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INSTALACIN DE LA CH ARICOTA 3 INFORME FINAL

VOLUMEN I MEMORIA DESCRIPTIVA

Doc. 312.009-IFF-EL-01 Cod. Proy. 312.009 Fecha 21/01/2015

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Cliente: EMPRESA DE GENERACIN ELCTRICA DEL SUR S.A. - EGESUR

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MEMORIA DESCRIPTIVA

NDICE Pg.

1. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 7 1.1 CONCLUSIONES ..................................................................................................................... 7 1.2 RECOMENDACIONES ............................................................................................................... 9

2. ASPECTOS GENERALES 10 2.1 DENOMINACIN DEL ESTUDIO ................................................................................................ 10 2.2 ENTIDAD EJECUTORA............................................................................................................ 10 2.3 OBJETIVOS DEL PROYECTO ................................................................................................... 10 2.4 MARCO DE REFERENCIA ........................................................................................................ 10 2.5 PRINCIPALES ANTECEDENTES DEL PROYECTO ......................................................................... 11 2.6 REA DE INFLUENCIA DEL PROYECTO Y BENEFICIARIOS POTENCIALES ....................................... 11 2.7 HORIZONTE DE EVALUACIN .................................................................................................. 11

3. REA DEL PROYECTO 12 3.1 UBICACIN Y REA DE INFLUENCIA ........................................................................................ 12 3.2 ACCESOS AL REA DEL PROYECTO ........................................................................................ 13 3.3 ACCESOS A LOS FRENTES DE OBRA ....................................................................................... 13

4. MERCADO ELCTRICO 15 4.1 INTRODUCCIN .................................................................................................................... 15 4.2 REA DE INFLUENCIA ............................................................................................................ 16 4.3 SITUACIN DE LA DEMANDA DEL SISTEMA ELCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL (SEIN)......... 18

4.3.1 Situacin actual ...................................................................................................... 18 4.3.2 Proyeccin de la demanda de potencia y energa ................................................ 19

4.4 SITUACIN DE LA OFERTA DE POTENCIA Y ENERGA DEL SEIN .................................................. 22 4.4.1 Proyeccin de la oferta en el perodo del 2011 al 2027 ........................................ 23 4.4.2 Plan de expansin de la generacin, en un escenario conservador ................... 24 4.4.3 Plan de expansin de la generacin, en un escenario optimista ......................... 26 4.4.4 Resumen de la proyeccin de la generacin en el mediano y largo plazo .......... 28

4.4 BALANCE OFERTA - DEMANDA ............................................................................................... 29 5. INVESTIGACIONES BSICAS 32

5.1 CARTOGRAFA Y TOPOGRAFA ............................................................................................... 32 5.2 HIDROLOGA ........................................................................................................................ 33

5.2.1 Introduccin ........................................................................................................... 33 5.2.2 Descripcin de la cuenca ....................................................................................... 33 5.2.3 Anlisis de la informacin hidromtrica ............................................................... 35 5.2.4 Disponibilidad de agua para la CH Aricota 3 ........................................................ 38 5.2.5 Mximas avenidas .................................................................................................. 40 5.2.6 Derechos de agua .................................................................................................. 45

5.3 GEOLOGA Y GEOTECNIA ....................................................................................................... 47 5.3.1 Aspectos geolgicos generales ............................................................................ 47 5.3.2 Geodinmica........................................................................................................... 56 5.3.3 Aspectos geotcnicos............................................................................................ 60

5.4 RIESGO SSMICO .................................................................................................................. 75 5.4.1 Sismicidad de la Zona de Influencia ...................................................................... 76 5.4.2 Evaluacin del Peligro Ssmico ............................................................................. 77

6. OPTIMIZACIN DEL ESQUEMA DE LA CH. ARICOTA 3 82 6.1 ANLISIS DE ALTERNATIVAS PARA EL ESQUEMA DE LA CH. ARICOTA N 3 ................................. 82

6.1.1 Antecedentes .......................................................................................................... 82 6.1.2 Alternativa 01 .......................................................................................................... 83 6.1.3 Alternativa 02 .......................................................................................................... 85 6.1.4 Alternativa 03 .......................................................................................................... 88 6.1.5 Resultados del anlisis de alternativas ................................................................. 91

6.2 OPTIMIZACIN DE LA ALTERNATIVA SELECCIONADA ................................................................. 91 6.2.1 Optimizacin del salto............................................................................................ 92 6.2.2 Optimizacin del caudal de diseo y dimetro de tubera ................................... 92




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6.2.3 Optimizacin de la casa de mquinas ................................................................... 94 6.3 ESQUEMA OPTIMIZADO DE LA ALTERNATIVA SELECCIONADA ..................................................... 95

7. DESCRIPCIN DEL PROYECTO 96 7.1 GENERALIDADES .................................................................................................................. 96 7.2 CAMINOS DE ACCESO ........................................................................................................... 96 7.3 CAMPAMENTOS .................................................................................................................... 97 7.4 CANTERAS Y BOTADEROS ..................................................................................................... 97 7.5 DESCRIPCIN DE LAS OBRAS HIDRULICAS DE LAS CENTRALES ................................................ 98

7.5.1 Reservorio de regulacin ....................................................................................... 98 7.5.2 Central Hidroelctrica Aricota 3, Generador 1 ...................................................... 98 7.5.3 Central Hidroelctrica Aricota 3 Generador 2 ..................................................... 108

7.6 INTERCONEXIN AL SEIN.................................................................................................... 113 7.6.1 Evacuacin de la potencia y energa generada en la CH Aricota 3 G1 ........... 113 7.6.2 Evacuacin de la potencia y energa generada en la CH Aricota 3 G2 ........... 114

7.7 SUBESTACIN ELCTRICA ARICOTA 3 - GENERADOR 1 ......................................................... 114 7.8 SUBESTACIN ELCTRICA ARICOTA 3 - GENERADOR 2 ......................................................... 117 7.9 LNEA DE TRANSMISIN ....................................................................................................... 119

7.9.1 Lnea de transmisin existente ............................................................................ 120 8. ESTIMADO DE COSTOS 121 9. CRONOGRAMA DE OBRAS 123 10. EVALUACIN ECONMICA 125

10.1 BALANCE DE OFERTA Y DEMANDA ....................................................................................... 125 10.2 COSTOS DEL PROYECTO ..................................................................................................... 126

10.2.1 COSTOS DEL PROYECTO A PRECIOS DE MERCADO ..................................................... 126 10.2.2 COSTOS DEL PROYECTO A PRECIOS SOCIALES ........................................................... 129

10.3 BENEFICIOS DEL PROYECTO ............................................................................................... 130 10.3.1 Beneficios del proyecto mediante contratos ...................................................... 131 10.3.2 Beneficios del proyecto mediante subasta RER ................................................. 134

10.4 RESULTADOS DE LA EVALUACIN ....................................................................................... 136 10.4.1 INGRESOS DE VENTAS POR CONTRATO ....................................................................... 137 10.4.2 INGRESOS POR VENTAS EN SUBASTA RER ................................................................. 137

10.5 EVALUACIN FINANCIERA ................................................................................................... 138 10.6 ANLISIS DE SENSIBILIDAD ................................................................................................. 142

10.6.1 SENSIBILIDAD ANTE VARIACIN DE LA TASA DE DESCUENTO ...................................... 142 10.6.2 SENSIBILIDAD ANTE VARIACIN DE COSTO DE INVERSIN............................................ 143 10.6.3 SENSIBILIDAD ANTE VARIACIN EN LOS INGRESOS ...................................................... 144

10.7 ANLISIS DE SOSTENIBILIDAD ............................................................................................. 145 11. IMPACTO AMBIENTAL ................................................................................................... 146 11.1 CAPTULO I: ASPECTOS GENERALES Y MARCO LEGAL ............................................................ 146

11.1.1 Aspectos generales.............................................................................................. 146 11.1.2 Accesibilidad ........................................................................................................ 148 11.1.3 Marco Legal .......................................................................................................... 148

11.2 CAPTULO II: DESCRIPCIN DEL PROYECTO .......................................................................... 150 11.2.1 Caractersticas de la central hidroelctrica Aricota 03 ....................................... 150

11.3 CAPTULO III: CARACTERIZACIN AMBIENTAL ....................................................................... 153 11.3.1 Aspecto fsico ....................................................................................................... 153 11.3.2 Aspecto Biolgico ................................................................................................ 165 11.3.3 Aspecto social ...................................................................................................... 169

11.4 CAPTULO IV: PLAN DE PARTICIPACIN CIUDADANA ............................................................... 174 11.4.1 Cronograma del PPC ............................................................................................ 174

11.5 CAPTULO V: IDENTIFICACIN DE IMPACTOS AMBIENTALES ..................................................... 174 11.5.1 Identificacin de impactos ................................................................................... 175

11.6 CAPTULO VI: MEDIDAS DE PREVENCIN, MITIGACIN O CORRECCIN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES .................................................................................................................... 179

11.6.1 Introduccin ......................................................................................................... 179 11.6.2 Objetivos............................................................................................................... 180 11.6.3 Programas de manejo ambiental ......................................................................... 180




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11.7.1 Introduccin ......................................................................................................... 180 11.7.2 Seguimiento ambiental ........................................................................................ 181

11.8. CAPTULO VIII: PLAN DE CONTINGENCIA ............................................................................... 183 11.8.1 Introduccin ......................................................................................................... 183 11.8.2 Objetivo ................................................................................................................ 183 11.8.3 Base legal ............................................................................................................. 184 11.8.4 Presupuesto ......................................................................................................... 184

11.9 CAPTULO IX: PLAN DE CIERRE O ABANDONO........................................................................ 184 11.9.1 Introduccin ......................................................................................................... 184 11.9.2 Responsable de ejecucin ................................................................................... 184 11.9.3 Lineamientos generales para el cierre ................................................................ 184

11.10 CAPTULO X: CRONOGRAMA DE EJECUCIN.......................................................................... 186 11.10.1 Cronograma de ejecucin .................................................................................... 186

11.11 CAPTULO XI: PRESUPUESTO IMPLEMENTACIN .................................................................... 192 11.11.1 Presupuesto de implementacin del plan de seguimiento y control - etapa

de construccin.................................................................................................... 192 11.11.2 Presupuesto de implementacin del plan de seguimiento y control etapa

de operacin y mantenimiento ............................................................................ 192 RELACIN DE CUADROS N 4.1 : rea geogrfica de influencia del SEIN N 4.2 : Proyeccin de la demanda de potencia del SEIN (escenario conservador) N 4.3 : Proyeccin de la demanda en los proyectos mineros (2011 al 2016) N 4.4 : Plan de expansin de la generacin en del SEIN (escenario conservador) N 4.5 : Plan de expansin de la generacin en del SEIN (escenario optimista) N 4.6 : Resumen de la proyeccin de la oferta total de generacin del SEIN en el Perodo 2010

al 2026 (escenario conservador) N 4.7 : Resumen de la proyeccin de la oferta total de generacin del SEIN en el perodo 2010

al 2026 (escenario optimista) N 4.8 : Balance oferta (conservadora) - Demanda SEIN (conservadora) N 4.9 : Balance oferta (optimista) - Demanda SEIN (optimista) N 5.1 : Caudales medios mensuales en vertedero de la CH Aricota 2 N 5.2 : Balance hdrico de la laguna Aricota N 5.3 : Volumen de agua turbinado al ao N 5.4 : PP max 24h para diferentes perodos de retorno T (distribucin Gumbel) N 5.5 : Parmetros de las subcuencas de anlisis N 5.6 : Distribucin temporal de la lmina de precipitacin total para un evento de duracin de

300 minutos y T = 100 aos N 5.7 : reas bajo riego entre captacin y descarga de la CH. Aricota 3 N 5.8 : Demanda de agua para uso agrcola en la zona de inters segn ALA Locumba - Sama N 5.9 : Demanda de agua para uso agrcola en la zona de inters N 5.10 : Demanda para uso poblacional proyectada en el CP. Poquera N 5.11 : Tubera de conduccin 0+00 al 6+400 N 5.12 : Capacidad portante admisible N 5.13 : Casa de mquinas G-1 N 5.14 : Capacidad portante en Casa de mquinas G-1 N 5.15 : Tubera de conduccin 6+400 al 10+600 N 5.16 : Tubera de conduccin 0+00 al 6+400 N 5.17 : Clasificacin de suelos N 5.18 : Capacidad portante admisible N 5.19 : Aceleraciones mximas horizontales esperadas para roca (Tipo B) N 5.20 : Aceleraciones mximas horizontales esperadas para suelo firme (Tipo D) N 5.21 : Coeficientes y parmetros para el diseo de espectros de respuesta de aceleraciones

siguiendo la metodologa del IBC 2006 N 6.1 : Caractersticas tcnicas de la alternativa 01 N 6.2 : Costos estimados de la alternativa 01 N 6.3 : Indicadores econmicos de la alternativa 01 N 6.4 : Caractersticas tcnicas de la alternativa 02




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N 6.5 : Costos estimados de la alternativa 02 N 6.6 : Indicadores econmicos de la alternativa 02 N 6.7 : Caractersticas tcnicas de la alternativa 03 N 6.8 : Costos estimados de la alternativa 03 N 6.9 : Indicadores econmicos de la alternativa 03 N 6.10 : Indicadores econmicos de las alternativas evaluadas N 6.11 : Alternativas para el esquema de la C.H. Aricota N 3 N 6.12 : Caractersticas C.H. Aricota N 3 - Generador 1 (CHA3-G1) N 6.13 : Caractersticas C.H. Aricota N 3 - Generador 2 (CHA3-G2) N 7.1 : Presin de trabajo para tuberas de GRP N 7.2 : Relacin de codos N 7.3 : Relacin de curvas N 7.4 : Relacin de codos N 7.5 : Relacin de curvas N 7.6 : Caractersticas hidroenergticas de las CCHH Aricota 3 N 10.1 : Costo total de inversin del Proyecto N 10.2 : Otros costos del Proyecto a precio de mercado (promedios anuales) N 10.3 : Flujo de caja proyectada de otros costos a precio de mercado N 10.4 : Costos sociales del proyecto, miles de US$ N 10.5 : Otros costos del proyecto a nivel social N 10.6 : Caja de flujo proyectada de otros costos a nivel social N 10.7 : Distribucin de energa, Proyecto C.H. Aricota3 N 10.8 : Precios de energa Proyectados, Proyecto C.H. Aricota3 N 10.9 : Flujo de Ingresos del Proyecto - Contrato, miles de US$ N 10.10 : Precios de energa, Primera y Segunda Subasta - RER N 10.11 : Flujo de ingresos del Proyecto - Subasta RER, miles de US$ N 10.12 : Indicadores econmicos a precios de mercado - mediante Contrato, miles de US$ N 10.13 : Indicadores Econmicos a precios sociales - Mediante Contrato, miles de US$ N 10.14 : Indicadores Econmicos a precios de mercado - Subasta RER, miles de US$ N 10.15 : Indicadores Econmicos a precios Sociales, miles de US$ N 10.16 : Clculo de pago por inters del prstamo - Banca Multilateral, miles de US$ N 10.17 : Clculo del aporte de EGESUR, miles de US$ N 10.18 : Evaluacin financiera - Banca Multilateral - Contrato, miles de US$ N 10.19 : Evaluacin financiera - Banca Multilateral - Subasta RER, miles de US$ N 10.20 : VAN del Proyecto a precios de mercado y precios sociales, miles US$ - Sensibilidad a la

tasa de descuento N 10.21 : VAN del Proyecto a precios de mercado y precios sociales, miles US$ - Sensibilidad al

costo de inversin N 10.22 : VAN del Proyecto a precios de mercado, miles US$ - Sensibilidad al monto de ingreso

por contrato N 10.23 : VAN del Proyecto a precios de mercado, miles US$ - Sensibilidad al monto de ingreso N 10.24 : Flujo de caja a precios de mercado, miles de US$ N 11.1 : Marco legal N 11.2 : Coordenadas UTM de las casas de mquinas G1 y G2 N 11.3 : Resumen de temperaturas mensuales (C) en el rea de estudio N 11.4 : Resumen de los resultados de laboratorio de calidad de aire N 11.5 : Resumen de los resultados de laboratorio de calidad de aire N 11.6 : Resumen de los resultados de laboratorio de calidad de aire N 11.7 : Estndar de referencia para el monitoreo de ruido N 11.8 : Grado de inclinacin del suelo N 11.9 : Unidades de capacidad de uso mayor N 11.10 : Resultados en laboratorio de calidad de agua N 11.11 : Especies sensibles N 11.12 : Cronograma del PPC N 11.13 : Variables de evaluacin de impactos N 11.14 : Actividades del proyecto - Etapa de construccin N 11.15 : Actividades del proyecto - Etapa de operacin N 11.16 : Actividades del proyecto - Etapa de abandono N 11.17 : Factores ambientales identificados por actividad - Etapa de construccin N 11.18 : Componentes ambientales identificados por actividad - Etapa de operacin N 11.19 : Componentes ambientales identificados por actividad - Etapa de abandono




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N 11.20 : Estaciones de monitoreo de ruido N 11.21 : Estaciones de monitoreo de calidad de aire N 11.22 : Estaciones de monitoreo de calidad de aire N 11.23 : Puntos referenciales para la evaluacin de la flora y vegetacin N 11.24 : Puntos referenciales para la evaluacin de la fauna N 11.25 : Puntos sugeridos para la evaluacin hidrobiolgica N 11.26 : Presupuesto de plan de contingencia - Etapas de construccin y operacin N 11.27 : Cronograma de medidas de seguimiento - Etapa de construccin N 11.28 . Cronograma de medidas de seguimiento - Etapa de operacin N 11.29 : Cronograma de monitoreo - Etapa de construccin N 11.30 : Cronograma de monitoreo - Etapa de operacin (1/2) N 11.31 : Cronograma de monitoreo - Etapa de operacin (2/2) N 11.32 : Presupuesto de implementacin - Etapa de construccin N 11.33 : Presupuesto de implementacin - Etapa de operacin y mantenimiento RELACIN DE FIGURAS N 3.1 : mbito del proyecto CH. Aricota N 3 N 3.2 : Ubicacin del primer frente de trabajo N 3.3 : Ubicacin del segundo frente de trabajo N 3.4 : Ubicacin del tercer frente de trabajo N 4.1 : rea geogrfica de influencia del SEIN N 5.1 : Geologa regional N 5.2 : Vista de la Falla Incapuquio en imagen satelital N 5.3 : Mapa de intensidad ssmica del rea del Proyecto N 5.4 : Mapa de zonas de sismicidad del rea del Proyecto N 5.5 : Vista de la zona de captacin mostrando caractersticas geolgicas N 5.6 : Seccin en las proximidades de la captacin N 5.7 : Seccin en las proximidades de la captacin N 5.8 : Seccin geolgica en la casa de mquinas G-1 N 5.9 : Extracto del logueo de perforacin que se incluye en anexos N 5.10 : Del 0.00 m al 3.40 m N 5.11 : Del 3.40 m al 6.80 m N 5.12 : Del 6.80 m al 11.45 m N 5.13 : Del 11.45 al 14.85 m N 5.14 : Del 14.85 m al 18.45 m N 5.15 : Del 18.45 m al 23.95 m N 5.16 : Del 23.95 m N 5.17 : Del 23.95 al 30.05 m final N 5.18 : Seccin en la progresiva 10+00 con un espesor de material fluvio aluvial (azul) N 5.19 : Seccin geolgica en la casa de mquinas G-2 N 5.20 : Extracto del logueo de perforacin que se incluye en anexos N 5.21 : Del 0.00 m al 3.40 m N 5.22 : Del 3.40 m al 8.30 m N 5.23 : Del 8.30 al 12.40 m N 5.24 : Del 12.40 m al 16.30 m N 5.25 : Del 16.30 m al 21.70 m N 5.26 : Del 21.70 al 30.40m N 5.27 : Curva de peligro ssmico para roca (Tipo B) y suelo firme (Tipo D) N 5.28 : Espectros de respuesta de aceleraciones en el rea de estudio siguiendo la metodologa

de diseo del IBC 2006 N 6.1 : Alternativas para el esquema de la C.H. Aricota N 3 N 6.2 : Esquema hidrulico de la C.H. Aricota N 3 - Alternativa 1 N 6.3 : Esquema hidrulico de la C.H. Aricota N 3 - Alternativa 2 N 6.4 : Esquema hidrulico de la C.H. Aricota N 3 - Alternativa 3 N 6.5 : Alternativas para el esquema de la C.H. Aricota N 3 N 7.1 : Ruta de acceso al proyecto desde el puerto de Ilo (161 km) N 7.2 : Seccin tpica de la conduccin presurizada N 7.3 : Esquema general de la casa de mquinas para el G1 N 8.1 : Presupuesto general del proyecto N 11.1 : Ubicacin del proyecto




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N 11.2 : Seccin tpica de la conduccin presurizada N 11.3 : Esquema general de la casa de mquinas para el G1 y G2 N 11.4 : Distribucin de las temperaturas mnimas, medias y mximas mensuales (C) N 11.5 : Isoyetas de precipitacin promedio anual N 11.6 : Ubicacin de estaciones de muestreo N 11.7 : Resultados de monitoreo de ruido ambiental diurno N 11.8 : Resultados de monitoreo de ruido ambiental nocturno N 11.9 : Geologa regional N 11.10 : Mapa de intensidad ssmica del rea del Proyecto N 11.11 : Mapa de zonas de sismicidad del rea del Proyecto N 11.12 : Mapa de elevaciones de la cuenca de estudio N 11.13 : Proceso general para el desarrollo del cierre final de operaciones RELACIN DE GRFICOS N 4.1 : Esquema de la proyeccin de la demanda de potencia (ao 2002 al 2027) N 4.2 : Esquema de la proyeccin de la demanda de energa (ao 2002 al 2027) N 4.3 : Balance oferta-demanda SEIN en el perodo 2009-2027 (escenario optimista) N 4.4 : Balance oferta-demanda SEIN en el perodo 2009-2027 (escenario conservador) N 5.1 : Oferta hdrica del ro Callazas (m3/s) N 5.2 : Oferta hdrica naturalizada del ro Salado (m3/s) N 5.3 : Oferta hdrica generada - Proyecto Kovire N 5.4 : Caudales medios mensuales turbinados en CH. Aricota N 2 N 5.5 : Persistencia de caudal disponible en la CH. Aricota N 2 N 5.6 : Quebradas consideradas en el anlisis de mximas avenidas N 5.7 : Hietograma de diseo N 5.8 : Hidrograma de crecida, para T = 100 aos N 5.9 : Resumen de resultados de simulacin N 6.1 : Volmenes de agua turbinados para distintos caudales de diseo N 6.2 : Dimetro ptimo para la alternativa 4 N 6.3 : Variacin del costo del equipamiento electromecnico N 9.1 : Cronograma de obra CH. Aricota N 3 N 10.1 : Balance de oferta y demanda del sistema nacional RELACIN DE FOTOGRAFAS N 5.1 : Vista de andesitas porfirticas, se observa el tono violeta de estas rocas N 5.2 : Vista de dacitas porfirticas, se observa el tono marrn de estas rocas N 5.3 : Vista de andesitas traquticas, ntese la textura alveolar de tonos claros en matriz violeta

de estas rocas N 5.4 : Vista de brechas en las proximidades del intrusivo, son andesitas compactas encima de

ellas las brechas en forma de coladas N 5.5 : Vista de brechas en las proximidades del intrusivo con matiz violeta verdosa y matiz

marrn N 5.6 : Vista de brechas en las proximidades de la cmara de carga y casa de mquinas N 5.7 : Vista de brechas en las proximidades de la cmara de carga y casa de mquinas N 5.8 : Vista de depsitos aluviales en la quebrada Chintari N 5.9 : Vista de depsitos fluvio aluviales en la margen derecha del valle de Curibaya N 5.10 : Vista de depsitos fluviales en la margen derecha del valle de Curibaya N 5.11 : Vista de depsitos coluviales en el que se aprecia el tamao heterogneo de los

fragmentos y bloques N 5.12 : Vista de la falla Incapuquio desde la parte alta, se observa la alteracin N 5.13 : Vista del proceso de erosin superficial con pequeas crcavas N 5.14 : Vista del proceso de los flujos torrenciales en la quebrada Chulibaya




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1. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 1.1 CONCLUSIONES Como resultado de las evaluaciones tcnicas, de las investigaciones de campo y de

los anlisis tcnico-econmicos realizados para el estudio de la Central Hidroelctrica Aricota 3, se pueden establecer las siguientes conclusiones principales:

El proyecto es tcnicamente factible y econmicamente atractivo para su

desarrollo dentro del Sistema Interconectado Nacional, al cual podra suministrar energa a partir del ao 2017.

El caudal medio multianual disponible al punto de captacin alcanza a los 2.47 m3/s. La oferta hdrica del proyecto tiene la siguiente persistencia.

La central hidroelctrica Aricota 3 recibe las aguas turbinadas de la CH Aricota 2. El caudal de diseo optimizado para ser turbinado en la CH Aricota 3 es de 2.7 m3/s. Una vez turbinadas, las aguas sern devueltas al ro Curibaya.

La potencia instalada del esquema asciende a 9.6 MW repartida en dos

minicentrales llamadas Generador 1 (4.5 MW) y Generador 2 (5.1 MW) como se muestra en el siguiente esquema.

0.00.20.40.60.81.01.21.41.61.82.02.22.42.62.83.0

0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 45% 50% 55% 60% 65% 70% 75% 80% 85% 90% 95% 100%

Caud

al (m

3/s)

Persistencia %

Curva de Duracin de Caudales Netos




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La energa anual facturable asciende a 73.06 GWh, con un caudal de diseo de 2.7 m3/s. Esto debido al efecto de regulacin horaria del reservorio de compensacin existente.

El esquema seleccionado est conformado por las siguientes estructuras:

CH Aricota 3: Generador 1

Mejoramiento del reservorio de regulacin N 1 existentes Captacin - cmara de carga en el reservorio N 1 existente (ro Curibaya) Tubera de presin Chimenea de equilibrio Casas de mquinas

CH Aricota 3: Generador 2

Cmara de carga Tubera de presin Chimenea de equilibrio Casas de mquinas

Otras obras

Botaderos Canteras Accesos

Las caractersticas tcnicas de la CH Aricota 3 se resumen en el siguiente

cuadro.

CH. ARICOTA 3 - G1 CAUDAL m3/s 2.70 POTENCIA Mw 4.5 ALTURA BRUTA m 230.6 PERDIDA DE CARGA m 35.8 ALTUERA NETA m 194.8 DIAMETRO m 1.10 LONGITUD m 6450.63 CAMARA DE CARGA msnm 1715.0 CASA DE MQUINAS msnm 1484.4 TIPO DE CASA DE MQUINAS SUPERFICIE TIPO DE TURBINA FRANCIS N DE UNIDADES 1

CH. ARICOTA 3 - G2 CAUDAL m3/s 2.70 POTENCIA Mw 5.1 ALTURA BRUTA m 249.9 PERDIDA DE CARGA m 28.96 ALTUERA NETA m 220.9 DIAMETRO m 1.10 LONGITUD m 5151.54 CAMARA DE CARGA msnm 1484.4 CASA DE MQUINAS msnm 1234.5 TIPO DE CASA DE MQUINAS SUPERFICIE TIPO DE TURBINA FRANCIS N DE UNIDADES 1




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Se ha seleccionado una tubera de GRP (polister reforzado con fibra de vidrio) como componente de conduccin la cual tendr presiones de trabajo del orden de 20 Bar y sobre presiones de hasta 25 Bar.

La inversin total requerida para la implementacin del proyecto, incluyendo los

costos de las Subestaciones y Lneas de Transmisin, los costos de ingeniera, supervisin y administracin, sin tomar en cuenta el impuesto general a las ventas y los intereses durante la construccin, alcanza a los US$ 26.129 millones. Esta cifra corresponde a un costo unitario de US$ 2,721.78 por kW instalado.

Para la evaluacin econmica, se han considerado los pagos de seguros, organismos reguladores y el COES, as como los gastos de operacin y mantenimiento.

La evaluacin econmica realizada al proyecto indica que este es rentable ya sea bajo un sistema de tarifario a costos marginales, como en un sistema de subastas RER.

El valor actual neto del Proyecto a costos de mercado y por ingreso por contrato sera de 318.8 miles de US$, lo cual indicara que el proyecto sera rentable. Tambin se puede observar que la tasa interna de retorno sera del 12.24 % y la relacin Beneficio/ Costo de 1.01.

Para el caso de ingreso por Subasta RER, se tendra un valor actual neto de 500.7 miles de US$, lo cual indicara que el proyecto tambin sera rentable. La tasa interna de retorno sera del 12.45 % y la relacin Beneficio/ Costo de 1.02.

Tanto a nivel de evaluacin privada como de evaluacin social, el esquema que mejores resultados presenta es el esquema venta de energa mediante subasta RER, cuyo estimado de precio es de 61 US$/MWh, en tanto que el marginal estimado para el horizonte fue de 43.80 US$/MWh.

1.2 RECOMENDACIONES Considerando que el Proyecto de la Central Hidroelctrica Aricota 3 es factible tcnica

y econmicamente, se recomienda lo siguiente:

Proceder al desarrollo del Estudio a Nivel Definitivo (Licitacin). Implementar obras de estabilizacin de taludes en la zona prxima al reservorio

de compensacin para minimizar riesgos de vulnerabilidad de todo el esquema. Iniciar negociaciones con entidades internacionales de crdito o con entidades

privadas interesadas, a fin de conseguir el compromiso de financiacin del proyecto.

Procurar insertar el proyecto al sistema de centrales RER, a partir del cual, consiguiendo un contrato firme con el estado, es ms fcil conseguir tasas ms atractivas de financiamiento.




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2. ASPECTOS GENERALES 2.1 DENOMINACIN DEL ESTUDIO El presente informe corresponde al estudio a nivel de factibilidad del proyecto

Instalacin de la Central Hidroelctrica Aricota 3 que se emplaza aguas abajo de la Central Hidroelctrica Aricota 2 en actual operacin, aprovechando sus aguas turbinadas.

2.2 ENTIDAD EJECUTORA Empresa de Generacin Elctrica del Sur S.A. - EGESUR S.A., convoc a un

concurso para la elaboracin del Estudio de Factibilidad del proyecto Instalacin de la Central Hidroelctrica Aricota 3, resultando ganador el consorcio HC - INCISA.

2.3 OBJETIVOS DEL PROYECTO Los objetivos del proyecto fueron definidos en las etapas anteriores (perfil y pre-

factibilidad) y son los siguientes:

1. El objetivo del presente Estudio emprendido por EGESUR, es el de incrementar la generacin de energa elctrica actual del Sistema de Generacin Aricota (CH Aricota 1 y CH Aricota 2), incorporando la CH Aricota 3 (G1 y G2) con 9.6 MW adicionales, para atender la creciente demanda del SEIN.

2. Ofertar una mayor potencia y energa al Sistema Interconectado Nacional (SEIN) por medio de las gestiones y administracin de EGESUR.

3. Incursionar en el mercado internacional a fin de vender los bonos de carbono, tomando en cuenta el Protocolo de Kyoto y el Decreto Legislativo de Promocin de la Inversin para la Generacin de Electricidad con el uso de Energas Renovables (D.L. N 1002)1.

4. Consecuentemente el proyecto tiene como objetivo adicional la preservacin del medio ambiente y la disminucin de la contaminacin ambiental, por tener la caracterstica de ser un proyecto de electrificacin bajo mecanismos de produccin de energa limpia.

2.4 MARCO DE REFERENCIA La Empresa de Generacin Elctrica del Sur ha realizado estudios del

aprovechamiento del ro Curibaya y laguna Aricota desde los aos 60. El proyecto de la CH Aricota 3 fue desarrollado a nivel perfil entre los aos 2002 a

2003 y a nivel de Prefactibilidad en el 2009, habiendo obtenido la aprobacin de los mismos por la OPI. Con dicha aprobacin convoc a concurso el desarrollo del Estudio de Factibilidad de la CH Aricota 3 cuyos resultados se presentan en este informe.

EGESUR considera de especial importancia el desarrollo del proyecto para poder

cubrir el creciente dficit de energa elctrica de la regin. 1 Es importante sealar que el Protocolo de Kyoto y el D.L. 1002, incentivan la produccin de energa elctrica

bajo mecanismos limpios, y en retribucin varios pases industrializados pagan a las iniciativas de produccin de ste tipo de energas, por la no emisin de dixido de carbono (CO2) a fin de preservar el medio ambiente y disminuir el calentamiento global del planeta.




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2.5 PRINCIPALES ANTECEDENTES DEL PROYECTO

Los principales estudios previos relacionados al proyecto son los siguientes:

Informe de Estudio de Factibilidad del Afianzamiento Hdrico de la Laguna Aricota y la Central Hidroelctrica Aricota 3 desarrollado por la Agencia de Cooperacin Internacional del Japn para la Corporacin Departamental de Desarrollo de Tacna (CORDETACNA) en el ao de 1983.

Estudio a nivel de prefactibilidad de la CH Aricota 3 (HYDROEVAL, 2003) Estudio de perfil de la CH Aricota 3 (2007) Actualizacin del estudio de prefactibilidad de la CH Aricota 3 (FORTALEZA,

2009) 2.6 REA DE INFLUENCIA DEL PROYECTO Y BENEFICIARIOS POTENCIALES Debido a que toda la produccin de energa elctrica que generar la Central

Hidroelctrica Aricota 3 se vender por medio del Sistema de Energa Interconectado Nacional (SEIN), su rea de influencia est definido por todas las ciudades que se encuentran interconectadas por las lneas de transmisin del SEIN, las cuales son la totalidad de ciudades de la costa y sierra del Per y se encuentran fuera de sta rea las ciudades de la regin selva.

2.7 HORIZONTE DE EVALUACIN El horizonte de evaluacin corresponde a un perodo de 25 aos, perodo en el cual la

inversin deber quedar cubierta e incluir beneficios complementarios antes de proceder a intervenciones mayores de mantenimiento, reparacin y reemplazo, tanto en los relativo a Obras Civiles como al Equipo Hidro y Electromecnico.




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3. REA DEL PROYECTO El proyecto se ubica entre las localidades de Chintari, Poquera y Chulibaya en el

distrito de Ilabaya, provincia de Jorge Basadre, departamento de Tacna. Los recursos utilizados corresponden a los turbinados por la Central Hidroelctrica

Aricota 2 y a las filtraciones subterrneas que afloran aguas debajo de la descarga de dicha central.

3.1 UBICACIN Y REA DE INFLUENCIA El Proyecto Central Hidroelctrica Aricota 3, se encuentra ubicado polticamente en el

Distrito de Ilabaya, Provincia de Jorge Basadre, Departamento de Tacna. La Central Hidroelctrica Aricota 3, compuesta por dos minicentrales dispuestas consecutivamente, se emplazan por tramos en la margen derecha e izquierda del rio Curibaya (cuenca del ro Locumba) en un tramo de aproximadamente 12 km de longitud que inicia en el reservorio existente de la CH Aricota 2.

El rea del Proyecto se ubica a un altura promedio de 1,700 msnm, en la zona inicial

de la cuenca del ro Curibaya, sobre su margen derecha, que tiene sus inicios en la laguna de Aricota, a unos 20 km aguas arriba al Este de la Cordillera de Los Andes.

COORDENADAS UTM DEL REA DEL PROYECTO

PTO ESTE SUR 1 351202.38 8074019.03 2 351756.75 8072755.34 3 341891.43 8068427.52 4 341337.06 8069691.21

Geogrficamente el Proyecto se encuentra entre las coordenadas siguientes:

Figura N 3.1: mbito del proyecto CH Aricota 3




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3.2 ACCESOS AL REA DEL PROYECTO Para acceder al rea del proyecto se parte de la ciudad de Tacna, en sentido norte por

la Carretera Panamericana Sur hasta la altura del km 1,238, donde nace un desvo llamado carretera Gallinazos, que conduce hacia el distrito de Ticapampa. En este punto inicia la carretera Curibaya, la cual pasa por los poblados de Ticapampa, Chulibaya y Poquera para luego llegar al casero de Chintari. La zona de estudio de la CH Aricota 3, se encuentra entre el poblado de Chulibaya y el casero Chintari.

La carretera Gallinazos tiene una longitud aproximada de 87.00 km de carretera

asfaltada. Tomando esta ruta, la zona del Proyecto se encuentra a aproximadamente una hora y media de la ciudad de Tacna.

3.3 ACCESOS A LOS FRENTES DE OBRA Los frentes de obra para la construccin de la CH Aricota 3 se ubican a lo largo de la

carretera Curibaya, en el tramo comprendido entre el campamento Chintari y el centro poblado de Chulibaya.

Por la ubicacin de las obras de cabecera y descarga para el generador 1 y 2 definen

automticamente 3 frentes de trabajo principales. Acceso al 1er frente de trabajo El primer frente de trabajo se encuentra en el campamento Chintari, ms

especficamente en la descarga del reservorio de compensacin existente. Desde este punto se construirn las obras de cabecera para el generador 1 y se iniciara la instalacin de la tubera de presin de GRP.

Actualmente existe un desvo desde la carretera Curibaya hacia la tranquera de

ingreso a Chintari. Dentro del campamento se puede llegar en carro hasta el reservorio existente. Para llegar al frente exacto de trabajo hace falta abrir una trocha de aproximadamente 120 m.

Figura N 3.2: Ubicacin del primer frente de trabajo




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Acceso al 2do frente de trabajo El segundo frente de trabajo se encuentra al lado de la carretera Curibaya en la

interseccin con la quebrada Sambalay, a 0.6 km de distancia del centro poblado de Poquera. Desde este punto se construir la casa de mquinas para el generador 1 y sus respectivas obras de descarga. Asimismo, se instalar la tubera a presin de GRP tanto hacia aguas arriba como aguas abajo.

Para acceder al frente exacto de trabajo hace falta acondicionar una rampa de desvo

desde la carretera Curibaya y una trocha de aproximadamente 100 m de longitud.

Figura N 3.3: Ubicacin del segundo frente de trabajo

Acceso al 3er frente de trabajo El tercer frente de trabajo se encuentra al lado de la carretera Curibaya,

aproximadamente a 0.9 km de distancia del centro poblado de Chulibaya. Desde este punto se construir la casa de mquinas para el generador 2 y sus respectivas obras de descarga. Asimismo, se instalar la tubera a presin de GRP aguas arriba.

Este frente de trabajo es adyacente a la carretera Curibaya y se encuentra a su mismo

nivel por lo que no hace falta acondicionar ninguna obra de acceso adicional.

Figura N 3.4: Ubicacin del Tercer frente de trabajo




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4. MERCADO ELCTRICO 4.1 INTRODUCCIN A nivel mundial, el consumo energtico aumenta sin cesar, debido al crecimiento

socio-econmico sostenido de las naciones, as como del crecimiento no controlado de la poblacin mundial, que actualmente (ao 2012) se estima en 7,000 millones de habitantes y se proyecta al 2050 a la cantidad de 9,100 millones de habitantes.

Es conocido que gran parte de la potencia y energa que requiere el mundo moderno

para su crecimiento sostenido se basa en la explotacin y uso de los combustibles fsiles que es el creador de emanaciones de CO2 directamente evacuadas a la atmsfera, y es un hecho que este recurso energtico seguir siendo utilizado hasta su agotamiento, a pesar del grave dao que est causando al medio ambiente a nivel mundial. Sin embargo y ante el hecho comprobado del dao que se est causando y que ha derivado en el Calentamiento Global del Planeta, es que las Naciones Unidas con la participacin de los Pases Desarrollados ms industrializados, han propuesto la imposicin de medidas de proteccin y cuidado del ambiente que conlleven a las siguientes actividades:

a. Creacin del paradigma energa-ambiente, con el propsito de crear las

condiciones necesarias y exigir su cumplimiento con el propsito de controlar y disminuir la emisin de gases CO2 y mejorar la calidad del medioambiente.

b. El Protocolo de Kyoto conformado por los pases desarrollados, basados en el Convenio Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climtico (CMNUCC), de diciembre 1997, crearon las condiciones mediante el cual los pases industrializados se comprometieron a reducir en no menos del 5 % de las emisiones a las del ao 1990, de seis gases de efecto invernadero (dixido de carbono C02, metano CH4, xido nitroso N20, hidrofluorocarbono HFC, perfluorocarbono PFC y hexafluoruro de azufre SF6). En esa fecha y en forma unilateral, la Unin Europea se comprometi a reducir el 8 % en el mismo perodo.

Posteriormente en el ao 2003 se comprob que la reduccin promedio real fue de 1.7

% inferior a la meta prevista. El 31 de mayo de 2002 la Unin Europea ratific el Protocolo de Kyoto y su ratificacin

por Rusia en el 2004, permiti que el Protocolo entre en vigencia el 16 de febrero del 2005, y ser de cumplimiento obligatorio por los Estados firmantes.

En noviembre 2005, en una conferencia de las partes CMNUCC y del Protocolo de Kyoto, permiti dar un nuevo impulso al Protocolo y sentar las bases de futuros debates sobre la lucha internacional sobre el cambio climtico. En el ao 2007 la Unin Europea se comprometi a reducir en 20 % las emanaciones de gases C02 al 2020, e invit a los pases desarrollados a asumir el compromiso conjunto, de que se logre un acuerdo para reducir en un 30 % la emisin en el mismo perodo.

a. El Per es miembro del Protocolo de Kyoto y como tal recibe un bono por la

disminucin de emanaciones de gases de efecto invernadero (GEI) en los proyectos de generacin de energa limpia, no contaminante dentro de las cuales se encuentran las Centrales Hidroelctricas, Centrales Elicas y Centrales de Generacin Fotovoltaica. En este sentido, por la ejecucin de




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proyectos de generacin de potencia y energa limpia el Per accede a los beneficios del mercado de Bonos de Carbono a travs del Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL), que permite que los pases con metas de reduccin de emisiones de GEI puedan adquirirlas de proyectos ejecutados en pases en desarrollo. El Proyecto de Instalacin de la Central Hidroelctrica Aricota 3, est enmarcado en los beneficios del Protocolo de Kyoto.

4.2 REA DE INFLUENCIA El rea de influencia del Proyecto abarca toda la red elctrica del SISTEMA

ELCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL (SEIN), es decir gran parte del territorio nacional que limita:

a. Por el Norte con Tumbes b. Por el Sur con Tacna c. Por el Este, la zona de la Sierra que incluye los Departamentos de Cajamarca,

Hunuco, Pasco, Junn, Ayacucho, Huancavelica, Cusco y Puno d. Los siguientes Sistemas Elctricos han sido incorporados al SEIN:

d.1. Tarapoto-Moyobamba, mediante la LT 138 kV Tingo Mara-Tarapoto-Moyobamba).

d.2. Bagua-Jan, mediante la LT 138 kV CH Carhuaquero-SE Jaen) y en 66 kV entre la SE Jaen y la SE Bagua).

d.3. Puerto Maldonado, mediante la LT CH San Gabn-SE Puerto Maldonado) d.3. El Sistema Iquitos an permanece como Sistema Aislado y en el mediano

plazo ser interconectado mediante la LT 220 kV Moyobamba Nueva-SE Intermedia y SE Iquitos.

El siguiente cuadro grafica las reas geogrficas atendidas por el Sistema Elctrico

Interconectado Nacional (SEIN), como sigue:

Cuadro N 4.1: rea geogrfica de influencia del SEIN ZONA REA GEOGRFICA DE INFLUENCIA

I. NORTE TUMBES PIURA

II. NORTE MEDIO

LAMBAYEQUE CAJAMARCA LA LIBERTAD ANCASH (excepto ANTAMINA)

III. CENTRO

ANCASH (ANTAMINA) HUANUCO UCAYALI LIMA PASCO JUNIN ICA HUANCAVELICA AYACUCHO

IV. SUR

APURIMAC CUSCO AREQUIPA PUNO MOQUEGUA TACNA

Fuente: Ministerio de Energa y Minas




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Figura N 4.1: Mapa del rea geogrfica de influencia del SEIN (Perodo 2011 al 2020)

Fuente: Ministerio de Energa y Minas / DGE




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Igualmente, el nico sistema que permanece aislado es el de Iquitos, aunque est en marcha la licitacin convocada por PROINVERSION para su incorporacin al SEIN.

4.3 SITUACIN DE LA DEMANDA DEL SISTEMA ELCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL (SEIN)

4.3.1 Situacin actual En los ltimos aos el Mercado Elctrico del Per, ha experimentado perodos de

incertidumbre al no satisfacer adecuadamente la demanda elctrica a nivel nacional, por no poder mantener una reserva adecuada del Balance Oferta Demanda, como sigue:

4.3.1.1 Crisis de energa del ao 2004

Causada por la sequa, la ausencia oportuna del Mercado de Potencia del oligopolio

en el segmento de generacin del mercado mayorista y a la falta de previsin de los responsables del sector.

En este perodo las Distribuidoras tenan dificultades para renovar contratos con las

Generadoras y para atender el servicio pblico, retiraban potencia y energa del Sistema Elctrico Interconectado Nacional (SEIN), sin Contratos, afectando de esta manera la cadena de pagos, adems que los costos marginales de electricidad estaban elevndose en algunos perodos en casi cinco veces las del ao previo y como consecuencia el Costo Marginal fue casi el doble que el del perodo 2003.

4.3.1.2 Crisis de energa del ao 2008

Ms severa an que la del ao 2004, ya que a mediados del 2008 los precios se

elevaron casi seis veces que en el mismo perodo del ao previo y el costo marginal promedio anual de la energa elctrica fue mayor en casi dos veces y media. En este contexto las subastas convocadas en aplicacin de la Ley General de Electricidad (LGE) para resolver la situacin planteada, se fueron declarando desiertas al no presentarse los generadores a las mencionadas subastas y los distribuidores continuaron retirando potencia y energa del SEIN, sin tener Contratos, causadas por congestin de la transmisin elctrica:

a. Congestin del Gasoducto Camisea - Lima, que deba alimentar la alta

concentracin de las Plantas generadoras termoelctricas en Lima. b. El agotamiento de las reservas de capacidad de generacin que deban ser del

orden de 30 % como lo exige la Norma de Seguridad energtica y el MP (Market Power), apenas eran del orden del 1 %, provocando una gran fragilidad al sistema.

Esta crisis, causada por falta de capacidad y de energa en el sistema, no se agrav,

debido a que se inici la crisis econmica global que deriv en una drstica disminucin en la demanda de potencia y energa.

4.3.1.3 Situacin en el perodo 2011-2012

En este perodo las reservas han sido, como sigue:

a. Regin Centro y Sur del SEIN: 5 % de reserva




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b. Regin Norte del SEIN: 1 % de reserva c. Reserva deseable y normalizada: 30 % de reserva

La solucin adoptada para este perodo consisti en alquilar el servicio de Generacin

Trmica a terceros, mediante grupos generadores Diesel. Igualmente, en el perodo del 2012-2013 se espera alquilar el servicio de generacin

Diesel con una potencia de 800 MW y para la Regin Norte del SEIN, importar del Sistema Interconectado en 230 kV con el Ecuador (operacin que se inici en junio 2011), despus del racionamiento de energa en la zona norte debido fundamentalmente a la congestin de las Lneas de Transmisin del centro hacia el Norte y hacia el sur a partir del ao 2007 y esta situacin est siendo reflejada en el incremento de precios de la electricidad.

Como consecuencia de esta problemtica, sobre la situacin crtica del SEIN, es que

se ha declarado en situacin excepcional por un perodo de 40 das, es decir una autorizacin para no respetar los mrgenes tcnicos de seguridad operativa del SEIN.

Se establece a priori que la demanda de potencia y energa elctrica, en el corto y

mediano plazo, no ser satisfecha y los mrgenes de reserva establecidos no sern cumplidos, lo que significa que es urgente establecer un programa serio y sostenido de generacin de potencia y energa, que garantice el suministro para asegurar el progreso sostenido del Per.

4.3.2 Proyeccin de la demanda de potencia y energa

4.3.2.1 Proyeccin de la demanda del SEIN en el perodo del ao 2003 al ao

2021 Para el presente Estudio de Factibilidad se ha considerado la proyeccin establecida

en la Memoria Institucional 2006-2011, del Ministerio de Energa y Minas, tomando la data en el perodo del ao 2000 hasta el ao 2023.

Igualmente, se ha considerado:

a) La data elaborada por el Ministerio de Energa y Minas (Ing. Lus Ortigas Cneo, Viceministro MEM), denominado Per: Desarrollo del Sector Energa y Minas

b) Plan Referencial de Electricidad 2008-2017 con proyeccin al 2027. En los mencionados trabajos, se analiza con informacin vlida, la proyeccin de la

Demanda de Potencia y Energa del Sistema Interconectado Nacional (SEIN), y realiza un anlisis detallado de la proyeccin de la demanda y del oferta del Sistema, a largo plazo, en el perodo que abarca el ao 2002 al 2017 y luego la proyecta al horizonte del ao 2027.

Para la estimacin de la proyeccin de la demanda del SEIN, la Direccin General de

Electricidad del Ministerio de Energa y Minas (MEM-DGE), separ las cargas asociadas al sistema, en dos grupos, que son:

Cargas vegetativas, que corresponden principalmente a la demanda del Mercado

Regulado, considerando que este tipo de demanda es susceptible a ser modulado mediante la utilizacin de tcnicas estadsticas.




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Cargas Mayores (especiales/incorporadas), que son de crecimiento en forma discreta y con importante impacto en la demanda global y que requieren anlisis individuales que posteriormente lo han incorporado al modelo estadstico.

En el presente captulo se establece la proyeccin de Demanda de Potencia y

Energa, para el perodo del ao 2002 al 2021 y que se grafica en el siguiente cuadro:

Cuadro N 4.2: Proyeccin de la demanda de potencia del SEIN (Escenario conservador)

AO

PROYECCIN DE LA DEMANDA DE

POTENCIA (MW)

NDICE DE CRECIMIENTO DE

POTENCIA

PROYECCIN DE DEMANDA DE

ENERGA (GWh)

NDICE DE CRECIMIENTO DE

ENERGA * 2,008 4,199 - 29,400 - 2,009 4,322 2.90 % 30,100 2.30 % 2.010 4,796 10.50 % 32,150 6.80 % 2,011 5,035 4.98 % 33,704 6.80 % 2,012 5,566 8.40 % 35,100 10.50 % 2,013 6,034 8.40 % 40,100 14.10 % 2,014 6,723 11.40 % 44,883 11.90 % 2,015 7,265 8.06 % 49,739 10.80 % 2,016 7,739 6.50 % 53,077 6.70 % 2,017 8,050 5.60 % 55,050 9.03 % 2,018 8,500 5.40 % 55,500 9.15 % 2,019 8,850 4.10 % 60,000 9.08 % 2,020 9,200 3.95 % 62,500 8.93 % 2,021 9,600 4.34 % 65,000 8.99 % 2,022 10,050 4.68 % 68,350 5.15 % 2,023 10,500 4.47 % 70,100 2.56 % 2,024 11,000 4.76 % 73,500 4.85 % 2,025 11,600 5.45 % 76,100 3.53 % 2,026 12,050 3.87 % 80,000 5.12 % 2,027 12,600 4.56 % 84,050 5.06 %

Promedio 5.88 % 7.44 % Fuente: MINISTERIO DE ENRGIA Y MINAS (Plan Referencial de Electricidad 2008-2017) CEPLAN Proyecciones Macroeconmicas 1011-2016

Los Grficos N 4.1 y N 4.2, se presentan a continuacin para tener una idea objetiva

de la variacin incremental por ao tanto de la Demanda de Potencia y Demanda de Energa, en el perodo considerado, tomando como data el Plan Referencial de Electricidad elaborado por la Direccin General de Electricidad del Ministerio de Energa y Minas (MEM-DGE), para el perodo del 2008 al 2027, para tres escenarios:

Escenario de crecimiento de la demanda, optimista: Que es un escenario de

mayor crecimiento de la demanda que el esperado. Escenario de crecimiento de la demanda, conservador: Que es un escenario

de menor crecimiento de la demanda que el esperado.




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Grfico N 4.1: Esquema de la proyeccin de la demanda de potencia (Ao 2008 al 2027)

Grfico N 4.2: Esquema de la proyeccin de la demanda de energa (Ao 2008 al 2027)

Fuente: Plan Referencial de Electricidad perodo 2008-2017, MEM-DGE




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4.3.2.2 Proyeccin de la demanda considerando las inversiones mineras en el corto y mediano plazo

Las inversiones mineras en el corto y mediano plazo, garantizan el crecimiento de la

demanda de potencia y energa elctrica establecida en los cuadros de Proyeccin del tem 4.3.2.1.

El Plan Referencial de Electricidad 2008-2017, elaborado por el Ministerio de Energa

y Minas, establece una Proyeccin de la Demanda de Potencia a contratar y el ao probable de entrada en servicio, tal como aparece en el siguiente cuadro.

Cuadro N 4.3: Proyeccin de la demanda en los proyectos mineros

(2011 al 2016)

PROPIETARIO CENTRO MINERO DEMANDA

ELCTRICA REQUERIDA

AO PROBABLE

DE INGRESO

VOTORANTIN (Brasil) Refinera Cajamarquilla (Lima) 30 MW 2011

SOUTHERN PERU COOPER (Mjico) Centros Mineros de Toquepala y

Cuajone) Centro Minero Ta Mara

42 MW 60 MW 10 MW 75 MW

2011 2012 2012 2013

Cementos Yura 11.7 MW 2011 MITSUY (Japn) Fosfatos Bayovar 15 MW / 35 MW 2011 / 2012

SHOUGANG (China) Centro Minero Marcona

33 MW 135 MW 161 MW 277 MW

2012 2013 2014 2015

GRUPO BRESCIA (Per) Centro Minero Justa 28 MW 2012

CHINALCO (Corporacin de aluminio de China) Centro Minero Toromocho 30 MW 180 MW 220 MW

2012 2013 2016

Xstrata Copper (Suiza) Centro Minero Antapaccay Centro Minero Las Bambas

30 MW 130 MW 60 MW 60 MW

2013 2014 2015 2016

CIA. MINERA YANACOCHA Centro Minero Conga 60 MW / 120 MW 2014 / 2015 JIANGXI COPPER (China) Centro Minero Galeno 50 MW / 116 MW 2014 / 2015

ANGLO AMERICAN (Inglaterra) Centro Minero Michiquillay Centro Minero Quellaveco

30 MW 70 MW 100 MW

2014 2015 2016

COMPAA MINERA ANTAMINA S.A. (Per) Centro Minero Antamina 100 MW 2015 MONTERRICO COPPER PLC. (Inglaterra) Centro Minero Rio Blanco 120 MW 2015 VENA RESOURCES (Canada) Centro Minero La Granja 80 MW 2016 TOTAL PROYECCIN DE DEMANDA PERODO 2011-2016 2,468.7 MW

Fuente: Plan Referencial de Electricidad 2008-2017-MEM 4.4 SITUACIN DE LA OFERTA DE POTENCIA Y ENERGA DEL SEIN

Para la estimacin de la proyeccin de la demanda del SEIN, la Direccin General de Electricidad del Ministerio de Energa y Minas (MEM-DGE), separ las cargas asociadas al sistema, en dos grupos, que son:

Cargas vegetativas, que corresponden principalmente a la demanda del

Mercado Regulado, considerando que este tipo de demanda es susceptible a ser modulado mediante la utilizacin de tcnicas estadsticas

Cargas mayores (especiales/incorporadas), que son de crecimiento en forma discreta y con importante impacto en la demanda global y que requieren anlisis individuales que posteriormente lo han incorporado al modelo estadstico.




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Se incluyen los cuadros de la oferta de generacin (MW) del Sistema Elctrico Interconectado Nacional (SEIN) para un escenario conservador y otro optimista.

De acuerdo a las proyecciones establecidas por el MEM-DGE, los probables

escenarios de la oferta de potencia y energa en el mediano y largo plazo son:

4.4.1 Proyeccin de la oferta en el perodo del 2011 al 2027 Para la estimacin de la oferta de potencia y energa elctrica en el mediano y largo

plazo, el MEM DGE, ha considerado la proyeccin de oferta de:

Generacin Hidroelctrica Generacin Termo elctrica basada en el uso de Gas natural (considerando la

puesta en servicio de nuevas Centrales Trmicas y el cierre de otras muy antiguas).

Generacin Termoelctrica basada en el uso de petrleo Diesel, petrleo residual carbn.

Generacin Elica En este sentido, se ha considerado los tiempos de maduracin de los proyectos desde

su etapa de Concesin Temporal (aprobacin de estudios) hasta su puesta en servicio para explotacin, como sigue:

a. Proyectos Candidatos Hidrulicos:

Proyectos con Concesin Definitiva : 4 a 5 aos Proyectos con Concesin Temporal y con estudios : 5 a 7 aos Grandes Proyectos : 10 a 15 aos

b. Proyectos de Centrales Trmicas

Turbinas Duales a GN/Diesel N2 Ciclo Abierto : 2 aos Centrales de Ciclo Combinado a GN : 3 aos Turbo vapor Cierre de Ciclo Combinado : 3 aos Turbo vapor a Petrleo Residual : 4 aos Turbo vapor a Carbn : 5 aos

Igualmente se ha tomado en consideracin la expectativa de vida til de la generacin

elctrica, como sigue:

Vida til Econmica de Generacin Trmica : 20 aos Vida til Econmica de Generacin Hidrulica : 50 aos Vida til Econmica de Transmisin : 30 aos

De conformidad a la definicin de Recursos Energticos Renovables (RER) este concepto se aplica a la Poltica Energtica del estado Peruana establecido en el Decreto Supremo N 064-2010-EM, que define que estn comprendidos en el marco del RER la generacin utilizando: Generacin por Biomasa Generacin Elica Generacin Solar




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Geotrmico Mareomotriz Generacin hidrulica hasta 20 MW

4.4.2 Plan de expansin de la generacin, en un escenario conservador

En consideracin a lo expresado, presentamos a continuacin la proyeccin de la

oferta de potencia instalada del SEIN en el mediano y largo plazo, para los escenarios Conservador y Optimista, como se muestra en los siguientes cuadros:




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Cuadro N 4.4: Plan de expansin de la generacin en del SEIN (Escenario conservador)

Descripcin Pot (MW)

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2023 2025/ 2026

CENTRALES EXISTENTES Centrales Hidroelctricas 2826 2826 2826 2826 2826 2826 2826 2826 2826 2826 2826 2826 2826 2826 Centrales Trmicas 2344 2344 2344 2344 2344 2344 2344 2344 2344 2344 2344 2344 2344 2344 CH. PROYECTADAS C.H. Platanal 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 C.H. Machu Picchu 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 C.H. La Virgen 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 C.H. Cheves 168 168 168 168 168 168 168 168 168 C.H. Quitaracsa 110 110 110 110 110 110 110 110 C.H. Santa Teresa 92 92 92 92 92 92 92 92 92 C.H. Tarucani 49 49 49 49 49 49 49 49 C.H. Pucar 130 130 130 130 130 C.H. Belho Horizonte 180 180 180 180 180 180 180 C.H. Santa Rita 255 255 255 255 255 255 255 C.H. Cerro del guila 400 400 400 400 400 C.H. Curibamba 163 163 163 163 163 163 C.H. San Gabn I 150 150 150 150 150 C.H. El Cao 101 101 101 101 101 101 101 101 C.H. Chaglla 360 360 360 360 360 360 360 C.H. San Gabn III 190 190 190 190 190 190 C.H. San Gabn IV 130 130 130 130 C.H. Huanza 91 91 91 91 91 91 91 91 91 C.H. Veracruz 730 730 730 730 C.H. El ngel I, II y III 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 TOTAL MW CC.HH. CONCESIONADAS 3743 0 220 220 380 444 795 1055 1850 2206 2883 3743 3743 3743 SUBASTA DE SUMINISTROS RER C.H. Santa Cruz I y II 13 7 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 C.H. Poechos 2 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 4 C.H. El Roncador 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 C.H. La Joya 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 C.H. Nuevo Imperial 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 C.H. Yanapampa 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 C.H. Huasahuasi I y II 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 C.H. Chancay 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 C.H. Pumamarca 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 C.H. Shima 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 C.H. Aricota 3 20 20 20 20 TOTAL CC.HH CON RER 107 27 37 39 87 87 87 87 87 87 87 107 107 107 CONVENIO BINACIONAL ENTRE PER Y BRASIL C.H. Inambari I Etapa

0 0 0

TOTAL CC. HH. 3850 27 257 259 467 531 882 1142 1937 2293 2970 3850 3850 3850 CENTRALES TERMO-ELCTRICAS PROYs GAS NATURAL CT Kallpa TG2 GN 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 CT Chilca I TG3 GN 176 176 176 176 176 176 176 176 176 176 176 176 176 176 CT Mollendo a GN 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 CT Calana a GNI 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 CT Oquendo a GN 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 CT Kallpa TG3 GN 195 195 195 195 195 195 195 195 195 195 195 195 195 CT Santa Rosa G8 GN 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 CT Las Flores TG1, GN-CS 192 192 192 192 192 192 192 192 192 192 192 192 192 CT Las Flores TG2, GN-CS 192 192 192 192 192 192 192 192 192 192 CT El Faro GN-CC 260 260 260 260 260 260 260 260 260 CT Santo Domingo GN-CS 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 CT Fnix, TG1 TG2 340 170 340 340 340 340 340 340 340 340 340 CT Fnix GN-CC 170 170 170 170 170 170 170 CT Kallpa GN-CC 280 280 280 280 280 280 280 280 280 280 280 Ct Chilca I, GN-CC 270 270 270 270 270 270 270 270 270 270 CT Quillabamba GN 200 200 200 200 200 200 200 200 CT Paita 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 CT Las Flores GN-CC 192 192 192 192 192 192 CT Nueva Esperanza GN 135 135 135 135 TOTAL CCT GN 3316 416 1077 1077 1727 2359 2619 2819 2789 3181 3181 3316 3316 3316 RESERVA FRIA DUAL (Diesel y GN): CT Talara 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 CT Trujillo 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 CT Ilo 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 Total CCTT (Reserva Fra) 800 800 800 800 800 800 800 800 800 800 TOTAL CCTT 4116 416 1077 1077 1727 3159 3419 3619 3789 3981 3981 4116 4116 4116 CENTRALES ELICAS Y SOLARES Centrales Elicas: CE Talara 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 CE Cupisnique 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 Total CCEE 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 Centrales Solares: CS Majes 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 CS Reparticin 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 CS Tacna 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 CS Panamericana 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 Total CCSS 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 Total CCEE y CCSS 190 0 0 0 190 190 190 190 190 190 190 190 190 190 TOTAL INCREMENTO DE CC.HH.+CC.TT.+ CC.EE.+CC.SS. 8136 443 1334 1336 2384 3880 4491 4951 5916 6461 7141 8156 8156 8156

GRAN TOTAL INCLUYENDO LA CAPACIDAD ACTUAL INSTALADA

13306

5163

6504

6506

7554

9050

9661

10121

11089

11631

12311

13326

13326

13326

Fuente: Plan Referencial de Electricidad MEM-DGE 2008-2017




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4.4.3 Plan de expansin de la generacin, en un escenario optimista

En consideracin a lo expresado, presentamos a continuacin la proyeccin de la oferta de potencia instalada del SEIN en el mediano y largo plazo, para un escenario Optimista, como se muestra en el siguiente cuadro:




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Cuadro N 4.5: Plan de expansin de la generacin en del SEIN (Escenario optimista)

Descripcin Pot (MW) 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2023 2025/ 2026

CC. EXISTENTES CC. HH. 2826 2826 2826 2826 2826 2826 2826 2826 2826 2826 2826 2826 2826 2826 CC. TT. 2344 2344 2344 2344 2344 2344 2344 2344 2344 2344 2344 2344 2344 2344 CCHH. PROYECTADAS C.H. El Platanal 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 C.H. Machu Picchu 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 C.H. La Virgen 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 C.H. Cheves 168 168 168 168 168 168 168 168 168 C.H. Quitaracsa 110 110 110 110 110 110 110 110 C.H. Santa Teresa 92 92 92 92 92 92 92 92 92 C.H. Tarucani 49 49 49 49 49 49 49 49 C.H. Pucar 130 130 130 130 130 130 C.H. Bello Horizonte 180 180 180 180 180 180 180 180 C.H. Santa Rita 255 255 255 255 255 255 255 C.H. Cerro del guila 400 400 400 400 400 C.H. Curibamba 163 163 163 163 163 163 C.H. San Gabn I 150 101 150 150 150 150 C.H. El Cao 101 101 101 360 101 101 101 101 C.H. Chaglla 360 360 190 360 360 360 360 C.H. San Gabn III 190 190 190 190 190 San Gabn IV 130 130 130 130 C.H. Huanza 91 91 91 91 91 91 91 91 91 C.H. Veracruz 730 730 730 730 C.H. El ngel I, II y III 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 TOTAL MW CC.HH. CONCESIONADAS 3743 0 220 220 380 444 795 1235 1850 2206 2883 3743 3743 3743 SUBASTARER C.H. Santa Cruz I y II 13 7 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 C.H. Poechos 2 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 4 C.H. El Roncador 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 C.H. La Joya 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 C.H. Nuevo Imperial 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 C.H.Yanapampa 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 C.H. Huasahuasi I y II 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 C.H. Chancay 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 C.H. Pumamarca 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 C.H. Shima 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 C.H. Aricota 3 20 20 20 20 20 20 CC.HH. CON RER 107 27 37 39 87 87 87 87 87 107 107 107 107 107 CONVENIO PERBRASIL Estos C.H. Inambari (1 Etapa) 550 550 550 TOTAL CC.HH. 4400 27 257 259 467 531 882 1322 1937 2313 2990 3850 4400 4400 CENTRALES TERMO-ELCTRICAS

Descripcin Pot (MW) 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2023

2025/ 2026

PROYECTOS CON GAS NATURAL CT Kallpa TG2 GN 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 CT Chilca I TG3 GN 176 176 176 176 176 176 176 176 176 176 176 176 176 176 CT Mollendo a GN 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 CT Paita GN 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 CT Calana a GN 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 CT Oquendo a GN 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 CT Kallpa TG3 GN 195 188 195 195 195 195 195 195 195 195 195 195 195 195 CT Santa Rosa G8 G 188 188 188 188 188 188 188 188 188 188 188 188 188 CT Las Flores TG1, GN-CS 192 192 192 192 192 192 192 192 192 192 192 192 192 CT Las Flores TG2, GN-CS 192 192 192 192 192 192 192 192 192 192 CT El Faro GN-CC 260 260 260 260 260 260 260 260 260 CT Santo Domingo GN-CS 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 CT Fnix, TG1 y TG2 340 170 340 340 340 340 340 340 340 340 340 CT Fnix GN-CC 170 170 170 170 170 170 170 CT Kallpa GN-CC 280 280 280 280 280 280 280 280 280 280 280 CT Chilca I, GN-CC 270 270 270 270 270 270 270 270 270 270 CT Quillabamba, GN-CC 200 200 200 200 200 200 200 200 CT Las Flores GN-CC 192 192 192 192 192 192 CT Nueva Esperanza GN 135 135 135 135 BPZ (Norte)-GN 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 TOTAL CCTT GN 3504 604 1085 1265 1915 2547 2807 3007 3177 3369 3369 3504 3504 3504 RESERVA FRA DUAL (Diesel y GN): CT Talara 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 CT Trujillo 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 CT Ilo 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 Total CCTT (Reserva Fra) 800 800 800 800 800 800 800 800 800 800 TOTAL CCTT 4304 604 1085 1265 1915 3347 3607 3807 3977 4169 4169 4304 4304 4304 CENTRALES ELICAS Y SOLARES Centrales Elicas: CE Talara 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 CE Cupisnique 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 Total CCEE 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 Centrales Solares: CS Majes 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 CS Reparticin 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 CS Tacna 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 CS Panamericana 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 Total CCSS 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 Total CCEE y CCSS 190 0 0 0 190 190 190 190 190 190 190 190 190 190 TOTAL INCREMENTO DE CC.HH + CC.TT + CC.EE + CC.SS 8874 631 1342 1524 2572 4068 4679 5138 6103 6649 7349 8344 8894 8894

GRAN TOTAL INCLUYENDO LA CAPACIDAD ACTUAL INSTALADA 14044 5801 6512 6694 7742 9238 9849 10308 11273 11819 12519 13514 14064 14064





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4.4.4 Resumen de la proyeccin de la generacin en el mediano y largo plazo La proyeccin de la Oferta de Generacin, contempla el mediano plazo (2008 al 2017)

y el largo plazo (2018 al 2027), tanto por el Ministerio de Energa y Minas (MEM-DGE) como por el OSINERGMIN y el crecimiento de la oferta de generacin tambin ha motivado que el COES-SINAC elabore el diagnstico y la proyeccin de la Oferta de Generacin (Centrales Hidroelctricas, Centrales Trmicas a gas natural incluyendo la Reserva Fra y Generacin de Energas Renovables como son las Generaciones Elicas y Solares).

Tal como se ha manifestado, las fechas previstas de ingreso de la ampliacin de la

generacin son aproximadas y pueden variar, por lo que se ha determinado los escenarios moderado y optimista, como una buena aproximacin del crecimiento

. Cuadro N 4.6: Resumen de la proyeccin de la oferta total de generacin del SEIN en

el perodo 2010 al 2026 (Escenario conservador)

Descripcin Potencia Elctrica

MW 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2023 2025/ 2026

CENTRALES HIDROELCTRICAS Existentes MW 2826 2826 2826 2826 2826 2826 2826 2826 2826 2826 2826 2826 2826 Futuras MW 0 220 220 380 444 795 1055 1850 2206 2883 3743 3743 3743 Futuras RER MW 27 37 39 87 87 87 87 87 87 87 107 107 107 Total CC. HH MW 2853 3083 3085 3293 3357 3708 3968 4763 5119 5796 6676 6676 6676 T.C. % - 8.06 0.06 6.74 1.94 1.04 7.01 20.00 7.47 13.22 15.88 - - CENTRALES TRMICAS: Existentes Futuras Total CCT

Existentes MW 2344 2344 2344 2344 2344 2344 2344 2344 2344 2344 2344 2344 2344 Futuras MW 416 1077 1077 1727 3159 3419 3619 3789 3981 3981 4116 4116 4116 Total CCTT MW 2760 3421 3421 4071 5503 5763 5693 6133 6325 6325 6460 6460 6460 T.C % - 23.9 - 19 35.1 4.72 3.47 2.28 3.13 - 2.13 2.13 2.13 CENTRALES ELICAS Y SOLARES:

CCEE MW 0 0 0 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 CCSS MW 0 0 0 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 Total CCEE y CCSS MW 0 0 0 190 190 190 190 190 190 190 190 190 190 T.C.% - - - - - - - - - - TOTAL CC.HH. + CC.TT + CC.EE + CC.SS

5613 6504 6506 7554 9050 9661 10121 11086 11634 12311 13326 13326 13326





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Cuadro N 4.7: Resumen de la proyeccin de la oferta total de generacin del SEIN en el perodo 2010 al 2026 (Escenario optimista)

Descripcin Potencia Elctrica

MW 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2023 2025/ 2026

CENTRALES HIDROELCTRICAS Existentes MW 2826 2826 2826 2826 2826 2826 2826 2826 2826 2826 2826 2826 2826 Futuras MW 0 220 220 380 444 795 1235 1850 2183 2883 3743 4293 4293 Futuras RER MW 27 37 39 87 87 87 87 87 107 107 107 107 107 Total CC.HH. MW 2853 3083 3085 3293 3357 3708 4148 4763 5116 5816 6676 7226 7226 T.C.% - 8.06 0.06 6.74 1.94 10.45 12.94 13.7 7.41 13.6 114.7 8.23 - CENTRALES TRMICAS: Existentes MW 2344 2344 2344 2344 2344 2344 2344 2344 2344 2344 2344 2344 2344 Futuras MW 604 1085 1265 1915 3347 3607 3807 3977 4169 4169 4304 4304 4304 Total CCTT MW 2948 3429 3609 4259 5691 5951 6151 6321 6513 6513 6513 6513 6513 T.C.% - 16.31 5.24 18.01 33.62 4.51 3.36 2,76 3.03 - - - - CENTRALES ELICAS Y SOLARES:

CCEE MW 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 CCSS MW 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 Total CCEE y CCS MW 190 190 190 190 190 190 190 190 190 190 T.C.% - - - - - -- - - - - TOTAL CC.HH. + CC.TT + CC.EE + CC.SS

5801 6512 6694 7742 9238 9849 10308 11273 11819 12519 13514 14064 14064

Fuente: Plan Referencial de Electricidad MEM-DGE 2008-2017 4.4 BALANCE OFERTA - DEMANDA A continuacin, establecemos la comparacin de la Demanda Mxima requerida por el

Sistema Elctrico Interconectado Nacional (SEIN) considerando la proyeccin de la misma por los grandes Proyectos Mineros (Cuadro N 4.3). En un escenario conservador) con la Proyeccin de la Expansin de Generacin considerada en los Cuadros Ns 4.6 (escenario conservador) y 4.7 (escenario optimista).

La Central Hidroelctrica Aricota 3, se ha incorporado como Generacin RER, como

sigue:

Escenario conservador a partir del ao 2019 Escenario optimista a partir del ao 2017




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Cuadro N 4.8: Balance oferta (Conservadora) - demanda SEIN (Conservadora)

AO PROYECCIN

DE LA DEMANDA

MXIMA (MW)

PROYECCIN CRECIMIENTO CC.HH. (MW)

PROYECCIN CRECIMIENTO CC.TT. (MW)

PROYECCIN CRECIMIENTO CC.RER.(MW)

TOTAL PROYECCIN CRECIMIENTO

(MW)

RESERVA %

2007 Existente (2826) Existente

(2344) 4199 0 5170 23.12

2008 4322 0 416 27 5613 29.81 2009 4796 220 1077 37 6504 35.61 2010 5035 220 1077 39 6506 29.21 2011 5566 380 1727 277 7554 35.71 2012 6034 444 3169 277 9050 49.98 2013 6723 795 3419 277 9661 43.70 2014 7265 1235 3619 277 10321 39.31 2015 7739 1850 3789 277 11086 43.24 2016 8050 2206 3981 277 11634 44.77 2017 8500 2883 3981 297 12311 44.83 2018 8850 3743 3981 277 13171 48.82 2019 9200 3763 4116 297 13326 44.84 2020 9600 3763 4116 297 13326 38.81 2021 10050 3763 4116 297 13326 32.59 2022 10500 3763 4116 297 13326 26.91 2023 11000 4293 4116 297 13326 21.14 2024 11600 3763 4116 297 13326 14.87 2025 12050 3763 4116 297 13326 10.58 2026 12600 3763 4116 297 13326 5.76 2027 12600 3763 4116 297 13326 -

Fuente: Elaboracin propia

Cuadro N 4.9: Balance oferta (Optimista) - demanda SEIN (Optimista)

AO PROYECCIN

DE LA DEMANDA

MXIMA (MW)

PROYECCIN CRECIMIENTO CC.HH. (MW)

PROYECCIN CRECIMIENTO CC.TT. (MW)

PROYECCIN CRECIMIENTO CC.RER.(MW)

TOTAL PROYECCIN CRECIMIENTO

(MW)

RESERVA %

2008 4199 0 5170 23.12 2009 4322 0 604 27 5801 34.22 2010 4796 220 1085 37 6512 35.77 2011 5035 220 1265 39 6694 32.94 2012 5566 380 1915 277 7742 39.08 2013 6034 444 3347 277 9238 53.09 2014 6723 795 3607 277 9849 46.49 2015 7265 1235 3977 277 10308 41.88 2016 7739 1850 4169 277 11273 45.66 2017 8050 2206 4169 297 11819 46.81 2018 8500 2883 4304 297 12519 48.28 2019 8850 3743 4116 297 13514 52.70 2020 9200 3743 4304 297 14064 52.86 2021 9600 3743 4304 297 14064 46.5 2022 10050 3743 4304 297 14064 39.94 2023 10500 4293 4304 297 14064 33.94 2024 11000 4293 4304 297 14064 27.85 2025 11600 4293 4304 297 14064 21.24 2026 12050 4293 4304 297 14064 16.71 2027 12600 4293 4304 297 14064 11.61

Fuente: Elaboracin propia Como conclusin de la comparacin efectuada en el balance oferta-demanda, en

escenarios conservado y optimista, se nota que el sistema puede atender la creciente demanda de potencia y energa con una reserva de ms del 30% en el perodo 2009 al 2023 y a partir del ao 2024 entrara en una reserva decreciente muy preocupante sobre todo en el ao 2027.




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El Plan Referencial de Electricidad del MEM/DGE, ha obtenido los siguientes Grficos de la Proyeccin de la Oferta de Generacin en el Perodo 2009-2027, en escenarios optimista y conservado que validan la proyeccin establecida en el Cuadro N 4.8 Balance Oferta-Demanda (Escenario conservador) y en el Cuadro N 4.9, Balance Oferta-Demanda (Escenario optimista).

Grfico N 4.3: Balance oferta-demanda SEIN en el perodo 2009-2027 (Escenario

optimista)

Fuente: MEM/DGE.- Plan Referencial 2008-2017

Grfico N 4.4: Balance oferta-demanda SEIN en el Perodo 2009-2027 (Escenario

conservador)

Fuente: MEM/DGE.- Plan Referencial de Electricidad




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5. INVESTIGACIONES BSICAS 5.1 CARTOGRAFA Y TOPOGRAFA Los trabajos ejecutados abarcaron las siguientes reas:

Restitucin aerofotogramtrica de todo el mbito del proyecto. Establecimiento de una red geodsica de apoyo para el proyecto. Levantamiento especifico de la zona de captacin, cmara de carga y reservorio

de regulacin a escala 1/500. (Ver Volumen II - Planos). Levantamiento topogrfico de la conduccin presurizada en una franja de 150 m

de ancho a lo largo de aproximadamente 12 km. Escala 1/2000. (Ver Volumen II - Planos).

Levantamiento topogrfico de las zonas de casa de mquinas para el generador 1 y generador 2, as como sus respectivos patios de llaves y obras de descarga. Escala 1/500. (Ver Volumen II - Planos).

Levantamiento topogrfico de la zona de descarga, casa de mquinas, tubera forzada, etc. para la alternativa en tnel. Escala 1/500.

Zona de canteras y botaderos a escala 1/2000. Lneas de refraccin ssmica 4 km y ubicaciones de los sondajes elctricos

verticales. Las actividades preliminares consistieron en la recopilacin de toda la informacin

disponible existente como son: trabajos anteriores, planos topogrficos, coordenadas de los puntos de partida para la base geodsica y para el escner, as como la preparacin de los equipos, del personal responsable de la ejecucin y del apoyo logstico a utilizar.

Los trabajos de campo (medicin y sealizacin), se realizaron entre el 27 y el 31 de

Diciembre del 2012. En este perodo se realizaron los levantamientos topogrficos de la zona proyectada de ubicacin de la bocatoma, ingreso al tnel, salida del tnel, casa de mquinas y ventanas.

El segundo periodo se realiz entre el 22 y 26 de Enero del 2013. En este periodo se

realizaron los levantamientos topogrficos de las secciones, canteras de prstamo y detalles de la zona proyectada para la casa de mquinas.

El levantamiento topogrfico y de detalles se realiz con equipo GPS de tipo

diferencial y para los taludes se utiliz un escner Topcon IS303. Para estos levantamientos topogrficos de detalle, se tom como base el punto del

IGN que se encuentra ubicado en el Distrito de CHIPE, IGN - CPE 1. El Sistema de Coordenadas considerado es el WGS-84 - Proyeccin UTM Zona 19.

El punto que se georeferenci en la zona de ENTRADA DE TNEL fue el Punto REF-

TU, colocado por la empresa HIDROEVAL en mayo del 2003, y que sirvi como punto de partida para realizar todos los trabajos.

El punto que se georeferenci en la zona de SALIDA DE TNEL fue el Punto T-11 el

cual fue colocado por la empresa HIDROEVAL en mayo del 2003.




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Se estableci una poligonal partiendo de la ubicacin de la entrada al tnel hasta el punto de salida del tnel, los vrtices de la poligonal se ubican a lo largo del eje de la carretera cercana a la zona

04.- vol i - memoria descp - texto (f).pdf

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