cap 05- anal_ merc_ electrico rev2

5

PAGE Actualizacin del Estudio Repotenciacin de la Pequea Central Hidroelctrica Hercca

Estudio de Factibilidad

5.11

5.ANALISIS DEL MERCADO ELECTRICO

5.1Area de Influencia

El rea de influencia del proyecto es el sistema interconectado nacional (SEIN) que abarca desde Tumbes hasta Tacna en la zona costera, en la sierra los departamentos de Cajamarca, Huanuco, Pasco, Junn, algunos sectores de Huancavelica, Ayacucho, Apurmac, Cusco y Puno.

5.2Caractersticas de la Demanda Elctrica

La demanda elctrica ha tenido un crecimiento sostenido a partir del ao 1993, en que precisamente tuvo el crecimiento mayor (14.5%), en promedio del perodo 1993-2004 se tiene un crecimiento promedio del 6.3%, de este perodo el ao con menor crecimiento fue el ao 1999 con 1.9%.

Adicionalmente se puede decir que la mxima demanda en el ao 2004 fue de 3143 MW con un consumo de energa de 21960 GWh que representa un factor de carga de 79.8% informacin obtenida de OSINERG-GART

5.3Estimacin de la Demanda Elctrica Nacional

Para la estimacin de la demanda elctrica nacional se ha utilizado la informacin publicada de OSINERG-GART en que el modelo empleado para efectuar el pronstico de ventas de la demanda, este modelo asume que las ventas de energa se explican por el crecimiento del producto bruto interno, la poblacin y la tarifa promedio nacional a nivel de cliente final.

La informacin de las ventas de energa para el Sistema Interconectado Nacional son la suma de las ventas del SIS y SICN desde el ao 1981 a 2004, dichos datos son recopilados de la informacin estadstica de la OSINERG-GART.

En relacin a la proyeccin del PBI utilizado para el escenario base es el siguiente: para el 2005 es 4,5%, para el 2006 y 2007 es 4,0%.

Los valores histricos de la tarifa a cliente final para el Sistema Interconectado Nacional corresponden a las publicaciones de la OSINERG-GART (Cuadro N 5.2). Para los prximos aos (2005 2007) se ha supuesto que la tarifa mantenga una estabilidad en el valor de la tarifa del ao 2004 (7.04 ctvs/kWh)

Se ha determinado que la proyeccin de las ventas en el SEIN est fundamentada por la siguiente ecuacin:

Ln Ventas del SEIN = K1 + K2 * ln (PBI del SEIN) + K3 * ln (poblacin del SEIN) + K4 * ln (Tarifa promedio del pas) + Dummy

Donde:

K1, K2, K3, K4constantes del modelo economtrico.

Ln Ventas:

Logaritmo en base e de las ventas del SEIN

Ln PBI:

Logaritmo en base e del PBI

Ln Poblacin:

Logaritmo en base e de la Poblacin

Ln Tarifa

Logaritmo en base e de la tarifa promedio del SEIN

5.4Proyeccin de la Demanda Elctrica

La demanda considerada para el SEIN se resume en el Cuadro No. 5.1. Esta demanda se encuentra en el nivel de produccin y se obtuvo del documento de OSINERG-GART.

Cuadro No. 5.1

PROYECCION DE LA DEMANDA

Perodo 2005 2007

AoMx. Demanda

MWConsumo Anual

GW/hF.C.

%Tasa de Crecimiento

PotenciaEnerga

2004314321 96079,8 %

2005322522 91581,1 % 2,6%4,3 %

2006336023 81280,9 %4,2 %3,9 %

2007360725 78781,6 %7,3 %8,3 %

5.5Evolucin de los Precios de Venta de Energa

La evolucin de los precios de venta de energa estn reflejados en la tarifa promedio cliente final en la barra de Lima en que tiene variaciones de acuerdo a la situacin poltica en el pas, en el Cuadro No. 5.2 se incluye la informacin de la tarifa promedio cliente final del perodo 1981 al 2004. Esta informacin se utiliza para la estimacin de las ventas de energa en el SEIN.

Cuadro No. 5.2

INFORMACIN TARIFA PROMEDIO CLIENTE FINAL

Perodo 1981 2004

AoTarifa Promedio Cliente Final

U.S.ctvo/kWhTasa de Crecimiento

%

19814.54

19824.938.6%

19833.91-20.7%

19844.3711.80%

19854.23-3.20%

19864.15-1.90%

19874.150.0%

19882.93-29.4%

19892.40-18.1%

19904.90104.2%

19914.71-3.9%

19926.4336.5%

19935.59-13.1%

19947.6136.2%

19958.3710.0%

19968.663.5%

19978.20-5.3%

19987.04-14.1%

19996.85-2.7%

20007.164.5%

20017.02-2.0%

20026.60-6.0%

20036.640.6%

20047.046.0%

5.6Oferta Elctrica Existente

La oferta elctrica existente esta compuesta por produccin hidroelctrica y trmica. En relacin a la primera como potencia efectiva se tiene alrededor de 2 685 MW y en trmica se tiene 1805 MW.

El Cuadro No. 5.3 presenta la informacin de las principales caractersticas de las centrales hidroelctricas que actualmente operan en el SEIN.

Cuadro No. 5.3

CENTRALES HIDROELECTRICAS EXISTENTES

CentralPropietarioPotencia Efectiva

MWEnerga Media GwhFactor de Planta MedioCaudal Turbinable

m3/sRendimiento

kWh/m3

CahuaEGECAHUA43,1303,080,3 %22,860,524

Can del PatoEGENOR263,51 598,469,2 %77,000,951

CarhuaqueroEGENOR95,0613,473,7 %23,001,147

MantaroELECTROPERU631,85 559,096,7 %100,001,842

Restitucin ELECTROPERU209,71 527,183,1 %100,000,583

CallahuancaEDEGEL75,1610,692,8 %20,501,018

HuampanEDEGEL30,2173,965,7 %18,500,453

HuincoEDEGEL247,31 057,348,8 %25,002,748

MatucanaEDEGEL128,6845,975,1 %14,802,414

MoyopampaEDEGEL64,7558,198,5 %17,501,027

YanangoEDEGEL42,6283,075,8 %20,000,592

Chimay EDEGEL150,9966,273,1 %82,000,511

MalpasoELECTROANDES48,0276,565,8 %71,000,188

OroyaELECTROANDES9,069,488,0 %5,920,423

PachachacaELECTROANDES9,352,464,0 %6,260,414

YaupiELECTROANDES104,9871,194,8 %24,761,177

Gallito CiegoEGECAHUA38,1125,237,5 %44,800,236

PariacEGECAHUA4,536,893,4 %2,200,568

HuanchorEDEGEL19,6166,096,7%10,00,544

MisapuquioEGECAHUA3,920,760,7%2,00,542

San AntonioEGECAHUA0,63,770,4%2,920,059

San IgnacioEGECAHUA0,43,1581,9%2,500,044

HuayllachoEGECAHUA0,21,159,9%0,150,370

CurumuySINERSA12,564,258,6%36,00,096

PoechosSINERSA15,482,060,8%45,00,096

Charcani IEGASA1,613,798,0 %7,600,059

Charcani IIEGASA0,65,299,7 %6,000,028

Charcani IIIEGASA3,931,291,1 %10,000,109

Charcani IVEGASA15,389,766,9 %15,000,283

Charcani VEGASA139,9575,046,9 %24,901,561

Charcani VIEGASA8,954,870,0 %15,000,166

Aricota IEGESUR22,5114,057,8 %4,601,359

Aricota IIEGESUR12,460,956,1 %4,600,749

MachupicchuEGEMSA85,8739,098,3 %30,000,794

San GabnSAN GABAN113,1783,079,0 %19,001,654

Total2 685,118 334,775,4 %

Notas:

(*) Valores de Potencia, Caudal y Rendimiento, proporcionados por el COES-SINAC

La Energa de las Centrales Hidrulicas determinadas segn el Plan Referencial y ajustados con los Datos y Resultados del Modelo PERSEO.

Fuente:OSINERG-GARTA continuacin, en el Cuadro No. 5.4 se presenta la capacidad, combustible utilizado y rendimiento de las centrales hidroelctricas existentes del SEIN.

Cuadro No. 5.4

CENTRALES TERMOELECTRICAS EXISTENTES

CentralPropietarioPotencia

Efectiva

MWCombustibleConsumo Especfico

Und./kWh

Turbo Gas Natural Malacas 1EEPSA15,0Gas Natural16,022

Turbo Gas Natural Malacas 2EEPSA15,0Gas Natural15,693

Turbo Gas Diesel Malacas 3EEPSA14,8Diesel N 20,372

Turbo Gas Natural Malacas 4EEPSA81,2

97,4Gas Natural

Gas Natural y Agua12,052

13,066

Turbo Gas de ChimboteEGENOR63,2Diesel N 20,342

Turbo Gas de TrujilloEGENOR21,3Diesel N 20,360

Turbo Gas de PiuraEGENOR19,7Diesel N 20,331

Grupos Diesel de PiuraEGENOR27,8Residual N 60,229

Grupos Diesel de ChiclayoEGENOR24,1Residual N 60,247

Grupos Diesel de SullanaEGENOR10,3Diesel N 20,248

Grupos Diesel de Paita EGENOR8,8Diesel N 20,245

Grupo Diesel Pacasmayo Sulzer 3CAHUA23,0Residual N 60,264

Grupo Diesel Pacasmayo ManCAHUA1,6Mezcla R6, D20,226

Turbo Gas Santa Rosa UTIEDEGEL105,8Diesel N 20,284

Turbo Gas Santa Rosa WTGEDEGEL121,3Diesel N 20,257

Turbo Gas Ventanilla 3ETEVENSA154,7Gas Natural9,808

Turbo Gas Ventanilla 4ETEVENSA153,7Gas Natural10,025

Turbo Vapor de TrupalTRUPAL13,9Residual N 60,455

Turbo Vapor de ShougesaSHOUGESA64,5Residual N 5000,309

G. Diesel Shougesa SHOUGESA1,2Diesel N 20,212

Turbo Gas Natural Aguayta TG-1TERMOSELVA87,0Gas Natural11,462

Turbo Gas Natural Aguayta TG-2TERMOSELVA78,1Gas Natural11,659

G Diesel Tumbes Nueva 1ELECTROPERU9,1Residual N 60,195

G Diesel Tumbes Nueva 2ELECTROPERU9,1Residual N 60,197

G Diesel PucakllpaELECTROPERU23,8Residual N 60,203

Dolorespata GD N 1 al N 7EGEMSA11,8Diesel N 20,250

Taparachi GD N 1 al N 6SAN GABAN 4,6Diesel N 20,233

Bellavista GD N 1 al N 4SAN GABAN5,7Diesel N 20,233

Chilina GD N 1 y N 2EGASA10,3Mezcla R500 D20,227

Chilina Ciclo CombinadoEGASA18,7Diesel N 20,273

Chilina TV N 2EGASA6,8Residual N 5000,415

Chilina TV N 3EGASA10,1Residual N 5000,401

Mollendo GDEGASA31,5Residual N 5000,210

Mollendo II TGEGASA71,0Diesel N 20,294

Calana GDEGESUR25,3Residual N 60,203

Ilo 1 TV N 2ENERSUR23,2Vapor 3,896

Ilo 1 TV N 3ENERSUR71,7Residual N 5000,241

Ilo 1 TV N 4ENERSUR55,3Vapor Res. N 5000,297

Ilo 1 TG N 1ENERSUR34,6Diesel N 20,282

Ilo 1 TG N 2ENERSUR34,9Diesel N 20,264

Ilo 1 GD N 1 ENERSUR3,2Diesel N 20,222

Ilo 2 TV Carbn N 1ENERSUR141,1Carbn0,333

Total1805,2

Notas:

GD:Grupo Diesel

TV:Turbina a Vapor

TG:Turbinas de Gas operando con Diesel N 2

Und.:Kg para el Diesel N 2 y el Miles pie3 o MBTU para el Gas Natural

Mezcla 1 R6, D2:Composicin de Residual N 6 (85%) y Diesel N 2 (15%)

Mezcla 2 R500, D2:Composicin de Residual N 500 (90%) y Diesel N 2 (10%)5.7Proyecciones de la Oferta Elctrica

La proyeccin de la oferta elctrica est dado por la secuencia de equipamiento de generacin y transmisin esperado para ingresar al servicio dentro del perodo de anlisis. De acuerdo a esto se ha considerado publicaciones de OSINERG-GART que seala entre otros aspectos importantes lo siguiente:

Para establecer el programa de obras se ha tenido en cuenta los proyectos factibles de entrar en operacin, considerando los que se encuentran en construccin y aquellos contempladas en el Plan Referencial de Electricidad 2004, entre otros. Se ha prestado atencin especial al mantenimiento del equilibrio entre la oferta y la demanda orientado al reconocimiento de costos de eficiencia y a la estructuracin de los mismos de manera que promuevan la eficiencia del sector.

En el programa de obras se ha analizado los proyectos factibles a entrar en operacin en el SEIN teniendo en cuenta un margen de reserva razonable entre 25% y 35% con esa finalidad se ha dado prioridad al ingreso de unidades a gas ciclo simple y ciclo combinado ubicadas al sur de Lima. Este margen de reserva significa el porcentaje en que la oferta en el SEIN debe ser mayor a la demanda.

El programa de obras de generacin en el SEIN empleado se muestra en el Cuadro No. 5.5. Como se ha sealado, la configuracin de este programa resulta de considerar el plan ms probable de entrar en servicio durante los prximos aos para el abastecimiento de la demanda de manera econmica.

Cuadro No. 5.5

PROYECCION DE GENERACION

Perodo 2005 2020

FECHA DE INGRESOPROYECTOEMPRESA RESPONSABLE

Ene. 2005Regulacin de la Laguna Rajucolta ( 10 MMC )DEI EGENOR

Jun. 2005Rehabilitacin del grupo 1 C.H. Callahuanca (2,5 MW)EDEGEL

Jul. 2005TGN Ciclo Simple 121,3 MW (Conversin Westinghouse a GN)ETEVENSA

Jul. 2005C.H. Yuncn (130 MW)EGECEN-ENERSUR

Jul. 2005C.H. Yauli y C.H. Sacsamarca (1 MW)

Set. 2005Rehabilitacin del grupo 2 C.H. Callahuanca (2,5 MW)EDEGEL

Dic. 2005Rehabilitacin del grupo 3 C.H. Callahuanca (2,5 MW)EDEGEL

Ene. 2006Presa Pillones (71 MMC)EGASA

Jun. 2006TGN Ciclo Combinado 225 MW (Reconversin Ventanilla TG4)ETEVENSA

Nov. 2006TGN Ciclo Simple 330 MW (Egechilca)EGECHILCA

Abr. 2007TGN Ciclo Combinado 520 MW (Reconversin Egechilca)EGECHILCA

May-2007C.H. Hercca (4.6 MW)EGEMSA

Ene-2008C.H. Machupicchu 2 Etapa (150 MW)EGEMSA

Ene-2010C.H. Santa Teresa (110 MW)EGEMSA

Ene-2011C.T. I 1 x TG (117MW)

Ene-2012C.T. I 2 x TG (234MW) + 1 TV (113 MW)

Ene-2013C.T. II 2 x TG (234MW)

Ene-2014C.T. II 2 x TG (234MW) + 1 TV (113 MW)

Ene-2015C.T. III 2 x TG (234MW)

Ene-2016C.T. III 2 x TG (234MW) + 1 TV (113 MW)

Ene-2016C.T. IV 1 x TG (117MW)

Ene-2017C.T. IV 2 x TG (234MW) + 1 TV (113 MW)

Ene-2018C.T. V 2 x TG (234MW)

Ene-2019C.T. V 2 x TG (234MW) + 1 TV (113 MW)

Ene-2019C.T. VI 1 x TG (117MW)

Ene-2020C.T. VI 2 x TG (234MW) + 1 TV (113 MW)

Notas:

C.H.:Central Hidroelctrica.

C.T.:Central Termoelctrica.

TGN:Turbina de Gas operando con Gas Natural

TV:Turbina a Vapor5.8Balance Oferta-Demanda

El balance oferta-demanda se muestra en el Cuadro No. 5.6 en que se observa a partir del 2008 un margen de reserva del orden de 30%.

Cuadro No. 5.6

BALANCE OFERTA-DEMANDA

Perodo 2005-2020

AoDemanda (MW)

[1]Oferta ExistenteOferta FuturaMargen de Reserva%

HidroTrmicaHidroTrmica

(MW)(MW)(MW)(MW)

2005322526331708130039%

200634562633170813040041%

200737032633170813559037%

200838472633170819959033%

200939782633170819959029%

201041142633170830959027%

201142552633170830970726%

201244002633170830993727%

2013455126331708309117128%

2014470726331708309128426%

2015486826331708309151827%

2016503526331708309174827%

2017520826331708309197827%

2018538726331708309221227%

2019557226331708309244227%

2020576426331708309267227%

Fuente: Elaboracin propia

[1] No incluye interconexin internacionalEl balance demuestra que el Sistema mantiene un importante dficit de potencia y energa hidroelctrica. Este dficit es actualmente cubierto por centrales trmicas cuyos costos de produccin son comparativamente ms altos. Con el proyecto de ampliacin, se prev que la produccin de la C.H. Hercca equivalga a una pequea porcin de la demanda cubierta por energa de origen trmico, de manera que se puede asegurar que la produccin de la central tiene un mercado asegurado.

5.9Costos Marginales

Se han obtenido los costos marginales de energa para el perodo 2005-2020. Para ello se ha utilizado el modelo Perseo al que se ha alimentado la informacin de demanda y oferta antes sealados. Los resultados de esta proyeccin se muestra en la Figura adjunta y en el Cuadro 5.7.

Cuadro No. 5.7

COSTOS MARGINALES EN COMBAPATA 138 kV

Perodo 2005 2025

MesCosto Marginal (US$/MWh)MesCosto Marginal (US$/MWh)

PuntaSemi baseBasePuntaSemi baseBase

Ene-0521.1794816.064417.62568Jul-0826.5087824.3847525.08112

Feb-0523.0646819.977936.86436Ago-0824.9278224.7760325.09427

Mar-0538.5780520.608798.14389Sep-0825.5226525.1078924.44349

Abr-0559.9783223.3412619.31589Oct-0823.7184622.6423322.96295

May-0533.4477126.4261926.29666Nov-0822.8778120.3104420.24845

Jun-0535.9040633.7340233.6899Dic-0821.1565719.1691618.9751

Jul-0532.3730831.7430731.81236Ene-0919.001217.1441415.81946

Ago-0531.3736631.8895131.66391Feb-0918.1029817.1111314.5286

Sep-0532.2402731.4213231.35967Mar-0917.6008416.8155113.86134

Oct-0531.7183330.8635230.55599Abr-0923.2647317.3001316.92567

Nov-0527.9203526.9848526.61337May-0923.1453819.5293119.01737

Dic-0526.233223.8717820.29992Jun-0928.5042327.4009427.50169

Ene-0625.6582319.8041815.25557Jul-0930.667628.2964628.17915

Feb-0622.4711619.262547.29474Ago-0927.829228.6031628.30748

Mar-0621.6902319.501118.09571Sep-0927.8552328.9090128.55088

Abr-0627.3525822.1411315.42488Oct-0929.0962727.1507727.57568

May-0626.0221524.7100124.15718Nov-0926.3699522.8014822.9171

Jun-0629.0910428.2050528.22257Dic-0925.4165520.7706620.53605

Jul-0630.4044829.6463529.19983Ene-1020.8758616.9467615.59077

Ago-0629.4929229.7110929.18924Feb-1018.9393616.9198813.95311

Sep-0627.6614629.6745529.42956Mar-1018.7816916.597813.33654

Oct-0629.8603428.6729328.56289Abr-1023.2418917.199916.69592

Nov-0624.8136222.8063521.75003May-1024.6320719.6168119.49009

Dic-0624.918720.7685118.97779Jun-1029.0017428.1091928.29306

Ene-0724.7485117.3165714.63938Jul-1031.1985528.7807628.94624

Feb-0723.6844722.612614.29503Ago-1030.1124629.4292729.43433

Mar-0723.6521322.4038416.66939Sep-1030.0908629.3291129.20086

Abr-0717.7163616.4984916.30761Oct-1030.8408928.122127.88658

May-0718.962717.8028117.6745Nov-1027.6612623.7206423.62589

Jun-0721.5023220.6957420.60392Dic-1026.3061521.1264320.75967

Jul-0724.3368522.8739821.82343Ene-1126.9264817.1822716.23893

Ago-0723.3983822.9682122.57345Feb-1122.7620517.2720216.81346

Sep-0723.7363523.2928321.97105Mar-1122.595417.1734616.48865

Oct-0721.5585921.0353820.60377Abr-1124.5488917.4001217.01062

Nov-0720.1665419.2905319.08589May-1125.4753520.9183320.48131

Dic-0719.5280518.4165818.03076Jun-1128.158628.353928.66931

Ene-0817.1246716.5785613.98402Jul-1131.0075629.2000128.75955

Feb-0816.7214316.380657.17775Ago-1130.3475329.8256628.62244

Mar-0816.9187416.6657811.54582Sep-1130.2473629.272528.83526

Abr-0818.5335417.1059816.71748Oct-1131.0130328.177729.11856

May-0819.1101818.3656918.34327Nov-1128.0898226.3042124.17312

Jun-0823.3455622.7828422.89426Dic-1126.8708222.251421.08566



Ene-1219.3707316.582616.02422Jul-1527.1523924.9528424.74247

Feb-1216.898716.392616.17003Ago-1526.4007425.4534624.66461

Mar-1218.6576216.6712116.40331Sep-1526.9357525.3884524.38256

Abr-1223.3745717.1294516.60987Oct-1526.037524.2565423.63341

May-1224.2662319.1081918.96439Nov-1525.3575121.6735420.66929

Jun-1227.1689525.8784925.97398Dic-1525.1596919.2948418.68389

Jul-1228.5812826.9925926.77276Ene-1621.3767916.7167515.94589

Ago-1228.1449527.5129827.3694Feb-1617.1918516.518116.46426

Sep-1228.2037927.3247226.52966Mar-1619.2471816.8430316.57358

Oct-1228.6457825.7403525.27664Abr-1623.9166717.2718916.93454

Nov-1226.2003621.849121.55338May-1623.9364918.1196717.89201

Dic-1224.8884418.8882519.44325Jun-1624.5597221.1698720.90147

Ene-1324.0628117.0790816.75647Jul-1626.2608522.8864722.45066

Feb-1322.7968217.1124716.82805Ago-1625.776923.4210922.40195

Mar-1322.7640316.9835716.56034Sep-1625.2741623.197721.96409

Abr-1324.2058217.3297916.61349Oct-1625.8886420.9430120.84626

May-1324.6433718.9912918.66199Nov-1625.1819219.3619819.12946

Jun-1326.627725.4589325.30446Dic-1625.1386218.4833518.04696

Jul-1327.8021825.8297225.87424Ene-1717.8759716.744116.51503

Ago-1327.4012326.3785325.94917Feb-1717.5663916.8063716.69032

Sep-1327.0745726.5044125.97572Mar-1717.5156316.8375316.53587

Oct-1327.0365925.8701425.12155Abr-1723.6207716.9333216.851

Nov-1325.1905923.1556621.87094May-1720.5621817.7386117.2663

Dic-1325.1318319.9416319.34474Jun-1723.2185519.7193920.11852

Ene-1419.5324116.5850216.33891Jul-1726.4394120.6624320.29005

Feb-1418.817716.9826916.72527Ago-1724.759221.5117120.8757

Mar-1418.7851616.7183416.50108Sep-1723.9154320.6045820.54722

Abr-1423.5569417.1077116.56807Oct-1725.3238320.4842419.87772

May-1423.9359518.4389318.2343Nov-1724.277419.1708418.77281

Jun-1424.2487122.6213322.29328Dic-1724.0327918.1816417.67952

Jul-1427.7267723.9864523.70746Ene-1824.7354616.9404216.50787

Ago-1426.9824525.0783424.08431Feb-1823.1116716.9731616.72904

Sep-1426.7196724.4726123.98025Mar-1821.7637616.9966616.69236

Oct-1426.8621222.4884922.60378Abr-1825.0566317.0818616.43322

Nov-1425.2235920.1779820.09917May-1824.2945818.0176417.47514

Dic-1424.8237718.8018218.49917Jun-1825.261120.7362520.60649

Ene-1524.3734717.052416.77284Jul-1826.9239622.1881921.24695

Feb-1522.9743517.2098316.90028Ago-1826.0097822.4141421.6761

Mar-1522.9499816.974516.65577Sep-1825.4010322.945521.44672

Abr-1524.5110617.4136116.96711Oct-1825.9954120.9208620.69336

May-1524.6393218.4993218.4051Nov-1825.6005119.2786119.05393

Jun-1525.0674924.4057623.60334Dic-1825.4403218.4276617.99602



Ene-1918.7948116.9484716.57265Jul-2225.2039318.1549517.89042

Feb-1918.0052116.8254716.60242Ago-2225.2039318.1549517.89042

Mar-1918.0335216.7587516.65568Sep-2225.2039318.1549517.89042

Abr-1924.0438717.1266316.54447Oct-2225.2039318.1549517.89042

May-1922.5015117.9765517.47407Nov-2225.2039318.1549517.89042

Jun-1924.4811419.9269919.63601Dic-2225.2039318.1549517.89042

Jul-1927.3775720.4552320.42522Ene-2325.2039318.1549517.89042

Ago-1925.5546121.0397320.32822Feb-2325.2039318.1549517.89042

Sep-1924.7968121.3482820.50775Mar-2325.2039318.1549517.89042

Oct-1926.2124420.4521320.16759Abr-2325.2039318.1549517.89042

Nov-1924.1035519.5100318.91149May-2325.2039318.1549517.89042

Dic-1924.7717918.373718.06513Jun-2325.2039318.1549517.89042

Ene-2018.0856916.9544216.80779Jul-2325.2039318.1549517.89042

Feb-2017.4566516.7830116.65165Ago-2325.2039318.1549517.89042

Mar-2017.8170317.0334216.78882Sep-2325.2039318.1549517.89042

Abr-2020.3632317.1924916.7173Oct-2325.2039318.1549517.89042

May-2019.7116317.8499317.35955Nov-2325.2039318.1549517.89042

Jun-2021.7079319.1894618.94674Dic-2325.2039318.1549517.89042

Jul-2025.3666319.7852619.65587Ene-2425.2039318.1549517.89042

Ago-2023.9365620.1047819.95284Feb-2425.2039318.1549517.89042

Sep-2022.8710120.2377519.7958Mar-2425.2039318.1549517.89042

Oct-2024.8409919.8297919.8044Abr-2425.2039318.1549517.89042

Nov-2023.5706518.881118.28916May-2425.2039318.1549517.89042

Dic-2025.2039318.1549517.89042Jun-2425.2039318.1549517.89042

Ene-2125.2039318.1549517.89042Jul-2425.2039318.1549517.89042

Feb-2125.2039318.1549517.89042Ago-2425.2039318.1549517.89042

Mar-2125.2039318.1549517.89042Sep-2425.2039318.1549517.89042

Abr-2125.2039318.1549517.89042Oct-2425.2039318.1549517.89042

May-2125.2039318.1549517.89042Nov-2425.2039318.1549517.89042

Jun-2125.2039318.1549517.89042Dic-2425.2039318.1549517.89042

Jul-2125.2039318.1549517.89042Ene-2525.2039318.1549517.89042

Ago-2125.2039318.1549517.89042Feb-2525.2039318.1549517.89042

Sep-2125.2039318.1549517.89042Mar-2525.2039318.1549517.89042

Oct-2125.2039318.1549517.89042Abr-2525.2039318.1549517.89042

Nov-2125.2039318.1549517.89042May-2525.2039318.1549517.89042

Dic-2125.2039318.1549517.89042Jun-2525.2039318.1549517.89042

Ene-2225.2039318.1549517.89042Jul-2525.2039318.1549517.89042

Feb-2225.2039318.1549517.89042Ago-2525.2039318.1549517.89042

Mar-2225.2039318.1549517.89042Sep-2525.2039318.1549517.89042

Abr-2225.2039318.1549517.89042Oct-2525.2039318.1549517.89042

May-2225.2039318.1549517.89042Nov-2525.2039318.1549517.89042

Jun-2225.2039318.1549517.89042Dic-2525.2039318.1549517.89042

LAHMEYER AGUA Y ENERGIA S.A.

COD.096-A/E

\\Servidor\C_H_Hercca\FACTIBILIDAD\CAP 05- ANAL_ MERC_ ELECTRICO Rev2.doc

cap 05- anal_ merc_ electrico rev2

Documents