evaluacion economica de nueva central-alternativa01

Shougang Generación Eléctrica S.A.A. Área Comercial

Evaluacion Economica de �ueva Central-Alternativa01 Página 1 de 75

EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LA NUEVA CENTRAL TÉRMICA A GAS POR EL INCREMENTO DE CARGAS DE

SHOUGANG HIERRO PERÚ

INTRODUCCIÓN 1 OBJETIVO Evaluar la conveniencia de la construcción de una nueva central para atender a Shougang Hierro Perú. 2 A�TECEDE�TES Corporación Shougang ha dado a conocer a través de su carta del 14 de diciembre del 2007 dirigida al MEM un Plan de Inversiones que comprende el desarrollo de nuevas minas dentro de la localidad de Marcona, la construcción de una nueva planta de beneficio, una nueva planta de pelet y la modificación del cargador de buques para incrementar su capacidad de embarque de mineral. La capacidad de procesamiento de las nuevas instalaciones será de 8 millones de toneladas en la primera etapa y de 4 millones adicionales en la segunda etapa. Estas ampliaciones deberán estar listas y operando para los años 2010 y 2012 respectivamente y representarán un incremento en su demanda de potencia de 92,5 MW en la primera etapa y de 40 MW adicionales en la segunda etapa. A raíz del incremento de la demanda de Shougang Hierro Perú se ha detectado que es necesaria la construcción de una nueva Central para atender el proyecto de incremento de demanda de Shougang Hierro Perú, para darle seguridad operativa. La presente evaluación económica analizara la conveniencia económica de la construcción de dicha central. 3 PREMISAS Y CO�SIDERACIO�ES PREVIAS Se ha considerado las siguientes premisas: • SHOUGESA va ha vender energía a Shougang Hierro Perú en la nueva

SE Pescadores en la tensión de 13,8 kV. • Se ha considerado que las Tarifas de venta son las del mercado regulado. • Se ha considerado para el cálculo de las cargas un factor de carga similar

a las instalaciones actuales San Nicolás y Mina. • La construcción de una subestación de electricidad de 150MVA, unida a la

SE Marcona a través de una línea en 220 kV. • La distancia desde la SE Pescadores hasta la SE Marcona es de 15,3km. • La evaluación del Proyecto es de 20 años. • Tipo de Cambio S/.3/US$.



CAPITULO 02 DETERMINACIÓN DEL PROYECTO DE LA CENTRAL A GAS

SHOUGESA posee en la actualidad una potencia efectiva de 64,3 MW compuesta por 03 unidades Turbo vapor que usan como combustible Residual 500 y un Grupo Generador Diesel:

Cuadro 2- 1

UnidadPotencia

Efectiva (kW)Año de

instalacionFabricante

TV1 19 026 1963 General ElectricTV2 18 284 1963 General ElectricTV3 25 786 1970 MitsubishiGD Cummins 1 233 1998 Cummins Onan

Luego de un análisis preliminar y conversaciones con ingenieros proveedores de turbinas a gas nos recomendaron no usar las unidades de las Central Térmica San Nicolás, para realizar ciclo combinado. Es por esta razón que se ha considerado la construcción de tres turbinas de gas de 42 MW para operar en ciclo combinado con una unidad turbo Vapor de 64 MW, haciendo un total de 190 MW. Estas turbinas se proyectan que entren en operación comercial en el mes de junio de 2010.

Cuadro 2- 2

UnidadPotencia

Efectiva (kW)Unidad

Potencia Efectiva (kW)

TG-01 42 000 CC-TG01 190 000TG-02 42 000TG-03 42 000TV-01 64 000

190 000 190 000

Unidades FuturasOperación para Ciclo

Combinado

Los datos que se han usado son los valores proporcionadas por la empresa SIEMENES, de sus turbinas SGT-800 de 46MW y su turbina vapor de 64 MW. 1. COSTOS VARIABLES DE LAS UNIDADES PROPUESTAS De los datos provistos por SIEMENS, se ha considerado un precio de Gas de 3,6292 US$/MMBTU. Usando datos proporcionadas por Siemens los costos variables de las unidades previstas serian las siguientes:



Cuadro 2- 3

Unidad PotenciaConsumoEspecífico

Costode

Combustible

CostoVarible

Combustible

CostoVarible No

Combustible

CostoVarible Total

CDMCosto

Variable Total

MW BTU/kWH US$/MMBTU US$//MWh US$//MWh US$//MWh (MMPCD) S/ ./MWh

TG1 42,000 10 110 3,629 36,690 4,10 40,788 9,4 122,36TG2 42,000 10 110 3,629 36,690 4,10 40,788 9,4 122,36TG3 42,000 10 110 3,629 36,690 4,10 40,788 9,4 122,36TV 64,000 - - - CC 190,000 7 021 3,629 25,479 3,345 28,824 29,4 86,47 En el caso del Costo Variable no Combustible de las nuevas unidades operadas en ciclo combinado, se ha asumido un valor de 4,098 US$.MWh que corresponde a los costos variables no combustibles de las unidades de la central térmica Ventanilla operados en ciclo combinado, tanto para ciclo simple como para ciclo combinado. 2. DETERMINACIÓN DE LA INVERSIÓN Como se menciono anteriormente el proyecto contempla la instalación de tres turbinas de gas modelo SGT-800 de 45 MW y una turbina a vapor de 64 MW, además de los calderos recuperadores de Calor.

Cuadro 2- 4

Descripción Potencia

(MW)

Precio Unitario (Millones

Euro)

CantidadSubtotal (Millones

Euros)

Subtotal (US$)

Unidad de GAS SGT800 42,00 14,57 3,00 43,70 69,41 Unidad de Vapor 64,00 15,00 1,00 15,00 23,83 Caldera de Recuperacion de Vapor 6,30 3,00 18,89 30,00

TOTAL 123,24 No se incluye el costo de una subestación y línea de transmisión debido a que dichas instalaciones forman parte del proyecto de ampliación de Shougang Hierro Perú y que de todas maneras tendrán que implementarlo así no se construya la nueva central térmica. Usando los precios que se utilizaron para la construcción de la Central de Kallpa obtenemos el cuadro siguiente:



Cuadro 2- 5 Moneda Moneda

CENTRAL TERMOELECTRICA TASA Extranjera Nacional

Miles US$ Miles US$ Miles US$

Precio FOB 123 239,08 123 239,08

Repuestos iniciales 2,50% 3 080,98 3 080,98

Transporte y Seguro Marítimo 4,00% 4 929,56 4 929,56

Aranceles ad-valorem 0,00% 0,00 0,00

Gastos de desaduanaje 0,80% 1 050,00 1 050,00

Transporte local 202,67 202,67

Montaje electromecánico 531,96 1 032,45 1 564,40

Pruebas y puesta en marcha 488,98 488,98

Supervisión 241,72 469,23 710,95

Obras Preliminares y Cerco 120,42 120,42

Obras civiles 1 299,62 1 299,62

Suministro de sistema de combustible 1 003,41 1 003,41

Suministro de sistema contra incendio 177,34 177,34

Gastos Generales - Utilidad Contratista 215,16 215,16

Intereses Durante la Construcción 6,70% 8 843,56 405,88 9 249,44

Costo Total de Inversión de la Central Termoeléctri ca 140 866,86 6 465,14 147 332,00

TOTAL

Como se nota el costo total del proyecto asciende ha 147,3 millones de dólares aproximadamente.



CAPITULO 03 DESPACHO DE LA UNIDADES

Antes de iniciar el calculo de la Evaluación económica se realizar un despacho de las unidades a gas previstas en el capitulo 04, para poder realizar, dicho despacho utilizares el Modelo PERSEO . 1. BREVE DESCRIPCIÓN DEL MODELO PERSEO Este modelo es un modelo de despacho de energía que determina los costos marginales de energía en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), mediante un despacho del sistema hidrotérmico nacional. Este modelo es tipo multiembalse, representa en forma individual cada embalse de cada cuenca hidrografica; Multinodo, representa cada nodo (barra del sistema de transmisión y sus perdidas y Multiescenario, permite evaluar el desempeño del sistema ante diversos escenarios hidrológicos, las Secuencias hidrológicas son generadas a partir del registro histórico de caudales afluentes o partir del caudales sintéticos. Este modelo fue elaborado por la Ex Comisión de Tarifas de Energía, (actualmente OSINERGMIN-GART), utilizada para el cálculo del Estudio de Fijación de Tarifas en Barra, que se realiza anualmente en el mes de Mayo. 2. DESPACHO DE LAS UNIDADES A GAS Se usado la base de datos del Modelo PERSEO del Estudio elaborado por la División de Estudio del COES para el “Estudio de Fijación de Tarifas Mayo 2008”. Debido a las limitaciones de la información de demandas, mantenimiento del parque generador, actualmente solo nos es posible calcular el despacho de la unidad a gas para el periodo 2010-2019 (10 años). Los cambios que le han realizado a la Base de Datos del Perseo anteriormente señalada son los siguientes:

• Se ha adicionado la demanda de energía del 2011 al 2019 se ha utilizado la tasa de crecimiento de 6.6 % anual que ha estimado la Dirección General de Electricidad en el Plan Referencial de Electricidad 2006-2015 para un escenario Medio, dicha tasa de crecimiento ha sido aplicado a todas las barras del sistema.

• Para la oferta de generación del 2011 al 2019 se ha tomado en cuenta

los proyectos de generación que figuran en el Plan Referencial de Electricidad 2006-2015 elaborado por la DGE y del Portafolio de Proyectos de Centrales de Generación Abr-07 elaborado por el MEM,



la fecha de ingreso de algunos proyectos de generación se ha asumido al no disponer de una información precisa.

• Se ha considerado al Modelo PERSEO como un sistema uninodal para

evitar asumir nuevos proyectos de transmisión tanto para generación como para la demanda.

• El precio de gas utilizado para Marcona es de 3,6292 US$/MMBTU

que corresponde a precios de boca de pozo y transporte actualizados y a un precio de distribución de 1,53 US$/MMBTU estimado por PROINVERSIÓN.

• La nueva planta de generación y su eficiencia en San Nicolás es la

señalada en al capitulo 03.

• Para los costos variables no combustibles de las nuevas unidades operadas en ciclo combinado se ha asumido un valor de 4,098 US$.MW-h que corresponde a los costos variables no combustibles de las unidades de la central térmica Ventanilla operados en ciclo combinado.

3. PRECIOS DEL GAS Se tiene entendido PROINVERSION tienes tres escenarios tarifarios para la concesión de Ica.

El Primer Escenario ; comprende el desarrollo de las redes de distribución de las localidades de Ica y Pisco, considerando las demandas pesqueras, Aceros Arequipa Planta II y Funsur.

El Segundo Escenario ; comprende el Primer Escenario además del desarrollo de las localidades de Nazca y Marcona.

El Tercer Escenario ; comprende el Segundo Escenario con la inclusión de una industria petroquímica de consumo de 90 MMPCD.

El Cuarto Escenario , comprende el Tercer Escenario con la inclusión de otra industria petroquímica de consumo de 50 MMPCD y un consumo de un generador eléctrico.

Como del segundo al Cuarto Escenario incluye la demanda de Marcona, para fines de calculo de este informe vamos ha usar el Segundo al Cuarto Escenario como Alternativas del 01 al 03, respectivamente. Los precios del gas natural de las diferentes empresas de generación integrantes del COES-SINAC y del precio del gas en Marcona para las diferentes alternativas se muestran en el siguiente cuadro.



Cuadro 3- 1

DESCRIPCION UNIDAD Ventanilla Santa Rosa Chilca Kallpa Mo llendo CalanaMarcona

Alternativa 1Marcona

Alternativa 2Marcona

Alternativa 3Precio Boca de pozo US$/MMBTU 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000

Factor A: Por Cantidad Diaria Contractual (1) 0,9600 0,9600 0,9600 0,9745 0,9817 0,9997 0,9800 0,9800 0,9800

Factor B: Por Take or Pay (1) 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9800 0,9800 0,9800 0,9800 0,9800 Factor por descuento promocional 0,9500 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000Precio Boca de Pozo US$/MMBTU 0,8664 0,9120 0,9120 0,9258 0,9621 0,9797 0,9604 0,9604 0,9604 Factor de Actualización 1,4362 1,4362 1,4362 1,4362 1,4362 1,4362 1,4362 1,4362 1,4362Precio Boca de Pozo actualizado (contrato Generador - Productor) US$/MMBTU 1,2443 1,3098 1,3098 1,3296 1,3818 1,4070 1,3793 1,3793 1,3793Precio Boca de Pozo actualizado (contrato Estado - Productor) - 2007 US$/MMBTU 1,4609 1,4609 1,4609 1,4609 1,4609 1,4609 1,4609 1,4609 1,4609Precio Boca de Pozo actualizado US$/MMBTU 1,2443 1,3098 1,3098 1,3296 1,3818 1,4070 1,3793 1,3793 1,3793Precio Base Transporte ( OSINERG ) US/$millar m 3 31,4384 31,4384 31,4384 31,4384 31,4384 31,4384 31,4384 31,4384 31,4384 Factor por adelanto del GRP 0,91436 0,91436 0,91436 0,91436 0,91436 0,91436 0,91436 0,91436 0,91436 Factor de ajuste al transporte (PPIa / PPIo) 1,0694 1,0694 1,0694 1,0694 1,0694 1,0694 1,0694 1,0694 1,0694 PPIo (Ene-2003) 149,9 149,9 149,9 149,9 149,9 149,9 149,9 149,9 149,9 PPIa (Ene-2006) 160,3 160,3 160,3 160,3 160,3 160,3 160,3 160,3 160,3Precio Transporte ( OSINERG ) US/$millar m3 30,7404 30,7404 30,7404 30,7404 30,7404 30,7404 30,7404 30,7404 30,7404 Factor de conversión PC/m3 35,31467 35,31467 35,31467 35,31467 35,31467 35,31467 35,31467 35,31467 35,31467 Poder Calorífico Superior MBTU/PC 1,0865 1,0835 1,0844 1,0562 1,0562 1,0562 1,0883 1,0883 1,0883 Factor de descuento (solo para tarifas) 0,9000 0,9000 0,9000 0,9000 0,9000 0,9000 0,9000 0,9000 0,9000

Precio Transporte US$/MMBTU 0,7211 0,7231 0,7224 0,7417 0,7417 0,7417 0,7199 0,7199 0,7199Precio Base Distribución ( OSINERG ) US/$millar m 3 5,1736 5,1736 Factor por adelanto del GRP 0,91436 0,91436 Factor de ajuste al transporte (PPIa / PPIo) 1,0694 1,0694 PPIo (Ene-2003) 149,9 149,9 PPIa (Ene-2006) 160,3 160,3Precio Distribución (OSINERG) US/$millar m3 5,0587 5,0587 Factor de conversión PC/m3 35,31467 35,31467 Poder Calorífico Superior MBTU/PC 1,0865 1,0835 Factor de descuento (solo para tarifas) 0,9000 0,9000

Precio Distribución US$/MMBTU 0,1187 0,1190 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 1,5300 0,6000 0,4200PRECIO TOTAL (Boca de pozo + Transmisión + Distribución ) 2,0841 2,1519 2,0322 2,0713 2,1235 2,1487 3,6292 2,6992 2,5192

(1) Para los Factores A y B, se ha utilizado para la C.T. Ventanilla y C.T. Santa Rosa la Quinta Adenda de su contrato de Suministro enviada por EDEGEL, Para la C.T. Chilca se ha utilizado la información de su Contratode Suministro, , para la C.



4. DEMANDA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL Como se menciono para el calculo de la demanda del SEIN se usado una tasa de crecimiento de 6,6% obteniéndose los resultados para los años 2008 al 2019.

Cuadro 3- 2

Año Demanda Crecimiento2010 4 846,12011 5 165,7 6,6%2012 5 506,6 6,6%2013 5 870,1 6,6%2014 6 257,1 6,6%2015 6 669,7 6,6%2016 7 109,4 6,6%2017 7 578,5 6,6%2018 8 078,4 6,6%2019 8 611,0 6,6%

DEMANDA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONALMW

Cuadro 3- 3

Año Demanda Crecimiento2010 36 485,52011 38 891,2 6,6%2012 41 457,9 6,6%2013 44 193,9 6,6%2014 47 107,4 6,6%2015 50 213,5 6,6%2016 53 522,8 6,6%2017 57 054,5 6,6%2018 60 817,7 6,6%2019 64 826,2 6,6%

DEMANDA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONALGW-h

5. OFERTA DE GENERACIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO

NACIONAL En el cuadro siguiente se muestra la oferta del Sistema Interconectado Nacional y el Balance de Oferta Demanda, para los años 2008 al 2019.



Cuadro 3- 4

DESCRIPCION 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019CH Mantaro 650,5 650,5 650,5 650,5 650,5 650,5 650,5 650,5 650,5 650,5 650,5 650,5 650,5CH Restitución 215,4 215,4 215,4 215,4 215,4 215,4 215,4 215,4 215,4 215,4 215,4 215,4 215,4CH Huinco 247,3 247,3 247,3 247,3 247,3 247,3 247,3 247,3 247,3 247,3 247,3 247,3 247,3CH Matucana 128,6 128,6 128,6 128,6 128,6 128,6 128,6 128,6 128,6 128,6 128,6 128,6 128,6CH Callahuanca 80,4 80,4 80,4 80,4 80,4 80,4 80,4 80,4 80,4 80,4 80,4 80,4 80,4CH Moyopampa 64,7 64,7 64,7 64,7 64,7 64,7 64,7 64,7 64,7 64,7 64,7 64,7 64,7CH Huampaní 30,2 30,2 30,2 30,2 30,2 30,2 30,2 30,2 30,2 30,2 30,2 30,2 30,2CH Yanango 42,6 42,6 42,6 42,6 42,6 42,6 42,6 42,6 42,6 42,6 42,6 42,6 42,6CH Chimay 150,9 150,9 150,9 150,9 150,9 150,9 150,9 150,9 150,9 150,9 150,9 150,9 150,9CH Huanchor 19,6 19,6 19,6 19,6 19,6 19,6 19,6 19,6 19,6 19,6 19,6 19,6 19,6CH Cahua 43,1 43,1 43,1 43,1 43,1 43,1 43,1 43,1 43,1 43,1 43,1 43,1 43,1CH Pariac 5,3 5,3 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0CH Gallito Ciego 38,1 38,1 38,1 38,1 38,1 38,1 38,1 38,1 38,1 38,1 38,1 38,1 38,1CH Misapuquio 3,9 3,9 3,9 3,9 3,9 3,9 3,9 3,9 3,9 3,9 3,9 3,9 3,9CH San Antonio - San Ignacio 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0CH Huayllacho 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2CH Carhuaquero 104,8 110,3 110,3 110,3 110,3 110,3 110,3 110,3 110,3 110,3 110,3 110,3 110,3CH Cañon del Pato 263,5 263,5 263,5 263,5 263,5 263,5 263,5 263,5 263,5 263,5 263,5 263,5 263,5CH Yaupi 110,2 110,2 110,2 110,2 110,2 110,2 110,2 110,2 110,2 110,2 110,2 110,2 110,2CH Malpaso 48,0 48,0 48,0 48,0 48,0 48,0 48,0 48,0 48,0 48,0 48,0 48,0 48,0CH Pachachaca 9,7 9,7 9,7 9,7 9,7 9,7 9,7 9,7 9,7 9,7 9,7 9,7 9,7CH Oroya 9,5 9,5 9,5 9,5 9,5 9,5 9,5 9,5 9,5 9,5 9,5 9,5 9,5CH Yuncan 136,8 136,8 136,8 136,8 136,8 136,8 136,8 136,8 136,8 136,8 136,8 136,8 136,8CH San Rosa I 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0CH Charcani I 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7CH Charcani II 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6CH Charcani III 4,6 4,6 4,6 4,6 4,6 4,6 4,6 4,6 4,6 4,6 4,6 4,6 4,6CH Charcani IV 15,3 15,3 15,3 15,3 15,3 15,3 15,3 15,3 15,3 15,3 15,3 15,3 15,3CH Charcani V 144,6 144,6 144,6 144,6 144,6 144,6 144,6 144,6 144,6 144,6 144,6 144,6 144,6CH Charcani VI 8,9 8,9 8,9 8,9 8,9 8,9 8,9 8,9 8,9 8,9 8,9 8,9 8,9CH Machupicchu 85,8 85,8 85,8 85,8 85,8 85,8 85,8 85,8 85,8 85,8 85,8 85,8 85,8CH Aricota I 22,5 22,5 22,5 22,5 22,5 22,5 22,5 22,5 22,5 22,5 22,5 22,5 22,5CH Aricota II 12,4 12,4 12,4 12,4 12,4 12,4 12,4 12,4 12,4 12,4 12,4 12,4 12,4CH San Gabán II 113,1 113,1 113,1 113,1 113,1 113,1 113,1 113,1 113,1 113,1 113,1 113,1 113,1CH Curumuy 12,5 12,5 12,5 12,5 12,5 12,5 12,5 12,5 12,5 12,5 12,5 12,5 12,5CH Poechos I 15,4 15,4 15,4 15,4 15,4 15,4 15,4 15,4 15,4 15,4 15,4 15,4 15,4CH Santa Rosa II 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7CH La Joya 9,6 9,6 9,6 9,6 9,6 9,6 9,6 9,6 9,6 9,6 9,6 9,6CH Poechos II 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0CH Platanal 220,0 220,0 220,0 220,0 220,0 220,0 220,0 220,0 220,0 220,0 220,0CH Tarucani 49,0 49,0 49,0 49,0 49,0 49,0 49,0 49,0 49,0 49,0CH Quitaracsa 114,0 114,0 114,0 114,0 114,0 114,0 114,0 114,0 114,0CH Santa Rita 174,0 174,0 174,0 174,0 174,0 174,0 174,0 174,0C.H. Morro de Arica Retrazo Retrazo Retrazo 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0CH Centauro I y II Retrazo Retrazo Retrazo 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0CH Huanza Retrazo Retrazo Retrazo 86,0 86,0 86,0 86,0 86,0 86,0 86,0CH Machupicchu II Retrazo Retrazo Retrazo 71,0 71,0 71,0 71,0 71,0 71,0 71,0CH Olmos I Retrazo Retrazo Retrazo 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0CH Marañon Retrazo Retrazo Retrazo 96,0 96,0 96,0 96,0 96,0 96,0CH Santa Teresa Retrazo Retrazo Retrazo 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0CH Pias I Retrazo Retrazo Retrazo 11,0 11,0 11,0 11,0 11,0CH Cheves I Retrazo Retrazo Retrazo 158,6 158,6 158,6CH San Gabán I Retrazo Retrazo Retrazo 120,0 120,0 120,0CH La Virgen Retrazo Retrazo Retrazo 58,0 58,0CH Pucará Retrazo Retrazo Retrazo 130,0 130,0TOTAL HIDRAULICO 2 844,4 2 859,5 3 097,2 3 146,2 3 260,2 3 509,2 3 786,2 3 882,2 4 003,2 4 003,2 4 281,8 4 469,8 4 469,8



Cuadro 3- 5 DESCRIPCION 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019TG Malacas 1 con GN 15,0 15,0 15,0 15,0 15,0 15,0 15,0 15,0 15,0 15,0 15,0 15,0 15,0TG Malacas 2 con GN 15,0 15,0 15,0 15,0 15,0 15,0 15,0 15,0 15,0 15,0 15,0 15,0 15,0TG Malacas 3 con D2 14,7TG Malacas 4 (con inyección de agua) 100,6 100,6 100,6 100,6 100,6 100,6 100,6 100,6 100,6 100,6 100,6 100,6 100,6TG Chimbote 44,0 44,0 44,0 44,0 44,0 44,0 44,0 44,0 44,0 44,0 44,0 44,0 44,0TG Trujillo 20,4 20,4 20,4 20,4 20,4 20,4 20,4 20,4 20,4 20,4 20,4 20,4 20,4TG Piura con R6 21,0 21,0 21,0 21,0 21,0 21,0 21,0 21,0 21,0 21,0 21,0 21,0 21,0GD Piura 19,4 19,4 19,4 19,4 19,4 19,4 19,4 19,4 19,4 19,4 19,4 19,4 19,4GD Chiclayo R6 24,4 24,4 24,4 24,4 24,4 24,4 24,4 24,4 24,4 24,4 24,4 24,4 24,4GD Sullana 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5GD Paita 5,8 5,8 5,8 5,8 5,8 5,8 5,8 5,8 5,8 5,8 5,8 5,8 5,8TG Santa Rosa UTI-5 GN 53,4 53,4 53,4 53,4 53,4 53,4 53,4 53,4 53,4 53,4 53,4 53,4 53,4TG Santa Rosa UTI-6 GN 52,0 52,0 52,0 52,0 52,0 52,0 52,0 52,0 52,0 52,0 52,0 52,0 52,0TG Santa Rosa WTG (con inyección de agua) 123,3 123,3 123,3 123,3 123,3 123,3 123,3 123,3 123,3 123,3 123,3 123,3 123,3CC TG3+TV Ventanilla (sin fuego adicional) 228,0 228,0 228,0 228,0 228,0 228,0 228,0 228,0 228,0 228,0 228,0 228,0 228,0CC TG3+TV Ventanilla (con fuego adicional) 18,4 18,4 18,4 18,4 18,4 18,4 18,4 18,4 18,4 18,4 18,4 18,4 18,4CC TG4+TV Ventanilla (sin fuego adicional) 228,0 228,0 228,0 228,0 228,0 228,0 228,0 228,0 228,0 228,0 228,0 228,0 228,0CC TG4+TV Ventanilla (con fuego adicional) 18,4 18,4 18,4 18,4 18,4 18,4 18,4 18,4 18,4 18,4 18,4 18,4 18,4TV San Nicolás 63,1 63,1 63,1 63,1 63,1 63,1 63,1 63,1 63,1 63,1 63,1 63,1 63,1GD San Nicolás 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2TG1 Aguaytia 88,5 88,5 88,5 88,5 88,5 88,5 88,5 88,5 88,5 88,5 88,5 88,5 88,5TG2 Aguaytia 88,1 88,1 88,1 88,1 88,1 88,1 88,1 88,1 88,1 88,1 88,1 88,1 88,1GD Tumbes Nueva MAK 1 9,2 9,2 9,2 9,2 9,2 9,2 9,2 9,2 9,2 9,2 9,2 9,2 9,2GD Tumbes Nueva MAK 1 9,0 9,0 9,0 9,0 9,0 9,0 9,0 9,0 9,0 9,0 9,0 9,0 9,0GD Yarinacocha - Wartsila 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0TG Chilca 1 - TG1 176,0 176,0 176,0 176,0 176,0 176,0 176,0 176,0 176,0 176,0 176,0 176,0 176,0TG Chilca 1 - TG2 174,5 174,5 174,5 174,5 174,5 174,5 174,5 174,5 174,5 174,5 174,5 174,5 174,5TG Kallpa - TG1 176,8 176,8 176,8 176,8 176,8 176,8 176,8 176,8 176,8 176,8GD Dolorespata No 1 al No 7 11,5 11,5 11,5 11,5 11,5 11,5 11,5 11,5 11,5 11,5 11,5 11,5 11,5GD Taparachi No 1 al No 4 4,9 4,9 4,9 4,9 4,9 4,9 4,9 4,9 4,9 4,9 4,9 4,9 4,9GD Bellavista No 1 al No 2 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5GD Chilina No 1 al No 2 10,4 10,4 10,4 10,4 10,4 10,4 10,4 10,4 10,4 10,4 10,4 10,4 10,4Chilina Ciclo Combinado 16,7 16,7 16,7 16,7 16,7 16,7 16,7 16,7 16,7 16,7 16,7 16,7 16,7Chilina TV2 6,2 6,2 6,2 6,2 6,2 6,2 6,2 6,2 6,2 6,2 6,2 6,2 6,2Chilina TV3 9,9 9,9 9,9 9,9 9,9 9,9 9,9 9,9 9,9 9,9 9,9 9,9 9,9GD Mollendo I 32,0 32,0 32,0 32,0 32,0 32,0 32,0 32,0 32,0 32,0 32,0 32,0 32,0TG Mollendo II con D2 73,2 73,2TG Mollendo II con GN 73,2 73,2 73,2 73,2 73,2 73,2 73,2 73,2 73,2 73,2 73,2GD Calana con GN 25,5 25,5 25,5 25,5 25,5 25,5 25,5 25,5 25,5 25,5 25,5Ilo 1 TV2 0,009 0,009 0,009 0,009 0,009 0,009 0,009 0,009 0,009 0,009 0,009 0,009 0,009Ilo 1 TV3 69,5 69,5 69,5 69,5 69,5 69,5 69,5 69,5 69,5 69,5 69,5 69,5 69,5Ilo 1 TV4 66,5 66,5 66,5 66,5 66,5 66,5 66,5 66,5 66,5 66,5 66,5 66,5 66,5Ilo TG1 34,7 34,7 34,7 34,7 34,7 34,7 34,7 34,7 34,7 34,7 34,7 34,7 34,7Ilo TG2 32,5 32,5 32,5 32,5 32,5 32,5 32,5 32,5 32,5 32,5 32,5 32,5 32,5Ilo 1 Catkato 3,3 3,3 3,3 3,3 3,3 3,3 3,3 3,3 3,3 3,3 3,3 3,3 3,3Ilo 2 TV Carbón No 1 141,8 141,8 141,8 141,8 141,8 141,8 141,8 141,8 141,8 141,8 141,8 141,8 141,8TG Chilca I - TG3 176,0 176,0 176,0 176,0 176,0 176,0 176,0 176,0 176,0 176,0 176,0CS Santa Rosa 1 x 186 MW 186,0 186,0 186,0 186,0 186,0CC Santa Rosa 1 x 186 MW + 1 x 86.4 MW 272,4 272,4 272,4 272,4 272,4CS Electroperú 2x200 MW 400,0 400,0 400,0 400,0 400,0CC Electroperú 600 MW 600,0 600,0 600,0 600,0CS Egechilca 2 x 165 MW 330,0 330,0CC Egechilca 538 MW 538,0 538,0 538,0 538,0 538,0 538,0 538,0TG Kallpa - TG2 176,0 176,0 176,0CC Kallpa 510 MW 510,0 510,0 510,0CT Nueva Esperanza 160,0 160,0 160,0 160,0 160,0CS Holek TG1 193.4 MW 193,4 193,4CS Holek TG2 193.4 MW 193,4CC Holek 590 MW 590,0 590,0TOTAL TERMICO 2 338,3 2 323,5 2 525,0 2 711,0 3 441,0 3 441,0 3 649,0 3 825,0 4 071,4 4 464,8 4 815,4 5 018,6 5 018,6

TOTAL OFERTA SEIN 5 182,7 5 183,0 5 622,2 5 857,2 6 701, 2 6 950,2 7 435,2 7 707,2 8 074,6 8 468,0 9 097,2 9 488,4 9 488,4DEMANDA 3 998,6 4 219,8 4 579,7 5 110,0 5 437,0 5 824,4 6 190,3 6 580,0 6 995,0 7 436,3 7 906,4 8 407,0 8 940,2

1 184,1 963,2 1 042,5 747,2 1 264,2 1 125,9 1 244,9 1 127,2 1 079,7 1 031,7 1 190,8 1 081,4 548,329,6% 22,8% 22,8% 14,6% 23,3% 19,3% 20,1% 17,1% 15,4% 13,9% 15,1% 12,9% 6,1%

SUPERAVIT/DEFICIT



NOTA - Se ha considerado solo las centrales hidroeléctricas que cuentan con concesión definitiva otorgada por el MEM.- La puesta en servicio de la CH Tarucani según carta TGC-004/08 DEL 10-Ene-08- La puesta en servico de la CH Quitaracsa según carta del 14-Ene-08.- La puesta en servico de la CH Santa Rita según carta del 09-Ene-08- La puesta en servicio de la CH Morro de Arica según el Portafolio de Proyectos de la DGE de Abr-07 con un retrazo estimado de 3 años.- La puesta en servicio de la CH Centauro I y II según el Portafolio de Proyectos de la DGE de Abr-07 con un retrazo estimado de 3 años.- La puesta en servicio de la CH Huanza según el Portafolio de Proyectos de la DGE de Abr-07 con un retrazo estimado de 3 años.- La puesta en servicio de la CH Machupicchu II según el Plan Referencial 2006-2015 con un retrazo estimado de 3 años.- La puesta en servicio de la CH Olmos I según el Plan Referencial 2006-2015 con un retrazo estimado de 3 años.- La puesta en servicio de la CH Marañón según el Portafolio de Proyectos de la DGE de Abr-07 con un retrazo estimado de 3 años.- La puesta en servicio de la CH Santa Teresa según el Plan Referencial 2006-2015 con un retrazo estimado de 3 años.- La puesta en servicio de la CH Pias I según el Portafolio de Proyectos de la DGE de Abr-07 con un retrazo estimado de 3 años.- La puesta en servicio de la CH Cheves I según el Plan Referencial 2006-2015 con un retrazo estimado de 3 años.- La puesta en servicio de la CH San Gabán I según el Plan Referencial 2006-2015 con un retrazo estimado de 3 años.- La puesta en servicio de la CH La Virgen según el Plan Referencial 2006-2015 con un retrazo estimado de 3 años.- La puesta en servicio de la CH Pucará según el Plan Referencial 2006-2015 con un retrazo estimado de 3 años.

Para las centrales térmicas que ingresan a partir del 2012 se ha asumido su fecha de ingreso ya que no se cuenta con mayor información. 6. DESPACHO DE ENERGÍA DE LAS NUEVAS UNIDADES A GAS El despacho de energía de las nuevas unidades se muestra en los cuadros siguientes.

Cuadro 3- 6 Punta Media Base Total

(MW-h) (MW-h) (MW-h) (MW-h)2010 Ene 0,00 0,00 0,00 0,002010 Feb 0,00 0,00 0,00 0,002010 Mar 0,00 0,00 0,00 0,002010 Abr 0,00 0,00 0,00 0,002010 May 0,00 0,00 0,00 0,002010 Jun 8 064,00 20 966,40 17 418,24 46 448,642010 Jul 9 676,80 27 598,26 18 735,88 56 010,942010 Ago 10 483,20 26 827,30 21 805,33 59 115,832010 Set 10 502,84 25 804,80 20 914,84 57 222,482010 Oct 7 272,75 20 839,96 14 761,42 42 874,132010 Nov 2 298,92 7 770,54 6 531,84 16 601,302010 Dic 967,68 2 782,08 2 249,86 5 999,62Total 49 266,19 132 589,34 102 417,41 284 272,94

Año Mes


(MW-h) (MW-h) (MW-h) (MW-h)2011 Ene 0,00 0,00 0,00 0,002011 Feb 406,22 0,00 1 055,10 1 461,322011 Mar 0,00 0,00 0,00 0,002011 Abr 10 562,89 1 007,16 321,13 11 891,182011 May 15 102,47 20 637,65 18 643,96 54 384,082011 Jun 22 800,00 55 328,00 45 964,80 124 092,802011 Jul 21 888,00 61 381,62 48 388,66 131 658,282011 Ago 23 712,00 60 294,06 49 344,05 133 350,112011 Set 23 712,00 58 368,00 48 784,04 130 864,042011 Oct 23 712,00 58 251,49 47 496,96 129 460,452011 Nov 20 965,10 34 924,09 26 265,60 82 154,792011 Dic 17 009,20 19 149,97 13 073,75 49 232,92Total 179 869,88 369 342,04 299 338,05 848 549,97

Año Mes




(MW-h) (MW-h) (MW-h) (MW-h)2012 Ene 183,82 0,00 0,00 183,822012 Feb 0,00 0,00 0,00 0,002012 Mar 0,00 0,00 0,00 0,002012 Abr 4 425,38 0,00 0,00 4 425,382012 May 12 758,72 19 767,02 16 963,20 49 488,942012 Jun 21 301,09 49 827,14 42 042,91 113 171,142012 Jul 21 888,00 56 238,28 42 833,40 120 959,682012 Ago 23 712,00 61 104,00 47 496,96 132 312,962012 Set 23 712,00 58 368,00 45 964,80 128 044,802012 Oct 23 272,44 49 124,43 41 113,90 113 510,772012 Nov 18 781,96 32 050,43 26 265,60 77 097,992012 Dic 10 263,81 13 444,65 13 570,56 37 279,02Total 160 299,22 339 923,95 276 251,33 776 474,50

Año Mes



Año Mes



Año Mes

Cuadro 3- 11



Punta Media Base Total(MW-h) (MW-h) (MW-h) (MW-h)

2015 Ene 1 065,01 0,00 0,00 1 065,012015 Feb 0,00 0,00 0,00 0,002015 Mar 0,00 0,00 0,00 0,002015 Abr 4 730,28 0,00 0,00 4 730,282015 May 12 944,93 17 151,14 13 781,98 43 878,052015 Jun 21 062,79 48 449,67 33 160,25 102 672,712015 Jul 21 888,00 54 383,78 40 711,68 116 983,462015 Ago 23 712,00 58 139,95 45 169,87 127 021,822015 Set 23 712,00 58 368,00 38 437,01 120 517,012015 Oct 21 974,52 45 725,23 30 902,53 98 602,282015 Nov 18 275,13 27 781,84 19 935,40 65 992,372015 Dic 9 140,41 12 597,55 8 790,61 30 528,57Total 158 505,07 322 597,16 230 889,33 711 991,56

Año Mes

Cuadro 3- 12

Punta Media Base Total(MW-h) (MW-h) (MW-h) (MW-h)

2016 Ene 1 589,88 0,00 0,00 1 589,882016 Feb 0,00 0,00 0,00 0,002016 Mar 0,00 0,00 0,00 0,002016 Abr 5 325,86 0,00 0,00 5 325,862016 May 14 190,20 14 451,41 15 499,74 44 141,352016 Jun 21 805,59 47 829,62 33 684,13 103 319,342016 Jul 21 888,00 51 864,36 39 700,41 113 452,772016 Ago 23 712,00 58 494,08 39 984,41 122 190,492016 Set 23 712,00 56 443,96 39 876,93 120 032,892016 Oct 22 825,05 46 328,38 30 560,06 99 713,492016 Nov 18 997,45 24 796,39 13 132,80 56 926,642016 Dic 11 260,96 7 199,55 6 785,28 25 245,79Total 165 306,99 307 407,75 219 223,76 691 938,50

Año Mes


(MW-h) (MW-h) (MW-h) (MW-h)2017 Ene 1 207,24 0,00 0,00 1 207,242017 Feb 0,00 0,00 0,00 0,002017 Mar 0,00 0,00 0,00 0,002017 Abr 4 171,32 0,00 0,00 4 171,322017 May 12 705,26 12 386,97 10 177,92 35 270,152017 Jun 20 715,76 41 117,55 24 400,72 86 234,032017 Jul 21 888,00 50 342,40 35 695,75 107 926,152017 Ago 23 712,00 57 030,40 37 319,04 118 061,442017 Set 23 712,00 54 476,80 33 549,45 111 738,252017 Oct 21 446,02 40 595,29 26 989,32 89 030,632017 Nov 17 637,37 23 712,00 13 132,80 54 482,172017 Dic 8 523,62 4 195,20 3 392,64 16 111,46Total 155 718,59 283 856,61 184 657,64 624 232,84

Año Mes





Año Mes



Año Mes

De los cuadros podemos observar que las unidades de SHOUGESA a gas operaran generalmente en los meses de abril a enero y los meses de febrero a marzo no despacharían. En el cuadro siguiente podemos observar un resumen de la operación de las unidades a gas.


(MW-h) (MW-h) (MW-h) (MW-h)2010 49 266,19 132 589,34 102 417,41 284 272,942011 179 869,88 369 342,04 299 338,05 848 549,972012 160 299,22 339 923,95 276 251,33 776 474,502013 156 639,96 342 234,52 262 019,06 760 893,542014 150 049,02 299 062,60 224 697,30 673 808,922015 158 505,07 322 597,16 230 889,33 711 991,562016 165 306,99 307 407,75 219 223,76 691 938,502017 155 718,59 283 856,61 184 657,64 624 232,842018 149 232,24 258 731,29 161 898,61 569 862,142019 161 628,32 302 562,85 191 961,03 656 152,20

Total 1 486 515,48 2 958 308,11 2 153 353,52 6 598 177,11

Año



7. CONSUMO DE COMBUSTIBLE DE LAS NUEVAS UNIDADES A GAS El consumo de combustible para los años 2010-2019 se muestra en los cuadros siguientes:

Cuadro 3- 17 Punta Media Base Total CDC

(MMBTU) (MMBTU) (MMBTU) (MMBTU) (MMPCD)2010 Ene 0,00 0,00 0,00 0,002010 Feb 0,00 0,00 0,00 0,002010 Mar 0,00 0,00 0,00 0,002010 Abr 0,00 0,00 0,00 0,002010 May 0,00 0,00 0,00 0,002010 Jun 81 527,05 211 970,31 176 098,42 469 595,782010 Jul 97 832,45 279 018,41 189 419,74 566 270,602010 Ago 105 985,16 271 224,05 220 451,92 597 661,132010 Set 106 183,72 260 886,54 211 449,02 578 519,282010 Oct 73 527,50 210 692,04 149 237,96 433 457,502010 Nov 23 242,08 78 560,20 66 036,91 167 839,192010 Dic 9 783,25 28 126,83 22 746,05 60 656,13Total 498 081,21 1 340 478,38 1 035 440,02 2 873 999,61 7,24

Año Mes


(MW-h) (MW-h) (MW-h) (MW-h) (MMPCD)2011 Ene 0,00 0,00 0,00 0,002011 Feb 2 852,06 0,00 7 407,86 10 259,922011 Mar 0,00 0,00 0,00 0,002011 Abr 74 162,06 7 071,26 2 254,63 83 487,952011 May 106 034,47 144 896,97 130 899,25 381 830,692011 Jun 160 078,81 388 457,91 322 718,87 871 255,592011 Jul 153 675,66 430 960,38 339 736,78 924 372,822011 Ago 166 481,96 423 324,57 346 444,55 936 251,082011 Set 166 481,96 409 801,75 342 512,77 918 796,482011 Oct 166 481,96 408 983,72 333 476,17 908 941,852011 Nov 147 195,95 245 202,00 184 410,79 576 808,742011 Dic 119 421,56 134 451,97 91 790,78 345 664,31Total 1 262 866,45 2 593 150,53 2 101 652,45 5 957 669,43 15,00

Año Mes


(MW-h) (MW-h) (MW-h) (MW-h) (MMPCD)2012 Ene 1 290,61 0,00 0,00 1 290,612012 Feb 0,00 0,00 0,00 0,002012 Mar 0,00 0,00 0,00 0,002012 Abr 31 070,59 0,00 0,00 31 070,592012 May 89 579,00 138 784,27 119 098,63 347 461,902012 Jun 149 554,96 349 836,37 295 183,25 794 574,582012 Jul 153 675,66 394 848,97 300 733,30 849 257,932012 Ago 166 481,96 429 011,21 333 476,17 928 969,342012 Set 166 481,96 409 801,75 322 718,87 899 002,582012 Oct 163 395,77 344 902,63 288 660,70 796 959,102012 Nov 131 868,16 225 026,10 184 410,79 541 305,052012 Dic 72 062,20 94 394,91 95 278,91 261 736,02Total 1 125 460,87 2 386 606,21 1 939 560,62 5 451 627,70 13,72

Año Mes

Cuadro 3- 20



Punta Media Base Total CDC(MW-h) (MW-h) (MW-h) (MW-h) (MMPCD)

2013 Ene 4 000,52 0,00 0,00 4 000,522013 Feb 0,00 0,00 0,00 0,002013 Mar 0,00 0,00 0,00 0,002013 Abr 29 813,11 0,00 0,00 29 813,112013 May 88 247,67 148 586,87 111 207,16 348 041,702013 Jun 146 640,50 355 814,94 275 632,86 778 088,302013 Jul 153 675,66 391 260,07 287 931,76 832 867,492013 Ago 166 481,96 429 011,21 309 656,44 905 149,612013 Set 166 481,96 409 801,75 338 890,84 915 174,552013 Oct 153 928,61 358 014,34 247 034,98 758 977,932013 Nov 127 853,40 221 975,95 178 565,48 528 394,832013 Dic 62 645,84 88 363,50 90 716,27 241 725,61Total 1 099 769,23 2 402 828,63 1 839 635,79 5 342 233,65 13,45

Año Mes



Año Mes



Año Mes





Año Mes



Año Mes



Año Mes





Año Mes

En el cuadro siguiente podemos ver un resumen de los consumos de de gas para los años 2010-2019.


(MMBTU) (MMBTU) (MMBTU) (MMBTU) (MMPCD)2010 498 081,21 1 340 478,38 1 035 440,02 2 873 999,61 7,242011 1 262 866,45 2 593 150,53 2 101 652,45 5 957 669,43 15,002012 1 125 460,87 2 386 606,21 1 939 560,62 5 451 627,70 13,722013 1 099 769,23 2 402 828,63 1 839 635,79 5 342 233,65 13,452014 1 053 494,29 2 099 718,51 1 577 599,67 4 730 812,47 11,912015 1 112 864,11 2 264 954,57 1 621 073,95 4 998 892,63 12,582016 1 160 620,44 2 158 309,79 1 539 170,09 4 858 100,32 12,232017 1 093 300,24 1 992 957,35 1 296 481,30 4 382 738,89 11,032018 1 047 759,58 1 816 552,35 1 136 690,17 4 001 002,10 10,072019 1 134 792,47 2 124 293,76 1 347 758,36 4 606 844,59 11,60

Total 10 589 008,89 21 179 850,08 15 435 062,42 47 203 921,39

Año



CAPITULO 04 DEMANDA DE SHOUGANG Y NUEVA SUBESTACIÓN

En este capitulo se analizará la demanda de Shougang Hierro Perú para poder calcular la potencia a contratarse en cada punto de suministro. 1. INCREMENTO DE LA DEMANDA DE SHOUGANG HIERRO PERÚ

Shougang Hierro Perú ha manifestado que piensa ampliar su demanda de 63,703 MW en la actualidad (2007) hasta 167,8MW en el 2010 y hasta 224,67 MW para el 2012. Según reporte de Shougang el incremento de demanda desde los años 2008 hasta el 2012 seria el que muestra en el cuadro siguiente:



Cuadro 4- 1

SE San Nicolas 2008 2009 2010 2011 2012

Actual

Subtotal (1) 54 855 54 855 54 855 54 855 54 855

ProyectosMitigación de polvo – Plantas (2) 1 000 1 000 1 000 1 000 1 000 Repotenciamiento fajas de embarque (3) - 1 902 1 902 1 902 1 902 Nueva Planta de espesamiento 2 611 2 611 2 611 2 611 2 611 Nueva Planta de Cobre – 1ra. Etapa 6 815 6 815 6 815 6 815 6 815 Sistema de ventilación de Subestaciones 746 746 746 746 Bombeo agua dulce Jahuay - San Nicolás 800 800 800 800 Nueva Planta de Cobre – 2da. Etapa 2 238 2 238 2 238 Subtotal 10 426 13 875 16 113 16 113 16 113

Total 65 281 68 730 70 968 70 968 70 968

SE Mina 2 008 2 009 2 010 2 011 2 012

ActualSubtotal (1) 8 566 8 566 8 566 8 566 8 566

ProyectosVentilación Sub estaciones eléctricas 746 746 746 746 746 Mitigación polvo e incremento de carga (2) 560 560 560 560 560 Mejora Planta 1 chancado - secundario 560 560 560 560 560 Proyecto Ampliacion de Operaciones 14 000 14 000 22 500 Subtotal 1 866 1 866 15 866 15 866 24 366

Total 10 432 10 432 24 432 24 432 32 932

SE Jahuay 2 008 2 009 2 010 2 011 2 012

ActualSubtotal (1) 282 282 282 282 282

ProyectosBombeo agua dulce Jahuay - San Nicolás 285 285 285 285 Subtotal - 285 285 285 285

Total 282 567 567 567 567

Nueva Subestacion - Ampliacion SHP 2 008 2 009 2 010 2 011 2 012

PLANTAS 1ra. ETAPA 2da. ETAPA

CHANCADO 1 796 1 796 2 712 CONCENTRADORA 48 382 48 382 71 321 PELETS – LINEA 3 - - 18 237 FILTROS 6 174 6 174 9 322 TRANSFERENCIA 4 650 4 650 4 650 RELAVES 2 140 2 140 3 229 DESALADORA 4 688 4 688 4 688 BENTONITA 581 581 877 BOMBAS DE AGUA SALADA 3 427 3 427 5 170

Total - - 71 838 71 838 120 206

TOTAL GENERAL 75 995 79 729 167 805 167 805 224 673

(1) Valor real a Diciembre 2007

(2) 567kW alimentados de la L-6629 y 1MW de San Nicolás(3) Para alimentar 6000 tn

PROYECCION DE LA DEMANDA DE SHOUGANG HIERRO PERU (KW )



2. PROBLEMÁTICA DEL INCREMENTO EN LAS SUBESTACIONES

ACTUALES En el caso del incremento de demanda de la SE Jahuay, está preparada para este incremento, pues la Subestación esta diseñada para una potencia de 1,5MVA. En el caso de la SE San Nicolás, el incremento de demanda propuesto por Shougang, puede ser asumido por dicha Subestación, pues esta posee tres transformadores 37,5MVA. Un inconveniente se presentaría en la C.T. San Nicolás pues no existe a la fecha espacio disponible para instalación de mas celdas de salida, esto se solucionaría, moviendo la pared que está al costado de la celda de relaves unos metros con dirección a la SE San Nicolás. Como se nota en el Cuadro 4-1 la SE Mina tiene una Potencia de diseño de 25 MVA, pero su incremento de demanda es de hasta 24,4MW, para el 2010, a un factor de simultaneidad de 0,9 el consumo de la mina podría llegar a 22MW .El transformador de la SE Mina, con ventilación forzada puede llegar hasta 27,5MVA pero solo podría tomar hasta 23MW (a fp. 0,85), con lo que no habría problemas de sobrecarga para este año. Para el año 2012, el incremento es 8,5 MW, (32,93MW en total), con lo cual ya no seria posible asumirla dicho incremento con la SE Mina por lo que se debería tomar dicho carga adicional desde otra subestación. Sumando estos 8,5MW más el incremento de la nueva planta de Shougang harían un total de 110MW, esto hace un total de 129MW. Esta carga no podría ser atendida por la SE San Nicolás por los inconvenientes de espacio y potencia, pues ya está atendiendo a las actuales cargas de Shougang Hierro Perú. Por lo tanto será necesario la construcción de una nueva Planta de Beneficio y una Subestación para atender ha este incremento de 129MW. A continuación se muestra un cuadro resumen de las potencia a contratarse:.

Cuadro 4- 2 Demanda de Potencia por ampliacion de la capacidad (MW)

Circuito 2088 2010 2012Mina 8,57 17,13 17,13 Mina - Proyectos 1,87 3,73 3,73 Mina - Ampliacion - 14,00 22,50 Nueva Planta - 71,84 120,21

Total 10,43 106,70 163,57 Demanda a ser atendida por la nueva SE - 71,84 120,21 Demanda adicional de la Mina a ser atendida por la SE Mina - 14,00 14,00 Demanda de la Mina a ser Contratada en la nueva SE - - 8,50 Demanda a Contratar en la nueva SE - 72,00 129,00 Demanda a ser Contratada en la nueva SE Mina - 14,00 14,00



Solo se va analizar el incremento de demanda del 2010 pues para el 2008, los proyectos de la Mina ya han sido considerados en los presupuestos actuales de SHOUGESA.

3. DESCRIPCIÓN DE LA NUEVA SUBESTACIÓN Como se mencionó en el punto anterior se ha considerado suministrar el incremento de la demanda de Shougang Hierro Perú a través de una nueva Subestación: “SE Pescadores”. Tendrá una potencia instalada de 3x50MVA de relación de Transformación 220/13,8kV. Esta Subestación estará unida a la SE Marcona de propiedad de REP a través de una línea de transmisión en 220 kV de aproximadamente 15,3 km. La ubicación de esta Subestación se plantea esté ubicada en las cercanías del almacén 05 de Shougang Hierro Perú. La nueva central de SHOUGESA deberá conectarse a la barra en 13,8 kV de esta subestación. El punto de suministro del incremento de demanda de 110MW también será en la Barra de 13,8kV de esta subestación. El diagrama unifilar propuesto de la nueva Subestación es el mostrado a continuación.



Gráfico 1



CAPITULO 05 EVALUACIÓN ECONÓMICA

En este Capitulo se realizará una evaluación de los ingresos y egresos que se obtendrían de la operación de la Central Térmica a gas proyectada a construirse, además de los ingresos y egresos por la venta de energía al incremento de demanda de Shougang Hierro Perú. 1 METODOLOGÍA DE CÁLCULO El análisis del cálculo de la evaluación económica se realizará evaluando los rubros del negocio que posee toda empresa de generación, tal como es SHOUGESA.

• Negocio por Comercialización de Energía. • Negocio por Venta al SPOT

1.1 Método de Calculo del Negocio de Comercializaci ón Comprende la Ingresos por Venta de Potencia y energía a clientes finales y los egresos que se tendrían que realizar al COES por la compra de Potencia y energía para poder atender a dichas ventas. Este Negocio se puede calcular matemáticamente de la siguiente forma:

Egresos - IngresoszaciónComerciali Negocio zaciónComercializaciónComerciali=

Los Ingresos por comercialización serán calculados de la forma siguiente:

Tarifa Potencia Tarifa Energia Ingresos PotenciaClienteEnergíaCliente ×+×=zaciónComerciali

donde: Energía Cliente = Consumo de Energía por cada punto de suministro,

expresada en kWh. Potencia Cliente = Consumo de Potencia por cada punto de suministro,

expresada en kW. Tarifa Energía = Precio de la energía en cada punto de suministro,

expresada en ctm. S/./kWh. Tarifa Potencia = Precio de la potencia en cada punto de suministro,

expresada en S/./kW.



Los Egresos por comercialización serán calculados de la forma siguiente:

Potenciapor Pago Cmg Energia Retiro Egresos EnergíaCliente +×=zaciónComerciali

donde: Retiro Energía Cliente = Retiro de energía en la barra de transferencia por cada

punto de suministro, expresada en kWh. cmg = costo marginal de energía en la barra de Trasferencia,

,expresada en S/. kWh. Pago por Potencia = Pago que se realiza por la compra de potencia en cada

punto de suministro, expresada en S/. 1.2 Método de Calculo del Negocio de Venta al SPOT

En el caso del Negocio de Venta al SPOT, se calculará de la siguiente forma:

Egresos - Ingresos SPOT Negocio SPOTSPOT=

Los Ingresos por la Venta al SPOT serán calculados de la forma siguiente:

Potenciapor Ingresos cmg Energia Ingresos Despachada +×=SPOT

donde: Energía Despachada = Energía por las unidades en la barra de Transferencia,

expresada en kWh. cmg = costo marginal de energía en la barra de Trasferencia,

expresada en S/. kWh. Ingresos por Potencia = Ingresos obtenidos por la potencia firme de las

unidades a gas, expresadas en S/. Los Egresos por Venta al SPOT son los gastos que se realizarían para poder generar las unidades a gas, principalmente como combustible, mantenimiento y seguros. Matemáticamente podemos expresarlo con la siguiente formula:

Seguros CF Egresos Egresos OyMeCombustibl ++=SPOT

donde: Egresos Combustible = Consumo de combustible, es este caso gas natural, para la

generación de las unidades. CFOyM = Gasto anual por los Costos Fijos de Operación y

Mantenimiento de las unidades a gas.



Seguros = Gasto anual que se realiza por concepto de seguros de la

Central a gas.

2 �EGOCIO POR COMERCIALIZACIÓ� DE E�ERGÍA Como se mencionó anteriormente comprende la Ingresos por Venta de Potencia y energía a clientes finales y los egresos que se tendrían que realizar al COES por la compra de Potencia y energía para poder atender a dichas ventas.

2.1 TARIFA A CONSIDERAR Para realizar el análisis de las ventas por ingresos por la nueva demanda de Shougang es necesario tener una tarifa de venta de energía que este en concordancia con los precios de Transferencia entre empresas vinculadas. 2.1.1 Precio de Transferencia Según se tiene conocimiento el artículo 32 y 32A del DS 179-2004-EF y la Resolución de Superintendencia Nº 167-2006-SUNAT, es necesario que las empresas vinculadas tengan un estudio de precio de transferencia. SHOUGESA para fines de este estudio, ha realizado el cálculo del Precio de Transferencias usando el Método del Precio Comparable No Controlado de Precio de Mercado aplicado en su versión externa. Según este método se realiza el cálculo de los Rangos intercuartiles de los Precios Medios del Sector Minero, usando la información de los reportes mensuales: “Mercado Libre de Electricidad”, publicados por el OSINERGMIN. La información disponible que se tiene a la fecha es solo hasta el mes de Octubre de 2007, por lo que no se podría realizar u calculo del Precio de Transferencia. Sin embargo como se conoce que para el Mercado de Cliente Libre en la actualidad el Precio mas bajo que se puede pactar entre Generador y Cliente es el “Precios en Barra para los suministros que se efectúen desde las Subestaciones de Generación – Transporte”, mas conocidas como Tarifas Reguladas de Electricidad, podemos usar estos precios de Tarifas Reguladas para realizar el análisis del los Ingresos por la Comercialización de Energía. De los cálculos efectuados de despacho de la unidad, que hemos realizado usando el Modelo PERSEO del OSINERMIN en el punto 4.3, podemos obtener la Tarifa Regulada en la Barra de Referencia de la SE Marcona 220kV, para el año 2010, y para los demás años del 2011 al 2019, supondremos que los costos marginales actualizados serán los mismos para estos años. En el caso del precio de potencia y el peaje supondremos iguales al último estudio de Tarifas del COES. En el cuadro 5-1 obtenemos los valores obtenidos del Modelo Perseo y los precios de potencia y peaje principal de transmisión:



Cuadro 5- 1

PPM PCSPT (1) PPB PEMP PEMF

S/./kW-mes S/./kW-mes S/./kW-mes ctv. S/./kWh ctv. S/./kWh2010 16,96 6,52 23,48 12,43 11,902011 16,96 6,52 23,48 11,40 10,962012 16,96 6,52 23,48 11,12 10,692013 16,96 6,52 23,48 11,53 10,822014 16,96 6,52 23,48 11,96 10,762015 16,96 6,52 23,48 12,49 10,552016 16,96 6,52 23,48 12,43 9,742017 16,96 6,52 23,48 13,65 9,672018 16,96 6,52 23,48 15,12 9,992019 16,96 6,52 23,48 16,81 10,75

AÑOS

Para el caso de las SE Mina y SE Pescadores usando los Factores de Perdidas Marginales obtenemos las Tarifas de Potencia y Energía en dichas Subestaciones, expresadas en S/./kW y ctm. S/./kWh respectivamente.

Cuadro 5- 2

PPM PEMP PEMF

S/./kW-año ctv. S/./kWh ctv. S/./kWh2010 17,44 12,50 11,972011 17,44 11,46 11,022012 17,44 11,19 10,752013 17,44 11,60 10,882014 17,44 12,03 10,822015 17,44 12,57 10,622016 17,44 12,50 9,802017 17,44 13,73 9,722018 17,44 15,21 10,042019 17,44 16,91 10,81

SE MINA

Cuadro 5- 3

PPM PEMP PEMF

S/./kW-año ctv. S/./kWh ctv. S/./kWh2010 17,39 12,69 12,152011 17,39 11,63 11,182012 17,39 11,35 10,912013 17,39 11,77 11,042014 17,39 12,21 10,982015 17,39 12,75 10,772016 17,39 12,69 9,952017 17,39 13,94 9,872018 17,39 15,43 10,192019 17,39 17,16 10,97

SE PESCADORES

2.2 CALCULO DE LOS INGRESOS Los ingresos serán la suma de los ingresos por la venta en la SE Mina y los ingresos por la nueva carga de Shougang Hierro Perú en la nueva SE



Pescadores. Se calculará los ingresos para los años del 2010 al 2019, para los siguientes años del 2020 al 2029 se supondrá los mismos ingresos del 2019. 2.2.1 Ingresos por la �ueva Carga en la SE Mina. Se analizará sólo la Venta de Energía y Potencia adicional al contrato actual con Shougang que es de 7MW; el incremento de la carga en la Mina mostrado en el cuadro 4-2, del capitulo 04. En la actualidad el área Mina posee un factor de Carga promedio al año 2007 de 0,416, esto se puede apreciar en el cuadro 5-4 siguiente.

Cuadro 5- 4

Meses Factor de Factor de Dia Horahp_mdm hfp_mdm Potencia Carga dd hh:mm

Ene 6 901 7 469 0,608 0,467 29 10:45Feb 7 683 6 807 0,645 0,423 7 21:45Mar 6 862 7414 0,710 0,485 20 06:00Abr 6 986 7 849 0,745 0,424 20 05:00May 6 544 7 673 0,719 0,386 6 22:15Jun 6 467 8 264 0,697 0,431 26 23:30Jul 7 548 7 737 0,697 0,512 23 00:15Ago 7 785 8 566 0,789 0,446 24 01:30Set 7 572 8 216 0,794 0,435 10 06:45Oct 8 175 7 769 0,816 0,476 29 22:15Nov 7 239 7 773 0,839 0,464 17 15:15Dic 7 179 7 999 0,854 0,463 10 02:15

8 175 8 566 0,742 0,416 24 01:30

Demanda Máxima (kW)DEMANDA

Para fines de cálculo de los ingresos de la Mina supondremos un factor carga similar de 0,42, pues los equipos que comprenden la carga adicional de la Mina son similares a los actuales. El ingreso de la carga adicional de la SE Mina, para los años 2010 al 2019 se muestra en los cuadros siguientes:

Cuadro 5- 5 PUNTO DE SUMINISTRO SE Mina 60 kV

AÑO 2010 Potencia Energia HP Energia HFPPotencia 14 MW S/./kW S/./kW.h ctm. S/./kW.hFactor de Carga 0,42 17,44 12,50 11,97

Potencia Potencia TotalMes kW HP HFP Total S/. HP HFP Total S/.ene 14 000 911 400 3 463 320 4 374 720 244 143 113 952 414 521 528 474 772 617feb 14 000 823 200 3 128 160 3 951 360 244 143 102 925 374 406 477 331 721 475mar 14 000 911 400 3 463 320 4 374 720 244 143 113 952 414 521 528 474 772 617abr 14 000 882 000 3 351 600 4 233 600 244 143 110 277 401 150 511 426 755 570may 14 000 911 400 3 463 320 4 374 720 244 143 113 952 414 521 528 474 772 617jun 14 000 882 000 3 351 600 4 233 600 244 143 110 277 401 150 511 426 755 570jul 14 000 911 400 3 463 320 4 374 720 244 143 113 952 414 521 528 474 772 617ago 14 000 911 400 3 463 320 4 374 720 244 143 113 952 414 521 528 474 772 617sep 14 000 882 000 3 351 600 4 233 600 244 143 110 277 401 150 511 426 755 570oct 14 000 911 400 3 463 320 4 374 720 244 143 113 952 414 521 528 474 772 617nov 14 000 882 000 3 351 600 4 233 600 244 143 110 277 401 150 511 426 755 570dic 14 000 911 400 3 463 320 4 374 720 244 143 113 952 414 521 528 474 772 617

Total 14 000 10 731 000 40 777 800 51 508 800 2 929 722 1 341 698 4 880 656 6 222 354 9 152 075

Energia Activa (kWh) Energia Activa (S/.)

TARIFA



Cuadro 5- 6

PUNTO DE SUMINISTRO SE Mina 60 kV

AÑO 2011 Potencia Energia HP Energia HFPPotencia 14 MW S/./kW S/./kW.h ctm. S/./kW.h

Factor de Carga 0,42 17,44 11,46 11,02


Total 14 000 10 731 000 40 777 800 51 508 800 2 929 722 1 230 163 4 494 489 5 724 651 8 654 373


TARIFA



Factor de Carga 0,42 17,44 11,19 10,75


Total 14 000 10 731 000 40 777 800 51 508 800 2 929 722 1 200 573 4 385 048 5 585 621 8 515 343

TARIFA




Cuadro 5- 8

PUNTO DE SUMINISTRO SE Mina 60 kV

AÑO 2013 Potencia Energia HP Energia HFPPotencia 14 MW S/./kW ctm. S/./kW.h ctm. S/./kW.hFactor de Carga 0,42 17,44 11,60 10,88

Potencia Potencia TotalMes kW HP HFP Total S/. HP HFP Total S/.ene 14 000 911 400 3 463 320 4 374 720 244 143 105 680 376 923 482 603 726 747feb 14 000 823 200 3 128 160 3 951 360 244 143 95 453 340 447 435 900 680 043mar 14 000 911 400 3 463 320 4 374 720 244 143 105 680 376 923 482 603 726 747abr 14 000 882 000 3 351 600 4 233 600 244 143 102 271 364 764 467 035 711 179may 14 000 911 400 3 463 320 4 374 720 244 143 105 680 376 923 482 603 726 747jun 14 000 882 000 3 351 600 4 233 600 244 143 102 271 364 764 467 035 711 179jul 14 000 911 400 3 463 320 4 374 720 244 143 105 680 376 923 482 603 726 747ago 14 000 911 400 3 463 320 4 374 720 244 143 105 680 376 923 482 603 726 747sep 14 000 882 000 3 351 600 4 233 600 244 143 102 271 364 764 467 035 711 179oct 14 000 911 400 3 463 320 4 374 720 244 143 105 680 376 923 482 603 726 747nov 14 000 882 000 3 351 600 4 233 600 244 143 102 271 364 764 467 035 711 179dic 14 000 911 400 3 463 320 4 374 720 244 143 105 680 376 923 482 603 726 747Total 14 000 10 731 000 40 777 800 51 508 800 2 929 722 1 244 293 4 437 968 5 682 262 8 611 983

TARIFA



AÑO 2014 Potencia Energia HP Energia HFP

Potencia 14 MW S/./kW S/./kW.h ctm. S/./kW.h

Factor de Carga 0,42 17,44 12,03 10,82


Total 14 000 10 731 000 40 777 800 51 508 800 2 929 722 1 290 756 4 412 384 5 703 140 8 632 862

TARIFA






Potencia 14 MW S/./kWctm.

S/./kW.h ctm. S/./kW.h

Factor de Carga 0,42 17,44 12,57 10,62


Total 14 000 10 731 000 40 777 800 51 508 800 2 929 722 1 348 375 4 328 956 5 677 331 8 607 052

TARIFA





Total 14 000 10 731 000 40 777 800 51 508 800 2 929 722 1 341 586 3 996 902 5 338 488 8 268 209

TARIFA







Total 14 000 10 731 000 40 777 800 51 508 800 2 929 722 1 473 596 3 964 965 5 438 561 8 368 283

TARIFA





Total 14 000 10 731 000 40 777 800 51 508 800 2 929 722 1 631 665 4 096 025 5 727 690 8 657 411

TARIFA







Total 14 000 10 731 000 40 777 800 51 508 800 2 929 722 1 814 763 4 408 053 6 222 816 9 152 538

TARIFA


Podemos considerar que desde los años 2020 al 2029 los consumos de esta carga serán similares a los del año 2019, por lo que tendremos los siguientes ingresos por años.

Cuadro 5- 15

Año Potencia Energia Total Año Potencia Energia Total2010 2 929 722 6 222 354 9 152 075 2020 2 929 722 6 222 816 9 152 5382011 2 929 722 5 724 651 8 654 373 2021 2 929 722 6 222 816 9 152 5382012 2 929 722 5 585 621 8 515 343 2022 2 929 722 6 222 816 9 152 5382013 2 929 722 5 682 262 8 611 983 2023 2 929 722 6 222 816 9 152 5382014 2 929 722 5 703 140 8 632 862 2024 2 929 722 6 222 816 9 152 5382015 2 929 722 5 677 331 8 607 052 2025 2 929 722 6 222 816 9 152 5382016 2 929 722 5 338 488 8 268 209 2026 2 929 722 6 222 816 9 152 5382017 2 929 722 5 438 561 8 368 283 2027 2 929 722 6 222 816 9 152 5382018 2 929 722 5 727 690 8 657 411 2028 2 929 722 6 222 816 9 152 5382019 2 929 722 6 222 816 9 152 538 2029 2 929 722 6 222 816 9 152 538

Ingresos Area Mina 2010 - 2019 (S/.) Ingresos Area Mina 2020 - 2029 (S/.)

2.2.2 Ingresos por la SE Pescadores Comprende los ingresos por la Venta de Energía y Potencia que se obtendría por suministrar energía eléctrica a la nueva carga de Shougang en la nueva SE Pescadores. La demanda de esta Subestación seria de 72 MW en el 2010 y de 129 MW en el 2012. Como las instalaciones en la SE Pescadores, serán similares a las instalaciones de San Nicolás podemos considerar usar el mismo factor de carga de San Nicolás (Planta de Beneficio de Shougang). En la cuadro siguiente se muestra la demanda de la San Nicolás en el año 2007, se observa además que su factor de carga es de 0,830.



Cuadro 5- 16

Factor de Factor deMeses Potencia Carga hp_mdm hfp_mdm

Ene 0,943 0,870 52 446 52 187Feb 0,948 0,890 53 388 52 596Mar 0,948 0,897 52 092 51 880Abr 0,943 0,828 50 716 51 554May 0,939 0,878 54 262 53 747Jun 0,942 0,916 52 604 52 557Jul 0,942 0,891 52 302 52 662Ago 0,945 0,846 51 168 51 727Set 0,943 0,718 54 267 54 162Oct 0,940 0,891 54 855 54 144Nov 0,939 0,876 52 931 52 406Dic 0,940 0,849 50 262 50 971

Anual 0,943 0,830 54 855 54 162

Demandas en San NicolasDemanda Máxima (kW)

Por lo tanto para fines de calculo usaremos un Factor de Carga de 0,830 para la SE Pescadores. Los ingresos de la SE Pescadores se muestran en los siguientes cuadros:

Cuadro 5- 17 PUNTO DE SUMINISTRO SE Pescadores 13,8 kV


Factor de Carga 0,83 17,39 12,69 12,15

Potencia Potencia TotalMes kW HP HFP Total S/. HP HFP Total S/.ene 72 000 9 262 800 35 198 640 44 461 440 1 252 438 1 175 256 4 275 195 5 450 451 6 702 890feb 72 000 8 366 400 31 792 320 40 158 720 1 252 438 1 061 521 3 861 467 4 922 988 6 175 427mar 72 000 9 262 800 35 198 640 44 461 440 1 252 438 1 175 256 4 275 195 5 450 451 6 702 890abr 72 000 8 964 000 34 063 200 43 027 200 1 252 438 1 137 344 4 137 286 5 274 630 6 527 069may 72 000 9 262 800 35 198 640 44 461 440 1 252 438 1 175 256 4 275 195 5 450 451 6 702 890jun 72 000 8 964 000 34 063 200 43 027 200 1 252 438 1 137 344 4 137 286 5 274 630 6 527 069jul 72 000 9 262 800 35 198 640 44 461 440 1 252 438 1 175 256 4 275 195 5 450 451 6 702 890ago 72 000 9 262 800 35 198 640 44 461 440 1 252 438 1 175 256 4 275 195 5 450 451 6 702 890sep 72 000 8 964 000 34 063 200 43 027 200 1 252 438 1 137 344 4 137 286 5 274 630 6 527 069oct 72 000 9 262 800 35 198 640 44 461 440 1 252 438 1 175 256 4 275 195 5 450 451 6 702 890nov 72 000 8 964 000 34 063 200 43 027 200 1 252 438 1 137 344 4 137 286 5 274 630 6 527 069dic 72 000 9 262 800 35 198 640 44 461 440 1 252 438 1 175 256 4 275 195 5 450 451 6 702 890Total 72 000 109 062 000 414 435 600 523 497 600 15 029 262 13 837 689 50 336 977 64 174 666 79 203 928

Energia Activa (S/.)

TARIFA

Energia Activa (kWh)





Factor de Uso 0,83 17,39 11,63 11,18

Potencia Potencia TotalMes kW HP HFP Total S/. HP HFP Total S/.ene 72 000 9 262 800 35 198 640 44 461 440 1 252 438 1 077 557 3 936 933 5 014 490 6 266 929feb 72 000 8 366 400 31 792 320 40 158 720 1 252 438 973 277 3 555 940 4 529 217 5 781 656mar 72 000 9 262 800 35 198 640 44 461 440 1 252 438 1 077 557 3 936 933 5 014 490 6 266 929abr 72 000 8 964 000 34 063 200 43 027 200 1 252 438 1 042 797 3 809 935 4 852 733 6 105 171may 72 000 9 262 800 35 198 640 44 461 440 1 252 438 1 077 557 3 936 933 5 014 490 6 266 929jun 72 000 8 964 000 34 063 200 43 027 200 1 252 438 1 042 797 3 809 935 4 852 733 6 105 171jul 72 000 9 262 800 35 198 640 44 461 440 1 252 438 1 077 557 3 936 933 5 014 490 6 266 929ago 72 000 9 262 800 35 198 640 44 461 440 1 252 438 1 077 557 3 936 933 5 014 490 6 266 929sep 72 000 8 964 000 34 063 200 43 027 200 1 252 438 1 042 797 3 809 935 4 852 733 6 105 171oct 72 000 9 262 800 35 198 640 44 461 440 1 252 438 1 077 557 3 936 933 5 014 490 6 266 929nov 72 000 8 964 000 34 063 200 43 027 200 1 252 438 1 042 797 3 809 935 4 852 733 6 105 171dic 72 000 9 262 800 35 198 640 44 461 440 1 252 438 1 077 557 3 936 933 5 014 490 6 266 929Total 72 000 109 062 000 414 435 600 523 497 600 15 029 262 12 687 367 46 354 212 59 041 579 74 070 841


TARIFA




Factor de Uso 0,83 17,39 11,35 10,91



TARIFA





AÑO 2013 Potencia Energia HP Energia HFPPotencia 129 MW S/./kW ctm. S/./kW.h ctm. S/./kW.hFactor de Uso 0,83 17,39 11,77 11,04


TARIFA




Potencia 129 MW S/./kW S/./kW.h ctm. S/./kW.h

Factor de Uso 0,83 17,39 12,21 10,98


TARIFA






Potencia 129 MW S/./kWctm.

S/./kW.h ctm. S/./kW.h

Factor de Uso 0,83 17,39 12,75 10,77


TARIFA





TARIFA







TARIFA





TARIFA







TARIFA


Podemos considerar que al 2020 al 2029 los consumos de esta Subestación serán similares por lo que tendremos los siguientes ingresos por años.

Cuadro 5- 27

Año Potencia Energia Total Año Potencia Energia Total2010 15 029 262 64 174 666 79 203 928 2020 26 927 427 114 988 159 141 915 5862011 15 029 262 59 041 579 74 070 841 2021 26 927 427 114 988 159 141 915 5862012 26 927 427 103 213 769 130 141 196 2022 26 927 427 114 988 159 141 915 5862013 26 927 427 104 999 531 131 926 958 2023 26 927 427 114 988 159 141 915 5862014 26 927 427 105 385 330 132 312 757 2024 26 927 427 114 988 159 141 915 5862015 26 927 427 104 908 413 131 835 840 2025 26 927 427 114 988 159 141 915 5862016 26 927 427 98 647 114 125 574 541 2026 26 927 427 114 988 159 141 915 5862017 26 927 427 100 496 322 127 423 749 2027 26 927 427 114 988 159 141 915 5862018 26 927 427 105 838 973 132 766 400 2028 26 927 427 114 988 159 141 915 5862019 26 927 427 114 988 159 141 915 586 2029 26 927 427 114 988 159 141 915 586

Ingresos SE Pescadores 2010 - 2019 (S/.) Ingresos Area SE Pescadores 2020 - 2029 (S /.)

Podemos resumir los ingresos totales de los Cuadros 5-15 y 5-27 en el cuadro siguiente:

Cuadro 5- 28

Año Potencia Energía Total Año Potencia Energía Total2010 17 958 983 70 397 020 88 356 003 2020 29 857 149 121 210 975 151 068 1242011 17 958 983 64 766 231 82 725 214 2021 29 857 149 121 210 975 151 068 1242012 29 857 149 108 799 391 138 656 540 2022 29 857 149 121 210 975 151 068 1242013 29 857 149 110 681 792 140 538 941 2023 29 857 149 121 210 975 151 068 1242014 29 857 149 111 088 470 140 945 619 2024 29 857 149 121 210 975 151 068 1242015 29 857 149 110 585 743 140 442 892 2025 29 857 149 121 210 975 151 068 1242016 29 857 149 103 985 602 133 842 751 2026 29 857 149 121 210 975 151 068 1242017 29 857 149 105 934 883 135 792 032 2027 29 857 149 121 210 975 151 068 1242018 29 857 149 111 566 662 141 423 811 2028 29 857 149 121 210 975 151 068 1242019 29 857 149 121 210 975 151 068 124 2029 29 857 149 121 210 975 151 068 124

Ingresos Totales Comecialización 2010 - 2019 (S/.) Ingresos Totales Comerciali zación 2020 - 2029 (S/.)



2.3 EGRESOS

Los egresos por el Negocio de Comercialización comprenden los pagos que se hacen por:

• Compra de Potencia y Energía al COES. • Pago por Peaje e Ingreso Tarifario.

Para fines prácticos de cálculo se asumirá que el pago por potencia es el mismo que el ingreso por la venta de Potencia de cada cliente. Para el calculo del pago de la energía se reflejan los consumos de energía hasta la barra en 220 kV de la SE Independencia. Los retiros serán multiplicados por los costos marginales respectivos de dicha barra. Se usaran los costos marginales determinados en el “Estudio de Técnico Económico de Determinación de Precios de Potencia y Energía en barra para la fijación Tarifaría de mayo de 2008”, elaborado por la División de Estudios del COES-SINAC, con la modificación principal de incluir las unidades para la nueva central, con los costos variables mostrados en el cuadro 03. Obteniéndose el resultado en los cuadros siguientes:

Cuadro 5- 29 Punta Media Base

(US$/MW-h) (US$/MW-h) (US$/MW-h)

2010 Ene 28,61 24,27 23,21

2010 Feb 28,61 25,16 23,95

2010 Mar 29,87 26,43 23,77

2010 Abr 30,62 25,61 24,40

2010 May 40,33 38,40 38,00

2010 Jun 68,29 68,29 68,29

2010 Jul 70,88 69,06 69,02

2010 Ago 72,13 71,20 71,10

2010 Sep 72,93 72,30 71,11

2010 Oct 57,43 57,12 57,12

2010 Nov 44,21 42,93 42,12

2010 Dic 35,81 33,25 32,38

Promedio 48,31 46,17 45,37

Año Mes





2011 Ene 28,70 25,10 23,92

2011 Feb 26,85 25,66 23,93

2011 Mar 26,71 25,58 23,67

2011 Abr 28,88 25,60 24,16

2011 May 33,77 32,27 31,83

2011 Jun 49,03 49,03 49,03

2011 Jul 49,95 49,77 49,77

2011 Ago 49,87 49,82 49,82

2011 Sep 49,85 49,82 49,82

2011 Oct 48,63 48,56 48,56

2011 Nov 38,98 38,42 37,67

2011 Dic 35,17 33,18 32,64

Promedio 38,87 37,73 37,07

Año Mes



2012 Ene 26,52 25,28 23,94

2012 Feb 25,76 25,04 23,49

2012 Mar 25,76 25,76 23,67

2012 Abr 28,73 25,94 24,24

2012 May 32,66 31,23 30,80

2012 Jun 45,75 45,73 45,73

2012 Jul 46,80 46,24 46,20

2012 Ago 46,79 46,55 46,24

2012 Sep 46,60 46,55 46,24

2012 Oct 45,61 45,45 45,14

2012 Nov 37,56 36,94 36,44

2012 Dic 33,71 31,76 31,26

Promedio 36,85 36,04 35,28

Año Mes



2013 Ene 26,29 25,52 23,99

2013 Feb 25,76 25,76 23,73

2013 Mar 25,76 25,76 23,67

2013 Abr 28,69 25,76 24,13

2013 May 33,03 31,92 31,54

2013 Jun 49,08 48,21 47,57

2013 Jul 52,87 49,31 47,96

2013 Ago 51,28 49,66 48,57

2013 Sep 50,26 50,20 48,57

2013 Oct 45,80 45,59 45,07

2013 Nov 39,76 37,84 36,96

2013 Dic 33,73 31,69 31,26

Promedio 38,53 37,27 36,09

Año Mes





2014 Ene 26,15 25,64 24,38

2014 Feb 25,76 25,76 23,87

2014 Mar 25,76 25,76 23,90

2014 Abr 26,80 25,76 24,97

2014 May 30,93 29,87 29,72

2014 Jun 45,45 44,80 44,66

2014 Jul 50,28 46,39 45,26

2014 Ago 47,18 46,52 45,67

2014 Sep 46,68 46,54 45,77

2014 Oct 42,72 41,95 40,99

2014 Nov 34,15 32,43 32,11

2014 Dic 31,30 29,82 29,58

Promedio 36,10 35,10 34,24

Año Mes



2015 Ene 26,15 25,58 24,21

2015 Feb 25,76 25,76 23,79

2015 Mar 25,76 25,76 23,79

2015 Abr 27,46 25,76 24,53

2015 May 33,22 31,70 31,40

2015 Jun 52,73 49,41 47,56

2015 Jul 66,63 50,90 48,02

2015 Ago 57,58 51,58 49,28

2015 Sep 53,46 52,13 49,45

2015 Oct 46,86 45,78 43,81

2015 Nov 43,55 37,69 36,87

2015 Dic 34,25 31,33 30,96

Promedio 41,12 37,78 36,14

Año Mes



2016 Ene 26,35 25,10 23,32

2016 Feb 25,76 24,93 21,15

2016 Mar 25,76 25,34 23,59

2016 Abr 29,15 25,22 24,00

2016 May 33,91 31,58 31,06

2016 Jun 53,05 48,08 45,49

2016 Jul 74,29 50,36 45,91

2016 Ago 61,89 51,88 46,16

2016 Sep 56,32 52,08 47,76

2016 Oct 48,95 44,62 40,25

2016 Nov 47,07 37,59 36,28

2016 Dic 34,89 31,39 30,43

Promedio 43,12 37,35 34,62

MesAño





2017 Ene 26,15 24,22 19,88

2017 Feb 25,76 24,44 18,66

2017 Mar 25,76 24,39 18,78

2017 Abr 27,12 24,44 21,09

2017 May 32,21 30,26 29,24

2017 Jun 47,42 41,91 39,19

2017 Jul 73,99 44,89 40,12

2017 Ago 59,43 45,90 40,43

2017 Sep 54,31 46,79 40,43

2017 Oct 43,17 35,79 34,37

2017 Nov 46,05 33,64 32,64

2017 Dic 32,72 30,42 28,74

Promedio 41,17 33,92 30,30

Año Mes



2018 Ene 24,27 18,51 17,90

2018 Feb 23,61 18,51 18,28

2018 Mar 23,58 18,13 17,90

2018 Abr 25,60 19,28 18,66

2018 May 30,35 26,07 24,54

2018 Jun 46,51 38,00 36,76

2018 Jul 76,68 40,25 37,77

2018 Ago 59,90 41,06 38,37

2018 Sep 51,01 43,57 38,41

2018 Oct 42,52 33,22 31,34

2018 Nov 48,07 31,17 29,74

2018 Dic 32,63 27,05 24,34

Promedio 40,39 29,57 27,83

Año Mes



2019 Ene 26,22 22,28 18,66

2019 Feb 25,76 23,74 18,43

2019 Mar 25,76 23,59 17,90

2019 Abr 30,25 24,03 19,18

2019 May 39,91 31,42 29,36

2019 Jun 60,54 48,55 43,56

2019 Jul 118,23 50,85 44,60

2019 Ago 93,16 59,47 45,10

2019 Sep 75,24 62,82 44,99

2019 Oct 69,62 45,56 36,74

2019 Nov 67,95 42,04 35,67

2019 Dic 43,78 32,83 29,20

Promedio 56,37 38,93 31,95

Año Mes

En el cuadro siguiente podemos observar un resumen de los costos marginales de los años del 2010 al 2019.





2010 48,31 46,17 45,37

2011 38,87 37,73 37,07

2012 36,85 36,04 35,28

2013 38,53 37,27 36,09

2014 36,10 35,10 34,24

2015 41,12 37,78 36,14

2016 43,12 37,35 34,62

2017 41,17 33,92 30,30

2018 40,39 29,57 27,83

2019 56,37 38,93 31,95

Total 42,08 36,99 34,89

Año

En el caso del costo marginal para los años 2020 al 2029 se ha considerado igual al del año 2019. En el caso del Peaje e Ingreso Tarifario Secundario del Sistema Independencia – Marcona – San Nicolás se ha obviado el cálculo pues como es de conocimiento el monto que se cobre a los Clientes es el mismo que se debe trasladar al dueño de la Transmisión Secundaria en este caso REP.

2.3.1 Egresos por la �ueva Carga en la SE Mina. Para el caso de la SE Mina los Egresos se muestran en los cuadros siguientes

Cuadro 5- 40 PUNTO DE SUMINISTRO SE Mina 60 kV CUADRO N°

TARIFAAÑO 2010 PotenciaPotencia 14 MW S/./kW

Factor de Carga 0,42 17,44

Potencia Potencia TotalMes kW HP HFP Total HP HFP S/. HP HFP Total S/.ene 14 000 926 120 3 519 256 4 445 377 85,83 71,31 244 160 79 493 250 966 330 458 574 618feb 14 000 836 496 3 178 683 4 015 179 85,83 73,76 244 160 71 800 234 452 306 251 550 411mar 14 000 926 120 3 519 256 4 445 377 89,61 75,51 244 160 82 994 265 751 348 745 592 905abr 14 000 896 245 3 405 732 4 301 977 91,85 75,11 244 160 82 317 255 798 338 115 582 275may 14 000 926 120 3 519 256 4 445 377 121,00 114,64 244 160 112 059 403 439 515 498 759 658jun 14 000 896 245 3 405 732 4 301 977 204,86 204,86 244 160 183 608 697 711 881 319 1 125 479jul 14 000 926 120 3 519 256 4 445 377 212,64 207,12 244 160 196 931 728 912 925 843 1 170 003ago 14 000 926 120 3 519 256 4 445 377 216,38 213,46 244 160 200 397 751 211 951 609 1 195 769sep 14 000 896 245 3 405 732 4 301 977 218,78 215,21 244 160 196 083 732 960 929 043 1 173 203oct 14 000 926 120 3 519 256 4 445 377 172,28 171,35 244 160 159 554 603 037 762 590 1 006 750nov 14 000 896 245 3 405 732 4 301 977 132,64 127,64 244 160 118 876 434 707 553 583 797 743dic 14 000 926 120 3 519 256 4 445 377 107,44 98,51 244 160 99 507 346 697 446 203 690 363

Total 14 000 10 904 317 41 436 406 52 340 723 144,93 137,37 2 929 920 1 583 617 5 705 641 7 289 258 10 219 178

Energia Activa (S/.)Energia Activa (kWh)Costo Marginal

(S/./MWh)



Cuadro 5- 41 PUNTO DE SUMINISTRO SE Mina 60 kV CUADRO N°

TARIFAAÑO 2011 PotenciaPotencia 14 MW S/./kWFactor de Carga 0,42 17,44

Potencia Costo Marginal (S/./MWh)Potencia TotalMes kW HP HFP Total HP HFP S/. HP HFP Total S/.ene 14 000 926 120 3 519 256 4 445 377 86,09 73,63 244 160 79 726 259 119 338 845 583 005feb 14 000 836 496 3 178 683 4 015 179 80,54 74,53 244 160 67 369 236 892 304 261 548 421mar 14 000 926 120 3 519 256 4 445 377 80,14 74,02 244 160 74 219 260 494 334 713 578 873abr 14 000 896 245 3 405 732 4 301 977 86,63 74,77 244 160 77 639 254 638 332 277 576 437may 14 000 926 120 3 519 256 4 445 377 101,30 96,18 244 160 93 814 338 471 432 285 676 445jun 14 000 896 245 3 405 732 4 301 977 147,08 147,08 244 160 131 819 500 914 632 733 876 893jul 14 000 926 120 3 519 256 4 445 377 149,86 149,32 244 160 138 784 525 489 664 273 908 433ago 14 000 926 120 3 519 256 4 445 377 149,62 149,47 244 160 138 569 526 025 664 594 908 754sep 14 000 896 245 3 405 732 4 301 977 149,55 149,47 244 160 134 029 509 057 643 086 887 246oct 14 000 926 120 3 519 256 4 445 377 145,90 145,67 244 160 135 121 512 661 647 782 891 942nov 14 000 896 245 3 405 732 4 301 977 116,95 114,20 244 160 104 817 388 943 493 760 737 920dic 14 000 926 120 3 519 256 4 445 377 105,51 98,77 244 160 97 716 347 586 445 302 689 462

Total 14 000 10 904 317 41 436 406 52 340 723 116,60 112,26 2 929 920 1 273 622 4 660 288 5 933 911 8 863 831

Energia Activa (S/.)Energia Activa (kWh)

Cuadro 5- 42

PUNTO DE SUMINISTRO SE Mina 60 kV CUADRO N°TARIFA

AÑO 2012 PotenciaPotencia 14 MW S/./kWFactor de Carga 0,42 17,44


Total 14 000 10 904 317 41 436 406 52 340 723 110,56 107,04 2 929 920 1 207 585 4 443 278 5 650 863 8 580 783







Total 14 000 10 904 317 41 436 406 52 340 723 115,58 110,12 2 929 920 1 262 503 4 570 880 5 833 383 8 763 303


Cuadro 5- 44

PUNTO DE SUMINISTRO SE Mina 60 kVTARIFA



Total 14 000 10 904 317 41 436 406 52 340 723 108,29 104,08 2 929 920 1 182 779 4 319 435 5 502 214 8 432 134







Total 14 000 10 904 317 41 436 406 52 340 723 123,35 111,01 2 929 920 1 348 056 4 607 522 5 955 578 8 885 498





Total 14 000 10 904 317 41 436 406 52 340 723 129,35 108,16 2 929 920 1 413 913 4 490 177 5 904 090 8 834 010







Total 14 000 10 904 317 41 436 406 52 340 723 123,52 96,62 2 929 920 1 350 144 4 010 293 5 360 437 8 290 357


Cuadro 5- 48

PUNTO DE SUMINISTRO SE Mina 60 kVTARIFA



Total 14 000 10 904 317 41 436 406 52 340 723 121,18 86,24 2 929 920 1 325 043 3 579 652 4 904 695 7 834 615






Potencia Costo Marginal (S/./MWh)Potencia TotalMes kW HP HFP Total HP HFP S/. HP HFP Total S/.ene 14 000 926 120 3 519 256 4 445 377 78,65 61,69 244 160 72 837 217 098 289 935 534 095feb 14 000 836 496 3 178 683 4 015 179 77,27 63,66 244 160 64 634 202 367 267 001 511 161mar 14 000 926 120 3 519 256 4 445 377 77,27 62,69 244 160 71 559 220 624 292 183 536 343abr 14 000 896 245 3 405 732 4 301 977 90,75 65,19 244 160 81 333 222 030 303 363 547 523may 14 000 926 120 3 519 256 4 445 377 119,74 91,33 244 160 110 893 321 406 432 299 676 459jun 14 000 896 245 3 405 732 4 301 977 181,61 138,55 244 160 162 766 471 870 634 636 878 796jul 14 000 926 120 3 519 256 4 445 377 354,70 143,66 244 160 328 492 505 589 834 082 1 078 242ago 14 000 926 120 3 519 256 4 445 377 279,48 157,99 244 160 258 837 556 009 814 845 1 059 005sep 14 000 896 245 3 405 732 4 301 977 225,72 163,12 244 160 202 304 555 546 757 849 1 002 009oct 14 000 926 120 3 519 256 4 445 377 208,85 124,14 244 160 193 419 436 876 630 296 874 456nov 14 000 896 245 3 405 732 4 301 977 203,84 117,08 244 160 182 688 398 741 581 428 825 588dic 14 000 926 120 3 519 256 4 445 377 131,35 93,34 244 160 121 650 328 485 450 135 694 295

Total 14 000 10 904 317 41 436 406 52 340 723 169,10 106,87 2 929 920 1 851 410 4 436 642 6 288 052 9 217 972


En el cuadro siguiente se muestra un resumen de los egresos de la SE Mina:

Cuadro 5- 50


Egresos Area Mina 2010 - 2019 (S/.) Egresos Area Mina 2020 - 2029 (S/.)

2.3.2 Egresos por la SE Pescadores. Para el caso de la SE Pescadores los egresos se muestran en los siguientes cuadros.





Potencia Potencia TotalMes kW HP HFP Total HP HFP S/. HP HFP Total S/.ene 72 000 9 467 823 35 977 727 45 445 550 85,83 71,31 1 252 080 812 660 2 565 648 3 378 308 4 630 388feb 72 000 8 551 582 32 496 012 41 047 594 85,83 73,76 1 252 080 734 016 2 396 825 3 130 840 4 382 920mar 72 000 9 467 823 35 977 727 45 445 550 89,61 75,51 1 252 080 848 451 2 716 803 3 565 254 4 817 334abr 72 000 9 162 409 34 817 155 43 979 565 91,85 75,11 1 252 080 841 531 2 615 054 3 456 585 4 708 665may 72 000 9 467 823 35 977 727 45 445 550 121,00 114,64 1 252 080 1 145 592 4 124 401 5 269 994 6 522 074jun 72 000 9 162 409 34 817 155 43 979 565 204,86 204,86 1 252 080 1 877 045 7 132 771 9 009 816 10 261 896jul 72 000 9 467 823 35 977 727 45 445 550 212,64 207,12 1 252 080 2 013 247 7 451 744 9 464 992 10 717 072ago 72 000 9 467 823 35 977 727 45 445 550 216,38 213,46 1 252 080 2 048 681 7 679 713 9 728 394 10 980 474sep 72 000 9 162 409 34 817 155 43 979 565 218,78 215,21 1 252 080 2 004 580 7 493 122 9 497 702 10 749 782oct 72 000 9 467 823 35 977 727 45 445 550 172,28 171,35 1 252 080 1 631 133 6 164 906 7 796 039 9 048 119nov 72 000 9 162 409 34 817 155 43 979 565 132,64 127,64 1 252 080 1 215 278 4 444 056 5 659 334 6 911 414dic 72 000 9 467 823 35 977 727 45 445 550 107,44 98,51 1 252 080 1 017 268 3 544 317 4 561 585 5 813 665

Total 72 000 111 475 980 423 608 724 535 084 705 144,93 137,37 15 024 960 16 189 482 58 329 362 74 518 844 89 543 804

Energia Activa (kWh) Energia Activa (S/.)Costo Marginal

(S/./MWh)



Potencia Costo Marginal (S/./MWh)Potencia TotalMes kW HP HFP Total HP HFP S/. HP HFP Total S/.ene 72 000 9 467 823 35 977 727 45 445 550 86,09 73,63 1 252 080 815 049 2 648 999 3 464 048 4 716 128feb 72 000 8 551 582 32 496 012 41 047 594 80,54 74,53 1 252 080 688 720 2 421 774 3 110 494 4 362 574mar 72 000 9 467 823 35 977 727 45 445 550 80,14 74,02 1 252 080 758 746 2 663 062 3 421 808 4 673 888abr 72 000 9 162 409 34 817 155 43 979 565 86,63 74,77 1 252 080 793 708 2 603 194 3 396 902 4 648 982may 72 000 9 467 823 35 977 727 45 445 550 101,30 96,18 1 252 080 959 072 3 460 220 4 419 292 5 671 372jun 72 000 9 162 409 34 817 155 43 979 565 147,08 147,08 1 252 080 1 347 604 5 120 896 6 468 500 7 720 580jul 72 000 9 467 823 35 977 727 45 445 550 149,86 149,32 1 252 080 1 418 807 5 372 125 6 790 932 8 043 012ago 72 000 9 467 823 35 977 727 45 445 550 149,62 149,47 1 252 080 1 416 604 5 377 610 6 794 214 8 046 294sep 72 000 9 162 409 34 817 155 43 979 565 149,55 149,47 1 252 080 1 370 196 5 204 139 6 574 335 7 826 415oct 72 000 9 467 823 35 977 727 45 445 550 145,90 145,67 1 252 080 1 381 352 5 240 988 6 622 340 7 874 420nov 72 000 9 162 409 34 817 155 43 979 565 116,95 114,20 1 252 080 1 071 557 3 976 203 5 047 761 6 299 841dic 72 000 9 467 823 35 977 727 45 445 550 105,51 98,77 1 252 080 998 961 3 553 404 4 552 365 5 804 445

Total 72 000 111 475 980 423 608 724 535 084 705 116,60 112,26 15 024 960 13 020 376 47 642 615 60 662 990 75 687 950




Potencia Potencia TotalMes kW HP HFP Total HP HFP S/. HP HFP Total S/.ene 129 000 16 963 183 64 460 095 81 423 278 79,57 73,94 2 243 310 1 349 748 4 766 308 6 116 056 8 359 366feb 129 000 15 321 584 58 222 021 73 543 606 77,27 72,93 2 243 310 1 183 855 4 246 050 5 429 904 7 673 214mar 129 000 16 963 183 64 460 095 81 423 278 77,27 74,30 2 243 310 1 310 696 4 789 425 6 100 122 8 343 432abr 129 000 16 415 983 62 380 737 78 796 720 86,19 75,41 2 243 310 1 414 917 4 703 852 6 118 769 8 362 079may 129 000 16 963 183 64 460 095 81 423 278 97,99 93,08 2 243 310 1 662 207 5 999 770 7 661 977 9 905 287jun 129 000 16 415 983 62 380 737 78 796 720 137,25 137,18 2 243 310 2 253 157 8 557 265 10 810 421 13 053 731jul 129 000 16 963 183 64 460 095 81 423 278 140,39 138,67 2 243 310 2 381 487 8 938 747 11 320 234 13 563 544ago 129 000 16 963 183 64 460 095 81 423 278 140,36 139,22 2 243 310 2 381 004 8 974 003 11 355 007 13 598 317sep 129 000 16 415 983 62 380 737 78 796 720 139,79 139,22 2 243 310 2 294 833 8 684 422 10 979 255 13 222 565oct 129 000 16 963 183 64 460 095 81 423 278 136,84 135,91 2 243 310 2 321 300 8 760 824 11 082 124 13 325 434nov 129 000 16 415 983 62 380 737 78 796 720 112,69 110,11 2 243 310 1 849 842 6 868 495 8 718 337 10 961 647dic 129 000 16 963 183 64 460 095 81 423 278 101,13 94,57 2 243 310 1 715 556 6 095 684 7 811 240 10 054 550

Total 129 000 199 727 798 758 965 631 958 693 429 110,56 107,04 26 919 720 22 118 604 81 384 844 103 503 448 130 423 168


(S/./MWh)





Potencia Potencia TotalMes kW HP HFP Total HP HFP S/. HP HFP Total S/.ene 129 000 16 963 183 64 460 095 81 423 278 78,87 74,39 2 243 310 1 337 942 4 795 173 6 133 115 8 376 425feb 129 000 15 321 584 58 222 021 73 543 606 77,27 74,38 2 243 310 1 183 855 4 330 839 5 514 694 7 758 004mar 129 000 16 963 183 64 460 095 81 423 278 77,27 74,30 2 243 310 1 310 696 4 789 425 6 100 122 8 343 432abr 129 000 16 415 983 62 380 737 78 796 720 86,07 74,96 2 243 310 1 412 846 4 676 019 6 088 865 8 332 175may 129 000 16 963 183 64 460 095 81 423 278 99,10 95,21 2 243 310 1 680 983 6 137 286 7 818 269 10 061 579jun 129 000 16 415 983 62 380 737 78 796 720 147,23 143,72 2 243 310 2 416 868 8 965 652 11 382 519 13 625 829jul 129 000 16 963 183 64 460 095 81 423 278 158,62 146,01 2 243 310 2 690 765 9 412 086 12 102 851 14 346 161ago 129 000 16 963 183 64 460 095 81 423 278 153,83 147,42 2 243 310 2 609 481 9 502 996 12 112 476 14 355 786sep 129 000 16 415 983 62 380 737 78 796 720 150,79 148,29 2 243 310 2 475 346 9 250 566 11 725 912 13 969 222oct 129 000 16 963 183 64 460 095 81 423 278 137,40 136,04 2 243 310 2 330 772 8 768 963 11 099 735 13 343 045nov 129 000 16 415 983 62 380 737 78 796 720 119,29 112,28 2 243 310 1 958 216 7 003 863 8 962 078 11 205 388dic 129 000 16 963 183 64 460 095 81 423 278 101,20 94,46 2 243 310 1 716 731 6 089 182 7 805 913 10 049 223Total 129 000 199 727 798 758 965 631 958 693 429 115,58 110,12 26 919 720 23 124 501 83 722 050 106 846 550 133 766 270


(S/./MWh)





(S/./MWh)







(S/./MWh)





(S/./MWh)







(S/./MWh)

En el cuadro siguiente se puede observar un resumen de los egresos de la SE Pescadores.

Cuadro 5- 61


Egresos SE Pescadores 2010 - 2019 (S/.) Egresos SE Pescadores 2020 - 2029 (S/. )

En resumen, los egresos totales de los cuadros 5-50 y 5-61 se pueden resumir en los cuadros siguientes:

Cuadro 5- 62


Egresos Totales Comercialización 2010 - 2019 (S/.) Egresos Totales Comercializaci ón 2020 - 2029 (S/.)



2.4 Balance de Ingresos y Egresos por Negocio de Co mercialización El balance de Ingresos y Egresos por la venta de energía y potencia es mostrado en el cuadro siguiente.

Cuadro 5- 63

Año Potencia Energía Total Año Potencia Energía Total2010 4 103 -11 411 081 -11 406 978 2020 7 509 -251 525 -244 0162011 4 103 -1 830 670 -1 826 567 2021 7 509 -251 525 -244 0162012 7 509 -354 920 -347 412 2022 7 509 -251 525 -244 0162013 7 509 -1 998 141 -1 990 632 2023 7 509 -251 525 -244 0162014 7 509 4 805 518 4 813 027 2024 7 509 -251 525 -244 0162015 7 509 -4 454 561 -4 447 052 2025 7 509 -251 525 -244 0162016 7 509 -10 060 144 -10 052 635 2026 7 509 -251 525 -244 0162017 7 509 2 390 551 2 398 060 2027 7 509 -251 525 -244 0162018 7 509 16 825 622 16 833 130 2028 7 509 -251 525 -244 0162019 7 509 -251 525 -244 016 2029 7 509 -251 525 -244 016

Saldos Totales Comercialización 2010 - 2019 (S/.) Saldos Totales Comercializ ación 2020 - 2029 (S/.)

Llenado el Cuadro anterior a valores en US$.

Cuadro 5- 64

Año Potencia Energía Total Año Potencia Energía Total2010 1 368 -3 803 694 -3 802 326 2020 2 503 -83 842 -81 3392011 1 368 -610 223 -608 856 2021 2 503 -83 842 -81 3392012 2 503 -118 307 -115 804 2022 2 503 -83 842 -81 3392013 2 503 -666 047 -663 544 2023 2 503 -83 842 -81 3392014 2 503 1 601 839 1 604 342 2024 2 503 -83 842 -81 3392015 2 503 -1 484 854 -1 482 351 2025 2 503 -83 842 -81 3392016 2 503 -3 353 381 -3 350 878 2026 2 503 -83 842 -81 3392017 2 503 796 850 799 353 2027 2 503 -83 842 -81 3392018 2 503 5 608 541 5 611 043 2028 2 503 -83 842 -81 3392019 2 503 -83 842 -81 339 2029 2 503 -83 842 -81 339

Saldos Totales Comercializacón 2010 - 2019 (US $.) Saldos Totales Comerciali zación 2020 - 2029 (US S.)

3 �EGOCIO DE VE�TA AL SPOT

El negocio de la Venta la SPOT comprende los ingresos por Venta de Energía al SPOT, los ingresos por Potencia, los egresos comprende los gastos por combustible en la generación y los mantenimientos que se realizan debido a las operación de las maquinas.

3.1 INGRESOS POR VENTA AL SPOT Los ingresos de este negocio comprenden la venta de energía al mercado SPOT (Mercado de Corto Plazo) a través de la generación de las unidades a gas, además de los Ingresos por Potencia. De los cuadros obtenidos en los cuadros 3-6 y 3-15 tenemos que los ingresos por Venta de Energía al SPOT valorizados al costo marginal del Sistema en los años 2010-2019 son los mostrados en los cuadros siguientes:




(US$) (US$) (US$) (US$)

2010 Ene 0,00 0,00 0,00 0,00

2010 Feb 0,00 0,00 0,00 0,00

2010 Mar 0,00 0,00 0,00 0,00

2010 Abr 0,00 0,00 0,00 0,00

2010 May 0,00 0,00 0,00 0,00

2010 Jun 550 673,63 1 431 751,43 1 189 455,03 3 171 880,08

2010 Jul 685 894,78 1 905 834,83 1 293 198,78 3 884 928,38

2010 Ago 756 130,47 1 910 065,40 1 550 386,44 4 216 582,30

2010 Sep 765 947,86 1 865 756,97 1 487 258,46 4 118 963,29

2010 Oct 417 654,11 1 190 332,67 843 139,84 2 451 126,61

2010 Nov 101 640,89 333 588,66 275 125,80 710 355,35

2010 Dic 34 657,37 92 513,98 72 842,46 200 013,81

Promedio 3 312 599,09 8 729 843,93 6 711 406,80 18 753 849,82

Año Mes

Cuadro 5- 66

Punta Media Base Total

(US$) (US$) (US$) (US$)

2011 Ene 0,00 0,00 0,00 0,00

2011 Feb 10 905,27 0,00 25 246,72 36 151,99

2011 Mar 0,00 0,00 0,00 0,00

2011 Abr 305 008,94 25 787,93 7 760,00 338 556,87

2011 May 509 950,30 665 902,67 593 406,86 1 769 259,83

2011 Jun 1 117 805,57 2 712 541,51 2 253 496,03 6 083 843,10

2011 Jul 1 093 346,97 3 055 128,34 2 408 433,77 6 556 909,09

2011 Ago 1 182 619,88 3 004 061,70 2 458 493,77 6 645 175,35

2011 Sep 1 182 006,68 2 908 098,63 2 430 592,10 6 520 697,42

2011 Oct 1 153 190,44 2 828 558,96 2 306 343,61 6 288 093,01

2011 Nov 817 299,89 1 341 840,81 989 528,90 3 148 669,61

2011 Dic 598 220,37 635 319,79 426 731,12 1 660 271,28

Promedio 7 970 354,31 17 177 240,35 13 900 032,88 39 047 627,53

Año Mes


(US$) (US$) (US$) (US$)

2012 Ene 4 875,47 0,00 0,00 4 875,47

2012 Feb 0,00 0,00 0,00 0,00

2012 Mar 0,00 0,00 0,00 0,00

2012 Abr 127 143,29 0,00 0,00 127 143,29

2012 May 416 738,58 617 388,28 522 385,31 1 556 512,17

2012 Jun 974 552,13 2 278 395,80 1 922 454,10 5 175 402,04

2012 Jul 1 024 296,68 2 600 659,96 1 978 969,04 5 603 925,68

2012 Ago 1 109 429,71 2 844 521,96 2 196 429,94 6 150 381,61

2012 Sep 1 104 920,87 2 717 155,31 2 125 527,26 5 947 603,44

2012 Oct 1 061 560,25 2 232 693,55 1 855 931,19 5 150 185,00

2012 Nov 705 484,41 1 184 012,43 956 991,34 2 846 488,19

2012 Dic 346 006,99 426 989,04 424 189,92 1 197 185,96

Promedio 6 875 008,38 14 901 816,34 11 982 878,11 33 759 702,84

Año Mes




(US$) (US$) (US$) (US$)

2013 Ene 14 980,41 0,00 0,00 14 980,41

2013 Feb 0,00 0,00 0,00 0,00

2013 Mar 0,00 0,00 0,00 0,00

2013 Abr 121 819,11 0,00 0,00 121 819,11

2013 May 415 182,26 675 450,94 499 530,03 1 590 163,23

2013 Jun 1 024 989,91 2 443 380,35 1 867 495,37 5 335 865,63

2013 Jul 1 157 319,24 2 748 131,16 1 966 731,89 5 872 182,29

2013 Ago 1 215 888,29 3 034 336,65 2 142 013,19 6 392 238,12

2013 Sep 1 191 834,60 2 930 149,48 2 344 598,84 6 466 582,92

2013 Oct 1 004 133,95 2 324 872,51 1 585 828,94 4 914 835,40

2013 Nov 724 078,51 1 196 450,93 940 032,49 2 860 561,92

2013 Dic 301 000,35 398 826,97 403 962,90 1 103 790,22

Promedio 7 171 226,62 15 751 598,98 11 750 193,65 34 673 019,24

Año Mes


(US$/MW-h) (US$/MW-h) (US$/MW-h) (US$)

2014 Ene 6 482,60 0,00 0,00 6 482,60

2014 Feb 0,00 0,00 0,00 0,00

2014 Mar 0,00 0,00 0,00 0,00

2014 Abr 88 648,02 0,00 0,00 88 648,02

2014 May 374 559,73 391 774,52 432 897,36 1 199 231,61

2014 Jun 885 964,39 2 006 589,76 1 332 825,06 4 225 379,21

2014 Jul 1 100 523,82 2 558 727,84 1 865 268,42 5 524 520,08

2014 Ago 1 118 781,96 2 562 391,33 2 014 321,04 5 695 494,32

2014 Sep 1 106 796,25 2 603 314,20 1 795 675,64 5 505 786,09

2014 Oct 889 755,30 1 638 354,65 1 241 360,43 3 769 470,37

2014 Nov 579 709,63 888 719,81 527 943,13 1 996 372,57

2014 Dic 243 301,61 253 904,87 266 616,84 763 823,32

Promedio 6 394 523,31 12 903 776,97 9 476 907,91 28 775 208,19

Año Mes


(US$) (US$) (US$) (US$)

2015 Ene 27 847,82 0,00 0,00 27 847,82

2015 Feb 0,00 0,00 0,00 0,00

2015 Mar 0,00 0,00 0,00 0,00

2015 Abr 129 917,00 0,00 0,00 129 917,00

2015 May 430 046,89 543 755,45 432 720,96 1 406 523,30

2015 Jun 1 110 676,30 2 393 812,92 1 577 108,79 5 081 598,01

2015 Jul 1 458 378,40 2 768 168,12 1 955 122,66 6 181 669,17

2015 Ago 1 365 435,13 2 998 838,85 2 225 776,96 6 590 050,94

2015 Sep 1 267 578,07 3 042 708,08 1 900 700,92 6 210 987,08

2015 Oct 1 029 621,41 2 093 226,50 1 353 721,48 4 476 569,39

2015 Nov 795 901,47 1 047 006,70 735 067,04 2 577 975,21

2015 Dic 313 087,83 394 731,38 272 200,54 980 019,75

Promedio 7 928 490,31 15 282 248,01 10 452 419,34 33 663 157,66

Año Mes




(US$/MW-h) (US$/MW-h) (US$/MW-h) (US$)

2016 Ene 41 897,47 0,00 0,00 41 897,47

2016 Feb 0,00 0,00 0,00 0,00

2016 Mar 0,00 0,00 0,00 0,00

2016 Abr 155 266,18 0,00 0,00 155 266,18

2016 May 481 210,97 456 345,04 481 475,71 1 419 031,71

2016 Jun 1 156 712,41 2 299 565,86 1 532 409,30 4 988 687,58

2016 Jul 1 625 950,08 2 611 790,11 1 822 763,34 6 060 503,52

2016 Ago 1 467 621,75 3 034 892,22 1 845 484,04 6 347 998,02

2016 Sep 1 335 434,94 2 939 399,93 1 904 666,93 6 179 501,80

2016 Oct 1 117 228,91 2 067 370,60 1 229 915,29 4 414 514,79

2016 Nov 894 203,51 932 028,11 476 435,92 2 302 667,54

2016 Dic 392 907,06 226 020,01 206 482,45 825 409,51

Promedio 8 668 433,28 14 567 411,88 9 499 632,98 32 735 478,14

Año Mes

Cuadro 5- 72


(US$) (US$) (US$) (US$)

2017 Ene 31 566,84 0,00 0,00 31 566,84

2017 Feb 0,00 0,00 0,00 0,00

2017 Mar 0,00 0,00 0,00 0,00

2017 Abr 113 131,58 0,00 0,00 113 131,58

2017 May 409 183,32 374 798,62 297 558,72 1 081 540,66

2017 Jun 982 308,19 1 723 354,94 956 368,16 3 662 031,30

2017 Jul 1 619 407,32 2 260 070,70 1 431 958,57 5 311 436,59

2017 Ago 1 409 305,65 2 617 829,95 1 508 845,73 5 535 981,33

2017 Sep 1 287 902,82 2 549 031,03 1 356 379,77 5 193 313,62

2017 Oct 925 768,28 1 452 890,41 927 606,20 3 306 264,88

2017 Nov 812 287,66 797 774,59 428 683,48 2 038 745,74

2017 Dic 278 915,95 127 617,56 97 514,38 504 047,89

Promedio 7 869 777,60 11 903 367,80 7 004 915,02 26 778 060,42

Año Mes


(US$) (US$) (US$) (US$)

2018 Ene 27 011,19 0,00 0,00 27 011,19

2018 Feb 0,00 0,00 0,00 0,00

2018 Mar 0,00 0,00 0,00 0,00

2018 Abr 86 068,33 0,00 0,00 86 068,33

2018 May 368 050,61 212 436,20 166 517,15 747 003,97

2018 Jun 914 358,37 1 248 507,71 844 800,16 3 007 666,24

2018 Jul 1 678 292,17 1 698 997,75 1 218 743,04 4 596 032,95

2018 Ago 1 420 437,48 2 335 726,88 1 133 859,71 4 890 024,07

2018 Sep 1 145 441,49 2 265 596,20 1 134 902,63 4 545 940,32

2018 Oct 873 715,87 1 293 798,20 759 568,63 2 927 082,70

2018 Nov 798 386,60 732 259,88 390 604,41 1 921 250,88

2018 Dic 253 073,33 113 497,61 82 574,38 449 145,33

Promedio 7 564 835,45 9 900 820,44 5 731 570,10 23 197 225,99

Año Mes

Cuadro 5- 74




(US$) (US$) (US$) (US$)

2019 Ene 42 270,68 0,00 0,00 42 270,68

2019 Feb 0,00 0,00 0,00 0,00

2019 Mar 0,00 0,00 0,00 0,00

2019 Abr 155 376,69 0,00 0,00 155 376,69

2019 May 523 912,67 411 501,96 298 780,88 1 234 195,51

2019 Jun 1 288 210,55 2 139 583,55 1 215 270,10 4 643 064,19

2019 Jul 2 587 871,65 2 553 615,63 1 513 023,12 6 654 510,40

2019 Ago 2 209 048,10 3 566 232,85 1 629 499,60 7 404 780,55

2019 Sep 1 784 119,10 3 666 859,87 1 599 557,27 7 050 536,24

2019 Oct 1 545 156,69 1 979 031,39 1 050 267,73 4 574 455,81

2019 Nov 1 251 330,39 1 051 749,54 468 490,58 2 771 570,51

2019 Dic 461 887,44 275 482,34 191 060,42 928 430,20

Promedio 11 849 183,96 15 644 057,12 7 965 949,71 35 459 190,79

Año Mes

En el cuadro siguiente podemos mostrar un resumen de los cuadros anteriores:


(US$) (US$) (US$) (US$)

2010 3 312 599,09 8 729 843,93 6 711 406,80 18 753 849,82

2011 7 970 354,31 17 177 240,35 13 900 032,88 39 047 627,53

2012 6 875 008,38 14 901 816,34 11 982 878,11 33 759 702,84

2013 7 171 226,62 15 751 598,98 11 750 193,65 34 673 019,24

2014 6 394 523,31 12 903 776,97 9 476 907,91 28 775 208,19

2015 7 928 490,31 15 282 248,01 10 452 419,34 33 663 157,66

2016 8 668 433,28 14 567 411,88 9 499 632,98 32 735 478,14

2017 7 869 777,60 11 903 367,80 7 004 915,02 26 778 060,42

2018 7 564 835,45 9 900 820,44 5 731 570,10 23 197 225,99

2019 11 849 183,96 15 644 057,12 7 965 949,71 35 459 190,79

Total 75 604 432,32 136 762 181,83 94 475 906,48 306 842 520,63

Año

En el caso de los Ingresos por Potencia de las 03 unidades nuevas, éste se calculó de la siguiente forma:

PPFAIGPFPotenciapor Ingreso ××= donde:

PF = Potencia Firme expresada en kW FAIG = Factor de Ajuste del Ingreso Garantizado valor p.u. PP = Precio de Potencia sin incluir Peajes en S/./kW. Para fines de calculo vamos a usar el FAIG del año 2007, en el caso del PP al estar localizadas las unidades en la SE Pescadores su valor seria según el cuadro 5-3 de S/.17,39 S/./kW, en el cuadro siguiente se muestran los resultados de los ingresos para el año 2010.



Cuadro 5- 76 Tarifa de Potencia : 17,39 S/./kW

TG-01 TG-02 TG-03 TV-01 TG-01 TG-02 TG-03 TV-01

ene 42 000 42 000 42 000 64 000 0,5332 389 431 389 431 389 431 593 419 1 761 713feb 42 000 42 000 42 000 64 000 0,5532 404 072 404 072 404 072 615 729 1 827 945mar 42 000 42 000 42 000 64 000 0,5639 411 887 411 887 411 887 627 638 1 863 299abr 42 000 42 000 42 000 64 000 0,5577 407 302 407 302 407 302 620 651 1 842 556may 42 000 42 000 42 000 64 000 0,5462 398 951 398 951 398 951 607 925 1 804 777jun 42 000 42 000 42 000 64 000 0,5405 394 747 394 747 394 747 601 519 1 785 760jul 42 000 42 000 42 000 64 000 0,5357 391 249 391 249 391 249 596 188 1 769 934

ago 42 000 42 000 42 000 64 000 0,5385 393 339 393 339 393 339 599 373 1 779 389sep 42 000 42 000 42 000 64 000 0,5409 395 059 395 059 395 059 601 995 1 787 174oct 42 000 42 000 42 000 64 000 0,5451 398 137 398 137 398 137 606 686 1 801 098nov 42 000 42 000 42 000 64 000 0,5441 397 426 397 426 397 426 605 602 1 797 881dic 42 000 42 000 42 000 64 000 0,5519 403 080 403 080 403 080 614 218 1 823 458

Total 4 784 681 4 784 681 4 784 681 7 290 942 21 644 984

Mes Total (S/.)Potencias Firmes (KW)

Factor de Ajuste del

Ingreso Garantizado

Ingresos por Potencia (S/.)

Como se nota del cuadro anterior se obtiene un ingreso por potencia anual de S/.21 644 984, esto equivale ha US$. 7 214 995. En el cuadro siguiente se muestra un resumen de los ingresos para el periodo 2010-2019:

Cuadro 5- 77 Potencia Energía Total

(US$) (US$) (US$)

2010 7 214 995 18 753 850 25 968 844

2011 7 214 995 39 047 628 46 262 622

2012 7 214 995 33 759 703 40 974 697

2013 7 214 995 34 673 019 41 888 014

2014 7 214 995 28 775 208 35 990 203

2015 7 214 995 33 663 158 40 878 152

2016 7 214 995 32 735 478 39 950 473

2017 7 214 995 26 778 060 33 993 055

2018 7 214 995 23 197 226 30 412 221

2019 7 214 995 35 459 191 42 674 185

Total 72 149 946 306 842 521 378 992 467

Año

En el caso de los 2020 al 2029 consideraremos un ingreso igual al del año 2019.

Cuadro 5- 78


Ingresos Totales SPOT 2010 - 2019 (US $/.) Ingresos Totales SPOT 2020 - 2029 (US $/.)



3.2 EGRESOS POR VENTA AL SPOT

Los egresos de venta al SPOT como se mencionó anteriormente comprenden el gasto de combustible debido a la generación de las unidades de generación, los costos de mantenimiento anual y los gastos de seguros. De los cuadros 3-17 al 3-26 podemos obtener el egreso por el costo de combustible:

Cuadro 5- 79 2010 2011 2012 2013 2014(US$) (US$) (US$) (US$) (US$)

Ene 0,00 1 469 082,28 1 344 299,10 1 317 323,98 1 166 555,62

Feb 0,00 1 326 913,03 1 214 205,64 1 189 841,01 1 053 663,14

Mar 0,00 1 469 082,28 1 344 299,10 1 317 323,98 1 166 555,62Abr 0,00 1 421 692,53 1 300 934,61 1 274 829,66 1 128 924,80May 0,00 1 469 082,28 1 344 299,10 1 317 323,98 1 166 555,62Jun 1 704 257,00 1 421 692,53 1 300 934,61 1 274 829,66 1 128 924,80Jul 2 055 109,26 1 469 082,28 1 344 299,10 1 317 323,98 1 166 555,62Ago 2 169 031,77 1 593 879,54 1 522 395,20 1 508 482,84 1 670 098,08Set 2 099 562,17 3 334 496,19 3 262 660,16 3 321 351,48 3 029 192,28Oct 1 573 103,96 3 298 731,76 2 892 323,97 2 754 482,70 2 297 599,09Nov 685 829,22 2 093 354,28 1 964 504,29 1 917 650,52 1 549 761,71Dic 708 690,19 1 469 082,28 1 344 299,10 1 317 323,98 1 166 555,62

Total 10 995 583,58 21 836 171,26 20 179 453,99 19 828 087,76 17 690 942,00

Mes

Cuadro 5- 80 2015 2016 2017 2018 2019(US$) (US$) (US$) (US$) (US$)

Ene 1 232 660,64 1 197 943,12 1 080 725,29 986 594,06 1 135 986,79

Feb 1 113 370,90 1 082 013,14 976 138,98 891 117,22 1 026 052,58

Mar 1 232 660,64 1 197 943,12 1 080 725,29 986 594,06 1 135 986,79

Abr 1 192 897,39 1 159 299,79 1 045 863,19 954 768,45 1 099 342,05

May 1 232 660,64 1 197 943,12 1 080 725,29 986 594,06 1 135 986,79

Jun 1 192 897,39 1 159 299,79 1 045 863,19 954 768,45 1 099 342,05

Jul 1 232 660,64 1 197 943,12 1 080 725,29 986 594,06 1 135 986,79Ago 1 669 466,68 1 745 555,83 1 600 586,35 1 242 301,07 1 461 512,38Set 3 070 847,36 3 058 511,78 2 847 159,22 2 650 040,64 2 997 472,74Oct 2 512 446,38 2 540 760,97 2 268 554,78 2 133 687,14 2 400 885,47Nov 1 681 525,98 1 450 525,59 1 388 239,23 1 356 433,97 1 441 304,95Dic 1 232 660,64 1 197 943,12 1 080 725,29 986 594,06 1 135 986,79

Total 18 596 755,27 18 185 682,49 16 576 031,40 15 116 087,25 17 205 846,17

Mes

Además hay que agregar los gastos de mantenimiento y Seguros. Según ultima fijación Tarifaria para el caso de la C.T. Kallpa se tiene:

Cuadro 5- 81

Seguros 333 333,33Operación y Mantenimiento 1 007 273,00

Total 1 340 606,33

Egresos Varios (US $)

Adicionando los egresos del cuadro anterior, obtenemos el cuadro resumen siguiente, en el cual se expresa los valores en US $ para el año 2010-2019.



Cuadro 5- 82 COMBUSTIBLE OTROS TOTAL

(US$) (US$) (US$)

2010 10 995 583,58 1 340 606,33 12 336 189,92

2011 21 836 171,26 1 340 606,33 23 176 777,602012 20 179 453,99 1 340 606,33 21 520 060,322013 19 828 087,76 1 340 606,33 21 168 694,092014 17 690 942,00 1 340 606,33 19 031 548,332015 18 596 755,27 1 340 606,33 19 937 361,602016 18 185 682,49 1 340 606,33 19 526 288,822017 16 576 031,40 1 340 606,33 17 916 637,732018 15 116 087,25 1 340 606,33 16 456 693,592019 17 205 846,17 1 340 606,33 18 546 452,50Total 176 210 641,16 13 406 063,33 189 616 704,49

Año

Para los años 2020-2029 se supone que los consumos de combustible serán los mismos que el año 2019.

Cuadro 5- 83

Año COMBUSTIBLE OTROS Total Año COMBUSTIBLE OTROS Total2010 10 995 584 1 340 606 12 336 190 2020 17 205 846 1 340 606 18 546 4532011 21 836 171 1 340 606 23 176 778 2021 17 205 846 1 340 606 18 546 4532012 20 179 454 1 340 606 21 520 060 2022 17 205 846 1 340 606 18 546 4532013 19 828 088 1 340 606 21 168 694 2023 17 205 846 1 340 606 18 546 4532014 17 690 942 1 340 606 19 031 548 2024 17 205 846 1 340 606 18 546 4532015 18 596 755 1 340 606 19 937 362 2025 17 205 846 1 340 606 18 546 4532016 18 185 682 1 340 606 19 526 289 2026 17 205 846 1 340 606 18 546 4532017 16 576 031 1 340 606 17 916 638 2027 17 205 846 1 340 606 18 546 4532018 15 116 087 1 340 606 16 456 694 2028 17 205 846 1 340 606 18 546 4532019 17 205 846 1 340 606 18 546 453 2029 17 205 846 1 340 606 18 546 453

Egresos Totales SPOT 2010 - 2019 (US $/.) Egresos Totales SPOT 2020 - 2029 (US $/.)

3.3 BALANCE DE NEGOCIO DE VENTA AL SPOT En el cuadro siguiente tenemos los Saldos del año 2010 al 2029, por el Negocio de Venta al SPOT, de los cuadros 5-78 y 5-83.

Cuadro 5- 84

Año Ingresos Egresos Total Año Ingresos Egresos Total2010 25 968 844 12 336 190 13 632 655 2020 42 674 185 18 546 453 24 127 7332011 46 262 622 23 176 778 23 085 845 2021 42 674 185 18 546 453 24 127 7332012 40 974 697 21 520 060 19 454 637 2022 42 674 185 18 546 453 24 127 7332013 41 888 014 21 168 694 20 719 320 2023 42 674 185 18 546 453 24 127 7332014 35 990 203 19 031 548 16 958 654 2024 42 674 185 18 546 453 24 127 7332015 40 878 152 19 937 362 20 940 791 2025 42 674 185 18 546 453 24 127 7332016 39 950 473 19 526 289 20 424 184 2026 42 674 185 18 546 453 24 127 7332017 33 993 055 17 916 638 16 076 417 2027 42 674 185 18 546 453 24 127 7332018 30 412 221 16 456 694 13 955 527 2028 42 674 185 18 546 453 24 127 7332019 42 674 185 18 546 453 24 127 733 2029 42 674 185 18 546 453 24 127 733

Saldos por Negocio de Venta al SPOT años del 2010 - 2019 (US $/.)

Saldos por Negocio de Venta al SPOT años del 2020 - 2029 (US $/.)

4 BALA�CE DE LOS �EGOCIOS DE COMERCIALIZACIO� Y �EGOCIO

DE VE�TA AL SPOT De los cuadros 5-62 y 5-84 podemos obtener los saldos totales de los Negocio por Comercialización y Venta al SPOT por el ejercicio 2010 – 2029.



Cuadro 5- 85

AñoNegocio de

Comercialización

Negocio de Venta al

SPOT Total AñoNegocio de

Comercialización

Negocio de Venta al SPOT Total

2010 -3 802 326 13 632 655 9 830 329 2020 -81 339 24 127 733 24 046 3942011 -608 856 23 085 845 22 476 989 2021 -81 339 24 127 733 24 046 3942012 -115 804 19 454 637 19 338 833 2022 -81 339 24 127 733 24 046 3942013 -663 544 20 719 320 20 055 776 2023 -81 339 24 127 733 24 046 3942014 1 604 342 16 958 654 18 562 997 2024 -81 339 24 127 733 24 046 3942015 -1 482 351 20 940 791 19 458 440 2025 -81 339 24 127 733 24 046 3942016 -3 350 878 20 424 184 17 073 306 2026 -81 339 24 127 733 24 046 3942017 799 353 16 076 417 16 875 771 2027 -81 339 24 127 733 24 046 3942018 5 611 043 13 955 527 19 566 571 2028 -81 339 24 127 733 24 046 3942019 -81 339 24 127 733 24 046 394 2029 -81 339 24 127 733 24 046 394

Balance Totales 2020 - 2029 (US $/.)Balance Totales 2010 - 2019 (US $/.)



CAPITULO 06 ANALISIS FINANCIERO Y SENSIBILIDAD

1 A�ALISIS FI�A�CIERO Utilizando los resultados del cuadro 5-85, se ha calculado el Período de Recupero del Capital usando una tasa de interés de 12%, para una inversión de US$/. 147 332 000, calculadas en el cuadro 2-5, del capitulo 02. Para un periodo de análisis de 20 años obtenemos el siguiente cuadro.

Cuadro 6- 1 Periodo Año VF VA Acumulado

1 2010 9 830 329 8 777 079 8 777 079 2 2011 22 476 989 17 918 518 26 695 597 3 2012 19 338 833 13 765 000 40 460 597 4 2013 20 055 776 12 745 808 53 206 405 5 2014 18 562 997 10 533 143 63 739 548 6 2015 19 458 440 9 858 251 73 597 799 7 2016 17 073 306 7 723 096 81 320 895 8 2017 16 875 771 6 815 841 88 136 736 9 2018 19 566 571 7 055 901 95 192 638

10 2019 24 046 394 7 742 295 102 934 933 11 2020 24 046 394 6 912 764 109 847 697 12 2021 24 046 394 6 172 110 116 019 807 13 2022 24 046 394 5 510 813 121 530 620 14 2023 24 046 394 4 920 369 126 450 989 15 2024 24 046 394 4 393 186 130 844 175 16 2025 24 046 394 3 922 488 134 766 663 17 2026 24 046 394 3 502 221 138 268 884 18 2027 24 046 394 3 126 983 141 395 867 19 2028 24 046 394 2 791 949 144 187 817 20 2029 24 046 394 2 492 812 146 680 629 21 2030 24 046 394 2 225 725 148 906 354 22 2031 24 046 394 1 987 254 - 23 2032 24 046 394 1 774 334 - 24 2033 24 046 394 1 584 227 - 25 2034 24 046 394 1 414 488 - 26 2035 24 046 394 1 262 936 - 27 2036 24 046 394 1 127 622 - 28 2037 24 046 394 1 006 805 - 29 2038 24 046 394 898 933 - 30 2039 24 046 394 802 619 -

Valor Acumulado Final 148 906 354



Donde: VA= Valor Actual expresado en US$. VF = Valor Final expresado en US$. Se puede observar que el Periodo de Recupero del Capital es 21 años, fuera del Periodo de la Inversión . La Tasa interna de Retorno (TIR) es de 11,94,23%. El pago anual para un periodo de 21 años es de US $/.18 073 635. Un VAN de US$ 11 680 629.

2 SENSIBILIDAD Se va ha realizar un análisis de la sensibilidad variando las principales variables:

• Tarifa del Gas • Monto de la Inversión • Tarifa de Venta de Energía

2.1 Variación de la Tarifa del Gas

De acuerdo al numeral 03 de Capitulo 03, variaremos las tarifas de gas de la Evaluación calculada anteriormente (alternativa 01).

2.1.1 Variación de la Tarifa del Gas – Alternativa 02

Según PROINVERSION la tarifa del Gas natural en Marcona para la Alternativa 02 es de 2,6892 US$/MMBTU.

Usando esta Tarifa calcularemos el Periodo de Recuperación de Capital Van y TIR, el resultado se muestran en el cuadro siguiente:




1 2010 15 836 549 14 139 776 14 139 776 2 2011 34 144 384 27 219 694 41 359 470 3 2012 32 335 091 23 015 479 64 374 949 4 2013 33 722 800 21 431 449 85 806 397 5 2014 32 664 334 18 534 620 104 341 018 6 2015 34 010 281 17 230 667 121 571 685 7 2016 31 258 262 14 139 650 135 711 335 8 2017 29 722 811 12 004 545 147 715 880 9 2018 29 294 091 10 563 743 -

10 2019 37 128 062 11 954 242 - 11 2020 37 128 062 10 673 431 - 12 2021 37 128 062 9 529 849 - 13 2022 37 128 062 8 508 794 - 14 2023 37 128 062 7 597 137 - 15 2024 37 128 062 6 783 158 - 16 2025 37 128 062 6 056 391 - 17 2026 37 128 062 5 407 492 - 18 2027 37 128 062 4 828 118 - 19 2028 37 128 062 4 310 820 - 20 2029 37 128 062 3 848 946 -


Inversion de Capital : 147 332 002 US $/.Tasa de Interes : 12%Periodo de la Inversion : 8 añosPeriodo de Recupero del Capital : 11 añosVAN 90 445 999 US $/.TIR 20,20%

Pago anual (29 658 351) US $/.

2.1.2 Variación de la Tarifa del Gas – Alternativa 03

Según PROINVERSION la tarifa del Gas natural en Marcona para la Alternativa 03 es de 2,4992 US$/MMBTU.

Usando esta Tarifa calcularemos el Periodo de Recuperación de Capital Van y TIR, el resultado se muestran en el cuadro siguiente:




1 2010 20 415 429 18 228 061 18 228 061 2 2011 36 005 519 28 703 379 46 931 441 3 2012 34 429 108 24 505 959 71 437 400 4 2013 35 762 073 22 727 444 94 164 844 5 2014 34 666 589 19 670 754 113 835 598 6 2015 36 011 937 18 244 768 132 080 366 7 2016 33 311 914 15 068 618 147 148 984 8 2017 31 593 337 12 760 019 159 909 003 9 2018 30 769 394 11 095 752 -

10 2019 38 930 344 12 534 529 - 11 2020 38 930 344 11 191 544 - 12 2021 38 930 344 9 992 450 - 13 2022 38 930 344 8 921 830 - 14 2023 38 930 344 7 965 920 - 15 2024 38 930 344 7 112 428 - 16 2025 38 930 344 6 350 382 - 17 2026 38 930 344 5 669 984 - 18 2027 38 930 344 5 062 486 - 19 2028 38 930 344 4 520 077 - 20 2029 38 930 344 4 035 783 -


Inversion de Capital : 147 332 002 US $/.Tasa de Interes : 12%Periodo de la Inversion : 20 añosPeriodo de Recupero del Capital : 8 añosVAN 107 030 165 US $/.TIR 21,78%

Pago anual (19 724 629) US $/.

Podemos resumir las tres alternativas en el cuadro siguiente:

Descripción Alternativa 01 Alternativa 02 Alternativa 03

Inversión de Capital 147 332 002 147 332 002 147 332 002Tasa de Interés 12,0% 12,0% 12,0%

Periodo de la Inversión 20 20 20Periodo de Recupero del Capital 21 8 8 VAN (651 373) 90 445 999 107 030 165TIR 11,94% 20,20% 21,78%Pago anual (19 724 629) (19 724 629) (19 724 629)

Como se observa la alternativa mas conveniente es la Alternativa 03 , con un precio de Gas de 2,4992 US$/MMBTU

evaluacion economica de nueva central-alternativa01

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