problematica energetica del sur
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Comité Sectorial Eléctrico de la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía
Enero 2012
PROBLEMÁTICA ENERGÉTICA
DEL SUR
PROBLEMATICA
• Existen tres líneas de transmisión de muy alta tensión, enla zona sur del país, otorgadas en concesión por el Estado,con un considerable retraso en el inicio de obras y con altoriesgo de no ejecutarse.
El retraso o eventual cancelación de la ejecución de estaslíneas no permitirá atender la demanda del sur con losproyectos de generación actualmente en ejecución.Adicionalmente, el nodo de Chilca, no podrá evacuar suenergía eficiente hacia el sur, lo que generaría la operaciónparcial de los ciclos combinados, sustituyendo esta energíabarata por energía local más costosa (diesel, residual ycarbón)
1. Problemática que enfrenta la LT Macchupicchu –Abancay – Cotaruse en 220 kV
Línea concesionada por el MINEM, forma parte de un anillo ene rgéticoproyectado para atender el suministro eléctrico del sur-es te del país. Este anillopermitirá evacuar la energía (402 Mw) que generen los proyec tos :
II Etapa de la Central Hidroeléctrica Machu Picchu con 102 MW (en ejecución), Central Hidroeléctrica Santa Teresa con 100 MW (en ejecución)Central Térmica Quillabamba con 200 MW (en proyecto ).
Además, no podrá suministrarse energía a los proyec tos mineros de Ares y Las Bambas. Será inviable la construcción del anillo en 220 kV en la zona s ur, teniendo encuenta que aún falta la construcción de la LT Machupicchu - Qu encoro -Onocora – Tintaya (proyecto que será licitado en el 2012) que debería usar elmismo corredor. Asimismo, se requiere de este proyecto para alimentar a lalinea Tintaya-Socabaya y a través de ella a los proyectos min eros del sur (losQuechuas, Antapacay, Constanza, Tintaya, entre otros) y a l a región Arequipa
Problemática que enfrenta el proyecto: El SERNANP ha emitido una declaración señalando que el proye cto es “nocompatible” con el Área Natural Protegida de Choquequirao.El MINEM no admite a trámite el inicio del proceso de aprobaci ón del EIA.A Enero de 2012, hay un retraso de más de 12 meses en la ejecució n delproyecto, por lo que no podrá entrar en operación en el año 201 3.
1. Problemática que enfrenta la LT Macchupicchu –Abancay – Cotaruse en 220 kV
Alcance del Proyecto Construcción Línea Machupicchu – Abancay – Cotaruse - y las respectivas subestaciones
Costo estimado de construcción
94.74 Millones de USD
Costo comprometido a Diciembre de 2011
25,00 Millones de USD
Fecha de inicio 22 de diciembre 2010
Culminación contractual
22 de enero de 2013
Retraso estimado a Enero 2012
12 meses
2. Problemática que enfrenta la LT Chilca – Marcona -Montalvo en 500 kV
Línea entregada en concesión por el MINEM, su longitud es de 9 00 km y permitiráincrementar en 840 megavatios la capacidad de transmisión d esde la zona degeneración en Chilca (Lima) hasta la zona de Montalvo (Moque gua) para la atenciónde la demanda eléctrica de las regiones de Arequipa, Moquegu a, Puno y Tacna,zonas en las que, en las condiciones actuales, se proyecta dé ficit energético, a loque se suma el desarrollo de importantes proyectos mineros c uyas operaciones sedeberán iniciar a inicios del 2013 (Ampliación Shougang, Ma rcobre, Ampliaciones deCerro Verde, Toquepala, SPCC, Quellaveco y Tía María, ampli ación del proyectoTintaya, Las Bambas). Todas estas demandas representan un r equerimiento detransporte de potencia adicional de 800 MW.
La empresa ha adquirido los materiales y equipos principale s para el proyecto, losque se encuentran almacenados en Perú o en avanzado proceso d e fabricación,además cuenta con la infraestructura material y los recurso s humanos necesariospara el inicio de la construcción del proyecto.
2. Problemática que enfrenta la LT Chilca – Marcona -Montalvo en 500 kV
Problemática que enfrenta el proyecto:
Para el inicio de las obras y el cierre financiero es indispen sable contar con laaprobación del estudio de impacto ambiental (EIA).
Con fecha 3 de enero de 2012, la empresa ha recibido la tercera ronda de 11observaciones al EIA hechas por la Dirección General de Asun tos AmbientalesEnergéticos (DGAAE). Cabe precisar que a la fecha han transc urrido 90 días enexceso del plazo legal de 120 días para la aprobación del EIA.
En lo que se refiere a la obtención de la concesión definitiva de transmisión lasautoridades competentes del Ministerio de Energía y Minas y del Ministerio deCultura no definen el tratamiento legal que corresponde a es te proyecto, en loreferido al proceso de consulta previa de Pueblos Indígenas , cabe anotar que enla oportunidad que la empresa inicio el procedimiento admin istrativo para laobtención de la concesión definitiva, la norma legal vigent e era el DecretoSupremo 023 – 2011 – EM.
Alcance del Proyecto Construcción Línea Chilca-Montalvo y las respectivas subestaciones
Costo estimado de construcción
500MUS$
Costo comprometido a Diciembre 2011
190 MUS$
Fecha de inicio 22 Julio 2010
Culminación contractual
22 Julio 2013
Retraso estimado a Enero 2012
6 meses
2. Problemática que enfrenta la LT Chilca – Marcona -Montalvo en 500 kV
3. Problemática que enfrenta la LT Tintaya- Socabaya en 220 kV
Línea entregada en concesión por el MINEM, unirá la ciudad de Arequipa con Espinar (Cuzco) y permitirá mejorar la estabilidad del suministro eléctrico de la red entre Machupicchu-Cusco-Tintaya-Arequipa, facil itar energía para todo el desarrollo minero previsto en la zona de Tintaya (A ntapaccay, Quechuas, Constanza, actual Tintaya, etc.) y evacuar energía de la Central Hidroeléctrica Pucará y de la Reserva Fría de Ilo (capacidad de 56 0 MW). El contrato de concesión de esta línea fue firmado con el Estado e n septiembre de 2010.
Su longitud es de 207 Km. y permitirá incrementar e n 400 MW la capacidad de transmisión. La empresa ya dispone de financiamient o por USD 33 millones, habiendo adquirido a la fecha la mayor parte de mat eriales y equipos, infraestructura, recurso humano para su construcció n, con un total de 38 millones de USD comprometidos a la fecha, de un tot al de 43 millones de USD.
3. Problemática que enfrenta la LT Tintaya- Socabaya en 220 kV
Problemática que enfrenta el proyecto:El proyecto puede paralizarse al supeditar el MINEM el otorgamiento de la Concesión Definitiva (que permite iniciar construcc ión e imponer servidumbre) a la realización de la Consulta Previa , cuyo reglame nto aún no ha sido aprobado.
El MINEM solicitó al Ministerio de Cultura le indiq ue si hay algún pueblo indígena en el entorno del proyecto, solicitud que no tiene respuesta desde julio 2011 que se inició la gestión.
A la fecha la empresa tiene prácticamente conseguid as el 80% de las servidumbres, ha realizado los tres talleres ambien tales y las audiencias públicas en el marco de su EIA, sin haber encontrad o oposición al proyecto. A la fecha el proceso de aprobación del EIA lleva 3 mese s de retraso.
Adicionalmente se solicitó la concesión definitiva en Octubre 2011, tramite que se encuentra detenido en el MINEM.
En caso de ser aplicable el procedimiento de consul ta el tiempo que tome viabilizar su ejecución (reglamento, procedimientos , recursos humanos, recursos económicos, etc.) así como el que tome el proceso de consulta en si mismo, retrasarán el proyecto entre 15 y 18 meses m ínimo, lo que impedirá que entre en operación el año 2013.
Alcance del Proyecto Construcción Línea Tintaya- Socabaya y las respectivas subestaciones
Costo estimado de construcción
US$ 43 Millones de USD
Costo comprometido a Diciembre de 2011
US$ 38 Millones de USD
Fecha de inicio 30 de setiembre de 2010
Culminación contractual
30 de marzo de 2013
Retraso estimado a Enero 2012
3 meses
3. Problemática que enfrenta la LT Tintaya- Socabaya en 220 kV
Expansión SEIN Zona Sur
LT 500 kV Chilca – Marcona – MontalvoLT 220kV Machupicchu – Abancay - CotaruseLT 220 kV Tintaya - Socabaya
• La demanda del sur es de 890 MW, el sur genera únicamente 430 MW eficientes, por loque se hace necesario importar energía de bajo costo del centro del país (Chilca) poraproximadamente 460MW (52%).
• La importación de energía Centro-Sur, se hace a través del único enlace existente a lafecha (LT Mantaro-Socabaya).
• La capacidad de transmisión con el repotenciamiento de la LT Mantaro-Socabayaactualmente es de 505 MVA (equivalente a 460 MW en Socabaya). Este repotenciamientole ha dado mayor capacidad de transmisión de energía eficiente del centro al sistema surpor el orden de 200 MW adicionales, sin embargo la atención de la demanda del sur esmás dependiente de la operatividad de este único enlace, lo que no le otorgaconfiabilidad al sistema sur.
Situación Energética del Sur Hoy
Sin la operación de los proyectos, se proyecta para el 2013:� Demanda del sur del orden de 980 MW. La línea Mantaro-Socabaya operando a su
máxima capacidad permitirá importar energía eficiente del centro por 460 MW, por tantose requeriría de al menos 120 MW de generación de energía no eficiente en la zona sur,a pesar de contar con la segunda etapa de Machupicchu II que para esa fecha deberíaestar operando.
� Cualquier contingencia simple de las LT Mantaro-Socabaya, Machupicchu-Tintaya,pueden hacer colapsar el Área Sur.
� En la zona de Apurímac, Cuzco y Puno la tensión estará en el límite mínimo permitido, loque pone en riesgo el suministro de energía.
� El proyecto Minero Antapacay, se atendería desde la barra de 138kV de la SE Tintaya deREP, con baja seguridad, con alto riesgo de desabastecimiento de dicho proyecto minero.
� No se podrá atender la demanda del sur con los proyectos de generación actualmente enejecución en la zona de Chilca (Ciclos Combinados), lo que generaría la operación parcialde los ciclos combinados, sustituyendo esta energía barata por energía local más costosa(diesel, residual y carbón).
� En la zona Sur Medio, se requerirá la operación de la CT Shougang para controlar latensión en Marcona y atender la demanda existente. No será posible atender lademanda de los proyectos mineros Justa (40MW) y El Hierro (72MW) en Marcona 220kV,debido a limitaciones de capacidad de transmisión de la línea de 220kV Ica-Marcona ydéficit de compensación reactiva para el control de tensión en la zona.
Importancia estratégica de los Proyecto SGT Líneas de Transmisión del sur – Estiaje Máxima 2013
ÁREA CENTRO NORTE DEL SEIN
ÁREA COSTA SUR
Montalvo
224 kV
Cotaruse
223 kVSocabaya
220 kVMantaro
238 kV
C.Verde
220 kV
ÁREA DOLORES
PATA
ÁREA AZANGARO
Combapata
134 kV
Quencoro
134 kV
Abancay
130 kV
Cachimayo
134 kV
Tintaya
137 kV
Macchupicchu
140 kV
21 MW
25 %
42
MW
57 %
39 MW
45 %
51 MW
65 %2 MW
8 %
68 MW
79 %
81 MW
86 %
2x61 MW
18 %
2x262 MW
54 %2x279 MW
52 %
88 MW 70 MW
Complejo
Macchupicchu
141 kV
OPERACIÓN SIN PROYECTOSESTIAJE-MÁXIMA DEMANDA 2013
Puno
213 kV
Puno
138 kV
Juliaca
136 kV
Azángaro
138 kV39 MW
43 %
6 MW
25 %
20 MW
34%
Callali
137 kV
26 MW
25 %
54 MW
50 %
2X60 MW
44%
0 MW 67 MW
Reserva. Fría Ilo
Ilo
0 MW
CT Ilo2
2x120 MW
83 %20 MW
27 %
Importancia estratégica de los Proyecto SGT Líneas de Transmisión del sur – Estiaje Máxima 2013
ÁREA DOLORES
PATACombapata
139 kVQuencoro
139 kV
ÁREA CENTRO NORTE DEL SEIN
ÁREA COSTA SUR
Tintaya
222 kV
Montalvo
222 kV
Cotaruse
227 kVSocabaya
220 kVMantaro
238 kV
C.Verde
220 kV
Montalvo
496 kVOcoña
503 kVMarcona
498 kV
ÁREA AZANGARO
/PUNO
Abancay
141 kV
Cachimayo
140 kV
Tintaya
139 kV
Macchupicchu
142 kV
8 MW
10 %
2x168 MW
35 %
27 MW
34 %
29 MW
34 %
35 MW
43 %0.7 MW
1 %
26 %
2x29 MW
15 %
46 MW
54 %
52 MW
55 %
2x164 MW
34 %
173 MW
37 %172 MW
35 %
Abancay
226 kV
16 MW
10 %4 MW
6 %
33 MW
13 %Suriray
227 kV
29 MW
29 %
2x61 MW
18 %
50 MW
21 %
88 MW 70 MW
Complejo
Macchupicchu
142 kV
OPERACIÓN CON PROYECTOSNo se presenta congestión en las líneas detransmisión y los perfiles de tensión están dentrode sus limites de operación.
2x27 MW
23 %
Importancia estratégica de los Proyecto SGT Líneas de Transmisión del sur – Estiaje Máxima 2013
Sin la operación de los proyectos, además de lo señalado para el año 2013, se tendrá las siguientes implicancias adicionales:�La demanda estará en el orden de 1210 MW, 38% sería transportado a través del enlaceMantaro-Socabaya. Para atender la demanda del Área Sur será necesaria la operación fueradel despacho económico de la CT de Reserva Fría de Ilo con 300MW (en construcción) y laCT Ilo2 (carbón) de Enersur con 120MW.�En la zona de Apurímac, Cuzco y Puno la tensión estará por debajo del límite mínimopermitido, lo que generará problemas en el suministro de energía.
�En el Sur Este, no será posible atender la demanda del proyecto minero Constanza(90MW) en la barra de 220kV de Tintaya, debido a limitaciones de capacidad detransformación 220/138kV en Tintaya (135% de sobrecarga) y déficit de compensaciónreactiva para el control de tensión en la zona (0.9 pu).
Importancia estratégica de los Proyecto SGT Líneas de Transmisión del sur – Estiaje Máxima 2014
ÁREA CENTRO NORTE DEL SEIN
ÁREA COSTA SUR
Tintaya
221 kV
Montalvo
223 kV
Cotaruse
232 kVSocabaya
220 kVMantaro
238 kV
C.Verde
220 kV
Montalvo
505 kVOcoña
509 kVMarcona
504 kV
ÁREA DOLORES
PATA
ÁREA AZANGARO
/PUNO
Combapata
139kV
Quencoro
139 kV
Abancay
141 kV
Cachimayo
140 kV
Tintaya
139 kV
Macchupicchu
141 kV
11 MW
13 %
2x198 MW
38 %
30
MW
39 %
14 MW
18 %
39 MW
47 %1 MW
5 %
14 %
2x27 MW
14 %
48 MW
57 %
55 MW
58 %
2x211 MW
38 %
316 MW
54 %314 MW
49 %
Abancay
227 kV
23 MW
16 %8 MW
13 %
43 MW
18 %Suriray
226 kV
33 %
2x61 MW
18 %
110M
W
43%
5 %
107M
W
42%
Onocora
223 kV113 W
44%
Quencoro
224 kV88 MW 58 MW
Complejo
Macchupicchu
141 kV
76 MW
C.T Quillabamba
226 kV
OPERACIÓN CON PROYECTOS� No hay problemas de congestionamiento ni
perfiles de tensión fuera de sus limites
Importancia estratégica de los Proyecto SGT Líneas de Transmisión del sur – Estiaje Máxima 2014
ÁREA CENTRO NORTE DEL SEIN
ÁREA COSTA SUR
Montalvo
220 kV
Cotaruse
232 kVSocabaya
220 kVMantaro
238 kV
C.Verde
220 kV
ÁREA DOLORES
PATA
ÁREA AZANGARO
Combapata
124 kVQuencoro
127 kV
Abancay
124 kV
Cachimayo
128 kV
Tintaya
123 kV
Macchupicchu
136 kV
21 MW
27 %
32 MW
43 %
65 MW
78 %
39 MW
51 %8 MW
11 %
61 MW
76 %
76 MW
83 %
2x61 MW
18 %
2x219 MW
42 %2x255 MW
46 %
88 MW 70 MW
Complejo
Macchupicchu
141 kV
OPERACIÓN SIN PROYECTOS
Puno
204 kV
Puno
132 kV
Juliaca
128 kV
Azángaro
131 kV9 MW
15 %
35 MW
51 %
72 MW
69%
Callali
126 kV
76 MW
75 %
104 MW
98 %
2X112 MW
80%
2x32 MW
23 %
103 MW
73 %
0 MW 130 MW
Reserva. Fría Ilo CT Ilo2
0 MW
Importancia estratégica de los Proyecto SGT Líneas de Transmisión del sur – Estiaje Máxima 2014
Sin la operación de los proyectos, además de la situación de 2013 y 2014, se tendrá:�Demanda del sur estaría en 1394 MW. El 33% dependería del transporte de energía delenlace Mantaro-Socabaya. Será necesaria la operación fuera del despacho económico de laCT de Reserva Fría de Ilo con 400MW y la CT Ilo2 (carbón) de Enersur con 120MW-
�Solo se podrá atender parcialmente los suministros a los nuevos proyectos Tía María, LasBambas.
�No se podrá atender la demanda de los proyectos de ampliación de Cerro Verde (300 MW),Quellaveco y los Quechuas (40 MW).
�El proyecto minero Los Chancas (20MW) y la central hidráulica de Santa Teresa (100MW)se quedarán sin punto de conexión (SE Suriray).
�En la zona de Apurímac, Cuzco y Puno la tensión estará por debajo del límite mínimopermitido, lo que generará problemas en el suministro de energía.
Importancia estratégica de los Proyecto SGT Líneas de Transmisión del sur – Estiaje Máxima 2015
ÁREA CENTRO NORTE DEL SEIN
ÁREA COSTA SUR
Tintaya
217 kV
Montalvo
223 kV
Cotaruse
228 kVSocabaya
220 kV
Mantaro
238 kV
Mantaro
518 kVCotaruse
500 kV
C.Verde
218 kV
Montalvo
500 kVOcoña
488 kVMarcona
490 kV
ÁREA DOLORES
PATA
ÁREA AZANGARO
/PUNO
Combapata
135 kV
Onocora
217 kV
Quencoro
218 kV
Quencoro
136 kV
Abancay
138 kV
Cachimayo
136 kV
Tintaya
138 kV
Macchupicchu
140 kV
8 MW
10 %
2x241 MW
48 %
144 MW
59%
43 MW
57 %
2 MW
6 %
54 MW
66 %
8 MW
12 %
18 %
2x31 MW
14 %
61 MW
72 %
69 MW
73 %
148 MW
59 %
5 %
2x126 MW
23 %
306 MW
50 %
649 MW
96 %
378 MW
55 %
Abancay
222 kV
53 MW
24 %30 MW
18 %
83 MW
33 % Suriray
222 kV
33 %
88 MW 90 MW
Complejo
Macchupicchu
141 kV
190 MW
C.T Quillabamba
226 kV
61 MW
C.H S.Teresa
222 kV
OPERACIÓN CON PROYECTOS� No hay problemas de congestión ni
perfiles de tensión fuera de suslimites
Importancia estratégica de los Proyecto SGT Líneas de Transmisión del sur – Estiaje Máxima 2015
La Joya
490 kV
2X125 MW
51 %
639 MW
97 %
ÁREA CENTRO NORTE DEL SEIN
ÁREA COSTA SUR
Montalvo
220 kV
Cotaruse
229 kVSocabaya
220 kVMantaro
238 kV
C.Verde
220 kV
ÁREA DOLORES
PATA
ÁREA AZANGARO
Combapata
130 kVQuencoro
129 kV
Abancay
123 kV
Cachimayo
129 kV
Tintaya
135 kV
Macchupicchu
136 kV
25 MW
32 %
44 MW
64 %
31 MW
37 %
54 MW
73 %5 MW
15 %
76 MW
91 %
91 MW
99 %
2x61 MW
18 %
2x227 MW
45 %2x256 MW
47 %
88 MW 90 MW
Complejo
Macchupicchu
141 kV
OPERACIÓN SIN PROYECTOS� Para encontrar una condición operativa será
necesario el despacho de la reserva fría en Ilode 400 MW y restringir la atención de lademanda minera en el sur del SEIN.
Puno
211 kV
Puno
136 kV
Juliaca
132 kV
Azángaro
135 kV36 MW
41 %
12 MW
37 %
51 MW
55%
Callali
135 kV
33 MW
32 %
61 MW
56 %
2X102 MW
73%
200 MW 140 MW
Reserva. Fría Ilo
Ilo
CT Ilo2
200 MW
2x36 MW
26 % 116 MW
79 %
Importancia estratégica de los Proyecto SGT Líneas de Transmisión del sur – Estiaje Máxima 2015
CONCLUSIONES
De los análisis de los años 2013, 2014 y 2015 encontramos que:
� Disminuiría significativamente la calidad y seguridad de suministro eléctrico enel sur, con los consiguientes racionamientos y posibles pérdidas del servicio, yaque solo se dependería de la operatividad de las LT220 kV Mantaro-Socabaya.
� En particular no se podrán integrar al SEIN los proyectos de generación deenergía eléctrica : II Etapa de la Central Hidroeléctrica Machu Picchu (102 MW),la Central Hidroeléctrica Santa Teresa (100 MW) y la Central TérmicaQuillabamba (200 MW), que totalizan 402 MW.
� Tampoco se podrá transportar hacia el Área Sur energía de menor costooperativo de las centrales a gas natural localizadas en Lima (ciclos combinadosen construcción).
� No se podrá atender el crecimiento de la demanda de las poblaciones del sur(Apurimac, Cusco, Arequipa, Moquegua, Tacna y Puno), ni atender el desarrollode los grandes proyectos mineros de esta zona: Constanza, Las Bambas, LosQuechuas, Los Chancas, Tía María, Ampliación Cerro Verde, Quellaveco,ampliación SPCC, Ampliación de Pampa de Cobre, Coroccohuayco, Justa y ElHierro, entre otros.
23
Conclusiones
� Aumentarían los costos marginales de la zona Sur, con el consecuenteincremento en los precios de barra y en la tarifa de los usuarios finales.
� En caso de cancelación de la ejecución de las líneas del sur, se paralizaríanestos proyectos y su reactivación posterior supondría un retraso mínimo de 5años respecto a las fechas actualmente estimadas. (nuevos procesoslicitatorios, nuevos estudios, ejecución y puesta en operación).
Que se requiere para viabilizar la ejecución de las Líneas de Transmisión del SGT del Sur
• El MINEM debe declarar que no corresponde opinión del SERNANP sobre la compatibilidad,para ninguno de estos proyectos, considerando que las concesiones de estas líneas fueronotorgadas antes de la dación de la norma que estipula la emisión de opinión por parte delSERNANP.
• En el caso del Proyecto Machupicchu-Abancay-Cotaruse, cuando el Estado firmó el contratoSGT, garantizó que no requería de ninguna acción o procedimiento de cualquier entidadestatal para su firma y cumplimiento, no obstante ello, no contaba con la Emisión deCompatibilidad (opinión técnica previa vinculante), omisión que es subsanable, pero que aúnno la consigue.
• Revisar los plazos máximos establecidos en la normatividad; así como, el procedimiento deaprobación para los EIA de las LT del Sur, a fin de contar con su aprobación en el más breveplazo. Los EIA en el caso de los 3 proyectos de transmisión del sur, están dentro de la rutacrítica para la ejecución de los proyectos, dado que es un requisito para el inicio de las obras.
• El MINEM debe considerar que las 3 concesiones de las LT efectuadas por el Estado, fueronanteriores a la dación de la Ley de Consulta Previa, por lo cual su ejecución no debe estarsujeta a dicha norma. Más aún considerando que existe una declaración del Estado de quelos proyectos cuentan con todos los permisos y autorizaciones para suscribir los contratos deconcesión correspondientes.
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Comité Sectorial Eléctrico de la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía
Enero 2012
PROBLEMÁTICA ENERGÉTICA
DEL SUR
Anexos