la falta de suministro, los cuales son superiores a los costos de producción de la energía no servida.
ii.c Análisis de la oferta y la demanda en la situación sin proyecto
De acuerdo con el POISE 2011-2025, para una tasa media anual esperada de 3.5%
en el PIB y de 0.6% en la población, se prevé una tasa de 4.3% en el consumo nacional de electricidad, resultado de un crecimiento medio anual del 4.6% en las ventas del sector público y del 2.4% en el autoabastecimiento.
En consecuencia, se espera que el consumo nacional de electricidad alcance 404.7 TWh al final del 2025, de cuyo total 34.5 TWh serán autoabastecidos, tanto de manera local como remota. Consecuentemente, se estima que las ventas internas de
electricidad -
182.5 TWh en 2009 , llegarán a 370.2 TWh en el 2025.
El crecimiento de las ventas será más dinámico en algunas áreas del país. De acuerdo con el POISE 2011-2025, se esperan tasas de crecimiento mayores al promedio nacional en las áreas Baja California Sur, Central y Peninsular. Ver figura ii.1.
Figura ii.1 Crecimiento medio anual de las ventas (%)
Fuente: Subdirección de Programación, Desarrollo del Mercado Eléctrico
En la figura ii.2 se muestra el crecimiento promedio anual esperado de la demanda
4
5 6
7
8
2 Oriental 3 Occidental 4 Noroeste 5 Norte 6 Noreste 7 Baja California 8 Baja California Sur 9 Peninsular
1 Central
Total nacional 4.0
Evolución histórica
Crecimiento esperado
3
1
2
9 3.3 3.6
6.2 5.6
3.0 4.3
2.7 3.7
1.9 4.3
2.4 3.5
0.9 4.9
2.6 3.2
2.3 6.3 5.1
4.5
2010-2019 (10 años)( ) 2010-2025 (16 años) 2000-2009
3.6 3
4.2
5.6 5 6.4
4.3 4 4.5
3.7 3 4.2
4.3 4 4.5
3.5 3 4.1
4.9 4 5.3
3.2 34.0
5.1 5 5.7
diferentes áreas. La diferencia corresponde a las cargas de autoabastecimiento y cogeneración, transmisión y respaldo.
Figura ii.2 Crecimiento medio anual de la demanda máxima, 2010-2025 (%)
Fuente: Subdirección de Programación, Desarrollo del Mercado Eléctrico
Para el Sistema Interconectado Nacional, durante el periodo 2010–2025 se espera una tasa media de crecimiento anual de 3.7% en la demanda máxima bruta, 3.6% en la energía bruta y 4.5% en las ventas, como se muestra en el cuadro ii.1.
Cuadro ii.1 Pronóstico de la demanda, energía y ventas 2010 – 2025
Fuente: Subdirección de Programación, Desarrollo del Mercado Eléctrico
El crecimiento promedio anual de la energía bruta se estima de 3.0% para 2010- 2014, impulsado por los sectores: gran industria, empresa mediana, comercial y residencial.
2014 2025
TMCA
Concepto TMCA % 2010-2014 TMCA % 2015-2025 (2010-2025)
Demanda máxima
bruta (MW) 39,122 59,625
3.1% 3.9% 3.7%
Energía bruta
(GWh) 267,725 406,873
3.0% 3.9% 3.6%
Ventas(GWh) 198,462 346,691
3.0% 5.2% 4.5%
4
5
6 7
8
2 Oriental 3 Occidental 4 Noroeste 5 Norte 6 Noreste 7 Baja California 8 Baja California Sur 9 Peninsular 1 Central
Sistema Interconectado Nacional 3.4
Evolución
histórica Crecimiento esperado
3 1
2
9 3.6 3.4
6.8 5.4
4.0 3.7
3.8 3.2
3.8 4.1
3.1 3.2
1.9 2.9
2.1 2.7
3.0 5.6 4.5
3.7
2010-2019 (10 años) 2010-2025 (16 años) 2000-2009
4.0
6.2
4.0
3.5
3.9
3.6
3.1
3.2
5.1
CH LA YESCA INCLUYE LA LT RED DE TRANSMISIÓN ASOCIADA A LA CH LA YESCA
Los cuadros ii.2 y ii.3 muestran la demanda máxima bruta y la energía bruta del sistema Interconectado en cada año del periodo 2006-2025.
Cuadro ii.2 Demanda máxima bruta del SIN
Fuente: Subdirección de Programación, Desarrollo del Mercado Eléctrico
Cuadro ii.3 Energía bruta del SIN
Fuente: Subdirección de Programación, Desarrollo del Mercado Eléctrico
En 2010-2025 para el área Occidental se espera una tasa media de crecimiento anual del 3.6% para la demanda, para la energía bruta 3.6%, como se muestra en los cuadros siguientes.
Cuadro ii.4 Demanda máxima bruta área Occidental
Cuadro ii.5 Energía bruta del área Occidental
tmca
Concepto 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 (2010-2025)
% Demanda máxima Bruta (MW) 7,106.0 7,437.0 8,069.0 7,763.0 8,175.2 8,205.6 8,248.9 8,498.6 8,745.0 9,078.2
Incremento % 4.66 8.50 -3.79 5.31 0.37 0.53 3.03 2.90 3.81
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Demanda máxima Bruta (MW) 9,449.1 9,836.8 10,236.6 10,654.3 11,043.6 11,595.3 12,130.2 12,632.1 13,126.6 13,716.8
Incremento % 4.09 4.10 4.06 4.08 3.65 5.00 4.61 4.14 3.91 4.50
3.6
tmca
Concepto 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 (2010-2025)
% Energía máxima Bruta (GWh) 49,239.0 51,603.0 52,404.6 52,179.3 55,623.1 55,794.0 56,053.6 57,525.7 59,140.3 61,273.9
Incremento % 4.80 1.55 -0.43 6.60 0.31 0.47 2.63 2.81 3.61
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Energía máxima Bruta (GWh) 63,719.7 66,178.7 68,779.1 71,510.9 74,326.8 77,826.3 81,416.9 84,785.6 88,345.7 92,065.7
Incremento % 3.99 3.86 3.93 3.97 3.94 4.71 4.61 4.14 4.20 4.21
3.6 tmca
Concepto 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 (2010-2025)
% Demanda máxima Bruta (MW) 31,547 32,577 33,680 33,568 35,310 36,103 36,925 38,103 39,122 40,398
Incremento % 3.26 3.39 -0.33 5.19 2.25 2.28 3.19 2.67 3.26
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Demanda máxima Bruta (MW) 41,907 43,545 45,223 46,960 48,643 50,704 52,813 54,966 57,118 59,625
Incremento % 3.74 3.91 3.85 3.84 3.58 4.24 4.16 4.08 3.92 4.39
3.7
tmca
Concepto 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 (2010-2025)
% Energía máxima Bruta (GWh) 220,073 227,559 230,898 230,804 241,063 247,908 253,439 260,969 267,725 276,237
Incremento % 3.40 1.47 -0.04 4.44 2.84 2.23 2.97 2.59 3.18
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Energía máxima Bruta (GWh) 286,864 297,630 308,998 320,739 332,852 346,154 360,490 375,146 390,621 406,873
Incremento % 3.85 3.75 3.82 3.80 3.78 4.00 4.14 4.07 4.13 4.16
3.6
De acuerdo con estimaciones de mercado eléctrico realizadas por la Gerencia de Planeaciónde CFE, que incluye las solicitudes de servicio pendientes por la extinta LyFC (demanda no atendida o reprimida), se ha determinado un alto crecimiento de demanda para 2011 y con un dinamismo menor en los próximos años.
Criterios de reserva
La expansión del sistema de generación debe satisfacer una reserva mínima para garantizar el suministro con calidad, confiabilidad y seguridad, de acuerdo con los criterios definidos de margen de reserva (MR) y margen de reserva operativa (MRO) que se explican a continuación.Ver figura ii.3:
Figura ii.3 Margen de reserva y margen de reserva operativo de capacidad
Fuente: Subdirección de Programación
MR = Capacidad efectiva–Demanda máxima bruta coincidenteX100
Demanda máxima bruta coincidente
Otro de los criterios utilizados para dimensionar la capacidad del sistema eléctrico es el MRO, el cual permite satisfacer la demanda máxima una vez que se ha cubierto la salida de unidades generadoras por mantenimiento, eventos aleatorios como salidas forzadas, desviaciones de mercado y años hidrológicos secos entre otros. Su definición es:
MRO = Capacidad efectiva disponible-Demanda máxima bruta coincidente X100
Demanda máxima bruta coincidente
En noviembre de 2004, CFE preparó para la Junta de Gobierno el documento
Diagnóstico sobre márgenes de reserva en el cual se determinó, con base en lavariación de la disponibilidad del parque generador, que el criterio restrictivo para el
Capacidad efectiva
Margen de reserva
Demanda máxima bruta coincidente
Capacidad efectiva Mantenimiento programado
Falla, degradación y causas ajenas
Margen de reserva operativo
Demanda máxima bruta coincidente
CH LA YESCA INCLUYE LA LT RED DE TRANSMISIÓN ASOCIADA A LA CH LA YESCA
cual debe observarse su cumplimiento en la planificación de la generación es el MRO.
El valor mínimo adoptado para la planificación del SIN es de 6%, con este valor se obtiene el MR correspondiente. En el cuadro ii.6 se muestra el balance de potencia regional con y sin proyecto.
ii.d Alternativas de solución
Al 1 de enero de 2010, el Área Occidental contó con una capacidad instalada de 9414.4 MW, formada por las siguientes tecnologías: 2531.85 de centrales hidroeléctricas, 3466.0 MW de termoeléctricas convencionales, 1098.0 MW de unidades de ciclo combinado, 24 MW en unidades turbogás, 194.5 MW de unidades
geotermoeléctricas y 2100.0 MW en centrales duales.
Se estima que la demanda tendrá un crecimiento promedio anual de 3.6% durante 2010-2025, por ello en el POISE, se considera instalar en el área, en promedio por año 428.23 MW (±15%), con lo que se garantizará la oferta de capacidad y energía requerida en el área. El proyecto Hidroeléctrico La Yesca, adicionará una capacidad bruta de 750 MW en total, 375 MW en el mes de octubre y otra unidad de375 MW en noviembrede 2012 (neta total de 746.25 MW) en condiciones medias anuales.
Con la realización de este proyecto, se atenderán de manera directa las necesidades de demanda regionales, particularmente los centros de consumo en la ciudad de Tepic y Guadalajara. Además representará un incremento en la confiabilidad de suministro y la seguridad en la operación del sistema eléctrico del área Occidental coadyuvando con la diversificación de fuentes de energía
El proyecto contribuirá al MRO del área Occidental en 2012, con 1.9 puntos porcentuales al pasar sin proyecto de 15.9%a 17.8% con proyecto en la condición de reserva más crítica del área, siendo esta la máxima coincidente con el sistema interconectado nacional.
La fecha programada para la operación comercial de este proyecto es, para la unidad
1 octubre de 2012 y la unidad 2 en noviembre del mismo año.
iii.- Descripción del Proyecto
iii.a Objetivo
El proyecto integral (central generadora y red asociada) tiene como objetivo contribuir a satisfacer la demanda de capacidad y energía eléctricas esperada en el Sistema Interconectado Nacional y mantener los márgenes de reserva nacional en niveles que cumplan con los estándares requeridos por el sistema para proporcionar un suministro confiable de electricidad. Todo esto, en acuerdo con lo determinado por los estudios de crecimiento de demanda en los que se basa el Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico.
El proyecto es congruente con lo establecido en el Plan Nacional de Desarrollo 2007- 2012, específicamente con el capítulo 2.11 Energía, electricidad e hidrocarburos. En efecto, el Objetivo 15 se refiere a “Asegurar un suministro confiable, de calidad y a precios competitivos de los insumos energéticos que demandan los consumidores”, en tanto que la Estrategia 15.9 plantea “Desarrollar la infraestructura requerida para la prestación del servicio de energía eléctrica con un alto nivel de confiabilidad, realizando inversiones que permitan atender los requerimientos de demanda en los diversos segmentos…”.
iii.b Propósito
El propósito del proyecto es incrementar la capacidad en 750 MW nominales y la energía asociada generada con un factor de planta de 0.185. Tal factor de planta es resultado de la simulación de escurrimientos en el Río Santiago y sus afluentes. La nueva central alcanzará una generación media anual neta de 1 210 GWh, así como la ganancia de generación en las centrales hidroeléctricas de Aguamilpa y El Cajón,
9 GWh/año y 2 GWh/año, respectivamente.
iii.c Componentes
Los principales componentes del proyecto hidroeléctricode generación (Central) son:
CONCEPTO MONTO DE INVERSIÓN
(millones de dólares)
ACTIVIDADES PRELIMINARES 0. 705
OBRA DE DESVÍO 199.004
OBRA DE CONTENCIÓN 217.109
OBRA DE GENERACIÓN 149.488
OBRA DE EXCEDENCIAS 154.508
OBRAS ELECTROMECÁNICAS 240.097
OBRAS ASOCIADAS 81.269
SUMA 1 042.181
CH LA YESCA INCLUYE LA LT RED DE TRANSMISIÓN ASOCIADA A LA CH LA YESCA
Actividades preliminares
Es el conjunto de actividades necesarias para iniciar los trabajos de la construcción del proyecto en el área interés y de influencia, como son el camino de acceso, pedraplenes de prueba, preparación de bancos de materiales, entre otros.
Obra de desvío
La obra de desvío consiste en 2 túneles de sección portal de 14.00 x 14.00 m, localizados en la margen izquierda del río, excavados en roca, revestidos de concreto hidráulico en la plantilla y con concreto lanzado tanto en muros como en bóveda; diseñados para transitar la avenida de diseño con un gasto máximo de 7 578 m
3/s. Los portales de entrada y salida se excavaron en roca; los túneles cuentan con una estructura de concreto en lumbrera para alojar y operar los obturadores de cierre provisional, los obturadores son accionados por mecanismos de izaje que permiten controlar el flujo de agua.
La obra se complementa con dos ataguías, y el bordo sobre el arroyo El Carrizalillo.
La ataguía de aguas arriba tiene un núcleo impermeable de material arcilloso que se prolonga mediante una pantalla impermeable plástica a través del aluvión hasta interceptar la roca. Lacorona está a la elevación 436.00 msnm, el ancho de la corona es 8 m y la longitud es de 333.59 m, tiene el talud aguas arriba de 1.8:1 y el talud aguas abajo de 1.4:1.
La ataguía de aguas abajo tiene un núcleo impermeable ligado a una pantalla impermeable construida a través del aluvión hasta la roca sana del fondo del cauce del río, para evitar que las filtraciones afecten la zona de construcción de la cortina, la corona se ubicará en la elevación 409.00 msnm, el ancho será de 8 m, la longitud de 201.02 m y tiene talud aguas arriba y aguas abajo de 1.8:1.
El bordo el Carrizalillo, tiene su corona a la elevación 436.00 msnm, con un ancho de 8 m y tiene taludes aguas arriba y aguas abajo de 1.8:1. Tiene un núcleo impermeable construido con arena arcillosa hasta la roca sana del fondo del cauce del arroyo con respaldo de aluvión y enrocamiento.
Obra de contención
La cortina es del tipo de enrocamiento con cara de concreto (ECC) con una altura total al desplante de 208.50 m, incluyendo un parapeto de 4.50 m de altura, los taludes exteriores tanto aguas arriba como aguas abajo son de 1.4:1, su corona
estará a la elevación 579.00 msnm.
Los diferentes análisis realizados para cimentar la losa del plinto en roca firme,
derivados de la problemática geológica, fueron presentados y discutidos con los
consultores de la CFE y en noviembre de 2008 se determinó como opción más
favorable para el proyecto, la solución del giro de 14 grados hacia aguas abajo, pivoteando en el punto P12 (extremo superior en la margen derecha).
Esta solución impactó en los portales del túnel de desfogue y del túnel de acceso a casa de máquinas, los cuales quedarían cubiertos por el material del talud de aguas abajo de la cortina. Por tal motivo, se diseñó una curva a la salida del desfogue de la central, haciendonecesaria la construcción de un muro de altura reducida de concreto o mampostería para contener el material de la cortina. De forma similar, se analizó desarrollar una curva en la vialidad externa antes de ingresar al túnel de acceso a la casa de máquinas y construir un tramo de túnel falso que incluye un muro de contención para retener el terraplén de la cortina.
Obra de generación
Es el conjunto de obras requeridas para la generación de energía eléctrica, se compone de la obra de toma, conducciones a presión, casa de máquinas y galería de oscilación.
Obra de toma y conducciones a presión
Descritas en el sentido del flujo de agua y localizadas en la margen derecha del río, inician con la obra de toma de concreto reforzado, alojada en un canal a cielo abierto excavado en roca; consta de dos bocatomas de concreto reforzado, para un caudal total de 500.00 m
3/s (250.00 m
3/s, por unidad), en las que están consideradas rejillas finas metálicas para impedir el paso de objetos diversos que puedan dañar las turbinas; la estructura de control aloja una compuerta rodante de servicio por unidad, accionada por servomotores.
Adicionalmente se instalará una compuerta auxiliar que debe rodar por guías auxiliares, accionada por medio de una grúa pórtico que le permite colocarse en cualquiera de los conductos, permitiendo con ello efectuar las maniobras de mantenimiento a las compuertas de servicio.
Aguas abajo de la obra de toma se encuentran los conductos a presión, que consisten en 2 túneles circulares excavados en roca, revestidos de concreto reforzado la parte inicial y con camisa metálica en su parte final, los conductos a presión son de 7.70 m de diámetro interior y velocidad de 5.37 m/s.
Las conducciones a presión inician a partir de las ranuras de compuertas hasta la casa de máquinas, la sección de concreto reforzado está considerada de las ranuras de compuertas hasta el final del codo inferior incluyendo una transición de rectangular a circular, la sección con camisa metálica inicia al terminar el codo inferior y llegará hasta la casa de máquinas, incluye la transición de 7.70 a 5.48 m en sección circular para la conexión con la turbina, la camisa metálica estará empacada con concreto y las conducciones estarán tratadas mediante inyecciones de consolidación, de contacto concreto-roca y de concreto-placa sólo en la zona con blindaje.
CH LA YESCA INCLUYE LA LT RED DE TRANSMISIÓN ASOCIADA A LA CH LA YESCA
Casa de máquinas
Aguas abajo de las tuberías a presión está la casa de máquinas, alojada en una caverna excavada en roca. Todas las losas y muros situados entre el piso de excitadores y el desplante de la casa de máquinas, son de concreto reforzado y hacia arriba del nivel de excitadores las paredes y bóveda llevarán un revestimiento de concreto lanzado. En la casa de máquinas se instalarán dos turbinas tipo Francis de eje vertical, para una carga neta de diseño de 163.35 m, adicionalmente, se debe instalar una turbina auxiliar. El factor de planta del proyecto se tiene estimado en 0.185.
A la casa de máquinas se ingresa mediante un túnel de acceso vehicular dimensionado de acuerdo con el tránsito de las partes más grandes de los equipos que se van a instalar. La casa de máquinas contará con un sistema forzado de ventilación por medio de lumbreras verticales.
Adicionalmente se construirán cuatro lumbreras, una para alojar todos los cables de control, fuerza y medición, dos para los buses de fase aislada, y la cuarta que alojará un elevador de cremallera que dará servicio a los diferentes niveles de la casa de máquinas y llegará a la Subestación con un recorrido total hasta la plataforma donde se ubica.
Galería de oscilación
Las obras de generación se complementan con la galería de oscilación excavada en roca y revestida de concreto reforzado en paredes y con concreto lanzado en bóveda; se comunica con la casa de máquinas por medio de los túneles de aspiración. En la galería de oscilación se alojarán compuertas deslizantes accionadas con una grúa viajera para poder aislar cualquiera de las dos unidades principales y la unidad auxiliar, para su mantenimiento.
En el muro coincidente con el acceso a la galería de oscilación se ubicará una puerta hermética con sus partes fijas de primer y segundo colado, cuya dimensión permitirá el paso de las secciones estructurales (independientes) de las compuertas de desfogue, hacia la zona de mantenimiento.
Después de la galería de oscilación el agua se conduce al cauce del río por el
túnel de desfogue revestido de concreto lanzado en bóveda y de concreto
reforzado en plantilla y muros; trabajará como canal, con sección portal con
dimensiones de13.00 x 14.00 m, y una longitud de desarrollo de 290.77 m más
35 m de túnel falso. El túnel desemboca en un canal de sección trapecial con
un ancho variable de 13.00 a 35.00 m y una longitud de 60.00 m, para su
descarga en el río.
Obra de excedencias
Es la estructura que permite descargar los volúmenes excedentes provocados por avenidas extraordinarias, garantizando la seguridad de la cortina.
Se localiza en la margen izquierda de la boquilla, es del tipo canal a cielo abierto, controlado por compuertas. Consta de un canal de acceso con ancho mínimo total de 91.00 m, con elevación de plantilla a la cota 549.40 msnm y longitud de 85.00 m.
La estructura de control es un cimacio del tipo Creager con altura de 6.60 m, seis vanos de 12.00 m y longitud efectivade cresta de 72.00 m, pilas de 3.80 m de espesor que soportan el puente de maniobras a la elevación 580.00 msnm. El control de la descarga se logra mediante seis compuertas radiales de 12.00 x 22.40 m, accionadas mediante servomotores. La elevación de la cresta es la 556.00 msnm.
La descarga la constituyen tres canales escalonados divididos con muros; el tramo de canal de pendiente suave se conecta con el tramo de pendiente pronunciada con una curva circular; cada canal se alimenta por dos compuertas y en su extremo final se ubicala estructura terminal que es una cubeta deflectora por canal, cada cubeta cuenta con deflectores laterales para restituir el caudal con la menor energía hidráulica al cauce del río.
Este arreglo se adecuó cuando se decidió girar el eje de la cortina, adaptando las pendientes de cada canal a la topografía de la ladera, con la finalidad de lograr un ahorro en la excavación.
La obra de excedencias está diseñada para una avenida máxima de 15 915 m
3/s. La descarga máxima es de 15 110 m
3/s. La velocidad máxima en la descarga es del orden de los 40.00 m/s.
Obras electromecánicas
Es el conjunto de obras requeridas para la generación de energía eléctrica, consta de dos unidades de 375 MW de potencia cada una que permitirán lograr una generación media anual total de 1 210 GWh.
Obras asociadas
Es el conjunto de obras, que no formando parte de las estructuras principales, sonprogramadas antes y durante la construcción para garantizarel desarrollo, funcionamiento y puesta en servicio del proyecto.
iii.d Calendario de actividades
De acuerdo con los requerimientos de capacidad y calidad de servicio prestado por el Sistema Interconectado Nacional, el proyecto 146 CH La Yesca deberá entrar en operación comercial en octubre de 2012 con la Unidad I y en noviembre de ese mismo año con laUnidad 2; el tiempo estimado para la construcción de la central es
CH LA YESCA INCLUYE LA LT RED DE TRANSMISIÓN ASOCIADA A LA CH LA YESCA
de 63 meses. Este periodo constructivo puede variar por efecto de los trabajos adicionales ocasionados por la contingencia geológica.
Tanto la central generadora como la red de transmisión asociada se licitaron bajo el esquema de Obra Pública Financiada (OPF), por lo que la realización de los componentes será responsabilidad total del ganador de la licitación respectiva, quien entregará el proyecto a CFE en condiciones de operación comercial a cambio del pago respectivo. CFE sólo debe realizar las actividades conducentes a la autorización, licitación y seguimiento al proceso de construcción y puesta en servicio.
En términos generales, la red asociada a un proyecto debe estar disponible unos seis meses antes de la entrada en operación comercial de la central, para las pruebas y sincronización. Sin embargo, en la evaluación no se toman en cuenta beneficios por concepto de la red en este periodo, por lo que se adopta como fecha de entrada en operación comercial para la red la misma que la estimada para central.
Programa de ejecución Central generadora Red asociada
Convocatoria: Febrero-2007 Octubre -2007
Fallo: Septiembre-2007 Febrero-2010
Inicio de la construcción: Septiembre-2007 Abril-2010 Fecha Operación Comercial: U1 Octubre 2012 y
U2 Noviembre 2012 Octubre-2012
iii.e Tipo de proyecto
De acuerdo con los lineamientos vigentes (18 de marzo de 2008) para la elaboración y presentación de los análisis costo y beneficio de los programas y proyectos de inversión, en su sección II (Tipos de programas y proyectos de inversión) el proyecto integral 146 CH La Yesca y 170 LT Red de Transmisión Asociada a la CH La Yesca corresponde al tipo de proyecto de Infraestructura Económica.
iii.f Localización geográfica
El proyecto de generación La Yesca se localiza en los municipios de Hostotipaquillo, Jalisco y La Yesca, Nayarit, sus coordenadas geográficas son 21°11’49” latitud norte y 104°06’21” longitud oeste. (véase figura iii.1).
El proyecto de transmisión y transformación asociado a la CH La Yesca se localiza en distintos municipios de los estados de Nayarit y Jalisco (véase las figura iii.2)
iii.g Vida útil y horizonte de evaluación
Las centrales hidroeléctricas son muy variadas en su promedio de vida útil, como
supuesto de evaluación se considera de 50 años, mismo plazo que se utilizó como
horizonte en la evaluación económica y financiera.
iii.h Capacidad a instalar
iii.h.1 Capacidad por instalar en el proyecto de generación
Para definir cuáles son los requerimientos de capacidad que tiene la CFE para hacer frente a la demanda nacional, se sigue el mecanismo de planeación que se describe a continuación:
Mediante simulaciones de la capacidad y demanda nacional, con los modelos de planeación mencionados en el capítulo ii, se puede definir el programa de expansión con costo mínimo que se requiere para satisfacer las necesidades del país. Al utilizar estos modelos, además de definir cuáles son los incrementos de capacidad, es posible determinar la tecnología y combustible a utilizar y la región en la que dicha capacidad podría ser ubicada.
La cartera de proyectos que se utiliza en las simulaciones mencionadas contiene todo tipo de tecnologías; los proyectos hidroeléctricos y geotermoeléctricos, por su naturaleza, tienen tamaño y ubicación previamente definidos.
Para proyectos hidroeléctricos la definición de la ubicación, tamaño de la central y, como consecuencia, sus costos, son el resultado de un proceso de desarrollo basado en estudios específicos de topografía, hidrología y geología, principalmente. Este proceso se lleva a cabo por etapas, cada una de ellascon un mayor grado de detalle que la anterior; los proyectos pasan de una etapa a la siguiente si su evaluación lo justifica.
Como resultado del procesomencionado, se determinó instalar 746.25 MW adicionales de potencia neta, los cuales aportará la central hidroeléctrica La Yesca.
De acuerdo con los requerimientos de capacidad y calidad del servicio prestado por el Sistema Eléctrico Nacional, las unidades deberán entrar en operación comercial Unidad 1 en octubre de 2012 y la Unidad 2 en noviembre de ese mismo año; el tiempo estimado para la construcción de la central es de 63 meses.
En la figura iii.1 se muestra la localización general del proyecto de generación y en la Figura iii.2 la de la red de transmisión asociada, y en el cuadro iii.1 el calendario de eventos clave de la licitación, de manera que se cumpla con la fecha de operación comercial requerida.
El proyecto La Yesca permitirá captar las aportaciones del río Santiago. El estudio hidrológico realizado ha permitido determinar confiablemente los volúmenes mensuales de escurrimiento, requeridos tanto para la definición del tamaño de la presa, la potencia instalable y la generación media anual producible, como para calcular los gastos máximos que permiten diseñar las obras de desvío y de excedencias. Así, se determinó que el volumen medio anual de escurrimiento es de 3812 millones de m
3, equivalente al gasto medio de 120.8 m
3/s, la altura de la presa (incluyendo 15 m de desplante) resultó de 208.5 m y la capacidad total del almacenamiento, de 2393 millones de m³.
CH LA YESCA INCLUYE LA LT RED DE TRANSMISIÓN ASOCIADA A LA CH LA YESCA
La central generadora tendrá dos turbinas tipo Francis con potencia nominal conjunta de 750 MW. Esta central aportará 1210 GWh/año de generación neta en el área occidental.
iii.h.2 Obras de transmisión y de transformación
Paralelamente a la definición de tamaño, tecnología y fecha de entrada en operación de la central generadora, los estudios eléctricos se encaminan a determinar las obras de transmisión y transformación que permitan conducir en forma confiable y segura la energía generada a los centros de carga, y representen el menor costo para CFE, para optimizar la relación entre los beneficios que se obtendrán con la energía generada, y los costos en que incurrirá la CFE.Para lograrlo, se analizaron diversas opciones técnicas y se plantearon diferentes opciones de topología de red, operando en diferentes niveles de tensión.
La opción seleccionada consistirá en:
x 215.4 km-circuito para la LT La Yesca – Ixtlahuacán, en torres de acero de dos circuitos, calibre 1113 tipo ACSR de dos conductores por fase.
x 1.2 km-circuito para la LT Ixtlahuacán entronque Tesistán – Aguascalientes Potencia en torres de acero de dos circuitos tendido del primero, calibre 1113 tipo ACSR de dos conductores por fase.
x 1.7 km-circuito para la LT Ixtlahuacán entronque Tesistán – Aguascalientes Potencia (tramo 2) en torres de acero de un circuito, calibre 1113 tipo ACSR de dos conductores por fase.
Para el caso de las líneas de transmisión se considera una incertidumbre del 16% en su longitud que en este caso equivale a 34.9 km-circuito, dando un total de 253.2 km- circuito.
Adicionalmente se instalarán 116.6 MVAr de compensación reactiva inductiva en la subestación La Yesca en el nivel de 400 kV, compuesto por 7 reactores monofásicos de 16.6 MVAR para las dos LT’s La Yesca – Ixtlahuacán, se incluye reserva.
Finalmente, se requiere la construcción de la subestación de maniobras Ixtlahuacán con 4 alimentadores de 400 kV, de los cuales dos son para las LT’s a la Yesca, uno para la LT a Tesistán y otro para la LT a Aguascalientes. Los 2 alimentadores de 400 kV que se instalarán en la subestación La Yesca para las LT’s La Yesca – Ixtlahuacán están incluidos dentro del alcance del la central.
iii.i Metas anuales y totales de producción
La central alcanzaría en promedio una generación media anual neta de 1210 GWh con un factor de planta promedio de 0.185. Tal factor de planta es resultado de la simulación de escurrimientos en el Río Santiago y sus afluentes.
En la figura iii.2 se presenta el diagrama unifilar de la red de transmisión; en el
iii.j Beneficios anuales y totales.
Desde el punto de vista económico, el proyecto 146 CH La Yesca generará ahorros por la disminución de costos por energía no servida por fallas en el sistema generación-transmisión, por la reducción de los costos de despacho, por externalidades y por gasto en obra social. En el primero en valor presente la energía no suministrada asciende a 204.121 millones de dólares de 2011 el del segundo, que son los ahorros en costos de producción en La Yesca de 405.115 millones de dólares de 2011 y los ahorros en costos de producción en Aguamilpa y El Cajón de 3.717 millones de dólares de 2011, para el caso de las externalidades es de 216.755 millones de dólares de 2011 y por último por gasto en obra social es de 15.181 millones de dólares de 2011.
Desde el punto de vista financiero, la central generará ingresos estimados a través de costos marginales de energía, de capacidad y por beneficios por externalidades.
El valor presente en 2006, para el caso de la generación por el proyecto CH La Yesca, es de 336.685 millones de dólares; para el caso de la generación ganada en las hidroeléctricas Aguamilpa y El Cajón es de 3.061 millones de dólares. Con respecto al valor presente en 2006, para el ingreso por las externalidades producto del proyecto CH La Yesca es de 38.699 millones de dólares y para el caso de la ganancia en generación en las centrales hidroeléctricas, traducida en beneficio por externalidades, es de 0.352 millones de dólares. Para el caso del ingreso por capacidad en valor presente en 2006, se tendría un ingreso de 466.541 millones de dólares. Así los ingresos totales se elevan a 845.338 millones de dólares en 2006.
Por su parte los ingresos para la red se estiman en función de la energía transmitida y la diferencia entre el costo marginal muy alta tensión (MAT) y el costo marginal en alta tensión (AT). El valor presente en 2006 asciende a 53.567 millones de dólares.
iii.k Factibilidad técnica, geológica, de ingeniería civil, jurídica y ambiental del proyecto
El proyecto de generación 146 CH La Yesca, así como su red de transmisión asociada, son proyectos factibles tanto desde el punto de vista técnico, como se muestra en los Anexos 3 y 4;geológico, en el Anexo 12, de ingeniería civil (Anexo 13) como del ambiental (Anexos 6 y 7) y el jurídico (Anexo 5).
En los anexos referidos, se presentan en forma resumida los análisis realizados por la CFE a este respecto. Tales como los estudios geológicosefectuados antes de la etapa de construcción del proyecto, entre otros:
x Entre 1961 a 1964 se efectuaron los primeros reconocimientos geológicos de campo, sondeos exploratorios y socavones.
x En el año de 1980 se estudió integralmente la zona aledaña a la confluencia de los ríos Santiago y Bolaños.
x Entre los años de 1981 y 1983 se postuló el marco geológico en ambos sitios, con base en levantamientos geológicos de superficie, sondeos exploratorios, socavones y geofísica.
CH LA YESCA INCLUYE LA LT RED DE TRANSMISIÓN ASOCIADA A LA CH LA YESCA
x En 1991 se agregó información en el eje La Yesca a partir de sondeos en el cauce y márgenes del río, socavones y geofísica.
x En el año 2001 se realizaron en el eje La Yesca algunas verificaciones mediante líneas geofísicas.
x
Entre 2004 y 2006 se llevó a cabo la última campaña de estudios geológicos de campo. Se desechó el eje Juanepanta y se eligió el eje La Yesca para la construcción del proyecto hidroeléctrico. En este eje se realizaron los trabajos finales de topografía, geología, geofísica y geotecnia para apoyar el desarrollo de la ingeniería básica del proyecto que se utilizó para la integración de las bases de licitación del contrato.
iii.l Derechos de vía y manifestación del impacto ambiental
El Resolutivo de Impacto Ambiental favorable para el Proyecto se obtuvo mediante el comunicado N° SGP A/DGRI A/DESEI/0931/08, suscrito por la Dirección General de Impacto y Riesgo Ambiental de la SEMARNAT el 31 de julio de 2008.
La obtención de los derechos de vía, superficies requeridas por el proyecto (expropiaciones) y acciones de protección ambiental requeridas por la SEMARNAT en el Resolutivo antes referido, se encuentran contemplados en los conceptos relacionados en el rubro “Inversión Presupuestaria” de la tabla iii.4.
Las obras de la red de transmisión asociada (400 kV) presentan un avance del 82%
en la obtención de las servidumbres de paso y para las subestaciones (La Yesca e Ixtlahuacan) un avance del 100% en la obtención de terrenos
.iii.m Costo total del proyecto
iii.m.1 Costo del proyecto de generación durante su ejecución
El monto instantáneo de las inversiones requeridas para la realización del proyecto se determinó con base en un análisis de costos realizado por la Coordinación de Proyectos Hidroeléctricos de la CFE; este análisis considera las obras civiles y electromecánicas como se muestra en el cuadro iii.4. De acuerdo con lo anterior el costo instantáneo estimado de inversión en la central hidroeléctrica (directo más indirecto) es de 875.074 millones de dólares de 2011 (11 288.459millones de pesos de 2011) con el programa anual de inversión mostrado en el cuadro iii.5. En el Anexo 14 se presenta el desglose de los costos de la obras (Inversión OPF).
Adicionalmente a los costos de inversión y a los operativos de la central La Yesca, se tendrá que invertir 303.152millones de dólares por concepto de pago de la supervisión total, de las unidades de reasentamiento y medio ambiente, de los estudios previos, del equipamiento de la Residencia de construcción, de las indemnizaciones y del camino de acceso, en el periodo 2006-2013.
La generación neta media anual de la CH La Yesca es de 1210 GWh/año, con un
factor de planta de 0,185. El resumen de la generación anual de La Yesca al entrar
en operación y los costos operativos anuales se presentan en el cuadro iii.6.
iii.m.2 Costos del proyecto de generación en su etapa de operación
La estimación del costo de operación y mantenimiento se refiere, en este caso, al costo de operación y mantenimiento producto de la generación de la central hidroeléctrica La Yesca. De acuerdo con el COPAR
20111_/de generación, el costo variable de operación y mantenimiento es 26 713 dól
2011/año, el costo fijo de operación es 812 021 dól
2011/año y el costo fijo de mantenimiento es de 4 392 101 dól
2011/año. En lo que se refiere al costo por uso de agua, la Comisión Nacional del Agua (CNA) establece la cuota anual para el 2011 de 0.298 dól
2011/1000 m³, lo que motiva un pago por derechos de uso de agua por el proyecto CH La Yesca de 869831 dól
2011/año, y por efecto de la generación ganada en las hidroeléctricas Aguamilpa y El Cajón de 8 953 dól
2011/año.
La generación media anual neta es de 1210 GWh/año, la cual resulta de la potencia medianeta de 373.13 MW por unidad, y de un factor de planta promedio de 0.185durante la vida útil de la central.
Con la generación media anual neta y los costos unitarios planteados en los párrafos anteriores, se calculan los costos operativos anuales de la central, los cuales se muestran en el cuadro iii.6.
Adicionalmente, a los costos de inversión y a los operativos, CFE deberá hacer erogaciones presupuestarias por 303.152 millones de dólares en gasto programable parala infraestructura adicional y la supervisión de la obra, entre los años 2006 y 2013.
11_/ Costos y Parámetros de Referencia para la Formulación de Proyectos de Inversión en el Sector Eléctrico (2011)
CH LA YESCA INCLUYE LA LT RED DE TRANSMISIÓN ASOCIADA A LA CH LA YESCA
iii.m.3 Costo del proyecto de transmisión y de transformación durante su ejecución
Los costos de inversión de la red de transmisión asociada, de acuerdo con lo estimado por la Coordinación de Planificación, de la Subdirección de Programación de CFE, son de 67.562 millones de dólares de 2011 para la obra y el pago de las indemnizaciones.
Adicionalmente se erogarían 1.867 millones de dólares de 2011 (24.089 millones de pesos corrientes) para la supervisión de las obras, en el periodo 2010-2012. Para efectuar la distribución de este costo en el tiempo (ver cuadro iii.5), se consideraron perfiles típicos para subestaciones y líneas de transmisión. En el cuadro iii.4bis se
Montos a Financiar (A)
Intereses en la construcción
(B)
Montos instantáneos
(A) - (B)
Montos para Evaluación Económica
Costo Costo Costo Costo
Obra Civil 502.045 80.676 421.369 421.369
Equipo Electromecánico 240.097 40.231 199.866 199.866
Obra Civil Adicional y
Extraordinaria 274.514 42.043 232.471 232.471
Sistemas de Gestión ambiental y
SST y Activ. Protec. Ambiental 22.511 3.666 18.845 18.845
Regalias a la CNA
(Explotación de los bancos) 3.014 0.491 2.523 2.523
Regalias a la CNA
(Explotación de los bancos) -2.523
Aranceles y Derechos de
importación -8.623
Ajuste por IVA e ISR
Total OPF 1 042.181 167.107 875.074 863.927
Costo Costo Costo Costo
Reubicación de Poblados 2.095 2.095 2.095
Proyectos Productivos 0.633 0.633 0.633
Proyectos de Inducción y
Mejora de Comunidades 21.276 21.276 21.276
Impacto Ambiental e
Indemnizaciones 65.525 65.525 65.525
Impacto Ambiental e
Indemnizaciones -65.525
Pago de Derechos 0.698 0.698 0.698
Pago de Derechos -0.698
LT y SE para Construcción 8.927 8.927 8.927
Servidumbre de paso -0.714
Supervisión, Campamento e
instalaciones de la Residencia 203.998 203.998 203.998
Ajuste por IVA e ISR 0.000 -35.757
Total Inversión Presupuestaria 303.152 0.000 303.152 200.458
Subtotal Proyecto 1 345.333 167.107 1 178.226 1 064.386
Inversión OPF
Inversión Presupuestaria
El alcance del proyecto de la red de transmisión asociada comprende: ingeniería complementaria, montaje de equipos y materiales de instalación permanente, suministro de los equipos electromecánicos y materiales, partes de repuesto y herramientas especiales, todas las pruebas y puesta en servicio, fletes, seguros, aranceles y manejo aduanal, y capacitación. El tiempo estimado para la ejecución de la red de transmisión es de 24 meses.
iii.m.4 Costo del proyecto de transmisión y de transformación durante su operación.
Los costos de operación y mantenimiento de la red son de 0.676 millones de dólares anuales de 2011, estimados como el 1.0% de los costos de inversión.
En función de las inversiones anuales en la infraestructura de generación, de transmisión y de transformación, así como las inversiones anuales para la supervisión de la construcción de las obras se calculó el valor presente al inicio de operación, el cual resulta para la Central de 1 490.146 millones de dólares de 2011 (19 222.888 millones de pesos de 2011), y para la red de transmisión asociada de
78.261 millones de dólares de 2011 (1009.561 millones de pesos de 2011), con una tasa real del 10.86%. Véase cuadro
iii.5.
Para el cálculo del valor presente de las erogaciones durante el periodo de operación, se consideraron los costos de operación y mantenimiento para las obras de generación (incluye el pago por derechos de uso de agua por la ganancia de generación en Aguamilpa y en El Cajón), y de transmisión y transformación, durante la vida útil del proyecto. Con estos montos, el valor presente al inicio de operación para la central resulta de 57.199millones de dólares de 2011 y para la red de transmisión asociada de 6.185millones de dólares de 2011, con una tasa real del 10.86%. Véase cuadro iii.6.
En el cuadro iii.7 se muestran en forma resumida las características principales del proyecto integral, esto es la central generadora y la red de transmisión asociada.
iii.n Fuentes de recursos
iii.n.1 Fuente de financiamiento del esquema de Obra Pública Financiada
Para efectos de la modificación del proyecto de generación y su red de transmisión asociada en el PEF
2011, se considera que estos proyectos se construyen bajo el esquema de Obra Pública Financiada (OPF). En este esquema de financiamiento la empresa privada a la que se adjudique la licitación, es responsable de llevar a cabo todas las acciones necesarias para la construcción de la obras y recibirá el pago de las mismas una vez que hayan sido concluidas y entregadas a satisfacción de CFE, en los términos del contrato respectivo. Por consiguiente, el riesgo de construcción incluyendo el del financiamiento respectivo está a cargo de la empresa adjudicataria.
Por su parte, CFE tiene la responsabilidad de obtener el financiamiento de largo plazo, mediante el cual se cubrirá el pago a la empresa adjudicataria una vez que haya concluido y entregado las obras.
CH LA YESCA INCLUYE LA LT RED DE TRANSMISIÓN ASOCIADA A LA CH LA YESCA
En el Anexo 2 Escenarios financieros, se describen tres posibles fuentes de financiamiento para el esquema OPF, para el periodo operativo (responsabilidad de CFE).
El procedimiento será a través de una licitación pública y se deja abierta la posibilidad de que se realicen uno o más concursos. De ser necesario, se procederá a una licitación restringida o a una asignación directa, cumpliendo con la normativa aplicable.
Las Bases de Licitación establecen que el ganador de la licitación será aquel que cumpla con los requisitos establecidos en las mismas y cuyo precio ofertado sea el menor entre las propuestas presentadas y aprobadas por CFE. Por lo anterior, es solamente hasta el momento en el que se adjudica la licitación y se firma el contrato correspondiente cuando se conoce el monto del pago que se deberá hacer al momento de recibir las instalaciones.
iii.o Supuestos técnicos y económicos para la evaluación del proyecto.
iii.o.1 Supuestos técnicos
El proyecto se plantea como una central hidroeléctrica, la capacidad media neta se prevé de 746.25 MW. La central operaría con unfactor de planta de 0.185, con un factor de usos propios de 0.5%.
Por su parte la red de transmisión asociada constará de:
x 215.4 km-circuito para la LT La Yesca – Ixtlahuacán, en torres de acero de dos circuitos, calibre 1113 tipo ACSR de dos conductores por fase.
x 1.2 km-circuito para la LT Ixtlahuacán entronque Tesistán – Aguascalientes Potencia en torres de acero de dos circuitos tendido del primero, calibre 1113 tipo ACSR de dos conductores por fase.
x 1.7 km-circuito para la LT Ixtlahuacán entronque Tesistán – Aguascalientes Potencia (tramo 2) en torres de acero de un circuito, calibre 1113 tipo ACSR de dos conductores por fase.
Para el caso de las líneas de transmisión se considera una incertidumbre del 16% en su longitud que en este caso equivale a 34.9 km-circuito, dando un total de 253.2 km- circuito.
Adicionalmente se instalarán 116.6 MVAr de compensación reactiva inductiva en la subestación La Yesca en el nivel de 400 kV, compuesto por 7 reactores monofásicos de 16.6 MVAR para las dos LT’s La Yesca – Ixtlahuacán, se incluye reserva.
Se requiere la construcción de la subestación de maniobras Ixtlahuacán con 4
alimentadores de 400 kV, de los cuales dos son para las LT’s a la Yesca, uno para la
LT a Tesistán y otro para la LT a Aguascalientes Potencia. Los 2 alimentadores de
400 kV que se instalarán en la subestación La Yesca para las LT’s La Yesca –
Ixtlahuacán están incluidos dentro del alcance del la central.
iii.o.2 Supuestos económicos
El tipo de cambio, la inflación en Estados Unidos y la inflación en México, empleados en la evaluación del proyecto, se tomaron de los parámetros macroeconómicos 2012 presentados por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público en su portal del Proceso Integral de Programación y Presupuesto (PIPP) (cuadro iii.8). Por otra parte, el escenario de demanda futura (especificado en el POISE) se elaboró tomando como base una tasa de 4.2% promedio en el crecimiento del PIB en el escenario alto y de 2.8% para el escenario bajo.
iii.p Utilidad del activo al final de la vida útil del proyecto
La experiencia indica que las centrales hidroeléctricas tienen una vida útil mayor a los
50 años. Si al final de dicho periodo las condiciones de reserva en el sistema lo requieren y el costo de operación de la planta continúa siendo atractivo, CFE deberá analizar la conveniencia de seguir operando la central.
Cabe señalar que el valor que pudieran tener las instalaciones al final de la vida útil considerada, no se toma en cuenta como valor de rescate en la evaluación. Los criterios anteriores son aplicables también a la red de transmisión asociada.
iii.q Infraestructura existente o proyectos en desarrollo que podrían ser afectados por la realización del proyecto.
Las obras del proyecto, tanto de la central generadora como de la red de transmisión asociada, no afectan ningún tipo de infraestructura existente o de proyectos en desarrollo.
CH LA YESCA INCLUYE LA LT RED DE TRANSMISIÓN ASOCIADA A LA CH LA YESCA
Figura iii.1 Localización de la CH La Yesca
Figura iii.2Localización de la red de transmisión asociada CH LA YESCA INCLUYE LA LT RED DE TRANSMISIÓN ASOCIADA A LA CH LA YESC
Cuadro iii.1 ptoEFMAMJJASONDEFMAMJJASONDEFMAMJJASONDEFMAMJJASONDEFMAMJJASONDEFMA ertas
Programación de eventos
146 C H L a Yesca
20112010200720082009 ucción yConvocatoriaFalloInicio de construcciónInicio de operación U1
1394
CH LA YESCA INCLUYE LA LT RED DE TRANSMISIÓN ASOCIADA A LA CH LA YESCACuadro iii.2 CH LA YESCA INCLUYE LA LT RED DE TRANSMISIÓN ASOCIADA A LA CH LA YESC
Cuadro iii.3 Tensión (kV)Número de circuitosLongitud (km)Longitud (km-c)Calibre ACSR Periodo construcción (meses) Costo instantáneo (Millones de dólares 2010)
Inicio prue 4002107.7215.411132143.244- 40011.21.21113120.737- 40011.71.71113120.774- primer circuito segundo circuitoIncremento del 16 % en longitud por incertidumbre:253.23 Subtotal líneas:44.755 A.T.B.T. 40041211.650- 116.622413.023- Incremento del 16 % en longitud por incertidumbre: Subtotal subestaciones:24.673 Total:69.429
Capacidad (MVA)Capacidad (MVAR)Relación (kV) Periodo construcción (meses)
Líneas de transmisión re de la obra an nque Tesistán- otencia nque Tesistán- otencia Línea 2 Subestaciones re de la obraAlimentadoresCosto instantáneo (Millones de dólares 2010)
Inicio prue CH LA YESCA INCLUYE LA LT RED DE TRANSMISIÓN ASOCIADA A LA CH LA YESCA
Cuadro iii.4 Desglose de costos
Montos a Financiar (A)
Intereses en la construcción
(B)
Montos instantáneos
(A) - (B)
Montos para Evaluación Económica
Costo Costo Costo Costo
Obra Civil 502.05 80.68 421.37 421.37
Equipo Electromecánico 240.10 40.23 199.87 199.87
Obra Civil Adicional y
Extraordinaria 274.51 42.04 232.47 232.47
Sistemas de Gestión ambiental y
SST y Activ. Protec. Ambiental 22.51 3.67 18.84 18.84
Regalias a la CNA
(Explotación de los bancos) 3.01 0.49 2.52 2.52
Regalias a la CNA
(Explotación de los bancos) -2.52
Aranceles y Derechos de
importación -8.62
Ajuste por IVA e ISR
Total OPF 1042.181 167.11 875.07 863.93
Costo Costo Costo Costo
Reubicación de Poblados 2.10 2.10 2.10
Proyectos Productivos 0.63 0.63 0.63
Proyectos de Inducción y
Mejora de Comunidades 21.28 21.28 21.28
Impacto Ambiental e
Indemnizaciones 65.52 65.52 65.52
Impacto Ambiental e
Indemnizaciones -65.52
Pago de Derechos 0.70 0.70 0.70
Pago de Derechos -0.70
LT y SE para Construcción 8.93 8.93 8.93
Servidumbre de paso -0.71
Supervisión, Campamento e
instalaciones de la Residencia 204.00 204.00 204.00
Ajuste por IVA e ISR 0 -35.76
Total Inversión Presupuestaria 303.15 0.00 303.15 200.46
Subtotal Proyecto 1345.33 167.11 1178.23 1064.39
Inversión OPF [MILLONES DE USD 2011 ]
Inversión Presupuestaria
