacional Interconectado debe ser visto como un todo y por ende los beneficios de una mayor disponibilidad de potencia con costos económicos de operación, puesta al servicio del SNI, alcanza a toda la población ecuatoriana (hombres y mujeres de toda edad y de todas las etnias). Dentro del ámbito de la planificación de los sistemas eléctricos, la proyección de la demanda eléctrica se la realiza en función de magnitudes físicas eléctricas como son potencia y energía. La potencia eléctrica se cuantifica en mega wattios (MW) y la energía en mega wattios hora (MWh) o giga wattios hora (GWh). Evidentemente, esta cuantificación de potencia y energía corresponde al consumo de electricidad de la 18

19 población ecuatoriana, la misma que se divide en sectores de consumo ya sea industrial, residencial, comercial, hospitales, y toda actividad diaria donde se utilice este recurso. En la actualidad el país cuenta con una población de habitantes que debido a sus diferentes actividades requieren una demanda de potencia de MW; sobre la base de las estadísticas del CONELEC el índice de cobertura para el año 2009 es del 90,21%, existen 3` abonados y puede inferirse que 12` habitantes cuentan con el servicio eléctrico. Adicionalmente, según el Plan Maestro de Electrificación , se presenta la expectativa de cobertura del servicio eléctrico a futuro, en la que se puede observar que para finales del año 2013 se tendría una cobertura del 97%, y para finales del año 2017 se llegaría al 99.7% de cobertura, lo que significa que se alcanzaría con el servicio de electricidad a prácticamente toda la población ecuatoriana, tal como se puede observar en la siguiente tabla. En el gráfico que se presenta a continuación, se puede observar que la población ecuatoriana por provincias evidencia una amplia concentración en las provincias de Guayas, Pichincha y Manabí; y en general, se puede establecer que existe una simetría en la proporción de hombres y mujeres en todas las provincias del Ecuador. POBLACIÓN ECUATORIANA POR SEXO Y PROVINCIA MAS FEM HOMBRES NOD GAL ORE SCB ZCH PST NAP MST MNB LRO GYS ESM EOR TGH PCH LOJ IMB CHB CTX CRC CÑR BLV AZY MUJERES Millares 0 Figura No. 9. Distribución de población en el Ecuador Fuente: INEC _ Proyecciones 2010 de Población 1 Fuente: 19

20 Esta población se caracteriza porque el 47,02% de los habitantes tiene edades que oscilan entre 5 y 29 años, siendo el grupo más representativo la población cuyas edades van de 10 a 14 años; es decir que es la población de niños y jóvenes la que predomina. Área de Intervención Directa del Proyecto El área de intervención directa del proyecto corresponde a la Parroquia Tendales cuya población asciende a habitantes, ubicados en su totalidad en zona rural. Según el censo poblacional del año 2010, esta parroquia tiene un total de 1339 viviendas de las cuales 1188 cuentan con servicio eléctrico procedente de la empresa Regional CNEL El Oro, 26 se autoabastecen mediante plantas eléctricas y otras fuentes; y, 125 no cuentan con el servicio de energía eléctrica. El 95.5% de la población de la Parroquia Tendales ha sido calificada dentro del grupo poblacional cuyas necesidades básicas se encuentran insatisfechas, y se ha establecido adicionalmente un porcentaje de ocupación en labores lucrativas del 55.7% de la población en capacidad de trabajar. Las principales actividades económicas de la población de esta parroquia se encuentran vinculadas a la pesca, agricultura y comercio. Beneficios del Proyecto El desarrollo de este proyecto permitirá diversificar la matriz energética del sector eléctrico ecuatoriano, optimizando el uso de recursos primarios de producción local como es el caso del gas natural del Golfo de Guayaquil. El uso de este recurso natural, disponible en el país, permite mejorar la disponibilidad de generación térmica barata, eficiente y menos contaminante, reduciendo el riesgo de déficit energético y bajando el costo de generación. Este proyecto además incrementará el aporte energético al sistema interconectado de la Central Termogas Machala I en un promedio de GWh por año, al incrementarse la potencia instalada de 132 MW a 320 MW en ciclo combinado. La combustión más limpia del gas permite disminuir ostensiblemente los niveles de emanaciones nocivas al ambiente (principalmente CO2). 3. OBJETIVOS DEL PROYECTO 3.1 Objetivo General y Objetivos Específicos Objetivo General o Propósito: Proyecto de Ciclo Combinado. Contratación de ingeniería de diseño y de detalle, construcción, suministro, instalación y puesta en servicio de un turbogenerador a gas, implementación del ciclo combinado en la central Termogas Machala e infraestructura eléctrica para evacuar la energía 20

21 Objetivos Específicos o Componentes: INSTALAR Y PONER EN FUNCIONAMIENTO UNA TURBINA A GAS DE 77 MW. INSTALAR Y PONER EN FUNCIONAMIENTO UNA TURBINA A VAPOR, TRES RECUPERADORES DE CALOR, EL SISTEMA DE AGUA DE ENFRIAMIENTO. INSTALAR UNA NUEVA LINEA DE TRANSMISIÓN Y EXPANDIR LA SUBESTACIÓN SAN IDELFONSO Y BAJO ALTO PARA INTERCONEXION CON EL SNI Indicadores de Resultados - Reducción en el costo operativo de la Central Termogas Machala de USD $ 35 por MW a USD $ 22 por megavatio al finalizar el proyecto. - Central Térmica a Gas Machala I aportando 320 MW al SNI en 900 días. 3.3 Matriz de Marco Lógico Resumen Narrativo de Objetivos Fin: Garantizar el abastecimiento confiable de energía eléctrica a la población ecuatoriana, logrando la autonomía energética y reducción del costo medio de generación Indicadores Verificables Objetivamente En 30 meses se incrementará en 187 MW Centrales de generación operando. Evitar la Importación de energía de Colombia y Perú. Disminuir el costo medio de generación Medios de Verificación Estadísticas de operación CENACE, CONELEC y CELEC EP Estudio tarifario CONELEC Supuestos Impulso y promoción gubernamental a la concreción del proyecto. Disponer de los recursos necesarios para la operación y el mantenimiento de las centrales Propósito: Contratación de ingeniería de diseño y de detalle, construcción, suministro, instalación y puesta en servicio de un turbogenerador a gas, implementación del ciclo combinado en la central Termogas Machala e infraestructura eléctrica para evacuar la energía Componentes: INSTALAR Y PONER EN FUNCIONAMIENTO Central Térmica a Gas Machala aportando 320 MW al SNI en ciclo combinado en un tiempo de 30 meses. En 30 meses a partir de la firma del contrato Estadísticas operativas de las diferentes instituciones del Sector Eléctrico y publicaciones del CENACE, CELEC EP y CONELEC.. Informe de Producción energética en base a Disponer de los recursos necesarios para el desarrollo del proyecto. Disponibilidad en calidad y cantidad de gas en el sector de Bajo Alto. Disponibilidad y entrega oportuna de recursos 21

22 UNA TURBINA A GAS DE 77 MW. INSTALAR Y PONER EN FUNCIONAMIENTO UNA TURBINA A VAPOR, TRES RECUPERADORES DE CALOR, EL SISTEMA DE AGUA DE ENFRIAMIENTO. (BALANCE DE PLANTA) correspondiente, contar con una disponibilidad de 300 MW en ciclo combinado operando en Bajo Alto y aportando al SNI. gas natural en el parque generador ecuatoriano. económicos. INSTALAR UNA NUEVA LINEA DE TRANSMISIÓN Y EXPANDIR LA SUBESTACIÓN SAN IDELFONSO Y BAJO ALTO PARA INTERCONEXION CON EL SNI Actividades: Componente: 1. Turbina de gas de 77 MW, turbina a vapor, tres recuperadores de calor, sistema de agua de enfriamiento, línea de transmisión y subestación San Idelfonso y bajo alto para interconexión en el SNI 1.1 Equipamiento y obras en Termogas Machala 1.2 Subestación San Idelfonso 230 kv 1.3 Subestación San Idelfonso 138 kv 1.4 Ampliación de subestación Bajo Alto 230 kv 1.5 Ampliación de subestación Bajo Alto 138 kv 1.6 Línea de transmisión a 230 kv de 14km 2. Remediación ambiental 3. Fiscalización 4. Administración del Proyecto 5. Desarrollo Territorial 5.1 Gestión de la educación publica 5.7 Gestión de la salud publica 5.8 Gestión de servicios básicos e infraestructura 5.9 Desarrollo productivo 5.10 Gestión de la seguridad 5.11 Conectividad Vial 6. IVA PRESUPUESTO USD ,00 usd ,00 usd ,00 usd ,00 usd ,00 usd ,00 usd Informes de Fiscalización y supervisión de la ejecución física del proyecto. Autorizaciones oportunas de instituciones de control (Conelec, Ministerio del Ambiente, etc.). 22

23 Total: ,00 USD 4. VIABILIDAD Y PLAN DE SOSTENIBILIDAD 4.1 Viabilidad técnica Descripción de la Planta Ubicación La Central Termogas Machala se encuentra en Bajo Alto, al norte de Machala, aproximadamente a 2.4 km de la costa. El Sector Bajo Alto conforma un área mayoritariamente rural situada en la zona costera de la provincia de El Oro, al norte de la población de Machala, capital de la provincia que concentra las actividades comerciales de El Oro. Esta zona tiene características eminentemente rurales, donde la actividad económica está basada principalmente en la agricultura, con predominio del cultivo de banano. Central de Generación La Central Termogas Machala tiene una capacidad instalada nominal de 250 MW, repartido en dos grupos de unidades, 130 MW en dos unidades a Gas 6FA, que iniciaron sus operaciones a finales del año 2002, y 120 MW en 6 unidades TM2500 a Gas, que iniciaron sus operaciones a principios del año 2012, todas de marca General Electric. Los turbogeneradores utilizan gas natural proporcionado por el Campo Amistad localizado a aproximadamente 68 km mar adentro, en el golfo de Guayaquil. El gas se conduce hasta la planta mediante un gaseoducto submarino con su último tramo sobre superficie hasta la estación de recibo de gas. Las dos unidades a Gas 6FA, sumado al aporte de las 6 unidades TM2500, aportan al sistema una energía anual aproximada de 1780 GWh; se estima que el ingreso de la séptima unidad TM2500 aporte al sistema eléctrico ecuatoriano una energía anual de 163 GWh. El gas se recibe limpio y seco y a presión suficiente para satisfacer los requerimientos sin necesidad de comprimirlo, por lo que no existe una unidad compresora. La energía eléctrica se entrega a través de una línea de transmisión de 138 kv, de aproximadamente 14 km, que conecta la central con la subestación de conexión San Ildefonso que forma parte del sistema nacional interconectado. El alcance es planeado en un PROYECTO de dos FASES. Los detalles de cada FASE son incluidos a continuación. Cabe mencionar, que las FASES serán ejecutadas en paralelo de manera independiente. 23

24 FASE I de este PROYECTO considera la adquisición, instalación, y puesta en marcha de una turbina a gas con generador eléctrico. El equipo será nuevo, de reciente fabricación, en condición de cero horas de operación. La potencia generada por esta unidad será transmitida a través de una red de transmisión de 230 kv. El suministro incluirá todo el equipo eléctrico requerido para el funcionamiento del Turbogenerador hasta la conexión en el lado de alta (230 kv) del transformador. La cantidad de gas natural requerida para la tercera unidad de gas a instalarse, ha sido garantizada por parte de EP PETROECUADOR. Esta FASE incluye todo el equipo auxiliar requerido para la operación del turbogenerador, incluyendo entre otros a: sistema de entrada de aire, sistema eléctrico del paquete, sistema de lubricación, sistema de gas combustible, sistema de arranque, sistema de control de la unidad (que deberá comunicarse con los sistemas existentes y con la versión final a usarse en el ciclo combinado), sistema de salida de gases de escape, sistema de supresión de fuego. Adicionalmente, se incluirán todos los servicios de ingeniería y soporte en campo requeridos para la instalación incluyendo obras civiles, comisionamiento, soporte durante el arranque y pruebas de aceptación en sitio. Se ha considerado importante dejar la chimenea de escape para ser utilizada como chimenea del tipo Bypass para el ciclo combinado. FASE II de este PROYECTO considera la conversión de tres (3) turbinas de gas a operar en modo de Ciclo Combinado. Tal conversión incluirá el suministro de todo el equipo y el soporte requerido para la instalación, obras civiles, puesta en marcha y pruebas de aceptación en sitio. El PROYECTO considera la conversión a Ciclo Combinado en la modalidad Un ejemplo de configuración factible es mostrado en la Figura 4. La configuración final deberá incluir tres (3) turbinas de gas, tres (3) HRSG y una (1) turbina de vapor. La eficiencia y potencia de salida neta de la planta será como mínimo 53% y 308,000 kw, respectivamente. La planta será diseñada para una disponibilidad esperada del 86-93% y una confiabilidad del 95-98% en un periodo de 30 años. El modo de operación de la planta será carga base. El proyecto incluye una turbina de vapor será para uso interior, con un edificio para la turbina de vapor con el Generador. La potencia generada por la turbina a vapor será de igual manera llevada a una línea de transmisión de 230 kv. Todo el equipo eléctrico necesario incluyendo transformadores están incluidos en el proyecto, para llevar la generación de 13.8 kv a 230 kv. No se requieren quemadores adicionales para los HRSGs. El proyecto considera la flexibilidad para que las turbinas de gas operen en modo simple o abierto. Por lo cual, chimeneas del tipo Bypass, con las compuertas respectivas, serán instaladas para la operación en ciclo simple. Todo el equipo auxiliar y de aislamiento requerido, para los sistema de condensado, agua de alimentación y de vapor serán instalados para permitir mantenimientos individuales. 24

25 Figura No. 8. Esquema del proyecto de Ciclo Combinado Conexión al Sistema Nacional de Transmisión. En atención a que el Plan de Expansión del Sistema Nacional de Transmisión considera un sistema de transmisión Milagro San Idelfonso Machala a 230 kv, es necesario cambiar el nivel de voltaje del sistema de transformación y transmisión de tal forma de que permita evacuar parte de la energía de la Central Machala en ese voltaje. Considerando que en la actualidad, los transformadores elevadores de las unidades existentes que se ubican en la subestación de salida, en un patio de maniobras que tiene configuración de barra simple a la que se conecta la línea de transmisión Termogas Machala San Idelfonso, se encuentran energizados y operando a 138 kv, sin embargo todos los equipos eléctricos existentes están dimensionados para 230 kv. Este proyecto contempla el cambio de los transformadores existentes a 138 kv por dos transformadores nuevos que operarán a 230 kv y los transformadores de elevación de las unidades de generación nuevas (tercera turbina a gas y turbina a vapor) también a 230 kv. Con la incorporación de las 2 unidades que cierran el ciclo combinado en la Central Machala, por la mayor cantidad de energía a evacuar deberá construirse un segundo circuito de la línea de transmisión Termogas Machala - San Idelfonso de 14 km de longitud aproximadamente y la necesidad de construir un patio de 230 kv en la subestación San Idelfonso. 25

26 Descripción de la Ingeniería del Proyecto El desarrollo de la Ingeniero del Proyecto contempla los siguientes factores: Ubicación de la planta La planta de generación Termogas Machala está ubicada en el Kilómetro 1.5 Vía a Bajo Alto, Parroquia Tendales, Cantón El Guabo, Provincia del Oro, Ecuador. Coordenadas geográficas de la planta son mostradas a continuación: S, W a 4 metros sobre el nivel del mar. Apéndice A incluye un mapa mostrando la ubicación de la planta. Condiciones atmosféricas del sitio Condiciones típicas para el año 2011 en la ciudad de Machala, Ecuador, la cual se encuentra aproximadamente a 20 kilómetros al sur del sitio, son mostradas en la Tabla 4. La distancia a la reserva de agua más cercana (mar) desde el sitio es de 3.0 km (en línea recta). Mes Temperatura Temperatura de Bulbo Húmedo Presión Atmosférica Humedad Relativa Mínima Promedio Máxima Promedio Promedio Promedio C C C C hpa % Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Tabla No. 4 Condiciones Típicas para el 2011 Tipo y propiedades típicas del combustible El combustible utilizado en la planta es gas natural. Las siguientes condiciones fueron obtenidas de un análisis del combustible realizadas por la compañía Texas Oil Tech en Octubre del Dichas condiciones deberán ser consideradas como típicas. El reporte emitido por Texas Tech Oil es incluido en el Apéndice B. La composición y 26

27 propiedades del combustible que deberán ser consideradas como típicas son mostradas en la Tabla 5 y Tabla 6. El combustible es proporcionado por EP PETROECUADOR. Gas Natural de calidad típica de ductos de distribución será proporcionada por CELEC EP. La adaptación y conexión hasta el punto de interconexión en la planta deberá ser considerada en el alcance del PROYECTO. Componente %Mol Nitrógeno Metano Dióxido de Carbono Etano Propano iso-butano n-butano iso-pentano n-pentano Hexano y más pesados Tabla No. 5 Composición Típica del Combustible Propiedades Típicas del Combustible Gravedad Específica a 60 F Poder Calorífico Superior (BTU/ft^3) Poder Calorífico Inferior (BTU/ft^3) Contenido de Azufre (ppm) <1 Contenido de Agua (lbs/mmscf) 3 Sistema de agua cruda y tratamiento de agua Tabla 6 Propiedades Típicas del Combustible El flujo de agua cruda disponible a la planta está limitado a 12 m³/hr provenientes de pozos locales. Las corrientes de agua residual son recolectadas y transferidas a un tanque de almacenamiento de agua residual. La Ingenieria deberá incluir los cambios en el sistema de agua cruda y aguas residuales necesarios para la operación del ciclo combinado. Aire comprimido Este sistema se encarga de proveer aire limpio comprimido a 125 psig y 350 scfm y está compuesto principalmente de los siguientes componentes: Dos compresores de aire (C101A and C101B) Dos sistemas de secado de aire (DR101A and DR101B) 27