EVALUACIÓN SOCIAL DEL PROYECTO HIDROELÉCTRICO EN TECATE, BAJA CALIFORNIA

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1 EVALUACIÓN SOCIAL DEL PROYECTO HIDROELÉCTRICO EN TECATE, BAJA CALIFORNIA Octubre de 1996

2 Participantes: Karla Jassindh Padilla Muñoz Laura Lucía Lara Moreno José Manuel Bazua Carrillo Jesús E. Ruiz Heredia Jesús Alfredo Quiñonez Rodríguez Joel Rodríguez Cadena

3 ÍNDICE RESUMEN EJECUTIVO CAPÍTULO I ANTECEDENTES, ORIGEN Y OBJETIVO DEL ESTUDIO 1.1 Antecedentes 1.2 Origen del proyecto 1.3 Objetivo del estudio CAPÍTULO II SITUACIÓN ACTUAL Y SIN PROYECTO 2.1 Oferta de energía eléctrica 2.2 Demanda por energía eléctrica 2.3 Optimización de la situación actual CAPÍTULO III SITUACIÓN CON PROYECTO 3.1 Descripción técnica del proyecto 3.2 Aspectos institucionales 3.3 Proyecciones de producción de la hidroeléctrica 3.4 Suministro de agua a la ciudad de Tijuana CAPÍTULO IV EVALUACIÓN SOCIOECONÓMICA DEL PROYECTO 4.1 Identificación, cuantificación y valoración de los costos sociales 4.2 Identificación, cuantificación y valoración de los beneficios sociales 4.3 Evaluación socioeconómica del proyecto CAPITULO V EVALUACIÓN PRIVADA 5.1 Identificación, cuantificación y valoración de los costos privados 5.2 Identificación, cuantificación y valoración de los beneficios privados 5.3 Evaluación privada CAPÍTULO VI CONCLUSIONES, RECOMENDACIONES Y LIMITACIONES DEL ESTUDIO 6.1 Conclusiones 6.2 Recomendaciones 6.3 Limitaciones ANEXO 1 Hoja de cálculo para realizar análisis de sensibilidad del proyecto ANEXO 2 Determinación de los costos unitarios de generación

4 RESUMEN EJECUTIVO En 1977, ante el problema de la escasez de agua en Tijuana, se decidió la construcción de un acueducto con capacidad para conducir, a esta ciudad, 4m³/s de agua proveniente del Río Colorado desde la ciudad de Mexicali. Debido a que el acueducto atraviesa la zona montañosa de La Rumorosa, el agua se eleva por bombeo para después descender por gravedad hasta la presa El Carrizo. De esta presa, el agua pasa a la Planta Potabilizadora El Florido para distribuirse a la ciudad de Tijuana. El proyecto en estudio consiste en desviar el gasto bombeado por el acueducto Río Colorado- Tijuana, antes de su actual descarga a la presa El Carrizo, para aprovechar la caída de agua en la generación de energía eléctrica. Debido a que el acueducto opera las 24 horas del día, la hidroeléctrica permitiría abastecer con energía más barata la demanda existente. Este ahorro en los costos de producción de la energía eléctrica constituye el beneficio social del proyecto. Desde el punto de vista privado, los beneficios están dados por las ventas de dicha energía. Estos ingresos dependerán de los usos que se den a la energía obtenida por este medio. En este proyecto la energía podría destinarse a lo siguiente: a) Sustituir el abastecimiento de energía eléctrica para tres actividades: el alumbrado público en la ciudad de Tijuana (30.53 GWH), el bombeo de aguas negras y agua potable de la Comisión Estatal de Servicios Públicos de Tijuana -CESPT- (12.12 GWH) y el bombeo del Acueducto Río Colorado-Tijuana (62.47 GWH). b) Sustituir parte de las fuentes que abastecen al alumbrado público de la ciudad de Tijuana (30.53 GWH); y al bombeo del acueducto Río Colorado-Tijuana (74.59 GWH). c) Sustituir las fuentes que abastecen GWH a la Ciudad de Mexicali. La evaluación se realizó tanto privada como socialmente. La evaluación privada se hizo considerando únicamente las dos primeras alternativas (a y b). Los costos y beneficios sociales del proyecto se identifican, cuantifican y valoran comparando la situación con proyecto y la situación sin proyecto (actual optimizada) durante un horizonte de evaluación de 50 años. El resumen de los resultados se muestra a continuación: Parámetros de evaluación Concepto Tasa de descuento social anual % Horizonte de evaluación Beneficios sociales % % 2011-en adelante 12% 50 años Ahorro de costos de producción $ 22,754,380 Valor Actual de los Beneficios (VAB) $149,565,208 Costos sociales Inversión social $129,410,499 Operación Anual $ 498,412 Valor Actual de los Costos (VAC) $134,250,614 Indicadores de rentabilidad social

5 Valor Actual Neto Social ( VANS) $ 15,314,594 Conclusión: El indicador VANS muestra que el proyecto es rentable socialmente. Sin embargo, se recomienda realizar una afinación de los parámetros utilizados para cuantificar y valorar los costos de inversión, con objeto de certificar los indicadores de rentabilidad obtenidos. Asimismo, de llevarse a cabo el proyecto, se recomienda continuar evaluando la hidroeléctrica utilizando la metodología aplicada en este estudio.

6 1.1 Antecedentes CAPÍTULO I ANTECEDENTES, ORIGEN Y OBJETIVO DEL ESTUDIO La ciudad de Tijuana se ubica en la zona noroeste de la República Mexicana, en el estado de Baja California (ver figura 1.1). Baja California Estados Unidos de NorteAmérica (EUA) San Diego Ca. Tijuana Tecate Mexicali Golfo de México Rosarito SONORA Golfo de California Ensenada Océano Pacífico BAJA CALIFORNIA Figura 1.1 Localización de la Ciudad de Tijuana en la República Mexicana. En 1977, la entonces Secretaría de Agricultura y Recursos Hidráulicos (SARH) determinó como la solución más conveniente al problema de la escasez de agua en la ciudad de Tijuana, la construcción de un acueducto que condujera a esta ciudad agua desde Mexicali. El acueducto tiene capacidad para conducir 4m³/s de agua proveniente del Río Colorado. Su longitud de construcción desde la zona de generación es de 99 km, de los cuales 10.7 km van a través de túneles. Del agua que se desvía del Río Colorado, alrededor de 1,850 millones de metros cúbicos son suministrados por Estados Unidos mediante un convenio que está próximo a vencer. Sin embargo, para el desarrollo de este trabajo se supone que dicho convenio será renovado. El abastecimiento del acueducto Río Colorado-Tijuana inicia en uno de los canales de sistema de riego del Valle de Mexicali, atraviesa la zona desértica de la Laguna Salada y la zona montañosa de La Rumorosa elevando el agua 1,061 metros mediante seis estaciones escalonadas de bombeo y dos túneles para evitar los puntos topográficos más altos. Cada estación cuenta con 4 bombas, cada una con una capacidad de 1.33 m³/s; sin embargo una de las cuatro bombas es para emergencias. A la salida del segundo túnel, el acueducto empieza a descender por gravedad, operando a tubo lleno, hasta la zona próxima a la presa El Carrizo. La presa tiene como finalidad almacenar agua previendo alguna falla del acueducto; su capacidad es de millones de m³. Dicha capacidad permitiría cubrir un gasto de 4 m³/s hacia la ciudad durante 3 meses.

7 De la presa El Carrizo, el agua pasa a la Planta Potabilizadora El Florido para ser distribuida en la ciudad de Tijuana. La figuras 1.2 y 1.3 muestran la planta y el perfil del acueducto destacando los 580 metros de caída previstos para la generación de energía eléctrica. ACUEDUCTO RIO COLORADO-TIJUANA 3 a. línea entre P.B. 1 y P.B. 2 P.B. 1 Tijuana Tecate P.B. 3 P.B. 2 P.B. 0 Derivación El Carrizo - El Florido (segunda línea) P.B. 4 P.B. 5 Planta potabilizadora El Florido Presa El Carrizo Carretera a Ensenada Poblado La Rumorosa Carretera Mexicali Tijuana Acueducto Río Colorado - Tijuana Planta de bombeo PB Presa Poblado Carretera PLANTA Figura 1.2 Acueducto Río Colorado Tijuana. ACUEDUCTO RIO COLORADO-TIJUANA RASANTE DEL TERRENO EN METROS 1,500 1,250 1, PLANTA POTABILZADORA EL FLORIDO TORRE DE OSCILACION PRESA EL CARRIZO TUNEL TUNEL PB5 PB4 PB3 TORRE DE OSCILACION PB2 PB1 PB0 A.R.C.T. Figura 1.3 Perfil del Acueducto Río Colorado Tijuana. Actualmente este acueducto se encuentra en operación las 24 horas del día con un gasto de 2.4 m³/s. Se tiene programado incrementarlo, a partir del año 2005, a su máxima capacidad (4m³/s). 1.2 Origen del proyecto PERFIL

8 En un proyecto de generación de energía eléctrica, al entrar en operación una nueva central se desplaza la producción de otras plantas con mayores costos de producción. Por ello, las nuevas inversiones deben estar comprendidas dentro del programa de expansión del sector eléctrico. En Baja California, el sistema eléctrico está conformado por una planta geotérmica, una termoeléctrica y dos plantas de turbogas, aunque casi la totalidad de la energía es suministrada por la planta geotérmica y por la termoeléctrica. En el periodo , el crecimiento promedio de las ventas anuales de energía eléctrica en el Estado de Baja California fue de 7.9 por ciento, mientras el total nacional creció al 5.1 por ciento. Se estima que para el periodo las ventas crecerán a una tasa promedio de 8.1 por ciento anual. Para hacer frente a esta demanda, con menores costos de generación, la Comisión de Servicios de Agua del Estado (COSAE) propuso la construcción de una Planta Hidroeléctrica en Tecate, Baja California, que aprovechará la caída del agua por gravedad (580 metros) del acueducto Río Colorado-Tijuana, y la cual tendrá una capacidad de 15 MW 1.3 Objetivo del estudio El objetivo de este estudio consiste en realizar la evaluación socioeconómica al nivel de perfil de la construcción de la planta hidroeléctrica en Tecate, Baja California. La evaluación social consiste en cuantificar y valorar los beneficios (ahorro en los costos de producción de la energía eléctrica) y los costos sociales, comparando la situación con y sin proyecto durante un horizonte de evaluación de 50 años. Ello permitirá a la Comisión de Servicios de Agua del Estado (COSAE) saber la conveniencia desde el punto de vista social de llevar a cabo este proyecto.

9 2.1 Oferta de energía eléctrica CAPÍTULO II SITUACIÓN ACTUAL Y SIN PROYECTO Tanto Baja California como Baja California Sur funcionan como sistemas independientes al resto del país; el cual está incorporado a un sistema de interconexión. El sistema eléctrico integral del Estado de Baja California está conformado por 4 plantas cuya potencia se describe a continuación: Planta Localización Capacidad MW Geotermoeléctrica Cerro prieto 620 Termoeléctrica Rosarito 620 Turbogas Mexicali 72.5 Turbogas El Ciprés 54.8 Fuente: Comisión Federal de Electricidad. Debido a que la producción de un sistema eléctrico es igual al consumo de energía eléctrica, la curva de duración de la carga muestra la operación de las plantas que conforman un sistema establecido. La decisión de operación de una planta depende de sus costos variables, ya que son los únicos costos evitables de no entrar en operación dicha planta. Por ello, la base del consumo la constituirá la planta que enfrente menores costos variables. En este sentido, el proyecto no incrementará los volúmenes de energía generados, sólo abastecerá con energía más barata a la demanda. La gráfica 2.1 muestra el comportamiento anual de generación de energía eléctrica en el Estado MWH ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE Geotermica Termoeléctrica Gráfica 2.1 Curva de Duración de Carga Fuente: Comisión Federal de Electricidad Ensenada (Zona El Ciprés), únicamente entran en operación 103 horas en todo el año para efectos de prueba y mantenimiento de las otras plantas. El sistema eléctrico estatal se encuentra interconectado con el sistema de Estados Unidos de Norteamérica el cual tiene una capacidad de generación de 165,000 MW. Durante 1995 se le compró a Estados

10 Unidos 23 MW. La energía que se comercia con Estados Unidos no tiene un precio fijo, éste se determina a través de una negociación con base en las condiciones temporales del mercado. 2.2 Demanda por energía eléctrica La estimación de la demanda por energía eléctrica del Estado se obtuvo a partir del crecimiento económico esperado en la Prospectiva del sector eléctrico realizado por la Comisión Federal de Electricidad (CFE). El crecimiento promedio de las ventas anuales en el Estado de Baja California para el período fue de 7.9 por ciento, frente a un total nacional del 5.1 por ciento. Para esta misma región se estima que el aumento de las ventas de energía para el período será de 8.1 por ciento anual. El cuadro 2.1 muestra la estimación de ventas del sistema eléctrico en el periodo antes señalado. Cuadro 2.1 Estimación de ventas anuales, Años GWH Tasa de crecimiento , , , , , , , , , , Fuente: Documento de perspectiva del sector eléctrico ( ), CFE Optimización de la situación actual El proyecto de la Hidroeléctrica Tecate, con una capacidad a instalar de 15 MW (dos unidades de 7.5 MW), está considerado dentro de los programas de expansión del Sistema Eléctrico Estatal. El inicio de su construcción está programado para junio de 1997, con un período de construcción de 18 meses. El inicio de su operación se espera en enero de En este aspecto, la construcción de la Hidroeléctrica no altera las fechas óptimas programadas de las inversiones del sector. Dado lo anterior, se decidió tomar la situación actual como optimizada.

11 CAPÍTULO III SITUACIÓN CON PROYECTO La central hidroeléctrica estaría ubicada, como se aprecia en la figura 3.1, en el Municipio de Tecate, Baja California. San Diego Ca. Calexico Ca. E.U.A. Hidroeléctrica de Tecate Tijuana Tecate Mexicali Planta Ejido Xochimilco Planta Presidente Juárez Rosarito Planta Cerro Prieto Estado de Sonora Planta El Ciprés Golfo de California Océano Pacífico Ensenada Figura 3.2 Ubicación de la central hidroeléctrica Tecate Los costos variables en los que incurren las plantas que actualmente se encuentran generando energía eléctrica se obtuvieron según se explica en el anexo 2 y se entregan en el cuadro 3.1. Cuadro 3.1 Costo Unitario de Generación ($/MWH) Central/Potencia Combustible Operación y Mantenimiento Total Geotermoeléctrica (1 x 25) Termoeléctrica (2 x 350) Turbogas (2) Fuente: Costos y Parámetros de Referencia para la Formulación de Proyectos del Sector Eléctrico, edición 1995, Comisión Federal de Electricidad. Debido a que las plantas de turbogas no operan permanentemente, el proyecto hidroeléctrico en Tecate sustituiría parte de la energía generada por la planta termoeléctrica. 3.1 Descripción técnica del proyecto El proyecto consiste en desviar el agua bombeada por el Acueducto Río Colorado Tijuana, antes de la descarga a la presa El Carrizo, mediante una línea de conducción. Con el fin de garantizar una carga constante de 580 metros se utilizará su carga piezométrica para elevarlo a un tanque de regulación ubicado en la cima del Cerro Carrizo Centro. De dicho tanque el agua se conduce inicialmente a través de una tubería con una longitud de 3,125

12 metros y 1.80 metros de diámetro hasta la bifurcación que remata con 2 unidades turbogeneradoras de 7.5 MW cada una, alojadas en una casa de máquinas exterior, para generar GWH con descarga al embalse de la presa del Carrizo. Un factor que permite reducir los costos de generación con la planta hidroeléctrica es que el acueducto opera las 24 horas del día. La figura 3.3 muestra un esquema que resume la operación de la planta. SIN PROYECTO ACUEDUCTO PRESA EL CARRIZO CON PROYECTO ACUEDUCTO TANQUE REGULADOR CASA DE MAQUINAS PRESA EL CARRIZO 3.2 Aspectos institucionales Figura 3.3 Esquema de la operación del proyecto. El acueducto Río Colorado-Tijuana fue construido por el Gobierno Federal, en 1993 lo transfirió al Gobierno del Estado para su operación y administración. La administración del acueducto se realiza a través de un organismo descentralizado denominado Comisión de Servicios de Agua del Estado (COSAE). Dicho organismo es quien está promoviendo la ejecución del proyecto de la Hidroeléctrica Tecate y será quien se encargue de su operación y administración. La COSAE propone que el financiamiento se otorgue a través de tres fuentes, las que actuarían como socios del proyecto. Las fuentes de financiamiento se señalan en el cuadro 3.1. Cuadro 3.1 Fuentes de financiamiento de la Hidroeléctrica Tecate Fuente Municipio de Tijuana Porcentaje de participación en la inversión Destino de la energía 33 Sistema de Alumbrado Público

13 Comisión Estatal de Servicios Públicos de Tijuana Comisión de Servicios de Agua del Estado Fuente: Comisión de Servicios de Agua del Estado. 33 Bombeo en los Sistemas de Agua Potable y Alcantarillado 34 Bombeo del Acueducto Río Colorado Tijuana. Existen tres alternativas en cuanto al uso de la energía generada por la Hidroeléctrica Tecate: a) Suplir parte de las fuentes que abastecen al alumbrado público de la ciudad de Tijuana (30.53 GWH); al bombeo de aguas negras y agua potable de la Comisión Estatal de Servicios Públicos de Tijuana (12.12 GWH) y al bombeo del acueducto Río Colorado-Tijuana (62.47 GWH). b) Suplir parte de las fuentes que abastecen al alumbrado público de la ciudad de Tijuana (30.53 GWH); y al bombeo del acueducto Río Colorado-Tijuana (74.59 GWH). c) Suplir las fuentes que abastecen GWH a la Ciudad de Mexicali. 3.3 Proyecciones de Producción de la Hidroeléctrica Tecate La producción de la planta hidroeléctrica Tecate está en función de la cantidad de agua bombeada por el acueducto Río Colorado-Tijuana. A su vez, la cantidad de agua bombeada por el acueducto depende de los requerimientos del líquido de la ciudad de Tijuana. Para determinar la producción de energía anual que se puede esperar de la hidroeléctrica es conveniente tomar en cuenta el tiempo para el mantenimiento del acueducto. De ello resulta una generación firme media anual de GWH. La energía firme media anual que proporcionará la hidroeléctrica, considerando un factor de planta de 0.8 se muestra en el cuadro 3.2. Cuadro 3.2 Generación de la planta hidroeléctrica Tecate Años Gasto del acueducto (m 3 /seg.) Potencia (MW) Generación (GWH) Potencia x Factor Planta x 8,760 hrs Fuente: Elaboración propia en base a información proporcionada por COSAE. Después del año 2005 la generación media anual firme será constante durante la vida útil del proyecto e igual a la determinada con el gasto para el que fue diseñado el acueducto. 3.4 Suministro de agua a la ciudad de Tijuana

14 La ciudad de Tijuana recibe agua para distribuirse entre la población tanto de la presa El Carrizo, como de la presa Abelardo L. Rodríguez, ubicada dentro de la periferia de la ciudad. Esta última se abastece de precipitaciones pluviales. Históricamente se ha registrado que cada 10 ó 12 años se presentan ciclos de lluvias que llenan a su máxima capacidad dicha presa. Cuando esto sucede, la ciudad se abastece únicamente con agua de lluvias y deja de funcionar el acueducto Río Colorado-Tijuana por un lapso de aproximadamente dos años. 1 Esto afectará la operación de la Hidroeléctrica Tecate, por lo que en el presente estudio se supuso que el bombeo se detendrá durante los años 2004 y 2005, se reanudará en el 2006 y únicamente se detendrá durante un año en el 2014 y en el A medida que la población de la ciudad aumente este periodo de dos años tenderá a disminuir.

15 CAPÍTULO IV EVALUACIÓN SOCIOECONÓMICA DEL PROYECTO Los costos y beneficios del proyecto se identifican, cuantifican y valoran comparando la situación con proyecto con la situación sin proyecto, durante un horizonte de evaluación de 50 años. 4.1 Identificación, cuantificación y valoración de los costos sociales Los costos de inversión para la construcción de la hidroeléctrica Tecate se muestran en el cuadro 4.1. Se tomó la decisión de hacer la evaluación con dos escenarios de inversión debido a que no se tuvo oportunidad de corroborar el número de hectáreas que afectará el proyecto, ni sus precios de mercado. Cuadro 4.1 Costos de inversión privados -con IVA- (Miles de pesos). Concepto Monto Año 1 Monto Año 2 Ingeniería y administración 1, Trazo, nivelación y desmonte Camino de acceso a tanque regulador 1,306 1,306 Derivación y conducción al tanque 0 6,529 Camino de acceso a casa de máquinas 0 3,443 Tubería de presión 10,900 7,267 Tanque regulador 0 6,629 Casa de máquinas 0 4,133 Subestación 0 1,436 Línea de transmisión 0 1,320 Obra electromecánica 4,520 27,146 Equipo electromecánico 0 2,121 Puesta en marcha Supervisión 810 1,620 Afectaciones de terreno 87,332 0 Total privado 106,905 63,917 Fuente: Comisión de Obras y Servicios de Agua del Estado (COSAE). El cálculo del costo de inversión social se hizo de acuerdo a los factores de ajuste proporcionados por el CEPEP 2 - BANOBRAS y asciende a $129,410,499. Debido a que este proyecto no cuenta con embalse, los costos marginales son prácticamente nulos. Sin embargo, se incurrirá anualmente en algunos costos fijos, para generar la energía, que se señalan en el cuadro 4.2. Cuadro 4.2 Costos fijos anuales (privados sin IVA). 2 Centro de Estudios para la Preparación y Evaluación Socioeconómica de Proyectos.

16 Concepto Monto ($) Salario operadores (5) 215, Salario ingeniero 42, Refacciones menores 242, Refacciones Mayores Subtotal 500, Refacciones cada 5 años 1,000, Refacciones cada 10 años 3,000, Refacciones cada 25 años 5,000, Fuente: Comisión de Servicios de Aguas del Estado de B. C. El monto social correspondiente a los costos fijos se calculó de igual forma que para los costos de inversión y sería de $498,412 pesos anuales (sin tomar en cuenta el gasto en refacciones mayores). Adicionalmente a los costos de operación que se han señalado, con la construcción de la hidroeléctrica Tecate existirán costos intangibles. Esto, debido a que en la zona en que se construirá el proyecto habrá modificaciones del medio natural originadas por la construcción de caminos, instalación de conducciones, tanque regulador, casa de máquinas y campamentos. Adicionalmente, es probable que durante el período de construcción la fauna emigre y los organismos cercanos se vean afectados por el ruido y polvo ocasionados por explosivos, tránsito de maquinaria y movimientos de material. 4.2 Identificación, cuantificación y valoración de los beneficios sociales Los beneficios socioeconómicos de una nueva central eléctrica están dados por la diferencia entre los costos marginales de las fuentes de energía que se sustituyen y los de la nueva central, es decir, entre la operación sin y con proyecto. Para la determinación de los beneficios que se tendrían con la operación de la planta hidroeléctrica, se agruparon las centrales que operan el sistema eléctrico de la entidad de acuerdo a su forma de operar (base, intermedia y pico). Dicha información se muestra en el cuadro 4.3. Cuadro 4.3 Centrales Agrupadas por Tipo de Operación. Plantas Cap. MW GWH Operación Factor Planta % Geotermoeléctrica 620 4,736 Base, intermedia y pico 88.6 Termoeléctrica 620 2,762 Base, intermedia y pico 41.6 Turbogas (2) Pruebas y Mtto. Se desconoce Fuente: Elaboración propia con información de la CFE en Mexicali. La gráfica 4.1 esquematiza las demandas de potencia del sistema de Baja California para periodos dados. La región superior de cada barra representa la energía que sería sustituida por el proyecto. Dado el funcionamiento mínimo de las plantas turbogas y la irregularidad de los montos comerciados con Estados Unidos se determinó que la Hidroeléctrica partiría de la energía producida por la Termoeléctrica.

17 E N E R O F E B R E R O M A R Z O A B R I L M A Y O J U N I O J U L I O A G O S T O S E P T I E M B R E O C T U B R E N O V I E M B R E D I C I E M B R E Gráfica 4.1 Curva de Duración de la Carga con Proyecto Fuente: Elaboración propia basada en información proporcionada por la CFE. La central hidroeléctrica reemplazará a la central termoeléctrica que opera produciendo en las horas pico, intermedia y base. Las horas asignadas para cada tipo de operación que serían sustituidas con la central hidroeléctrica se entregan en el cuadro 4.4. Cuadro 4.4 Horas por tipo de operación. Operación Horas Pico 2208 Intermedia 2208 Base 4344 Fuente: Elaboración propia con base en el anexo 1. Los beneficios sociales por liberación de recursos, debidos al ahorro en los costos de la central reemplazada, son los mismos independientemente del uso que se dé a la energía eléctrica y se muestran en el cuadro 4.5. Cuadro 4.5 Beneficios sociales anuales. Año Miles de pesos , , , , , ,682

18 , ,682 Fuente: Elaboración propia con base en anexo 1. Otro beneficio que debiera considerarse es la disminución de la contaminación (externalidad negativa), debido a que la operación de la central hidroeléctrica no genera dicha externalidad; mientras que las plantas que operan actualmente sí lo hacen. Estos beneficios no se cuantificaron. 4.3 Evaluación socioeconómica del proyecto Para la evaluación social, se utilizaron las tasas de descuento sociales anuales proporcionadas por el CEPEP - BANOBRAS que son: para los años 1999 al 2000, 2001 al 2005, 2006 al 2010 y 2011 en adelante, del 18, 16, 14 y 12 por ciento respectivamente; y un horizonte de evaluación de 50 años. Al realizar la evaluación se supuso que el bombeo del acueducto se suspende los años 2004, 2005, 2014 y 2024; por lo que en dichos años no existen beneficios por ahorro de costos. El Valor Actual de los Beneficios Sociales (VAB) que se lograría durante el horizonte de evaluación para el proyecto de la hidroeléctrica Tecate es de 150 millones de pesos. Por su parte el Valor Actual de los Costos Sociales es de 134 millones. El Valor Actual Neto Social (VANS) del proyecto es de 15 millones de pesos, lo cual indica que este proyecto es rentable socialmente. El VANS es el único indicador de rentabilidad que se utilizó en la evaluación debido a que hay flujos netos negativos en los años en que el acueducto no trabaja a causa del llenado de la presa Abelardo L. Rodríguez. Esta situación provoca que se obtenga más de un valor para la Tasa Interna de Retorno (TIR) por lo que, en este caso, no se considera como un indicador de rentabilidad adecuado.

19 CAPÍTULO V EVALUACIÓN PRIVADA 5.1 Identificación, cuantificación y valoración de los costos privados Los costos privados comprenden los considerados en la evaluación social más el pago de aranceles e impuestos, los derechos que se deben cubrir a la CNA por concepto de uso de agua y el pago de porteo a la CFE por la utilización de sus líneas de transmisión. Este último concepto (porteo) representa aproximadamente el 10 % de los ingresos por venta de la energía. Este porcentaje se mantuvo constante a lo largo del periodo de evaluación. La Ley Federal de Derechos en materia de agua obliga al Gobierno del Estado a pagar a la Comisión Nacional del Agua (CNA) derechos por el uso o aprovechamiento del agua. En 1995, por el concepto de generación hidroeléctrica, éstos ascendieron a $1.17 pesos por cada 1000 m 3 de agua utilizada. Esta cuota se mantuvo constante durante el periodo de evaluación. Los montos a pagar por este concepto se entregan en el cuadro 5.1. Cuadro 5.1 Derecho de uso de agua para generación de energía. Años M 3 por año Miles de pesos ,859, ,116, ,468, ,915, ,424, ,303, ,817, Fuente: Elaboración propia con base en el anexo Identificación, cuantificación y valoración de los beneficios privados Desde el punto de vista de la evaluación privada, los beneficios se reflejan en los ingresos por la venta de energía eléctrica. El flujo del proyecto considera los ingresos y egresos que se tendrían como resultado de realizar las inversiones, sin tener en cuenta la fuente de financiamiento de las mismas. Para llevar a cabo el análisis privado de los beneficios por venta de energía se tomaron en cuenta 2 alternativas (cada una con dos escenarios, correspondientes cada uno al origen de la información del valor de los terrenos). a) Venta a tres usuarios: - Para alumbrado público del Municipio de Tijuana - Para bombeo del acueducto Río Colorado-Tijuana - Para bombeo de aguas potables y negras de la Comisión Estatal de Servicios Públicos de Tijuana. b) Venta a dos usuarios: - Para alumbrado público del Municipio de Tijuana - Para bombeo del acueducto Río Colorado-Tijuana La CFE establece sus tarifas de acuerdo a la demanda y tipo de usuario; además, asigna cargos fijos durante algunos intervalos de tiempo. Para efectos de la evaluación se calcularon

20 tarifas unitarias por MWH consumido. Las tarifas se calcularon con los ingresos calculados por COSAE, dividiéndolos entre el numero de MWH consumidos de acuerdo al tipo de usuario. Las tarifas se consideraron a precios constantes de 1996 (véase anexo 1). Los beneficios privados del proyecto para cada alternativa se muestran en el cuadro 5.2. Cuadro 5.2 Beneficios privados del proyecto (Miles de pesos). Años Tres usuarios Dos usuarios ,590 27, ,282 28, ,989 29, ,778 30, ,516 30, ,516 30, , ,516 30,845 Fuente: Elaboración propia con base en el anexo No Evaluación Privada Al igual que en la evaluación social, se utilizó el VAN como el único indicador de rentabilidad: Alternativa 1: Se obtuvo un VAN de 74 millones. Alternativa 2: Se obtuvo un VAN de 55 millones.

21 6.1 Conclusiones CAPÍTULO VI CONCLUSIONES, RECOMENDACIONES Y LIMITACIONES DEL ESTUDIO a) La central hidroeléctrica Tecate contribuye a disminuir los costos de generación de energía eléctrica en el estado de Baja California. Esto ocasiona beneficios por menores costos en la generación de energía eléctrica. 6.2 Recomendaciones a) Es conveniente que la Hidroeléctrica opere en forma continua, ya que sus costos marginales son inferiores en relación con los costos de las centrales existentes. b) Revisar los rubros de costos por afectaciones a los terrenos para garantizar la rentabilidad del proyecto. c) Afinar el estudio respecto a las precipitaciones pluviales que provocarían el llenado de la presa Abelardo L. Rodríguez para determinar con mayor exactitud los años en que el acueducto estaría fuera de operaciones. 6.3 Limitaciones a) No se consideraron modificaciones en el precio externo de los combustibles que afectarían los costos de operación de las centrales desplazadas y que se reflejaría en los beneficios del proyecto. b) En este estudio se supuso que el convenio con Estados Unidos para el suministro de agua del Río Colorado, que vence en el año 2000, será renovado. Sin embargo, si esto no ocurriera los resultados de la evaluación podrían alterarse.

22 ANEXO No. 1 HOJA DE CÁLCULO PARA REALIZAR ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL PROYECTO Este archivo anx1-1-priv.xls contiene seis hojas de cálculo las cuales corresponden a la alternativa 1 sobre evaluación privada del proyecto, a saber: i) Flujo de beneficios y costos privados. ii) Tarifas e ingresos por ventas a usuarios según alternativas. iii) Costos de inversión privados para el año 1. iv) Costos de inversión privados para el año 2. v) Costos privados de operación y mantenimiento. vi) Costo privado por uso de agua (cargo CNA). ANEXO No. 1 HOJA DE CÁLCULO PARA REALIZAR ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL PROYECTO Este archivo anx1-2-priv.xls contiene seis hojas de cálculo las cuales corresponden a la alternativa 2 sobre evaluación privada del proyecto, a saber: i) Flujo de Beneficios y Costos privados. ii) Tarifas e ingresos por ventas a usuarios según alternativas. iii) Costos de inversión privados para el año 1. iv) Costos de inversión privados para el año 2. v) Costos privados de operación y mantenimiento. vi) Costo privado por uso de agua (cargo CNA).

23 ANEXO No. 1 HOJA DE CÁLCULO PARA REALIZAR ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL PROYECTO Este archivo anx1-soc.xls contiene cuatro hojas de cálculo las cuales corresponden a la evaluación social del proyecto, a saber: i) Flujo de beneficios y costos sociales. ii) Beneficios y costos sociales del proyecto. iii) Costos de inversión social del año 1. iv) Costos de inversión sociales del año 2.

24 ANEXO 2 DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS UNITARIOS DE GENERACIÓN Se calcularon los costos de operación para las plantas geotérmica, termoeléctrica y turbogas. En el caso de la planta termoeléctrica, los costos de operación se obtuvieron a partir de la evolución de los precios publicados en el documento Costos y Parámetros de Referencia para la Formulación de Proyectos del Sector Eléctrico, edición 1995, publicado por la Comisión Federal de Electricidad (CFE). 3 Respecto a los costos de operación de la planta termoeléctrica y los de las plantas turbogas, éstos se obtuvieron con una serie de fórmulas determinadas por CFE en la misma publicación. En el cuadro 4.1 se muestran los costos unitarios de generación para cada una de las plantas generadoras tanto por consumo de combustible, como por operación y mantenimiento. Cuadro 4.1 Costo Unitario de Generación ($/MWH). Central/Potencia Combustible Operación y Mantenimiento Total Geotermoeléctrica (1 x 25) Termoeléctrica (2 x 350) Turbogas (2) A continuación se entrega detalladamente el cálculo de los costos unitarios de generación. 1. Costo marginal: central termoeléctrica convencional a) Costo de los Combustibles: El precio del combustóleo se determinó utilizando las proyecciones de precios realizadas por el COPAR-95. Se determinó como precio de referencia el correspondiente al año 1999, año en que iniciaría su operación la planta, y que es de Dlls/MWH. Este precio se mantuvo constante durante la vida útil del proyecto. Para obtener el costo por MWH, se utilizaron los siguientes parámetros incluidos en el COPAR-95: energía eléctrica = energía térmica. 1 lt de combustóleo = KWH 1 Barril = litros neta = % Costo inicial/mwh = dlls/mwh ó $ /MWH Tipo de cambio utilizado: $ 7.55/dólar b) Costo de Operación y Mantenimiento Los costos de operación y mantenimiento se determinaron con base en información proporcionada por las áreas de generación de la CFE, quienes estiman tanto los costos fijos como los variables de las centrales. Debido a que los beneficios sociales corresponden al ahorro en los costos variables, únicamente éstos fueron tomados en cuenta. 3 Se tomaron los precios contemplados en el escenario alto y, dado que las cifras correspondían al año 1995, se inflactaron a agosto de 1996 con una tasa del 18.5 por ciento.

25 A precios de agosto de 1996 y utilizando un tipo de cambio de $ 7.55 por dólar, los costos variables se expresan a través de la siguiente ecuación: Cv = x K = $ 1.020/MWH considerando 8 unidades de 85 MWH, se tiene: $ 1.020/MWH x 8 = $ 8.16 /MWH = Dlls/MWH = x (85) Por lo tanto, el costo marginal de una termoeléctrica convencional (como la termoeléctrica de Rosarito) sería para el primer año de operación de la termoeléctrica de Tecate de $218.28/MWH. 2. Costo marginal de las unidades de turbogas El COPAR-95 específica que el costo de combustible para este tipo de plantas es 62 por ciento mayor al de las termoeléctricas, a su vez los costos variables de operación y mantenimiento son inferiores en un 17 por ciento. De esta forma tenemos que los costos marginales resultantes son: $340.39/ MWH para el combustible y $ 6.77 MWH por concepto de operación y mantenimiento. 3. Costo marginal geotérmica Cerro Prieto a) Costo de los Combustibles: Para este tipo de centrales el vapor geotérmico que se extrae de los pozos hace las veces de combustible. El costo de este vapor según la COPAR 95 considera un cargo inicial que comprende las instalaciones superficiales en el campo, exploración y perforación de pozos productores e inyectores necesarios para iniciar la operación comercial. Además, durante la vida de la central, se generan costos debidos tanto a los reemplazos de pozos e instalaciones superficiales, como a la operación y mantenimiento del campo geotérmico. Según esta fuente el costo del suministro del vapor a una tasa de descuento del 10% es un valor anual equivalente a $131.45/MWH. b) Costo de Operación y Mantenimiento Los costos de operación y mantenimiento de acuerdo a la fuente anteriormente citada para una planta de este tipo son del orden de los $ 34.40/ MWH. De lo anterior podemos decir que los costos marginales de la planta de Cerro Prieto son de $ /MWH.