Problematica Energetica Del Sur

1

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.


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


500MUS$

Costo comprometido a Diciembre 2011

190 MUS$

Fecha de inicio 22 Julio 2010


22 Julio 2013


6 meses


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.


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


US$ 43 Millones de USD

Costo comprometido a Diciembre de 2011

US$ 38 Millones de USD

Fecha de inicio 30 de setiembre de 2010


30 de marzo de 2013


3 meses


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

Mario

Resaltado

Mario

Resaltado

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 %


ÁREA DOLORES

PATACombapata

139 kVQuencoro

139 kV


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 %


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).



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



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


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.



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


La Joya

490 kV

2X125 MW

51 %

639 MW

97 %


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 %


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

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DEL SUR

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