Centrales Hidroeléctricas del Proyecto Pasto Grande

Transcripción

1 Centrales Hidroeléctricas del Proyecto Pasto Grande Juan Carlos Liu Yonsen Septiembre 2014

2 Contenido Aspectos que llevaron a retomar el desarrollo de las CC.HH. del Proyecto Pasto Grande Análisis de Costos y Beneficios de las CC.HH. Moquegua 1 y 3 El efecto del financiamiento obtenido Lecciones aprendidas

3 Aspectos que llevaron a retomar el desarrollo de CC.HH. del Proyecto Pasto Grande (1) Acuerdo entre Gobiernos Regionales de Arequipa y Moquegua para la Regulación del Río Tambo Río Tambo posee un caudal promedio de 900 MMC anuales (30 m3/s)

4 Aspectos que llevaron a retomar el desarrollo de CC.HH. del Proyecto Pasto Grande (2) Descargas medias del Río Tambo 300,00 250,00 200,00 150,00 Caudal Promedio = 30 m3/s 100,00 50,00 0,00 sep-61 abr-62 nov-62 jun-63 ene-64 ago-64 mar-65 oct-65 may-66 dic-66 jul-67 feb-68 sep-68 abr-69 nov-69 jun-70 ene-71 ago-71 mar-72 oct-72 may-73 dic-73 jul-74 feb-75 sep-75 abr-76 nov-76 jun-77 ene-78 ago-78 mar-79 oct-79 may-80 dic-80 jul-81 m3/s

5 Aspectos que llevaron a retomar el desarrollo de CC.HH. del Proyecto Pasto Grande (3) Excedentes almacenables - Cuenca Rio Tambo (Mio.m3) Mio.m3 Periodos

6 Aspectos que llevaron a retomar el desarrollo de CC.HH. del Proyecto Pasto Grande (4) Construcción de la Represa de Vizcachas Río Tambo posee un caudal promedio de 900 MMC anuales (30 m3/s) Zona de Captación de Titire Nueva Represa Vizcachas de 60 MMMC Proyecto de Trasvase 1,1 m3/s

7 Aspectos que llevaron a retomar el desarrollo de CC.HH. del Proyecto Pasto Grande (5) Detalles de la Represa de Vizcachas Rio Titire Al Tambo 60 MMC Embalse Pastogrande Represa de Vizcachas, en proceso de construcción

8 Aspectos que llevaron a retomar el desarrollo de CC.HH. del Proyecto Pasto Grande (6) Asignación de los Volúmenes Almacenados Presa Vizcachas de 60 MMC

9 Aspectos que llevaron a retomar el desarrollo de CC.HH. del Proyecto Pasto Grande (7) PROYECTO PASTO GRANDE B A B Potencial del reservorio C D A B D C Exced. de Chilota (1,1 m3/s) y descargas del embalse Pasto Grande (2,2 m3/s), permiten incremento de: frontera agrícola en Lomas de Ilo, y desarrollo de centrales hidroeléctricas (30 MW en centrales 1 y 3)

10 Análisis de Costos y Beneficios de las CC.HH. Moquegua 1 y 3 (1) Análisis previo a la decisión (A) Costo de Centrales Hidroeléctricas Moquegua 1 y 3 costo evitado de LL.TT. costo evitado de Gasoductos costo evitado de Pérdidas en LL.TT. costo evitado de centrales de Reserva Fría costo evitado de centrales de Reserva Fría ahorro de emisiones de CO2 aumento de la confiabilidad Análisis posterior a la decisión (B)

11 Análisis de Costos y Beneficios de las CC.HH. Moquegua 1 y 3 (2) PROYECTO PASTO GRANDE Estación de Bombeo, 1,1 m3/s, 200 m. Presa Pasto Grande, 210 MMC Canal Pasto Grande, 38,6 Km Canal Jachacirca, 8 Km Túnel Jachacuesta, 7,1 Km Canal Moquegua - Ilo, 135 Km Canal Huamajalso, 20,8 Km CC.HH. Pasto Grande: H = m Moquegua 1 (H=610 m) Moquegua 2 (H=273 m) Moquegua 3 (H=545 m) Moquegua 4 (H=394 m) Moquegua 5 (H=183 m) Moquegua 6 (H=87 m)

12 Análisis de Costos y Beneficios de las CC.HH. Moquegua 1 y 3 (3) Costos de las Centrales Moquegua 1 y 3 Rubro C.H. Moquegua 1 C.H. Moquegua 3 Costos Directos de Obras Civiles Obras Electromecánicas e Hidromecánicas Equipamiento Hidromecánico Equipamiento Electromecánico Ampliac. Equipamiento SE Moquegua de 138 kv en Patio de llaves Ampliac. SSAA y Comunicaciones (incluye GG de montaje) Línea de Transmisión de 138 kv Mitigación y Plan de Seguridad L.T TOTAL COSTO DIRECTO Gastos generales y Utilidad de las Obras Transporte de Equipos Montaje de Equipos GG y Utilidad de Montaje SUB TOTAL Estudios, compensaciones, supervisión y otros COSTO TOTAL Capacidad Instalada Neta (sin incluir consumo propio) - MW 13,6 16,1 Costo Unitario por central (US$/kW) Costo Unitario Promedio (US$/kW) Datos Generales de las Centrales Moquegua 1 y 3 Tamaño de las Centrales 29,7 MW Factor de Planta 80% % Energía generada MWh/año

13 Análisis de Costos y Beneficios de las CC.HH. Moquegua 1 y 3 (4) Beneficios por Costo Evitado de Nuevas LL.TT. Costo Evitado de Nuevas LL.TT. Enlace Tensión VNR (Mio. US$) Capacidad (MW) Costo Total (US$/kW) Mantaro - Socabaya 220 kv 331, Socabaya - Montalvo 220 kv 23, Chilca - Marcona - Montalvo 500 kv 291, Total 646,

14 Análisis de Costos y Beneficios de las CC.HH. Moquegua 1 y 3 (5) Beneficios por Costo Evitado de Pérdidas en LL.TT. FLUJO TÍPICO DE ELECTRICIDAD L.T. 500 kv día 15/09/ h 4,89 MW 5,27 MW 211,07 MW Poroma 500 Marcona 206,18 MW 204,18 MW Chilca 500 3,42 MW 159,83 35,66 MW 220 kv 220 kv 3,28 MW 2,73 MW ,56 MW 148,35 MW 148,98 MW 145,06 MW Montalvo 500 3,56 MW Ocoña 500 Pérdida = 211,07 35,65 145,06 = 30,35 MW (21%) 220 kv

15 Análisis de Costos y Beneficios de las CC.HH. Moquegua 1 y 3 (6) Beneficios por Costo Evitado de Pérdidas en LL.TT. PÉRDIDAS DE ELECTRICIDAD EN LL.TT. AL SUR Hora 04h 12h 19h Nivel 220 kv Salida al Sur Retiro Interm. Llegada al Sur Pérdidas LL.TT MW MW LL.TT MW MW % L ,74 0 L ,33 20,41 12% L ,74 0 L ,33 20,41 12% 500 kv L ,59 17,34 L ,21 36,04 16% Total 652,07 17,34 557,87 76,86 14% 220 kv L ,66 0 L ,42 17,24 11% L ,66 0 L ,42 17,24 11% 500 kv L ,07 35,66 L ,06 30,35 21% Total 548,39 35,66 447,9 64,83 14% 220 kv L ,57 0 L ,17 23,4 13% L ,57 0 L ,17 23,4 13% 500 kv L ,49 1,1 L ,56 35,83 15% Total 683,63 1,1 599,9 82,63 14% Fuente: COES -SINAC, día simulado 15/09/2014 Nº Proyecto Hidroeléctrico Potencia Ofrecida (MW) Precio Ofertado en Energía (US$/MWh) Precio de la Potencia (US$/MWh) Precio Monómico (US$/MWh) 1 Chéves ,5 12,5 60,0 2 Pucará 5 45,2 12,5 57,7 3 Chaglla ,9 12,5 58,4 4 Pucará 55 49,4 12,5 61,9 5 Del Águila ,4 12,5 63,9 6 Marañón 47 51,8 12,5 64,3 7 Del Águila ,0 12,5 66,5 8 Santa Rita ,9 12,5 69,4 Beneficios por pérdidas de transmisión evitadas Tasa de pérdidas en LL.TT. 14,0% % Costo monómico energía en zona central 63 US$/MWh Energía evitada de transmitir, prod. CC.HH MWh/año Pérdidas de energía evitadas MWh/año Costo evitado de pérdidas anual 1,8 Mio. US$/año Costo evitado en valor presente neto 14,8 Mio. US$ Costo evitado de las pérdidas 498 US$/kW 9 San Gabán 51 59,7 12,5 72,2 Promedio Ponderado (US$/MWh) 63,4

16 Análisis de Costos y Beneficios de las CC.HH. Moquegua 1 y 3 (7) Beneficios por Costo Evitado de Instalar Centrales de Reserva Fría Beneficios por evitar instalar Reserva Fría Costo de la Reserva Fría de Ilo 7,19 US$/kW-mes 91 US$/kW-año Costo evitado de Reserva Fría 2,7 Mio. US$/año VP del Costo evitado de Reserva Fría 21,5 Mio. US$ Costo evitado por Reserva Fría 725 US$/kW

17 Análisis de Costos y Beneficios de las CC.HH. Moquegua 1 y 3 (8) Beneficios por mayor confiabilidad Beneficios por mayor confiabilidad Tasa de falla de líneas existentes 0,8% % Costo Energía No Suministrada US$/MWh Energía evitada de fallar con CCHH MWh/año Costo evitado anual 6,5 Mio. US$/año Costo evitado en valor presente neto 51,7 Mio. US$ Costo evitado con las CC.HH US$/kW

18 Análisis de Costos y Beneficios de las CC.HH. Moquegua 1 y 3 (9) Beneficios por costo evitado de Gasoducto Beneficios por disminución de transporte de GN Consumo de GN por MWh, en CC 162,5 m3 GN / MWh Equivalente en GN, energía de las CCHH 34 Mio. M3/año Equiv. GN, energía de las CCHH en 50 años Costo transporte GN hacia la costa de Perú Mio. M3 GN 0,06 TCF 2,5 US$/GJ 100 US$/mil m3 Costo equivalente energía de CCHH en GN 3,4 Mio. US$/año VP costo equivalente energía de CCHH 27,1 Mio. US$ Costo evitado en transporte de GN 911 US$/kW

19 Análisis de Costos y Beneficios de las CC.HH. Moquegua 1 y 3 (10) Beneficios por reducción de emisiones de CO2 Beneficios por reducción emisiones CO2 Emisión de CO2 por MWh de centrales a GN 413,3 Kg CO2 /MWh Emisión evitada con generación de CCHH 86,0 Miles TM/año Costo unitario de la Ton. CO2 20 US$/TM CO2 Costo emisiones evitadas de CO2 1,7 Mio. US$/año VP Costo emisiones de CO2 en 50 años 13,8 Mio. US$ Costo evitado en emisiones de CO2 463 US$/kW

20 Análisis de Costos y Beneficios de las CC.HH. Moquegua 1 y 3 (11) Análisis previo a la decisión (A) Costo de Centrales Hidroeléctricas Moquegua 1 y 3 costo evitado de LL.TT. 564 US$/kW costo evitado de Pérdidas en LL.TT. 498 US$/kW costo evitado de centrales de Reserva Fría 725 US$/kW aumento de la confiabilidad US$/kW TOTAL A US$/kW US$/kW costo evitado de Gasoductos costo evitado de centrales de Reserva Fría ahorro de emisiones de CO2 TOTAL B 911 US$/kW 725 US$/kW 463 US$/kW US$/kW Análisis posterior a la decisión (B)

21 Efecto del financiamiento obtenido (1) Condiciones nominales del financiamiento japonés ODA Loans - Terms and Conditions of Yen Loans (Effective from July 1, 2008) Category Upper-Middle Income Countries GNI Per Capita (2006) US$ US$6.275 Type General Terms Preferential Terms Standard / Option Interest Rate (%) Repayment Period (Years) Grace Period (Years) Standard 1, Option 1 1, Option 2 1, Standard 1, Option 1 1, Option 2 0, Conditions for Procurement Untied Untied Condiciones de financiamiento obtenidas para el financiamiento de las CC.HH. Moquegua 1 y 3 Entidad Financiera Monto Financiado (Mio.US$) Tasa de Interés Plazo (años) Condiciones JICA 70 0,40% 20 6 años de gracia FONAFE 20 4,70% Efecto del Financiamiento obtenido Rubro Mio. US$ Financiamiento Total 90,0 del flujo financiero 32,1 Mio. US$ 57,9 Apalancamiento % 56%

22 Efecto del financiamiento obtenido (2) Rubro Unidades Sin Con Financiamiento Financiamiento CAPEX Mio.US$ Mio.US$/año OPEX Mio.US$/año Costo Anual Mio.US$/año Producción MWh/año 208, ,138 Precio Monómico US$/MWh Con el financiamiento promocional, las centrales hidroeléctricas Moquegua 1 y 3, pueden tener precios competitivos y acceder al mercado

23 Lecciones Aprendidas (1) 1. La competitividad económica de una región o país, se logra si se cuenta con recursos energéticos garantizados y a precios eficientes. 2. El gas natural y las centrales hidroeléctricas por ser recursos nativos, permiten lograr la autosostenibilidad y el afianzamiento de la seguridad energética en una región. 3. Concentración energética en una determinada región del país, es una solución ineficiente para la sociedad. Socialización de líneas eléctricas contribuye a ocultar dicha ineficiencia. 4. Se debe propender a la desconcentración y autosostenibilidad energética de cada región, otorgando primas y garantías a los proyectos energéticos que lo propicien. En este sentido: Las grandes CC.HH. que contribuyan a la desconcentración energética, deberían participar del ahorro que propician en cuanto a reducción de: pérdidas, inversiones de transporte y seguridad, incremento de confiabilidad, etc. Las CC.HH. hasta 20 MW cuya autorización la entregan los Gobiernos Regionales, deben otorgarse bajo la modalidad Feed In Tariff.

24 Lecciones Aprendidas (2) Subasta 1ra RER 2da RER HIDROELÉCTRICAS ADJUDICATARIAS EN SUBASTAS RER Proyecto Precio Ofertado (US$/MWh) Potencia a Instalar (MW) Factor de Planta (%) Energía Adjudicada (GWh/año) C.H. Santa Cruz II 55,00 6,50 66% 33,00 C.H. Santa Cruz I 55,00 6,00 65% 29,50 C.H. Nuevo Imperial 55,99 3,97 81% 25,00 C.H. Yanapampa 56,00 4,16 77% 28,00 C.H. Huasahuasi II 57,00 8,00 71% 42,50 C.H. Huasahuasi I 58,00 7,86 70% 42,50 C.H. Chancay 58,50 19,20 85% 143,00 C.H. Poechos 2 59,50 10,00 75% 50,00 C.H. Roncador 59,85 3,80 89% 28,12 C.H. La Joya 59,95 9,60 65% 54,66 C.H. Angel I 59,97 19,95 75% 131,05 C.H. Angel II 59,98 19,95 75% 131,05 C.H. Angel III 59,99 19,95 75% 131,05 C.H. Purmacana 60,00 1,80 71% 9,00 C.H. Shima 64,00 5,00 75% 32,92 C.H. Carhuaquero IV 70,00 10,00 76% 66,50 C.H. Caña Brava 70,00 6,00 41% 21,50 CH Canchayllo 47,40 3,73 77% 25,16 CH Huatziroki I 47,60 11,08 75% 72,27 CH Manta 52,00 19,78 74% 127,50 RenovAndes H1 53,89 19,99 90% 150,00 8 de Agosto 53,90 19,00 90% 140,00 El Carmen 55,90 8,40 77% 45,00 CH Runatullu III 56,45 20,00 80% 120,00 Total 57,26 263,7 73% Mecanismo Feed In Tariff: Las primas RER por la cual se garantiza un precio a las CC.HH. menores a 20 MW, se otorguen de manera automática, sin necesidad de subasta, tomando como límite el precio promedio de todas las CCHH RER adjudicadas con anterioridad