Estudio de desarrollo de un proyecto de generación hidroeléctrica - Astocaza Guzmán, Héctor Abel (2019)
El ingreso del Perú a mercados internacionales dinamizó la economía de servicios y productos, tal como lo refleja el incremento del PBI en 86% entre 2003 y 2013; en consecuencia, el consumo de recursos energéticos aumentó en 92% para electricidad [Plan Energético Nacional 2014 - 2025]. Un proyecto de inversión en generación eléctrica tiene por finalidad suministrar energía; esto involucra la planificación integral de aspectos administrativos y técnicos con la finalidad de obtener la concesión definitiva del proyecto. La parte administrativa se tramita ante entidades oficiales; los requerimientos técnicos se reúnen en los términos de referencia de un Estudio de Factibilidad. En ese sentido, la Tesis se orientó al desarrollo de un Estudio de Prefactibilidad de un proyecto de pequeña central hidroeléctrica (PCH) en la Región Pasco, a fin de promover la inversión en proyectos de generación hidroeléctrica. El aprovechamiento comprende los recursos hídricos de la microcuenca Quebrada Raymondi, afluente de la subcuenca del Río Paucartambo por la margen derecha; se abordó los siguientes capítulos: En el Primer Capítulo, Generalidades, se presentó la justificación del estudio, y los objetivos de la Tesis. En el Segundo Capítulo, Fundamentos de Generación Hidroeléctrica, se expuso las bases teóricas de la generación hidráulica de una PCH, y su relación con estudios básicos del área del Proyecto. En el Tercer Capítulo, Zona de Estudio, se delimitó la ubicación geográfica del recurso hídrico en aprovechamiento, y las vías de acceso desde la Capital. El Proyecto se ubica en el distrito y provincia de Oxapampa; el accede se realiza por vía terrestre, aproximadamente a 280 km de Lima. En el Cuarto Capítulo, Estudio de Mercado Eléctrico, se identificó la producción de energía nacional en relación con la energía requerida por fuente no convencional, y se hizo una proyección de la energía requerida y de la tarifa eléctrica para el proyecto. Se proyectó que la energía requerida para una quinta Subasta RER sería 456.6 GW-h, a 45.5 US$/MW-h como tarifa de venta de energía para centrales mini hidráulicas. En el Quinto Capítulo, Evaluación de Geología, permitió identificar que la margen izquierda posee las condiciones geotécnicas suficientes para emplazar la central (no Karst, cavernas de disolución). En el Sexto Capítulo, Evaluación de Hidrología, se calculó la disponibilidad hídrica superficial de la Quebrada Raymondi en la sección de captación del Proyecto. La precipitación total multianual es 1,781 mm; el caudal medio multianual es 5.6 m3/s, En el Sétimo Capítulo, Potencial Hidroeléctrico, se estableció el caudal instalado en la PCH, y se calculó la producción de energía y el factor de planta del Proyecto. El caudal de diseño es 2.7 m3/s y un mínimo de 0.25 m3/s, con 10.7 MW de potencia instalada y 82.0 GW-h/año. En el Octavo Capítulo, Estudio de Alternativas, se realizó una evaluación técnico-económica de esquemas hidráulicos de las obras civiles del proyecto. El estudio de reveló que el mejor esquema es la Alternativa A-1, por tener el costo de oportunidad más bajo para producir energía eléctrica, con 116.8 US$/MW-h. En el Noveno Capítulo, Ingeniería Básica, se efectuó el diseño de ingeniería hidráulica de las componentes civiles del Proyecto. El arreglo comprende obras de captación en superficie, bocatoma alpina de 2.7 m3/s y una nave de desarenación de 22.0 m de longitud; obras de conducción a pelo libre de 3,135 m de longitud, y salto neto aprovechable de 432.3 m; y obras de generación, por una turbina Pelton y canal de restitución. En el Décimo Capítulo, Evaluación Socio-Ambiental, se identificó el área de influencia y el medio físico, biológico y económico del Proyecto. El área de influencia directa es de 77.4 Ha; dada la modalidad de aprovechamiento central run-of-river y la capacidad de la central (10.7 MW), se expedirá la certificación ambiental para la categoría I. En el Décimo Primer Capítulo, Presupuesto, se estimó los costos de inversión (capex) para la concesión definitiva y puesta en marcha del Proyecto. El costo del Proyecto asciende a 17.2 millones US$, equivalente a un ratio de inversión de 1.9 millones US$/MW instalado. En el Décimo Segundo Capítulo, Análisis Económico y Financiero, se evaluó la rentabilidad económica de invertir en el Proyecto, tanto con capital propio como con apalancamiento de una entidad bancaria. La evaluación comprobó que con capitales propios el Proyecto sería una inversión atractiva, ya que alcanzaría un VAN de 3,520,886 US$ y TIR de 18.3%; en caso de apalancarlo con endeudamiento bancario, mejoraría las ganancias con un VAN de 8.823.439 US$ y TIR de 24.8%. En el Décimo Tercer Capítulo, Conclusiones y Recomendaciones, se reflexionó sobre los objetivos logrados en el desarrollo de la Tesis, y las recomendaciones pertinentes para futuros estudios del Proyecto.