Evaluación Social Del Proyecto Hidroeléctrico En Tecate, Baja

EVALUACIÓN SOCIAL DEL PROYECTO HIDROELÉCTRICO EN
TECATE, BAJA CALIFORNIA
Octubre de 1996
Participantes:
Karla Jassindh Padilla Muñoz
Laura Lucía Lara Moreno
José Manuel Bazua Carrillo
Jesús E. Ruiz Heredia
Jesús Alfredo Quiñonez Rodríguez
Joel Rodríguez Cadena
ÍNDICE
RESUMEN EJECUTIVO
CAPÍTULO I ANTECEDENTES, ORIGEN Y OBJETIVO DEL ESTUDIO
1.1 Antecedentes
1.2 Origen del proyecto
1.3 Objetivo del estudio
CAPÍTULO II SITUACIÓN ACTUAL Y SIN PROYECTO
2.1 Oferta de energía eléctrica
2.2 Demanda por energía eléctrica
2.3 Optimización de la situación actual
CAPÍTULO III SITUACIÓN CON PROYECTO
3.1 Descripción técnica del proyecto
3.2 Aspectos institucionales
3.3 Proyecciones de producción de la hidroeléctrica
3.4 Suministro de agua a la ciudad de Tijuana
CAPÍTULO IV EVALUACIÓN SOCIOECONÓMICA DEL PROYECTO
4.1 Identificación, cuantificación y valoración de los costos sociales
4.2 Identificación, cuantificación y valoración de los beneficios sociales
4.3 Evaluación socioeconómica del proyecto
CAPITULO V EVALUACIÓN PRIVADA
5.1 Identificación, cuantificación y valoración de los costos privados
5.2 Identificación, cuantificación y valoración de los beneficios privados
5.3 Evaluación privada
CAPÍTULO VI
CONCLUSIONES, RECOMENDACIONES Y LIMITACIONES DEL ESTUDIO
6.1 Conclusiones
6.2 Recomendaciones
6.3 Limitaciones
ANEXO 1 Hoja de cálculo para realizar análisis de sensibilidad del proyecto
ANEXO 2 Determinación de los costos unitarios de generación
RESUMEN EJECUTIVO
En 1977, ante el problema de la escasez de agua en Tijuana, se decidió la construcción de un
acueducto con capacidad para conducir, a esta ciudad, 4m³/s de agua proveniente del Río
Colorado desde la ciudad de Mexicali. Debido a que el acueducto atraviesa la zona montañosa de
La Rumorosa, el agua se eleva por bombeo para después descender por gravedad hasta la presa
El Carrizo. De esta presa, el agua pasa a la Planta Potabilizadora El Florido para distribuirse a la
ciudad de Tijuana.
El proyecto en estudio consiste en desviar el gasto bombeado por el acueducto Río ColoradoTijuana, antes de su actual descarga a la presa El Carrizo, para aprovechar la caída de agua en la
generación de energía eléctrica. Debido a que el acueducto opera las 24 horas del día, la
hidroeléctrica permitiría abastecer con energía más barata la demanda existente. Este ahorro en
los costos de producción de la energía eléctrica constituye el beneficio social del proyecto. Desde
el punto de vista privado, los beneficios están dados por las ventas de dicha energía. Estos
ingresos dependerán de los usos que se den a la energía obtenida por este medio. En este
proyecto la energía podría destinarse a lo siguiente:
a)
Sustituir el abastecimiento de energía eléctrica para tres actividades: el alumbrado público
en la ciudad de Tijuana (30.53 GWH), el bombeo de aguas negras y agua potable de la
Comisión Estatal de Servicios Públicos de Tijuana -CESPT- (12.12 GWH) y el bombeo del
Acueducto Río Colorado-Tijuana (62.47 GWH).
b)
Sustituir parte de las fuentes que abastecen al alumbrado público de la ciudad de Tijuana
(30.53 GWH); y al bombeo del acueducto Río Colorado-Tijuana (74.59 GWH).
c)
Sustituir las fuentes que abastecen 105.12 GWH a la Ciudad de Mexicali.
La evaluación se realizó tanto privada como socialmente. La evaluación privada se hizo
considerando únicamente las dos primeras alternativas (a y b). Los costos y beneficios sociales
del proyecto se identifican, cuantifican y valoran comparando la situación con proyecto y la
situación sin proyecto (actual optimizada) durante un horizonte de evaluación de 50 años. El
resumen de los resultados se muestra a continuación:
Concepto
Parámetros de evaluación
Tasa de descuento social anual
1996-2000
18%
2001-2005
16%
2006-2010
14%
2011-en adelante
12%
Horizonte de evaluación
50 años
Beneficios sociales
Ahorro de costos de producción
$ 22,754,380
Valor Actual de los Beneficios (VAB)
$149,565,208
Costos sociales
Inversión social
$129,410,499
Operación Anual
$
Valor Actual de los Costos (VAC)
$134,250,614
Indicadores de rentabilidad social
498,412
Valor Actual Neto Social ( VANS)
$ 15,314,594
Conclusión:
El indicador VANS muestra que el proyecto es rentable socialmente. Sin embargo, se recomienda
realizar una afinación de los parámetros utilizados para cuantificar y valorar los costos de inversión,
con objeto de certificar los indicadores de rentabilidad obtenidos. Asimismo, de llevarse a cabo el
proyecto, se recomienda continuar evaluando la hidroeléctrica utilizando la metodología aplicada
en este estudio.
CAPÍTULO I
ANTECEDENTES, ORIGEN Y OBJETIVO DEL ESTUDIO
Antecedentes
La ciudad de Tijuana se ubica en la zona noroeste de la República Mexicana, en el estado
de Baja California (ver figura 1.1).
Baja
California
Estados Unidos de
NorteAmérica (EUA)
San Diego Ca.
Tijuana
Tecate
1.1
Golfo de
México
Mexicali
SONORA
Rosarito
Golfo de
California
Ensenada
Océano
Pacífico
BAJA
CALIFORNIA
Figura 1.1 Localización de la Ciudad de Tijuana en la República Mexicana.
En 1977, la entonces Secretaría de Agricultura y Recursos Hidráulicos (SARH) determinó
como la solución más conveniente al problema de la escasez de agua en la ciudad de
Tijuana, la construcción de un acueducto que condujera a esta ciudad agua desde
Mexicali. El acueducto tiene capacidad para conducir 4m³/s de agua proveniente del Río
Colorado. Su longitud de construcción desde la zona de generación es de 99 km, de los
cuales 10.7 km van a través de túneles. Del agua que se desvía del Río Colorado,
alrededor de 1,850 millones de metros cúbicos son suministrados por Estados Unidos
mediante un convenio que está próximo a vencer. Sin embargo, para el desarrollo de este
trabajo se supone que dicho convenio será renovado.
El abastecimiento del acueducto Río Colorado-Tijuana inicia en uno de los canales de
sistema de riego del Valle de Mexicali, atraviesa la zona desértica de la Laguna Salada y la
zona montañosa de La Rumorosa elevando el agua 1,061 metros mediante seis estaciones
escalonadas de bombeo y dos túneles para evitar los puntos topográficos más altos. Cada
estación cuenta con 4 bombas, cada una con una capacidad de 1.33 m³/s; sin embargo
una de las cuatro bombas es para emergencias. A la salida del segundo túnel, el
acueducto empieza a descender por gravedad, operando a tubo lleno, hasta la zona
próxima a la presa El Carrizo. La presa tiene como finalidad almacenar agua previendo
alguna falla del acueducto; su capacidad es de 34.46 millones de m³. Dicha capacidad
permitiría cubrir un gasto de 4 m³/s hacia la ciudad durante 3 meses.
De la presa El Carrizo, el agua pasa a la Planta Potabilizadora El Florido para ser
distribuida en la ciudad de Tijuana. La figuras 1.2 y 1.3 muestran la planta y el perfil del
acueducto destacando los 580 metros de caída previstos para la generación de energía
eléctrica.
ACUEDUCTO RIO COLORADO-TIJUANA
3 a. línea entre P.B. 1 y P.B. 2
P.B. 1
Tijuana
P.B. 3
Tecate
P.B. 2
P.B. 0
P.B. 4
Derivación
El Carrizo - El Florido
(segunda línea)
P.B. 5
Carretera
Mexicali Tijuana
Planta
potabilizadora
El Florido
Poblado La
Rumorosa
Carretera a
Ensenada
Presa El
Carrizo
Acueducto Río Colorado - Tijuana
Planta de bombeo PB
Presa
Poblado
Carretera
PLANTA
Figura 1.2 Acueducto Río Colorado Tijuana.
RASANTE DEL TERRENO EN METROS
ACUEDUCTO RIO COLORADO-TIJUANA
1,500
1,250
PLANTA
TORRE DE
OSCILACION
1,000 POTABILZADORA
750 EL FLORIDO
TUNEL
TORRE DE
OSCILACION
TUNEL
PB5
500
PB4
PRESA EL
CARRIZO
250
PB0
PB3
PB2
0
PB1
A.R.C.T.
PERFIL
Figura 1.3 Perfil del Acueducto Río Colorado Tijuana.
Actualmente este acueducto se encuentra en operación las 24 horas del día con un gasto
de 2.4 m³/s. Se tiene programado incrementarlo, a partir del año 2005, a su máxima
capacidad (4m³/s).
1.2
Origen del proyecto
En un proyecto de generación de energía eléctrica, al entrar en operación una nueva
central se desplaza la producción de otras plantas con mayores costos de producción. Por
ello, las nuevas inversiones deben estar comprendidas dentro del programa de expansión
del sector eléctrico. En Baja California, el sistema eléctrico está conformado por una
planta geotérmica, una termoeléctrica y dos plantas de turbogas, aunque casi la totalidad
de la energía es suministrada por la planta geotérmica y por la termoeléctrica.
En el periodo 1984-1994, el crecimiento promedio de las ventas anuales de energía eléctrica
en el Estado de Baja California fue de 7.9 por ciento, mientras el total nacional creció al 5.1
por ciento. Se estima que para el periodo 1995-2004 las ventas crecerán a una tasa
promedio de 8.1 por ciento anual. Para hacer frente a esta demanda, con menores costos de
generación, la Comisión de Servicios de Agua del Estado (COSAE) propuso la construcción
de una Planta Hidroeléctrica en Tecate, Baja California, que aprovechará la caída del agua
por gravedad (580 metros) del acueducto Río Colorado-Tijuana, y la cual tendrá una
capacidad de 15 MW
1.3
Objetivo del estudio
El objetivo de este estudio consiste en realizar la evaluación socioeconómica al nivel de
perfil de la construcción de la planta hidroeléctrica en Tecate, Baja California. La evaluación
social consiste en cuantificar y valorar los beneficios (ahorro en los costos de producción
de la energía eléctrica) y los costos sociales, comparando la situación con y sin proyecto
durante un horizonte de evaluación de 50 años. Ello permitirá a la Comisión de Servicios de
Agua del Estado (COSAE) saber la conveniencia desde el punto de vista social de llevar a
cabo este proyecto.
CAPÍTULO II
SITUACIÓN ACTUAL Y SIN PROYECTO
2.1
Oferta de energía eléctrica
Tanto Baja California como Baja California Sur funcionan como sistemas independientes al
resto del país; el cual está incorporado a un sistema de interconexión. El sistema eléctrico
integral del Estado de Baja California está conformado por 4 plantas cuya potencia se
describe a continuación:
Planta
Localización
Capacidad MW
Geotermoeléctrica
Cerro prieto
620
Termoeléctrica
Rosarito
620
Turbogas
Mexicali
72.5
Turbogas
El Ciprés
54.8
Fuente: Comisión Federal de Electricidad.
Debido a que la producción de un sistema eléctrico es igual al consumo de energía eléctrica,
la curva de duración de la carga muestra la operación de las plantas que conforman un
sistema establecido. La decisión de operación de una planta depende de sus costos
variables, ya que son los únicos costos evitables de no entrar en operación dicha planta.
Por ello, la base del consumo la constituirá la planta que enfrente menores costos variables.
En este sentido, el proyecto no incrementará los volúmenes de energía generados, sólo
abastecerá con energía más barata a la demanda. La gráfica 2.1 muestra el comportamiento
anual de generación de energía eléctrica en el Estado.
1200
1000
MWH
800
600
400
Geotermica
DICIEMBRE
NOVIEMBRE
OCTUBRE
SEPTIEMBRE
AGOSTO
JULIO
JUNIO
MAYO
ABRIL
MARZO
FEBRERO
0
ENERO
200
Termoeléctrica
Gráfica 2.1 Curva de Duración de Carga
Fuente: Comisión Federal de Electricidad
Ensenada (Zona El Ciprés), únicamente entran en operación 103 horas en todo el año para
efectos de prueba y mantenimiento de las otras plantas. El sistema eléctrico estatal se
encuentra interconectado con el sistema de Estados Unidos de Norteamérica el cual tiene
una capacidad de generación de 165,000 MW. Durante 1995 se le compró a Estados
Unidos 23 MW. La energía que se comercia con Estados Unidos no tiene un precio fijo,
éste se determina a través de una negociación con base en las condiciones temporales del
mercado.
2.2
Demanda por energía eléctrica
La estimación de la demanda por energía eléctrica del Estado se obtuvo a partir del
crecimiento económico esperado en la “Prospectiva del sector eléctrico 1995-2004”
realizado por la Comisión Federal de Electricidad (CFE). El crecimiento promedio de las
ventas anuales en el Estado de Baja California para el período 1984-1994 fue de 7.9 por
ciento, frente a un total nacional del 5.1 por ciento. Para esta misma región se estima que el
aumento de las ventas de energía para el período 1995 - 2004 será de 8.1 por ciento anual.
El cuadro 2.1 muestra la estimación de ventas del sistema eléctrico en el periodo antes
señalado.
Cuadro 2.1 Estimación de ventas anuales, 1995-2004.
Años
GWH
Tasa de crecimiento
1995
4,641
1996
4,975
7.2
1997
5,523
11.0
1998
5,921
7.2
1999
6,347
7.2
2000
6,853
8.0
2001
7,397
7.9
2002
7,788
5.3
2003
8,629
10.8
2004
9,319
8.0
Fuente: Documento de perspectiva del sector eléctrico (1995-2004), CFE 1995
2.3
Optimización de la situación actual
El proyecto de la Hidroeléctrica Tecate, con una capacidad a instalar de 15 MW (dos
unidades de 7.5 MW), está considerado dentro de los programas de expansión del Sistema
Eléctrico Estatal. El inicio de su construcción está programado para junio de 1997, con un
período de construcción de 18 meses. El inicio de su operación se espera en enero de
1999. En este aspecto, la construcción de la Hidroeléctrica no altera las fechas óptimas
programadas de las inversiones del sector. Dado lo anterior, se decidió tomar la situación
actual como optimizada.
CAPÍTULO III
SITUACIÓN CON PROYECTO
La central hidroeléctrica estaría ubicada, como se aprecia en la figura 3.1, en el Municipio de
Tecate, Baja California.
Tijuana
Hidroeléctrica
de Tecate
Planta Presidente
Juárez
Tecate
San Diego Ca.
Rosarito
Calexico Ca.
E.U.A.
Mexicali
Planta Ejido
Xochimilco
Planta
Cerro
Prieto
Estado de
Sonora
Golfo de
California
Planta El Ciprés
Ensenada
Océano
Pacífico
Figura 3.2 Ubicación de la central hidroeléctrica Tecate
Los costos variables en los que incurren las plantas que actualmente se encuentran generando
energía eléctrica se obtuvieron según se explica en el anexo 2 y se entregan en el cuadro 3.1.
Cuadro 3.1 Costo Unitario de Generación ($/MWH)
Central/Potencia
Combustible
Operación y
Mantenimiento
Total
Geotermoeléctrica (1 x 25)
131.45
34.40
165.85
Termoeléctrica (2 x 350)
210.12
8.16
218.28
Turbogas (2)
340.39
6.77
347.16
Fuente:
“Costos y Parámetros de Referencia para la Formulación de Proyectos del Sector
Eléctrico”, edición 1995, Comisión Federal de Electricidad.
Debido a que las plantas de turbogas no operan permanentemente, el proyecto hidroeléctrico en
Tecate sustituiría parte de la energía generada por la planta termoeléctrica.
3.1
Descripción técnica del proyecto
El proyecto consiste en desviar el agua bombeada por el Acueducto Río Colorado Tijuana,
antes de la descarga a la presa El Carrizo, mediante una línea de conducción. Con el fin
de garantizar una carga constante de 580 metros se utilizará su carga piezométrica para
elevarlo a un tanque de regulación ubicado en la cima del Cerro Carrizo Centro. De dicho
tanque el agua se conduce inicialmente a través de una tubería con una longitud de 3,125
metros y 1.80 metros de diámetro hasta la bifurcación que remata con 2 unidades
turbogeneradoras de 7.5 MW cada una, alojadas en una casa de máquinas exterior, para
generar 105.12 GWH con descarga al embalse de la presa del Carrizo. Un factor que
permite reducir los costos de generación con la planta hidroeléctrica es que el acueducto
opera las 24 horas del día. La figura 3.3 muestra un esquema que resume la operación de
la planta.
SIN PROYECTO
ACUEDUCTO
PRESA
EL CARRIZO
CON PROYECTO
TANQUE
REGULADOR
ACUEDUCTO
CASA DE
MAQUINAS
PRESA
EL CARRIZO
Figura 3.3 Esquema de la operación del proyecto.
3.2
Aspectos institucionales
El acueducto Río Colorado-Tijuana fue construido por el Gobierno Federal, en 1993 lo
transfirió al Gobierno del Estado para su operación y administración. La administración del
acueducto se realiza a través de un organismo descentralizado denominado Comisión de
Servicios de Agua del Estado (COSAE). Dicho organismo es quien está promoviendo la
ejecución del proyecto de la Hidroeléctrica Tecate y será quien se encargue de su
operación y administración.
La COSAE propone que el financiamiento se otorgue a través de tres fuentes, las que
actuarían como socios del proyecto. Las fuentes de financiamiento se señalan en el
cuadro 3.1.
Cuadro 3.1 Fuentes de financiamiento de la Hidroeléctrica Tecate
Fuente
Municipio de
Tijuana
Porcentaje de
participación en la
inversión
33
Destino de la energía
Sistema de Alumbrado Público
Comisión Estatal
de Servicios
Públicos de Tijuana
33
Bombeo en los Sistemas de Agua Potable
y Alcantarillado
Comisión de
Servicios de Agua
del Estado
34
Bombeo del Acueducto Río Colorado
Tijuana.
Fuente: Comisión de Servicios de Agua del Estado.
Existen tres alternativas en cuanto al uso de la energía generada por la Hidroeléctrica
Tecate:
3.3
a)
Suplir parte de las fuentes que abastecen al alumbrado público de la ciudad de
Tijuana (30.53 GWH); al bombeo de aguas negras y agua potable de la Comisión
Estatal de Servicios Públicos de Tijuana (12.12 GWH) y al bombeo del acueducto
Río Colorado-Tijuana (62.47 GWH).
b)
Suplir parte de las fuentes que abastecen al alumbrado público de la ciudad de
Tijuana (30.53 GWH); y al bombeo del acueducto Río Colorado-Tijuana (74.59
GWH).
c)
Suplir las fuentes que abastecen 105.12 GWH a la Ciudad de Mexicali.
Proyecciones de Producción de la Hidroeléctrica Tecate
La producción de la planta hidroeléctrica Tecate está en función de la cantidad de agua
bombeada por el acueducto Río Colorado-Tijuana. A su vez, la cantidad de agua
bombeada por el acueducto depende de los requerimientos del líquido de la ciudad de
Tijuana. Para determinar la producción de energía anual que se puede esperar de la
hidroeléctrica es conveniente tomar en cuenta el tiempo para el mantenimiento del
acueducto. De ello resulta una generación firme media anual de 105.12 GWH.
La energía firme media anual que proporcionará la hidroeléctrica, considerando un factor
de planta de 0.8 se muestra en el cuadro 3.2.
Cuadro 3.2 Generación de la planta hidroeléctrica Tecate
Años
Gasto del
acueducto
3
(m /seg.)
Potencia
Generación (GWH)
(MW)
Potencia x Factor Planta x 8,760
hrs.
1999
2.786
11.893
83.3
2000
2.921
12.469
87.4
2001
3.059
13.058
91.5
2002
3.200
13.660
95.7
2003
3.343
14.271
100.0
2004
3.466
14.796
103.7
2005-2048
3.514
15.000
105.1
Fuente: Elaboración propia en base a información proporcionada por COSAE.
Después del año 2005 la generación media anual firme será constante durante la vida útil
del proyecto e igual a la determinada con el gasto para el que fue diseñado el acueducto.
3.4
Suministro de agua a la ciudad de Tijuana
La ciudad de Tijuana recibe agua para distribuirse entre la población tanto de la presa El
Carrizo, como de la presa Abelardo L. Rodríguez, ubicada dentro de la periferia de la
ciudad. Esta última se abastece de precipitaciones pluviales. Históricamente se ha
registrado que cada 10 ó 12 años se presentan ciclos de lluvias que llenan a su máxima
capacidad dicha presa. Cuando esto sucede, la ciudad se abastece únicamente con agua
de lluvias y deja de funcionar el acueducto Río Colorado-Tijuana por un lapso de
1
aproximadamente dos años.
Esto afectará la operación de la Hidroeléctrica Tecate, por lo que en el presente estudio se
supuso que el bombeo se detendrá durante los años 2004 y 2005, se reanudará en el 2006
y únicamente se detendrá durante un año en el 2014 y en el 2024.
1
A medida que la población de la ciudad aumente este periodo de dos años tenderá
a disminuir.
CAPÍTULO IV
EVALUACIÓN SOCIOECONÓMICA DEL PROYECTO
Los costos y beneficios del proyecto se identifican, cuantifican y valoran comparando la situación
con proyecto con la situación sin proyecto, durante un horizonte de evaluación de 50 años.
4.1
Identificación, cuantificación y valoración de los costos sociales
Los costos de inversión para la construcción de la hidroeléctrica Tecate se muestran en el
cuadro 4.1. Se tomó la decisión de hacer la evaluación con dos escenarios de inversión
debido a que no se tuvo oportunidad de corroborar el número de hectáreas que afectará el
proyecto, ni sus precios de mercado.
Cuadro 4.1 Costos de inversión privados -con IVA- (Miles de pesos).
Concepto
Monto Año 1
Ingeniería y administración
Monto Año 2
1,769
835
267
0
1,306
1,306
Derivación y conducción al tanque
0
6,529
Camino de acceso a casa de
máquinas
0
3,443
10,900
7,267
Tanque regulador
0
6,629
Casa de máquinas
0
4,133
Subestación
0
1,436
Línea de transmisión
0
1,320
4,520
27,146
Equipo electromecánico
0
2,121
Puesta en marcha
0
134
810
1,620
Afectaciones de terreno
87,332
0
Total privado
106,905
63,917
Trazo, nivelación y desmonte
Camino de acceso a tanque
regulador
Tubería de presión
Obra electromecánica
Supervisión
Fuente: Comisión de Obras y Servicios de Agua del Estado (COSAE).
El cálculo del costo de inversión social se hizo de acuerdo a los factores de ajuste
2
proporcionados por el CEPEP - BANOBRAS y asciende a $129,410,499.
Debido a que este proyecto no cuenta con embalse, los costos marginales son
prácticamente nulos. Sin embargo, se incurrirá anualmente en algunos costos fijos, para
generar la energía, que se señalan en el cuadro 4.2.
Cuadro 4.2 Costos fijos anuales (privados sin IVA).
2
Centro de Estudios para la Preparación y Evaluación Socioeconómica de
Proyectos.
Concepto
Monto ($)
Salario operadores (5)
215,884.20
Salario ingeniero
42,070.68
Refacciones menores
242,045.12
Subtotal
500,000.00
Refacciones Mayores
Refacciones cada 5 años
1,000,000.00
Refacciones cada 10 años
3,000,000.00
Refacciones cada 25 años
5,000,000.00
Fuente: Comisión de Servicios de Aguas del Estado de B. C.
El monto social correspondiente a los costos fijos se calculó de igual forma que para los
costos de inversión y sería de $498,412 pesos anuales (sin tomar en cuenta el gasto en
refacciones mayores).
Adicionalmente a los costos de operación que se han señalado, con la construcción de la
hidroeléctrica Tecate existirán costos “intangibles”. Esto, debido a que en la zona en que
se construirá el proyecto habrá modificaciones del medio natural originadas por la
construcción de caminos, instalación de conducciones, tanque regulador, casa de
máquinas y campamentos. Adicionalmente, es probable que durante el período de
construcción la fauna emigre y los organismos cercanos se vean afectados por el ruido y
polvo ocasionados por explosivos, tránsito de maquinaria y movimientos de material.
4.2
Identificación, cuantificación y valoración de los beneficios sociales
Los beneficios socioeconómicos de una nueva central eléctrica están dados por la
diferencia entre los costos marginales de las fuentes de energía que se sustituyen y los de
la nueva central, es decir, entre la operación sin y con proyecto.
Para la determinación de los beneficios que se tendrían con la operación de la planta
hidroeléctrica, se agruparon las centrales que operan el sistema eléctrico de la entidad de
acuerdo a su forma de operar (base, intermedia y pico). Dicha información se muestra en
el cuadro 4.3.
Cuadro 4.3 Centrales Agrupadas por Tipo de Operación.
Plantas
Cap. MW
GWH
Operación
Geotermoeléctrica
620
4,736
Base, intermedia y pico
88.6
Termoeléctrica
620
2,762
Base, intermedia y pico
41.6
Turbogas (2)
127
75
Pruebas y Mtto.
Factor Planta %
Se desconoce
Fuente: Elaboración propia con información de la CFE en Mexicali.
La gráfica 4.1 esquematiza las demandas de potencia del sistema de Baja California para
periodos dados. La región superior de cada barra representa la energía que sería
sustituida por el proyecto. Dado el funcionamiento mínimo de las plantas turbogas y la
irregularidad de los montos comerciados con Estados Unidos se determinó que la
Hidroeléctrica partiría de la energía producida por la Termoeléctrica.
E N E R O
FE B R E R O
M A R ZO
A B R IL
M A Y O
J U N IO
J U L IO
A G O S TO
S E P T IE M B R E
O C TU B R E
N O V IE M B R E
D IC IE M B R E
5
5
5
5
6
6
7
7
7
6
5
5
4
1
7
5
0
4
4
8
3
4
7
8
6
3
7
6
2
7
1
3
5
5
5
4
7
7
7
7
8
8
10
10
10
8
7
7
7
7
7
7
5
5
2
2
2
5
7
7
1
1
1
1
8
8
3
3
3
8
1
1
Gráfica 4.1 Curva de Duración de la Carga con Proyecto
Fuente: Elaboración propia basada en información proporcionada por la CFE.
La central hidroeléctrica reemplazará a la central termoeléctrica que opera produciendo en
las horas pico, intermedia y base. Las horas asignadas para cada tipo de operación que
serían sustituidas con la central hidroeléctrica se entregan en el cuadro 4.4.
Cuadro 4.4 Horas por tipo de operación.
Operación
Horas
Pico
2208
Intermedia
2208
Base
4344
Fuente: Elaboración propia con base en el anexo 1.
Los beneficios sociales por liberación de recursos, debidos al ahorro en los costos de la
central reemplazada, son los mismos independientemente del uso que se dé a la energía
eléctrica y se muestran en el cuadro 4.5.
Cuadro 4.5 Beneficios sociales anuales.
Año
Miles de pesos
1999
22,754
2000
23,902
2001
24,858
2002
26,005
2003
27,343
2004-2005
0
2006-2013
28,682
4
4
4
4
5
5
6
6
6
5
4
4
8
8
8
8
4
4
4
4
4
4
8
8
7
7
7
7
1
1
6
6
6
1
7
7
2014
2015-2023
2024
2025-2049
0
28,682
0
28,682
Fuente: Elaboración propia con base en anexo 1.
Otro beneficio que debiera considerarse es la disminución de la contaminación
(externalidad negativa), debido a que la operación de la central hidroeléctrica no genera
dicha externalidad; mientras que las plantas que operan actualmente sí lo hacen. Estos
beneficios no se cuantificaron.
4.3
Evaluación socioeconómica del proyecto
Para la evaluación social, se utilizaron las tasas de descuento sociales anuales
proporcionadas por el CEPEP - BANOBRAS que son: para los años 1999 al 2000, 2001 al
2005, 2006 al 2010 y 2011 en adelante, del 18, 16, 14 y 12 por ciento respectivamente; y
un horizonte de evaluación de 50 años. Al realizar la evaluación se supuso que el bombeo
del acueducto se suspende los años 2004, 2005, 2014 y 2024; por lo que en dichos años
no existen beneficios por ahorro de costos.
El Valor Actual de los Beneficios Sociales (VAB) que se lograría durante el horizonte de
evaluación para el proyecto de la hidroeléctrica Tecate es de 150 millones de pesos. Por
su parte el Valor Actual de los Costos Sociales es de 134 millones.
El Valor Actual Neto Social (VANS) del proyecto es de 15 millones de pesos, lo cual indica
que este proyecto es rentable socialmente. El VANS es el único indicador de rentabilidad
que se utilizó en la evaluación debido a que hay flujos netos negativos en los años en que
el acueducto no trabaja a causa del llenado de la presa Abelardo L. Rodríguez. Esta
situación provoca que se obtenga más de un valor para la Tasa Interna de Retorno (TIR)
por lo que, en este caso, no se considera como un indicador de rentabilidad adecuado.
CAPÍTULO V
EVALUACIÓN PRIVADA
5.1
Identificación, cuantificación y valoración de los costos privados
Los costos privados comprenden los considerados en la evaluación social más el pago de
aranceles e impuestos, los derechos que se deben cubrir a la CNA por concepto de uso de
agua y el pago de porteo a la CFE por la utilización de sus líneas de transmisión. Este
último concepto (porteo) representa aproximadamente el 10 % de los ingresos por venta de
la energía. Este porcentaje se mantuvo constante a lo largo del periodo de evaluación.
La Ley Federal de Derechos en materia de agua obliga al Gobierno del Estado a pagar a la
Comisión Nacional del Agua (CNA) derechos por el uso o aprovechamiento del agua. En
1995, por el concepto de generación hidroeléctrica, éstos ascendieron a $1.17 pesos por
3
cada 1000 m de agua utilizada. Esta cuota se mantuvo constante durante el periodo de
evaluación. Los montos a pagar por este concepto se entregan en el cuadro 5.1.
Cuadro 5.1 Derecho de uso de agua para generación de energía.
Años
3
M por año
Miles de pesos
1999
87,859,296
103
2000
92,116,656
108
2001
96,468,624
113
2002
100,915,200
118
2003
105,424,848
123
2004
109,303,776
28
2005-2048
110,817,504
30
Fuente: Elaboración propia con base en el anexo 1.
5.2
Identificación, cuantificación y valoración de los beneficios privados
Desde el punto de vista de la evaluación privada, los beneficios se reflejan en los ingresos
por la venta de energía eléctrica. El flujo del proyecto considera los ingresos y egresos que
se tendrían como resultado de realizar las inversiones, sin tener en cuenta la fuente de
financiamiento de las mismas.
Para llevar a cabo el análisis privado de los beneficios por venta de energía se tomaron en
cuenta 2 alternativas (cada una con dos escenarios, correspondientes cada uno al origen
de la información del valor de los terrenos).
a)
Venta a tres usuarios:
- Para alumbrado público del Municipio de Tijuana
- Para bombeo del acueducto Río Colorado-Tijuana
- Para bombeo de aguas potables y negras de la Comisión Estatal de Servicios
Públicos de Tijuana.
b)
Venta a dos usuarios:
- Para alumbrado público del Municipio de Tijuana
- Para bombeo del acueducto Río Colorado-Tijuana
La CFE establece sus tarifas de acuerdo a la demanda y tipo de usuario; además, asigna cargos
fijos durante algunos intervalos de tiempo. Para efectos de la evaluación se calcularon
tarifas unitarias por MWH consumido. Las tarifas se calcularon con los ingresos calculados
por COSAE, dividiéndolos entre el numero de MWH consumidos de acuerdo al tipo de
usuario. Las tarifas se consideraron a precios constantes de 1996 (véase anexo 1). Los
beneficios privados del proyecto para cada alternativa se muestran en el cuadro 5.2.
Cuadro 5.2 Beneficios privados del proyecto (Miles de pesos).
Años
Tres usuarios
Dos usuarios
1999
30,590
27,904
2000
31,282
28,596
2001
31,989
29,303
2002
32,778
30,107
2003
33,516
30,845
2004-2005
0
0
2006-2013
33,516
30,845
0
0
33,516
30845
0
0
33,516
30,845
2014
2015-2023
2024
2025-2049
Fuente: Elaboración propia con base en el anexo No. 1.
5.3
Evaluación Privada
Al igual que en la evaluación social, se utilizó el VAN como el único indicador de
rentabilidad:
Alternativa 1: Se obtuvo un VAN de 74 millones.
Alternativa 2: Se obtuvo un VAN de 55 millones.
CAPÍTULO VI
CONCLUSIONES, RECOMENDACIONES Y LIMITACIONES DEL ESTUDIO
6.1
Conclusiones
a)
6.2
6.3
La central hidroeléctrica Tecate contribuye a disminuir los costos de generación de
energía eléctrica en el estado de Baja California. Esto ocasiona beneficios por
menores costos en la generación de energía eléctrica.
Recomendaciones
a)
Es conveniente que la Hidroeléctrica opere en forma continua, ya que sus costos
marginales son inferiores en relación con los costos de las centrales existentes.
b)
Revisar los rubros de costos por afectaciones a los terrenos para garantizar la
rentabilidad del proyecto.
c)
Afinar el estudio respecto a las precipitaciones pluviales que provocarían el llenado
de la presa Abelardo L. Rodríguez para determinar con mayor exactitud los años
en que el acueducto estaría fuera de operaciones.
Limitaciones
a)
No se consideraron modificaciones en el precio externo de los combustibles que
afectarían los costos de operación de las centrales desplazadas y que se reflejaría
en los beneficios del proyecto.
b)
En este estudio se supuso que el convenio con Estados Unidos para el
suministro de agua del Río Colorado, que vence en el año 2000, será renovado. Sin
embargo, si esto no ocurriera los resultados de la evaluación podrían alterarse.
ANEXO No. 1
HOJA DE CÁLCULO PARA REALIZAR ANÁLISIS DE
SENSIBILIDAD DEL PROYECTO
Este archivo “anx1-1-priv.xls” contiene seis hojas de cálculo las
cuales corresponden a la alternativa 1 sobre evaluación privada del
proyecto, a saber:
i)
Flujo de beneficios y costos privados.
ii)
Tarifas e ingresos por ventas a usuarios según alternativas.
iii)
Costos de inversión privados para el año 1.
iv)
Costos de inversión privados para el año 2.
v)
Costos privados de operación y mantenimiento.
vi)
Costo privado por uso de agua (cargo CNA).
ANEXO No. 1
HOJA DE CÁLCULO PARA REALIZAR ANÁLISIS DE
SENSIBILIDAD DEL PROYECTO
Este archivo “anx1-2-priv.xls” contiene seis hojas de cálculo las
cuales corresponden a la alternativa 2 sobre evaluación privada
del proyecto, a saber:
i)
Flujo de Beneficios y Costos privados.
ii)
Tarifas e ingresos por ventas a usuarios según alternativas.
iii)
Costos de inversión privados para el año 1.
iv)
Costos de inversión privados para el año 2.
v)
Costos privados de operación y mantenimiento.
vi)
Costo privado por uso de agua (cargo CNA).
ANEXO No. 1
HOJA DE CÁLCULO PARA REALIZAR ANÁLISIS DE
SENSIBILIDAD DEL PROYECTO
Este archivo “anx1-soc.xls” contiene cuatro hojas de cálculo las cuales
corresponden a la evaluación social del proyecto, a saber:
i)
Flujo de beneficios y costos sociales.
ii)
Beneficios y costos sociales del proyecto.
iii)
Costos de inversión social del año 1.
iv)
Costos de inversión sociales del año 2.
ANEXO 2
DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS UNITARIOS DE GENERACIÓN
Se calcularon los costos de operación para las plantas geotérmica, termoeléctrica y turbogas. En
el caso de la planta termoeléctrica, los costos de operación se obtuvieron a partir de la evolución
de los precios publicados en el documento “Costos y Parámetros de Referencia para la
Formulación de Proyectos del Sector Eléctrico”, edición 1995, publicado por la Comisión Federal de
3
Electricidad (CFE). Respecto a los costos de operación de la planta termoeléctrica y los de las
plantas turbogas, éstos se obtuvieron con una serie de fórmulas determinadas por CFE en la
misma publicación. En el cuadro 4.1 se muestran los costos unitarios de generación para cada
una de las plantas generadoras tanto por consumo de combustible, como por operación y
mantenimiento.
Cuadro 4.1 Costo Unitario de Generación ($/MWH).
Central/Potencia
Combustible
Operación y
Mantenimiento
Total
Geotermoeléctrica (1 x 25)
131.45
34.40
165.85
Termoeléctrica (2 x 350)
210.12
8.16
218.28
Turbogas (2)
340.39
6.77
347.16
A continuación se entrega detalladamente el cálculo de los costos unitarios de generación.
1.
Costo marginal: central termoeléctrica convencional
a)
Costo de los Combustibles:
El precio del combustóleo se determinó utilizando las proyecciones de precios
realizadas por el COPAR-95. Se determinó como precio de referencia el
correspondiente al año 1999, año en que iniciaría su operación la planta, y que es
de 17.80 Dlls/MWH. Este precio se mantuvo constante durante la vida útil del
proyecto.
Para obtener el costo por MWH, se utilizaron los siguientes parámetros incluidos en el COPAR-95:
energía eléctrica =
energía térmica.
1 lt de combustóleo = 11.58 KWH
1 Barril = 158.987 litros
neta =
34.74 %
Costo inicial/MWH = 27.83 dlls/MWH ó $ 210.12/MWH
Tipo de cambio utilizado: $ 7.55/dólar
b)
Costo de Operación y Mantenimiento
Los costos de operación y mantenimiento se determinaron con base en
información proporcionada por las áreas de generación de la CFE, quienes estiman
tanto los costos fijos como los variables de las centrales. Debido a que los
beneficios sociales corresponden al ahorro en los costos variables, únicamente
éstos fueron tomados en cuenta.
3
Se tomaron los precios contemplados en el escenario alto y, dado que las cifras
correspondían al año 1995, se inflactaron a agosto de 1996 con una tasa del 18.5
por ciento.
A precios de agosto de 1996 y utilizando un tipo de cambio de $ 7.55 por dólar, los
costos variables se expresan a través de la siguiente ecuación:
Cv
=
1.185
x
= $ 1.020/MWH
1.879
K
-0.1757
=
1.185
x
1.879
(85)
-0.1757
considerando 8 unidades de 85 MWH, se tiene:
$ 1.020/MWH x 8 = $ 8.16 /MWH = 1.081 Dlls/MWH
Por lo tanto, el costo marginal de una termoeléctrica convencional (como la
termoeléctrica de Rosarito) sería para el primer año de operación de la
termoeléctrica de Tecate de $218.28/MWH.
2.
Costo marginal de las unidades de turbogas
El COPAR-95 específica que el costo de combustible para este tipo de plantas es 62 por
ciento mayor al de las termoeléctricas, a su vez los costos variables de operación y
mantenimiento son inferiores en un 17 por ciento. De esta forma tenemos que los costos
marginales resultantes son: $340.39/ MWH para el combustible y $ 6.77 MWH por
concepto de operación y mantenimiento.
3.
Costo marginal geotérmica “Cerro Prieto”
a)
Costo de los Combustibles:
Para este tipo de centrales el vapor geotérmico que se extrae de los pozos hace
las veces de combustible. El costo de este vapor según la COPAR´95 considera
un cargo inicial que comprende las instalaciones superficiales en el campo,
exploración y perforación de pozos productores e inyectores necesarios para iniciar
la operación comercial. Además, durante la vida de la central, se generan costos
debidos tanto a los reemplazos de pozos e instalaciones superficiales, como a la
operación y mantenimiento del campo geotérmico. Según esta fuente el costo del
suministro del vapor a una tasa de descuento del 10% es un valor anual
equivalente a $131.45/MWH.
b)
Costo de Operación y Mantenimiento
Los costos de operación y mantenimiento de acuerdo a la fuente anteriormente
citada para una planta de este tipo son del orden de los $ 34.40/ MWH.
De lo anterior podemos decir que los costos marginales de la planta de Cerro
Prieto son de $ 165.85 /MWH.