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Modelo de un proyecto de negocio para la construción de una mini central hidroelectrica.TRANSCRIPT
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CONSTRUCCIÓN DE UNA MINI CENTRAL HIDROELECTRICA DE 18MW
“C.H. EL SOL”
1. IDENTIFICAR EL TIPO DE NEGOCIO O EMPRESA A DESARROLLAR 1.1. Crecimiento económico de los últimos diez años duplicó la demanda eléctrica 1.2. La nueva oferta de generación será suficiente para cubrir la demanda hasta 2016 1.3. Margen de reserva se encuentra actualmente en niveles inferiores al recomendable. 1.4. Si se presentan condiciones hidrológicas adversas habrá déficit eléctrico durante el
periodo 2012 y 2013 1.5. Evolución de la demanda 1.6. Principales lineamientos de la Política energética del Perú 1.7. Sector eléctrico peruano enfrentará una crisis en el corto plazo.
2. PLANEAMIENTO ESTREGIO DEL PROYECTO. 2.1. Análisis PEST del Entorno. 2.2. Listado de Oportunidades y Amenazas del Entorno. 2.3. Matriz de Evaluación de Factores Externos (EFE).
3. EL MARKETING Y LOS ESTUDIOS DEL MERCADO. 3.1. Diagnostico Funcional de la Empresa.
3.1.1. Organigrama Propuesto. 3.1.2. Servicios Ofrecidos
3.2. Diagnostico Estratégico de la Empresa
3.2.1. Misión 3.2.2. Visión 3.2.3. Objetivos 3.2.4. Estrategias 3.2.5. Análisis FODA (factores internos)
Fortalezas: Debilidades:
3.2.6. Análisis FODA (factores externos) Oportunidades: Amenazas:
3.3. Estructura y Determinación del Mercado 3.3.1. Regulación del Mercado 3.3.2. Segmentación del Mercado. 3.3.3. Demanda Actual.
3.3.4. Demanda Futura. 3.3.5. Pronostico Total del SEIN (anual). 3.3.6. Evolución del Sistema de Transmisión.
4. ESTIMACIÓN Y PROYECCIÓN DE LAS VENTAS POR PERIODOS DE TIEMPO. 4.1. Determinando el tipo de tarifa a aplicar. 4.2. Proyección mensual de ventas. 4.3. Proyección anual de ventas.
5. DETERMINACIÓN DEL TAMAÑO DEL PROYECTO. 5.1. Datos Técnicos: 5.2. Calcular la Potencia de la C.H.
5.3. Capacidad de Diseño: 5.4. Capacidad de Producción: 5.5. Producción Real: 5.6. Demanda de Energía Eléctrica:
6. DESICIONES DE LOCALIZACIÓN 6.1. Localización de la Central Hidroeléctrica.
7. INGENIERÍA DEL PROYECTO 7.1. Actividades Involucradas en la Proceso Productivo de la Electricidad:
Generación (G) Transmisión (T) Distribución.
7.2. Desarrollar la Ingeniería del Proyecto.
7.2.1. Antecedentes del Proyecto 7.2.2. Descripción del Proyecto
8. ESTIMACIÓN DE LOS COSTOS Y GASTOS DE PRODUCCIÓN 8.1. Costos Directos de Construcción. 8.2. Costos Directos de Producción.
9. CAPITAL HUMANO. 9.1. Personal para la Construcción del Proyecto. 9.2. Personal para Producción de la Central.
10. ORGANIZACIÓN DEL PROYECTO.
11. DETERMINACION DE LA TASA DE DESCUENTO O DEL COSTO DE CAPITAL.
12. RIESGOS DEL PROYECTO. 12.1. Reestructuración al enfoque de la gestión de riesgos 12.2. Riesgos Estratégicos: 12.3. Riesgos Operacionales
13. EVALUACIÓN FINANCIERA DEL PROYECTO.
14. FINANCIAMIENTO DEL PROYECTO.
15. CRONOGRAMA DE EJEUCIÓN. 15.1. Diagrama de GANTT 15.2. Diagrama de RED
16. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.
17. BIBLIOGRAFIA.
18. ANEXOS.
1. IDE 1.1.
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Para enfrentar la crisis, Herrera Descalzi recomienda apostar por proyectos hidroeléctricos por tratarse de una fuente renovable y de costos marginales, y por el gas del lote 58 para generar electricidad en el sur del país.
“El gran consumidor de gas en el Perú es la generación eléctrica que tiene 60%. El 60% es una participación demasiado alta. Si pudiera haber una mayor producción o una mayor generación hidroeléctrica, esa va a liberar gas del sector generación para que puedan ser atendidos otros sectores donde se necesita más”, añadió
http://www.minem.gob.pe/novedadesSector.php?idSector=6
ALTO MEDIO BAJO ALTO MEDIO BAJO ALTO MEDIO BAJO
Posible cambio de las politicas de gobierno X X
Estado promueve inversiones en industria y minería X X
Exitencia de un marco regulatorio eficiente X X
Crecimiento económico del país X X
Estado promueve desarrollo de energias renovables X X
Tendencia a la disminución de las tarifas eléctricas X X
Firma de tratados de libre comercio X X
Incremento del consumo de energía electrica en el país X X
Continuidad de confictos sociales en el pais X X
Afianzamientos de organismos ambientalistas (ong) X X
Desarrollo de otras fuentes de energia (nuclear, solar, eólica, etc.) X X
Constante desarrollo de dispositivos electricos (automatización) X X
Desarrollo de nuevos materiales y equipamiento X X
OPORTUNIDAD AMENAZA IMPACTOASUNTOSFACTORES
POLITICOS
ECONOMICOS
SOCIALES AMBIENTALES
TECNOLOGICOS
2. PLANEAMIENTO ESTREGIO DEL PROYECTO. 2.1. Análisis PEST del Entorno.
1 Estado promueve inversiones en industria y minería
2 Exitencia de un marco regulatorio eficiente
3 Crecimiento económico del país
4 Estado promueve desarrollo de energias renovables
5 Firma de tratados de libre comercio
6 Incremento del consumo de energía electrica en el país
7 Constante desarrollo de dispositivos electricos (automatización)
8 Desarrollo de nuevos materiales y equipamiento
1 Posible cambio de las politicas de gobierno
2 Tendencia a la disminución de las tarifas eléctricas
3 Continuidad de confictos sociales en el pais
4 Afianzamientos de organismos ambientalistas (ong)
5 Desarrollo de otras fuentes de energia (nuclear, solar, eólica, etc.)
OPORTUNIDADES
AMENAZAS
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2 Exitencia de un marco regulatorio eficiente 0.05 3 0.15
3 Crecimiento económico del país 0.10 3 0.30
4 Estado promueve desarrollo de energias renovables 0.05 2 0.10
5 Firma de tratados de libre comercio 0.05 2 0.10
6 Incremento del consumo de energía electrica en el país 0.15 4 0.60
7 Constante desarrollo de dispositivos electricos (automatización) 0.05 2 0.10
8 Desarrollo de nuevos materiales y equipamiento 0.02 2 0.04
1 Posible cambio de las politicas de gobierno 0.07 2 0.14
2 Tendencia a la disminución de las tarifas eléctricas 0.05 3 0.15
3 Continuidad de confictos sociales en el pais 0.08 3 0.24
4 Afianzamientos de organismos ambientalistas (ong) 0.08 3 0.24
5 Desarrollo de otras fuentes de energia (nuclear, solar, eólica, etc. 0.10 4 0.40
Total = 1.00 3.16
AMENAZAS
OPORTUNIDADES
2.2. Listado de Oportunidades y Amenazas del Entorno.
2.3. Matriz de Evaluación de Factores Externos (EFE).
3. EL MARKETING Y LOS ESTUDIOS DEL MERCADO. 3.1. Diagnostico Funcional de la Empresa.
3.1.1. Organnigrama Propuuesto.
3.1.2. Servicios Ofrecidos
La empresa especializada brindar servicios a la minería y la construcción, principalmente en los siguientes rubros:
Excavaciones subterráneas para obras hidráulicas, viales, de
saneamiento, etc. (túneles).
Excavaciones subterráneas destinadas para la exploración, explotación
y desarrollos mineros. (rampa, by pass, galerías, etc.)
Excavaciones subterráneas verticales o inclinadas con el sistema Alimak
(chimeneas, piques, etc.).
Carguío, acarreo y transporte de mineral y desmonte.
Movimiento de tierras en superficie.
Fabricación, transporte y vaciado de concreto premezclado.
Instalación de elementos para sostenimiento subterráneo (shotcrete,
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3.2. Diagnostico Estratégico de la Empresa
3.2.1. Misión
La empresa presta servicios especializados y efectivos para ejecutar obras de minería subterránea y de construcción civil, preservando la Seguridad y Salud en el Trabajo de sus colaboradores, el Medio Ambiente, Calidad y Alta Rentabilidad; controlando todos los riesgos con la aplicación constante de las mejores técnicas operacionales, contribuyendo de esta manera al desarrollo del país.
3.2.2. Visión
Ser la primera opción en servicios especializados en minería subterránea y construcción civil en el Perú y desplegarnos internacionalmente, orientados a la satisfacción de nuestros clientes, tanto internos como externos, en calidad, plazo y costo.
3.2.3. Objetivos
Disminuir en 7% los costos operativos para el año 2015. Incrementar el índice de disponibilidad de equipos en 85% para el año 2014. Obtener la certificación ISO 9001 para el año 2015. Incrementar facturación en 30% en proyectos civiles para el año 2014. Cumplimiento con los indicadores de seguridad.
3.2.4. Estrategias
Implementar un sistema de gestión de equipos pesados. Implementar procedimientos para el control de calidad en las obras. Desarrollo de nueva infraestructura para la oficina central año 2014. Implementar la tercerización (outsourcing) del área contable. Diseño y ejecución de un plan para controlar los costos en obra.
3.2.5. Análisis FODA (factores internos) Fortalezas:
Experiencia en la construcción de centrales hidroeléctricas. Se cuenta con los recursos financieros, equipos y personal. Estructura organizacional orientada a proyectos. Pertenecemos al Grupo de Empresarial Maquinarias. Contar con certificaciones SIG OHSAS 18001 e ISO 14001.
Debilidades:
o No se cuenta con una unidad funcional para negocios en energía. o Alta rotación del personal operativo por acción del mercado laboral. o Falta implementar políticas y procedimientos para el control de calidad en
los proyectos. o Uso poco eficiente de los recursos en los proyectos. o Indicadores muestran una tendencia al incumplimiento del plan de
seguridad por parte del personal operativo.
3.2.6. Análisis FODA (factores externos) Oportunidades:
Incremento del consumo de energía eléctrica en el país Estado promueve inversiones en industria y minería Estado promueve desarrollo de energías renovables Crecimiento económico del país Existencia de un marco regulatorio eficiente
Amenazas:
o Exigencias medioambientales y/o socioeconómicas de las regiones y/o grupos sociales pueden inviabilizar los proyectos.
o Presión sociopolítica para evitar el incremento de tarifas eléctricas. o Ingreso de importantes empresas españolas al negocio de generación
eléctrica intercambiando entre ellas cartera de proyectos. o Presencia de conflictos sociales asociados a los proyectos energéticos. o Desarrollo de nuevas fuentes de energía (solar, eólica, etc.).
3.3.
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3.3.6. Evolución del Sistema de Transmisión.
Lima. El Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (Coes – Sinac) espera una pronta solución al retraso en las obras de las líneas de transmisión eléctrica Chilca – Marcona – Montalvo y Machu Picchu – Abancay – Cotaruse, que son importantes para el abastecimiento del sur peruano, señaló su presidente, César Butrón.
Precisó que las obras de la línea Chilca – Marcona – Montalvo de 500 kilovoltios (Kv), a cargo de Abengoa Transmisión Sur (ATS), tienen un retraso de seis meses.
Explicó que las obras se han detenido porque el concesionario está a la espera del reglamento de la Ley de Consulta Previa para conocer si el proyecto de inversión estará bajo el ámbito de dicha normativa.
Sin embargo, advirtió que el caso más complicado es la línea de transmisión Machu Picchu – Abancay – Cotaruse, cuyo concesionario es la empresa Interconexión Eléctrica (ISA) de Colombia y cuya construcción tiene una demora de casi 12 meses.
Señaló que la línea de transmisión pasa por la selva de Choquequirao que recientemente ha sido calificada como área protegida por el Servicio Nacional de Areas Naturales Protegidas por el Estado (Sernanp).
Agregó que esta línea es importante para el sur peruano porque permitirá sacar la electricidad que produzca la Central Hidroeléctrica Machu Picchu Segunda Fase de la Empresa de Generación Eléctrica Machu Picchu (Egemsa), y la central hidroeléctrica Santa Teresa de Luz del Sur.
Dijo que una solución sería cambiar el recorrido de la línea lo que tendría un mayor costo si la distancia es mayor a la del proyecto original, y el Estado peruano podría rechazarlo como concedente del proyecto.
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PEMP S/./kW.h 0.1366 442,584 442,584 442,584 442,584 442,584 331,938 442,584 442,584 442,584 442,584 442,584 442,584 5,200,362
PEMF S/./kW.h 0.1179 1,145,988 1,145,988 1,145,988 1,145,988 1,145,988 859,491 1,145,988 1,145,988 1,145,988 1,145,988 1,145,988 1,145,988 13,465,359
PCSPT S/./kW-mes ‐10.08 ‐181,440 ‐181,440 ‐181,440 ‐181,440 ‐181,440 ‐136,080 ‐181,440 ‐181,440 ‐181,440 ‐181,440 ‐181,440 ‐181,440 ‐2,131,930
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Donde:PPM : Precio de la Potencia de Punta Básica a nivel generación, expresado en S/./kW‐mes
PEMP : Precio de Energía a nivel generación en Horas de Punta para las Subestaciones Base del Sistema, expresado en S/./kW.h.
PEMF : Precio de Energía a nivel generación en Horas Fuera de Punta para las Subestaciones Base del Sistema, expresado en S/./kW.h.
PCSPT : Peaje de Conexión al Sistema Principal de Transmisión, expresado en S/./kW‐mes.
CALCULO VALORIZADO DE VENTAS ‐ AÑO 2016
Partida Concepto Tarifa TOTAL
Total Ventas (sin IGV)
4.2. Proyección mensual de ventas.
AÑO 1
AÑO 2
AÑO 3
AÑO 4
AÑO 5
AÑO 6
AÑO 7
AÑO 8
AÑO 9
AÑO 10
AÑO 11
AÑO 12
AÑO 13
AÑO 14
AÑO 15
TOTAL
S/. 19,760,182
PROY. VENTAS ANUALES
S/. 20,201,219
S/. 20,053,123
S/. 19,906,114
S/. 287,951,584
S/. 19,615,320
S/. 19,471,520
S/. 19,328,775
S/. 19,187,075
S/. 19,046,415
S/. 18,906,786
S/. 18,768,180
S/. 18,630,591
S/. 18,494,010
S/. 18,358,430
S/. 18,223,844
4.3. Proyección anual de ventas.
Para efectos de las estimaciones de ventas anuales, se está considerando una reducción anual de las tarifas en la Potencia Básica (PPM) del 3% y un incremento anual del 2% en la tarifa de Peaje por Conexión al Sistema (PCSPT).
5. DETERMINACIÓN DEL TAMAÑO DEL PROYECTO.
La C.H. El Sol tendrá una capacidad instalada de 18MW y la energía generada será inyectada al sistema de transmisión nacional sobre la actual línea Carhuaquero Jaen.
Las obras civiles superficiales y subterráneas comprenden lo siguiente:
1. Construcción de azud y toma lateral (bocatoma). 2. Construcción del Túnel de Aducción 3. Montaje de Tubería Baja Presión. 4. Construcción de Túnel Corto. 5. Montaje Tubería Forzada. 6. Construcción de Casa de Máquina.
5.1.
5.2.
Datos Téc
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5.3. Capacidad de Diseño: Se instalaran 2 turbinas Francis de eje horizontal, interconectados a un generador de 9 MW cada, lo que resultará una potencia de 18 MW.
5.4. Capacidad de Producción: La capacidad de producción de la planta será de 157.68 GWh/año, lo que resulta de operar el siguiente algoritmo matemático:
Cpd = (Pot. x 24 hrs/día x 365 días/año)/1000
Dónde: o Cpd = capacidad de producción. o Pot. = potencia instalada.
Desarrollando la ecuación tenemos:
Cpd = (18MW x 24hrs x 365)/1000 = 157.68 GWh/año
5.5. Producción Real: Se ha proyectado una producción de 103.50 GWh/año, lo que resulta de operar el siguiente algoritmo matemático:
Rpd = (Pot. x hrs/día x días/mes x mes/año)/1000
Dónde: o Rpd = producción real. o Pot. = potencia instalada.
Desarrollando la ecuación tenemos:
Rpd = (18MW x 20hrs/día x 25días/mes x 11.5mes/año)/1000 = 103.50 GWh/año
5.6. Demanda de Energía Eléctrica:
(FUENTE: América Económica – Negocios & Industrias)
El viceministro de Energía, Edwin Quintanilla, aseguró que existen plantas de generación de energía eléctrica para cubrir la demanda de este recurso que está en crecimiento en el Perú y un margen de reserva, por lo que descartó que próximamente ocurran grandes racionamientos o desabastecimiento del servicio.
“Perú tiene una economía que crece y eso significa tener una base anticipada de oferta de generación eléctrica para hacer posible ese crecimiento. Hemos crecido 8%
en la última década, eso significa que cada nueve o diez años se duplica la demanda y por eso tenemos que duplicar también la oferta”, manifestó.
Explicó que la demanda del sistema cerró el año 2012 en 5,291 megavatios (Mw) y el país cuenta 6,986 Mw de oferta, por lo que existe 1,695 Mw de diferencia que significa la reserva del sistema, es decir, 32% de reserva.
La regulación vigente contempla un margen de 37% que se alcanzará en el 2013, margen que deberá mejorarse a futuro conforme a los riesgos que se puedan asumir.
(FUENTE: Diario Gestión)
A continuación se muestran los porcentajes de consumo para los diferentes sectores económicos:
Industrial: 66% Residencial: 24% Comercial: 19% Iluminación pública: 3%
Desde el punto de vista de las demandas proyectadas, el Ministerio de Energía y Minas estimó que la demanda de electricidad aumentaría entre el 5,6% y el 7,4% al año entre 20012 y 2015. Se esperaba que la demanda de electricidad per cápita alcance los 1.632 kWh en 2030.
En 2010, el 79% de la población de Perú tenía acceso a la electricidad, un porcentaje inferior al 94,6% de promedio para la región Perú posee una de las tasas de electrificación rural más bajas de América Latina. La cobertura en las áreas rurales predominantemente pobres es de aproximadamente el 30%, con más de seis millones de personas sin acceso a la electricidad. En el Plan Nacional de Electrificación Rural (PNER) de 2004, el gobierno de Perú reiteró su compromiso para reducir la diferencia en la electrificación, con el objetivo de aumentar la cobertura rural del 30% al 75% en 2015.
6. DESICIONES DE LOCALIZACIÓN
6.1. Localización de la Central Hidroeléctrica.
Una central hidroeléctrica es aquella que utiliza energía hidráulica para la generación de energía eléctrica. Son el resultado actual de la evolución de los antiguos molinos que aprovechaban la corriente de los ríos para mover una rueda.
En general estas centrales aprovechan la energía potencial que posee la masa de agua de un cauce natural en virtud de un desnivel, también conocido como salto geodésico. El agua en su caída entre dos niveles del cauce se hace pasar por una turbina hidráulica la cual trasmite la energía a un generador donde se transforma en energía eléctrica.
(FUENTE: http://es.wikipedia.org/wiki/Central_hidroelectrica)
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La energía hidroeléctrica puede ser considerada como un patrimonio nacional sumamente valioso para un país como el Perú que cuenta con la fortuna de tener la topografía apropiada y lluvias abundantes en determinados periodos del año. Sin embargo, la simple posesión de potencial hidroeléctrico no siempre significa que su explotación será económica; es necesario mantener la debida perspectiva cuando se lo evalúa, y a menudo resultará más barata la potencia termoeléctrica en algunas de sus formas.
Las ventajas de una C.H. son:
No requiere combustible, sino que usa una forma autóctona de energía, constantemente repuesta por la naturaleza de manera gratuita.
Es limpia, pues no contamina ni el aire ni el agua. Tiene otros beneficios como riego, protección contra las inundaciones,
suministro de agua, caminos, navegación y aun ornamentación del terreno y turismo.
Costos de mantenimiento y explotación son bajos en relación con las obras de ingeniería que tienen una duración considerable en el tiempo (alrededor de 50 años).
La turbina hidráulica es una máquina sencilla, eficiente y segura que puede ponerse en marcha o detenerse con rapidez y requiere poca vigilancia y cuyos costos de mantenimiento son por lo general reducidos.
Las desventajas son:
Costos de capital por kilovatio instalado son con frecuencia muy altos. El emplazamiento, determinado por características naturales, puede
estar lejos de los centros de carga o el sistema nacional interconectado. Exigir la construcción de un sistema de transmisión de electricidad, lo
que significa un aumento en la inversión y en los costos de mantenimiento y pérdidas de energía.
La construcción lleva por lo común largo tiempo en comparación con la de centrales termoeléctricas.
La disponibilidad de energía puede fluctuar de estación en estación y de año en año.
7.2.2. Descripción del Proyecto C.H. El Sol:
Consorcio El Sol, tiene la concesión definitiva para la ejecución del Proyecto C.H. El Sol que tendrá una potencia de generación de 18 MW. El Proyecto comprende las siguientes obras principales:
i. Obras de Captación: Construcción de presa (azud) de derivación con dispositivos de limpieza y canal lateral de toma.
ii. Obras de Aducción: Comprende la construcción de un túnel de presión rectangular con bóveda circular de 2.2 km de longitud, un túnel corto de 73 mts y una chimenea de equilibrio de 61 mts de altura que de conecta al túnel mediante un crucero de conexión.
iii. Montaje Tuberías de Presión: Montaje del 1er. Tramo de tubería de baja presión para conectar el túnel de presión con el túnel corto de 2.70 mts de diámetro, montaje del 2do. Tramo de tubería forzada (inclinada) para conectar con la casa de máquina.
iv. Obras Casa de Máquinas: Construcción de la casa de máquinas en
superficie, equipada con dos válvulas de cierre de 1.70 m de diámetro, dos turbinas Francis de 9 MW cada una, sus instalaciones auxiliares electromecánicos, las instalaciones generales de la central y un transformador elevador de energía a 138 kV.
v. Obras de Conexión al sistema nacional: Conexión al sistema, Instalación
de Subestación de 138 kV de salida, Montaje de Línea de Transmisión 138 kV de 14.5 km, para interconectar con la línea Carhuaquero-Cutervo-Jaen.
vi. Construcción de Accesos: Caminos de acceso a la Presa, a la Subestación y a la Casa de Máquinas.
TOTAL
US$
ESTUDIOS PRELIMINARES 50,000
01 OBRAS PRELIMINARES 831,146
02 VIAS DE ACCESO
ACCESO 1 CAMINO DE ACCESO A LA TOMA 108,883
ACCESO 3 CAMINO DE A LA CASA DE MAQUINAS 163,881
03 TOMA, CANAL DE DESVIO Y ATAGUIAS 1,454,437
04 PRESA 1,623,389
05 CASETA DE OPERACIONES 12,844
06 VENTANA TUNEL DE ACCESO 181,744
07 TUNEL DE ADUCCION 2,905,452
08 CHIMENEA DE EQUILIBRIO 943,237
09 TUBERIA BAJA PRESION 1,979,916
10 TUBERIA FORZADA 1,195,908
11 CASA DE MAQUINAS 1,904,651
12 EQUIPAMIENTO + MONTAJE 500,000
13 SUB ESTACION + LINEA ELECTRICA 150,000
COSTO DIRECTO TOTAL 14,371,168
G.Grals. 3,398,884
Utilidad 7% 1,005,982
SUB TOTAL PRESUPUESTO 18,776,034
IGV 18% 3,379,686
TOTAL PRESUPUESTO 22,155,720
ITEM DESCRIPCION
PRESUPUESTOCONSTRUCCION DE LA CENTRAL HIDROELECTRICA EL SOL
C.H. El SolGASTOS GENERALES
ITEM DESCRIPCION PARCIALUS$
1.0 SUPERVISION DIRECCION TECNICA (V) 1,368,650.00
2.0 PERSONAL ADMINISTRATIVO (V) 270,774.00
3.0 OFICINA CENTRAL (V) 360,000.00
4.0 PERSONAL DE OBRA (V) 423,460.00
5.0 MOVILIDAD A OBRA (V) 295,400.00
6.0 GASTOS EN LA OBRA (V) 304,200.00
7.0 ALQUILERES Y SERVICIOS (V) 376,400.00
TOTAL GASTOS INDIRECTOS 3,398,884.00
8. ESTIMACIÓN DE LOS COSTOS Y GASTOS DE PRODUCCIÓN 8.1. Costos Directos de Construcción
8.2. La nueva oferta de generación será suficiente para cubrir la demanda hasta 2016
9. CAP 9.1.
9.2.
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11. DETERMINACION DE LA TASA DE DESCUENTO O DEL COSTO DE CAPITAL.
Dirigirse al Anexo: Evaluación Económica del Proyecto (archivo Excel), para ver el algoritmo de cálculo.
12. RIESGOS DEL PROYECTO. 12.1. Reestructuración al enfoque de la gestión de riesgos
Se estructuró y aplicó un ajuste al enfoque del sistema de riesgos, buscando alineación con el modelo gerencial y con la responsabilidad social empresarial (social, ambiental y económica)
Se agrupan los riesgos en tres tipos de Unidades de riesgos que son:
Riesgos estratégicos. Riesgos en los procesos. Riesgos en los proyectos.
También se busca incorporar los criterios de la responsabilidad social empresarial desde la gestión de riesgos, y simplificar y facilitar el trabajo de gestión de los riesgos a los diferentes procesos de la Organización, teniendo como foco los riesgos críticos. Así, se reestructuraron los objetos de impacto a considerar en el levantamiento de riesgos:
Riesgo ambiental Riesgo en personas Riesgos en información Riesgos en reputación Riesgos sociales
En este ajuste metodológico también se alinea el enfoque y la metodología de los “Panoramas de riesgos” de Salud Ocupacional a la gestión integral de riesgos de la Empresa, aplicándose sobre el objeto de impacto PERSONAS.
Leyenda de la Matriz de Riesgos
12.2. Riesgos Estratégicos:
Los riesgos agrupados como estratégicos se derivan de analizar los objetivos del CMI e identificar los riesgos de que estos objetivos no se cumplan.
.
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13. EVALUACIÓN FINANCIERA DEL PROYECTO.
Dirigirse al Anexo: Evaluación Económica del Proyecto (archivo Excel), para ver el algoritmo de cálculo.
14. FINANCIAMIENTO DEL PROYECTO.
De acuerdo a la evaluación financiera de la empresa, para el financiamiento del proyecto estamos considerando el siguiente desagregado:
Fondos Internos 35% Fondos Externos 65%
Los fondos internos o propios estarán conformados por la emisión de acciones, utilidades retenidas y venta de activo fijo.
Los fondos externos estarán descompuestos de la siguiente manera:
Financiamiento con el BID 54% Financiamiento Banca Local 46%
Teniendo en consideración que se trata de un préstamo al sector privado, el BID Promueve y financia modelos de negocios sostenibles y basados en el mercado que faciliten la participación de compañías del sector privado, gobiernos locales y comunidades en el desarrollo y la entrega de productos y servicios de calidad para la mayoría de la población, la tasa que se espera conseguir tasas preferenciales para grandes proyectos de infraestructura como es la construcción de una central hidroeléctrica. De acuerdo a la información encontrada en su página oficial, calificaremos para una tasa de interés del 8% para largo plazo.
Las tasas de interés para el financiamiento por la banca local serán tomadas de acuerdo a cada institución financiera como base a Junio 2013.
Teniendo en cuenta que el proyecto demandará una inversión de diecinueve millones de dólares, el desagregado de los montos será:
Fondos Internos 6’790,000
Fondos Externos 12’610,000
Total US.$ 19’400,000
o Financiamiento con el BID 6’809,400
o Financiamiento Banca Local 5’800,600
SubTotal US.$ 12’610,000
1
15. CRONOGR 15.1. D
RAMA DE EJEU
Diagrama de G
UCIÓN.
GANTT
15.2. DDiagrama de R
RED
16. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. Este tipo de proyectos es altamente rentable, principalmente por dos
factores: Primero por el potencial de alta demanda futura y Segundo por el tiempo de vida útil estimado en no menos de 80 años.
Actualmente el crecimiento económico sostenido que viene experimentando el Perú en los últimos años está presionando fuertemente el mayor consumo de energía eléctrica, principalmente de los proyectos industriales y mineros ya este por ampliaciones de planta de producción o por la creación de nuevos proyectos.
Si bien es cierto la inversión requerida es alta y de alto riesgo, existen entes financieros internacionales que apoyan este tipo de proyectos, sostenibles en el tiempo, pudiendo obtenerse tasa de interés menores a lo considerados en este estudio.
Se ha considerado una disminución de la tarifa eléctrica anual de 3% para
efectos del cálculo de la proyección de ventas. Se ha considerado un incremento de 2% anualmente por tarifa de Peaje de
Conexión al Sistema Principal de Transmisión. Se ha considerado un incremento anual de 2% para los costos de
mantenimiento de la central.
17. BIBLIOGRAFIA. BBVA Research Análisis Económico Perú
Daniel Barco Economista Principal [email protected]
USAID – Wild Life Conservation Society Costos y Beneficios de un Proyecto Hidroeléctrico www.conservation-strategy.org
Ministerios de Energía y Minas Principales Lineamientos de la Política Energética www.minem.gob.pe
Mercado Energía Reporte Mensual Sector Eléctrico Peruano – Enero-2012 www.mercadoenergia.com
The Peruvian market of electric power & Hydroeletric Prospects for the next 10 years José Domingo Cisneros, Sau Paulo 2011
RPP NOTICIAS Sector eléctrico peruano enfrentará una crisis en el corto plazo www.rpp.com.pe
ESHA - European Small Hydropower Association 1998, Guía para el desarrollo de una pequeña central hidroeléctrica [email protected]
Ministerios de Energía y Minas Centrales Hidroeléctricas http://intranet2.minem.gob.pe/web/archivos/dge/publicaciones/uso.htm
PCR Pacific Credit Rating Informe Sectorial PERÚ: Sector Eléctrico Karen Galarza [email protected]
Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey. Tecnologías y Costes de la Generación Eléctrica. Centro de Estudios de Energía
Banco Central de Reserva del Perú Abastecimiento Eléctrico 2008-2018 Departamento de Políticas del Sector Real Universidad de Chiclayo – Filial Jaen Formulacion y Evaluación de Proyectos. Ing. Carlos Bacalla www.carlosbacalla.com
Osinergmin Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria Informe N° 0092-2013-GART Informe N° 053-2013-OS/CD
ANEXOS
C.H. EL SOLubicación: Sexi ‐ Santa Cruz ‐ Cajamarca
Potencia: 18 MW. 18000
Turbinas: 2 Tipo Francis de eje horizontal
Periodo W: 30 días/mes 30
Hora Punta: 6.0 ‐11.0 pm 6 18
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC100% 100% 100% 100% 100% 75% 100% 100% 100% 100% 100% 100%
PPM S/./kW-mes 17.34 312,120 312,120 312,120 312,120 312,120 234,090 312,120 312,120 312,120 312,120 312,120 312,120 3,667,427
PEMP S/./kW.h 0.1366 442,584 442,584 442,584 442,584 442,584 331,938 442,584 442,584 442,584 442,584 442,584 442,584 5,200,362
PEMF S/./kW.h 0.1179 1,145,988 1,145,988 1,145,988 1,145,988 1,145,988 859,491 1,145,988 1,145,988 1,145,988 1,145,988 1,145,988 1,145,988 13,465,359
PCSPT S/./kW-mes ‐10.08 ‐181,440 ‐181,440 ‐181,440 ‐181,440 ‐181,440 ‐136,080 ‐181,440 ‐181,440 ‐181,440 ‐181,440 ‐181,440 ‐181,440 ‐2,131,930
1,719,252 1,719,252 1,719,252 1,719,252 1,719,252 1,289,439 1,719,252 1,719,252 1,719,252 1,719,252 1,719,252 1,719,252 20,201,219
Donde:PPM : Precio de la Potencia de Punta Básica a nivel generación, expresado en S/./kW‐mes
PEMP : Precio de Energía a nivel generación en Horas de Punta para las Subestaciones Base del Sistema, expresado en S/./kW.h.
PEMF : Precio de Energía a nivel generación en Horas Fuera de Punta para las Subestaciones Base del Sistema, expresado en S/./kW.h.
PCSPT : Peaje de Conexión al Sistema Principal de Transmisión, expresado en S/./kW‐mes.
CALCULO PROYECTADO DE VENTAS ANUALES
Partida Concepto Tarifa TOTAL
Total Ventas (sin IGV)
Monto Financ. (18,834,917) TASA TASA SIN
PASIVOS PACTADA PESO IMPUESTO WACC
Aumento de Capital Social 2,400,000 5.75% Prestamo BID - Largo Plazo 6,809,400 8.00% 0.3510 5.60% 0.0197
Prestamo BCP - Leasing 4,500,000 19.25% 0.2320 13.48% 0.0313
Utilidades Retenidas 590,000 2.75% Prestamo BBVA - Leasing 1,300,600 20.50% 0.0670 14.35% 0.0096
Venta de Activo Fijo 3,800,000 4.50% PATRIMONIOAumento de Capital Social 2,400,000 5.75% 0.1237 5.75% 0.0071
Prestamo BID - Largo Plazo 6,809,400 8.00% Utilidades Retenidas 590,000 2.75% 0.0304 2.75% 0.0008
Venta de Activo Fijo 3,800,000 4.50% 0.1959 4.50% 0.0088
Prestamo BCP - Leasing 4,500,000 19.25%
Prestamo BBVA - Leasing 1,300,600 20.50% 19,400,000 1.00000
19,400,000 WACC [lr] = 7.7297%
IMP RENTA 30%Factor de Riesgo 6.0192%
RIESGO PAIS 2.89%WACC [cr] = 13.7489%
BTUSA 2.09%
RETORNO PROM. MERCADO 3.12%
BETA EMPRESAS SIMILARES 0.998
DATOS FINANCIEROS CALCULAR COSTO DE OPORTUNIDAD
CALCULO PAGO DEL PRESTAMO A BID - PRESTAMO LARGO PLAZO
Préstamo US.$ 6,809,400
Interés Vencidos 15 años
Cuota =
Tasa: 8.00% TEA
Gastos Amortización US.$ - -
Seguro Desgravamen US - -
CUOTAS FIJAS 0.08
AÑO Préstamo Amortizaión Intereses Cuota Gastos Amortiz. Seguro Total Cuota
US.$. US.$. US.$. US.$. US.$. US.$. US.$.
1 6,809,400 250,787 544,752.00 795,539.10 - - 795,539.10
2 6,558,613 270,850 524,689.03 795,539.10 - - 795,539.10
3 6,287,763 292,518 503,021.03 795,539.10 - - 795,539.10
4 5,995,245 315,920 479,619.58 795,539.10 - - 795,539.10
5 5,679,325 341,193 454,346.02 795,539.10 - - 795,539.10
6 5,338,132 368,489 427,050.57 795,539.10 - - 795,539.10
7 4,969,644 397,968 397,571.49 795,539.10 - - 795,539.10
8 4,571,676 429,805 365,734.08 795,539.10 - - 795,539.10
9 4,141,871 464,189 331,349.68 795,539.10 - - 795,539.10
10 3,677,682 501,325 294,214.52 795,539.10 - - 795,539.10
11 3,176,357 541,431 254,108.56 795,539.10 - - 795,539.10
12 2,634,926 584,745 210,794.11 795,539.10 - - 795,539.10
13 2,050,181 631,525 164,014.51 795,539.10 - - 795,539.10
14 1,418,657 682,047 113,492.55 795,539.10 - - 795,539.10
15 736,610 736,610 58,928.82 795,539.10 - - 795,539.10
6,809,400.00 5,123,686.55 11,933,086.55 0.00 0.00 11,933,087
〖 . 1 〗^‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐〖 1 〗^ 1
CALCULO PAGO DEL PRESTAMO A BCP - CREDITO LEASING
Préstamo US.$ 4,500,000
Interés Vencidos 10 años
Cuota =
Tasa: 19.25% TEA
Gastos Amortización US 178.00 1,780
Seguro Desgravamen US 7,960.00 79,600.00
CUOTAS FIJAS 0.1925
AÑO Préstamo Amortizaión Intereses Cuota Gastos Amortiz. Seguro Total Cuota
US.$. US.$. US.$. US.$. US.$. US.$. US.$.
1 4,500,000 179,889 866,250.00 1,046,139.45 178.00 7,960 1,054,277.45
2 4,320,111 214,518 831,621.28 1,046,139.45 178.00 7,960 1,054,277.45
3 4,105,592 255,813 790,326.53 1,046,139.45 178.00 7,960 1,054,277.45
4 3,849,779 305,057 741,082.54 1,046,139.45 178.00 7,960 1,054,277.45
5 3,544,723 363,780 682,359.09 1,046,139.45 178.00 7,960 1,054,277.45
6 3,180,942 433,808 612,331.37 1,046,139.45 178.00 7,960 1,054,277.45
7 2,747,134 517,316 528,823.31 1,046,139.45 178.00 7,960 1,054,277.45
8 2,229,818 616,900 429,239.95 1,046,139.45 178.00 7,960 1,054,277.45
9 1,612,918 735,653 310,486.80 1,046,139.45 178.00 7,960 1,054,277.45
10 877,266 877,266 168,873.66 1,046,139.45 178.00 7,960 1,054,277.45
4,500,000.00 5,961,394.54 10,461,394.54 1,780.00 79,600.00 10,542,775
〖 . 1 〗^‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐〖 1 〗^ 1
CALCULO PAGO DEL PRESTAMO A BBVA - CREDITO LEASING
Préstamo : US.$ 1,300,600
Interés Vencidos 5.00 años
Cuota =
Tasa: 20.50% TEA
Gastos Amortización US.$ 178.00 1,780
Seguro Desgravamen US.$ 7,960.00 79,600.00
CUOTAS FIJAS 0.205
AÑO Préstamo Amortizaión Intereses Cuota Gastos Amortiz. Seguro Total Cuota
US.$. US.$. US.$. US.$. US.$. US.$. US.$.
1 1,300,600 173,065 266,623.00 439,688.09 178.00 7,960 447,826.09
2 1,127,535 208,543 231,144.66 439,688.09 178.00 7,960 447,826.09
3 918,991 251,295 188,393.25 439,688.09 178.00 7,960 447,826.09
4 667,697 302,810 136,877.81 439,688.09 178.00 7,960 447,826.09
5 364,886 364,886 74,801.71 439,688.09 178.00 7,960 447,826.09
1,300,600.00 897,840.43 2,198,440.43 890.00 39,800.00 2,239,130
〖 . 1 〗^‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐〖 1 〗^ 1
CENTRAL HIDROELECTRICA EL SOL
AÑO 1 AÑO 2 AÑO 3 AÑO 4 AÑO 5 AÑO 6 AÑO 7 AÑO 8 AÑO 9 AÑO 10 AÑO 11 AÑO 12 AÑO 13 AÑO 14 AÑO 15VENTAS BRUTAS: 22,333,149 22,259,800 22,187,918 22,117,475 22,048,439 21,980,785 21,914,484 21,849,509 21,785,833 21,723,431 21,662,276 21,602,345 21,543,613 21,486,055 21,429,648Potencia Básica 3,667,427 3,594,079 3,522,197 3,451,753 3,382,718 3,315,064 3,248,763 3,183,787 3,120,112 3,057,709 2,996,555 2,936,624 2,877,892 2,820,334 2,763,927
Potencia en Horas Punta 5,200,362 5,200,362 5,200,362 5,200,362 5,200,362 5,200,362 5,200,362 5,200,362 5,200,362 5,200,362 5,200,362 5,200,362 5,200,362 5,200,362 5,200,362
Potencia Fueras de Horas Punta 13,465,359 13,465,359 13,465,359 13,465,359 13,465,359 13,465,359 13,465,359 13,465,359 13,465,359 13,465,359 13,465,359 13,465,359 13,465,359 13,465,359 13,465,359
Peaje x Conexión al Sistema -2,131,930 -2,174,569 -2,218,060 -2,262,421 -2,307,670 -2,353,823 -2,400,900 -2,448,918 -2,497,896 -2,547,854 -2,598,811 -2,650,787 -2,703,803 -2,757,879 -2,813,036
VENTAS NETAS: 20,201,219 20,085,231 19,969,858 19,855,053 19,740,770 19,626,962 19,513,584 19,400,591 19,287,937 19,175,577 19,063,466 18,951,558 18,839,810 18,728,176 18,616,612
Costos de Producción ‐4,266,383 ‐4,315,316 ‐4,365,228 ‐4,416,139 ‐4,468,067 ‐3,702,483 ‐3,756,509 ‐3,811,616 ‐3,867,825 ‐3,925,159 ‐3,983,638 ‐4,043,288 ‐4,104,131 ‐4,166,190 ‐4,229,491Mano de Obra Directa -1,262,520 -1,287,770 -1,313,526 -1,339,796 -1,366,592 -1,393,924 -1,421,803 -1,450,239 -1,479,243 -1,508,828 -1,539,005 -1,569,785 -1,601,181 -1,633,204 -1,665,868
Mantenimiento Directo -1,127,763 -1,150,318 -1,173,325 -1,196,791 -1,220,727 -1,245,141 -1,270,044 -1,295,445 -1,321,354 -1,347,781 -1,374,737 -1,402,232 -1,430,276 -1,458,882 -1,488,059
Imprevisto Directos -56,388 -57,516 -58,666 -59,840 -61,036 -62,257 -63,502 -64,772 -66,068 -67,389 -68,737 -70,112 -71,514 -72,944 -74,403
Otros Costos Directos -1,001,160 -1,001,160 -1,001,160 -1,001,160 -1,001,160 -1,001,160 -1,001,160 -1,001,160 -1,001,160 -1,001,160 -1,001,160 -1,001,160 -1,001,160 -1,001,160 -1,001,160
Depreciación Maq. Prod. -818,552 -818,552 -818,552 -818,552 -818,552 - - - - - - - - - -
Gastos marketing y ventas -64,800 -66,744 -68,746 -70,809 -72,933 -75,121 -77,375 -79,696 -82,087 -84,549 -87,086 -89,698 -92,389 -95,161 -98,016
Gastos administrativos -32,400 -32,400 -32,400 -32,400 -32,400 -32,400 -32,400 -32,400 -32,400 -32,400 -32,400 -32,400 -32,400 -32,400 -32,400
Amortización de Activos -1,630,102 -1,873,562 -2,158,990 -2,494,224 -2,888,622 -2,166,201 -2,471,266 -2,826,102 -3,239,574 -3,722,194 -1,461,862 -1,578,811 -1,705,116 -1,841,526 -1,988,848
Depreciación de Equip. Oficinas -2,569 -2,569 -2,569 -2,569 -2,569 - - - - - - - - - -
Utilidad/Perdida de Operación 14,204,965 13,794,641 13,341,925 12,838,913 12,276,179 13,650,758 13,176,034 12,650,777 12,066,051 11,411,275 13,498,479 13,207,360 12,905,774 12,592,899 12,267,858
INGRESOS Y EGRESOSO NO OPERATIVOSGastos bancarios -43,945 -43,945 -43,945 -43,945 -43,945 -21,973 -21,973 -21,973 -21,973 -21,973 - - - - -
Gastos financieros (intereses) -4,529,588 -4,286,128 -4,000,700 -3,665,466 -3,271,068 -2,806,331 -2,501,266 -2,146,430 -1,732,958 -1,250,338 -686,093 -686,093 -442,839 -306,430 -159,108
Ingresoso No operativos 60,000 60,000 60,000 60,000 60,000 60,000 60,000 60,000 60,000 60,000 60,000 60,000 60,000 60,000 60,000
Utilidad / Perdida antes de Imp. y Part. 9,691,432 9,524,567 9,357,280 9,189,502 9,021,166 10,882,454 10,712,796 10,542,374 10,371,120 10,198,964 12,872,386 12,581,267 12,522,934 12,346,470 12,168,750Participación Trabajadores -969,143 -952,457 -935,728 -918,950 -902,117 -1,088,245 -1,071,280 -1,054,237 -1,037,112 -1,019,896 -1,287,239 -1,258,127 -1,252,293 -1,234,647 -1,216,875
Impuesto a la renta -2,907,430 -2,857,370 -2,807,184 -2,756,851 -2,706,350 -3,264,736 -3,213,839 -3,162,712 -3,111,336 -3,059,689 -3,861,716 -3,774,380 -3,756,880 -3,703,941 -3,650,625
UTILIDAD NETA 5,814,859 5,714,740 5,614,368 5,513,701 5,412,699 6,529,472 6,427,678 6,325,425 6,222,672 6,119,379 7,723,431 7,548,760 7,513,761 7,407,882 7,301,250
2,153,652 2,116,571 2,079,396 2,042,112 2,004,704 2,418,323 2,380,621 2,342,750 2,304,693 2,266,437 2,860,530 2,795,837 2,782,874 2,743,660 2,704,167
ESTADO DE GANACIAS Y PERDIDAS
CENTRAL HIDROELECTRICA EL SOL
AÑO 1 AÑO 2 AÑO 3 AÑO 4 AÑO 5 AÑO 6 AÑO 7 AÑO 8 AÑO 9 AÑO 10 AÑO 11 AÑO 12 AÑO 13 AÑO 14 AÑO 152016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
INGRESOSVENTAS NETAS: 20,201,219 20,085,231 19,969,858 19,855,053 19,740,770 19,626,962 19,513,584 19,400,591 19,287,937 19,175,577 19,063,466 18,951,558 18,839,810 18,728,176 18,616,612Ingresoso No operativos 60,000 60,000 60,000 60,000 60,000 60,000 60,000 60,000 60,000 60,000 60,000 60,000 60,000 60,000 60,000
INGRESOSO TOTALES 20,261,219 20,145,231 20,029,858 19,915,053 19,800,770 19,686,962 19,573,584 19,460,591 19,347,937 19,235,577 19,123,466 19,011,558 18,899,810 18,788,176 18,676,612
EGRESOSMano de Obra Directa -1,262,520 -1,287,770 -1,313,526 -1,339,796 -1,366,592 -1,393,924 -1,421,803 -1,450,239 -1,479,243 -1,508,828 -1,539,005 -1,569,785 -1,601,181 -1,633,204 -1,665,868Mantenimiento Directo -1,127,763 -1,150,318 -1,173,325 -1,196,791 -1,220,727 -1,245,141 -1,270,044 -1,295,445 -1,321,354 -1,347,781 -1,374,737 -1,402,232 -1,430,276 -1,458,882 -1,488,059Imprevisto Directos -56,388 -57,516 -58,666 -59,840 -61,036 -62,257 -63,502 -64,772 -66,068 -67,389 -68,737 -70,112 -71,514 -72,944 -74,403Otros Costos Directos -1,001,160 -1,001,160 -1,001,160 -1,001,160 -1,001,160 -1,001,160 -1,001,160 -1,001,160 -1,001,160 -1,001,160 -1,001,160 -1,001,160 -1,001,160 -1,001,160 -1,001,160
Gastos marketing y ventas -64,800 -66,744 -68,746 -70,809 -72,933 -75,121 -77,375 -79,696 -82,087 -84,549 -87,086 -89,698 -92,389 -95,161 -98,016Gastos administrativos -32,400 -32,400 -32,400 -32,400 -32,400 -32,400 -32,400 -32,400 -32,400 -32,400 -32,400 -32,400 -32,400 -32,400 -32,400Amortización de Activos -1,630,102 -1,873,562 -2,158,990 -2,494,224 -2,888,622 -2,166,201 -2,471,266 -2,826,102 -3,239,574 -3,722,194 -1,461,862 -1,578,811 -1,705,116 -1,841,526 -1,988,848
Participación Trabajadores -969,143 -952,457 -935,728 -918,950 -902,117 -1,088,245 -1,071,280 -1,054,237 -1,037,112 -1,019,896 -1,287,239 -1,258,127 -1,252,293 -1,234,647 -1,216,875Impuesto a la renta -2,907,430 -2,857,370 -2,807,184 -2,756,851 -2,706,350 -3,264,736 -3,213,839 -3,162,712 -3,111,336 -3,059,689 -3,861,716 -3,774,380 -3,756,880 -3,703,941 -3,650,625Impuesto IGV 381,371 -2,978,878 -2,948,766 -2,918,566 -2,888,266 -2,857,853 -2,827,314 -2,796,638 -2,765,813 -2,734,824 -2,703,661 -2,672,311 -2,640,760 -2,608,997 -2,577,007
TOTAL EGRESOS ‐8,670,335 ‐12,258,175 ‐12,498,491 ‐12,789,387 ‐13,140,202 ‐13,187,038 ‐13,449,982 ‐13,763,402 ‐14,136,146 ‐14,578,712 ‐13,417,602 ‐13,449,016 ‐13,583,970 ‐13,682,861 ‐13,793,261
FLUJO CAJA ECONOMICO 11,590,883 7,887,056 7,531,367 7,125,666 6,660,568 6,499,924 6,123,602 5,697,189 5,211,791 4,656,865 5,705,863 5,562,543 5,315,840 5,105,315 4,883,351
Gastos bancarios -43,945 -43,945 -43,945 -43,945 -43,945 -21,973 -21,973 -21,973 -21,973 -21,973 - - - - - Gastos financieros (intereses) -4,529,588 -4,286,128 -4,000,700 -3,665,466 -3,271,068 -2,806,331 -2,501,266 -2,146,430 -1,732,958 -1,250,338 -686,093 -686,093 -442,839 -306,430 -159,108
FLUJO CAJA FINANCIERO 7,017,351 3,556,983 3,486,722 3,416,255 3,345,554 3,671,620 3,600,363 3,528,786 3,456,860 3,384,554 5,019,770 4,876,449 4,873,000 4,798,885 4,724,243
FLUJO DE CAJA PROYECTADO
C.H. EL SOL
Calculo del Valor Residual: Periodo: 15 Años
Vida Util Valor
(años) Residual
Obras Civiles 4,995,320 80 4,058,698
Obras Subterráneas 4,030,433 50 2,821,303
Equipos Electromecanicos 500,000 30 250,000
Montaje Tubería 3,175,824 30 1,587,912
SS.EE.EE + Tendido Linea 150,000 25 60,000
Ingeniria del Proyecto 3,398,884 80 2,761,593
16,250,461 11,539,506
Descripcion Valor
CENTRAL HIDROELECTRICA "EL SOL"
Tasa de Descuento 13.75% Vida Útil (años) 80
Inversión inicial -18,834,917 Impuesto a la Venta 18%
Valor Residual 11,539,506 Impuesto a la Renta 30%
Variables en el tiempo
Flujo de Capital 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Estudios Preliminares -108,883
Trabajos Preliminares -412,500
Materiales -6,542,584
Mano de Obra -3,273,326
Equipos -3,442,758
Gastos Generales -3,398,884
Utilidad -1,005,982
Equipamiento y Montaje -500,000
Sub Estación + Linea Electrica -150,000
Valor Residual de la C.H. 11,539,506
F.C. Capital -18,834,917 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 11,539,506 -7,295,411
Flujo Operativo 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Horas Trabajo 8,500 8,500 8,500 8,500 8,500 8,500 8,500 8,500 8,500 8,500 8,500 8,500 8,500 8,500 8,500 127,500
Ventas Brutas 7,481,933 7,438,975 7,396,244 7,353,723 7,311,396 7,269,245 7,227,253 7,185,404 7,143,680 7,102,065 7,060,543 7,019,096 6,977,707 6,936,362 6,895,041 107,798,668
Egresos
Costo x Mantto (US.$ x MWh) 2.73 417,690 426,044 434,565 443,256 452,121 461,164 470,387 479,795 489,390 499,178 509,162 519,345 529,732 540,327 551,133 7,223,287
Contingencias / Reparaciónes 20,885 21,302 21,728 22,163 22,606 23,058 23,519 23,990 24,470 24,959 25,458 25,967 26,487 27,016 27,557 361,164
Personal Operaciones Alta Dirección (4) 6 226,800 231,336 235,963 240,682 245,496 250,406 255,414 260,522 265,732 271,047 276,468 281,997 287,637 293,390 299,258 3,922,147 Personal Calificado (7) 9 226,800 231,336 235,963 240,682 245,496 250,406 255,414 260,522 265,732 271,047 276,468 281,997 287,637 293,390 299,258 3,922,147 Personal No Calificado (10) 15 210,000 214,200 218,484 222,854 227,311 231,857 236,494 241,224 246,048 250,969 255,989 261,109 266,331 271,657 277,091 3,631,618
Alojamiento + Alimentación 30 324,000 324,000 324,000 324,000 324,000 324,000 324,000 324,000 324,000 324,000 324,000 324,000 324,000 324,000 324,000 4,860,000Programas Socio Ambientales 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 24,000 360,000Movilidad Interna 2 144,000 144,000 144,000 144,000 144,000 144,000 144,000 144,000 144,000 144,000 144,000 144,000 144,000 144,000 144,000 2,160,000
Gastos Administrativos 12,000 12,000 12,000 12,000 12,000 12,000 12,000 12,000 12,000 12,000 12,000 12,000 12,000 12,000 12,000 180,000Capacitaciones 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 90,000
Costos FinacierosAmortización Prestamos 603,742 693,912 799,626 923,787 1,069,860 802,297 915,284 1,046,705 1,199,842 1,378,590 541,431 584,745 631,525 682,047 736,610 12,610,000
Prestamo BCP - Leasing 179,889 214,518 255,813 305,057 363,780 433,808 517,316 616,900 735,653 877,266 - - - - - 4,500,000Prestamo BBVA - Leasing 173,065 208,543 251,295 302,810 364,886 - - - - - - - - - - 1,300,600Prestamo BID - Largo Plazo 250,787 270,850 292,518 315,920 341,193 368,489 397,968 429,805 464,189 501,325 541,431 584,745 631,525 682,047 736,610 6,809,400
603,742 693,912 799,626 923,787 1,069,860 802,297 915,284 1,046,705 1,199,842 1,378,590 541,431 584,745 631,525 682,047 736,610 Gastos Bancarios 16,276 16,276 16,276 16,276 16,276 8,138 8,138 8,138 8,138 8,138 - - - - - 122,070
BCP 8,138 8,138 8,138 8,138 8,138 8,138 8,138 8,138 8,138 8,138 - - - - - 81,380BBVA 8,138 8,138 8,138 8,138 8,138 - - - - - - - - - - 40,690BID - - - - - - - - - - - - - - - 0
Gastos Financieros (intereses) 1,677,625 1,587,455 1,481,741 1,357,580 1,211,507 1,039,382 926,395 794,974 641,836 463,088 254,109 254,109 164,015 113,493 58,929 12,026,236 BCP 866,250 831,621 790,327 741,083 682,359 612,331 528,823 429,240 310,487 168,874 - - - - - 5,961,395BBVA 266,623 231,145 188,393 136,878 74,802 - - - - - - - - - - 897,840BID 544,752 524,689 503,021 479,620 454,346 427,051 397,571 365,734 331,350 294,215 254,109 254,109 164,015 113,493 58,929 5,167,001
Total Egresos 3,909,817 3,931,861 3,954,345 3,977,279 4,000,672 3,576,706 3,601,044 3,625,869 3,651,190 3,677,017 2,649,084 2,719,269 2,703,363 2,731,319 2,759,835 51,468,669
Fondos Generados 3,572,116 3,507,114 3,441,899 3,376,444 3,310,724 3,692,539 3,626,209 3,559,535 3,492,491 3,425,048 4,411,459 4,299,827 4,274,345 4,205,042 4,135,206 56,329,999
Flujo de Caja Total 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Capital -18,834,917 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 11,539,506 -7,295,411Operativo 3,572,116 3,507,114 3,441,899 3,376,444 3,310,724 3,692,539 3,626,209 3,559,535 3,492,491 3,425,048 4,411,459 4,299,827 4,274,345 4,205,042 4,135,206 56,329,999
F.C. Económico -18,834,917 3,572,116 3,507,114 3,441,899 3,376,444 3,310,724 3,692,539 3,626,209 3,559,535 3,492,491 3,425,048 4,411,459 4,299,827 4,274,345 4,205,042 15,674,713 49,034,588
3,140,351 2,710,537 2,338,602 2,016,835 1,738,548 1,704,674 1,471,709 1,270,033 1,095,493 944,482 1,069,454 916,397 800,857 692,641 2,269,814 24,180,424-18,834,917 -15,694,566 -12,984,029 -10,645,427 -8,628,592 -6,890,045 -5,185,371 -3,713,662 -2,443,629 -1,348,136 -403,654 665,800 1,582,196 2,383,053 3,075,694 5,345,507
VAN 5,345,507TIR 18.4%VAN / INVERSION 28%PAYBACK 10 años
CENTRAL HIDROELECTRICA "EL SOL"
Costos de Producción:
mensualHoras Trabajo 8,500
Egresos
Costo x Mantto (US.$ x MWh) 2.73 417,690
Contingencias / Reparaciónes 20,885
Personal Operaciones 467,600
Alta Dirección (4) 4.00 151,200
Personal Calificado (7) 7.00 176,400
Personal No Calificado (10) 10.00 140,000
Alojamiento + Alimentación 21.00 226,800
Programas Socio Ambientales 24,000
Movilidad Interna 2.00 144,000
Gastos Administrativos 12,000
Capacitaciones 6,000
C.H. EL SOLubicación: Sexi ‐ Santa Cruz ‐ Cajamarca
Potencia: 18 MW. 18000
Turbinas: 2 Tipo Francis de eje horizontal
Periodo W: 30 días/mes 30
Hora Punta: 6.0 ‐11.0 pm 6 18
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC54% 54% 54% 54% 54% 54% 54% 54% 54% 54% 54% 54%
PPM S/./kW-mes 17.34 168,545 168,545 168,545 168,545 168,545 168,545 168,545 168,545 168,545 168,545 168,545 168,545 2,022,555
PEMP S/./kW.h 0.1366 238,995 238,995 238,995 238,995 238,995 238,995 238,995 238,995 238,995 238,995 238,995 238,995 2,867,944
PEMF S/./kW.h 0.1179 618,834 618,834 618,834 618,834 618,834 618,834 618,834 618,834 618,834 618,834 618,834 618,834 7,426,002
PCSPT S/./kW-mes ‐10.08 ‐97,978 ‐97,978 ‐97,978 ‐97,978 ‐97,978 ‐97,978 ‐97,978 ‐97,978 ‐97,978 ‐97,978 ‐97,978 ‐97,978 ‐1,175,741
928,396 928,396 928,396 928,396 928,396 928,396 928,396 928,396 928,396 928,396 928,396 928,396 11,140,760 Total Ventas (sin IGV)
DETERMINANDO EL PUNTO DE EQUILIBRIO
Partida Concepto Tarifa TOTAL