proyecto Electrificacion

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PRESENTACION La Dirección General de Programación Multianual del Sector Público del Ministerio de Economía y Finanzas (MEF) tiene el agrado de presentar un grupo de casos prácticos de Proyectos de Inversión Pública (PIP) a nivel de Perfil, así como un conjunto de Perfiles Simplificados para PIP menores, a fin que sean utilizados como referencia por los Gobiernos Locales. Este conjunto de casos prácticos elaborado por la empresa consultora INVESTA PERU SAC por encargo de la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía han sido revisados técnicamente por el equipo especialista del Ministerio de Economía y Finanzas. Como parte de estos casos prácticos, este documento presenta un PERFIL DE ELECTRIFICACIÓN RURAL , el cual fue diseñado sobre la base de las normas técnicas del Sistema Nacional de Inversión Pública. Además, se adjunta una plantilla de información, que busca explicar cada punto del caso práctico desarrollado. Cabe señalar que estos casos complementan el marco conceptual que se encuentra en las Guías Metodológicas - publicadas por la Dirección General de Programación Multianual del Sector Público del Ministerio de Economía y Finanzas - que son de consulta obligatoria (ver cuadro en la siguiente página). Este esfuerzo conjunto entre el sector público, Ministerio de Economía y Finanzas, y el sector privado, Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía, esperamos se convierta en una herramienta útil y dinámica de apoyo a la gestión de los Gobiernos Locales y contribuya así al desarrollo sostenido de las comunidades del Perú. 0

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PRESENTACION

La Dirección General de Programación Multianual del Sector Público del Ministerio de Economía y Finanzas (MEF) tiene el agrado de presentar un grupo de casos prácticos de Proyectos de Inversión Pública (PIP) a nivel de Perfil, así como un conjunto de Perfiles Simplificados para PIP menores, a fin que sean utilizados como referencia por los Gobiernos Locales.

Este conjunto de casos prácticos elaborado por la empresa consultora INVESTA PERU SAC por encargo de la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía han sido revisados técnicamente por el equipo especialista del Ministerio de Economía y Finanzas.

Como parte de estos casos prácticos, este documento presenta un PERFIL DE ELECTRIFICACIÓN RURAL, el cual fue diseñado sobre la base de las normas técnicas del Sistema Nacional de Inversión Pública. Además, se adjunta una plantilla de información, que busca explicar cada punto del caso práctico desarrollado.

Cabe señalar que estos casos complementan el marco conceptual que se encuentra en las Guías Metodológicas - publicadas por la Dirección General de Programación Multianual del Sector Público del Ministerio de Economía y Finanzas - que son de consulta obligatoria (ver cuadro en la siguiente página).

Este esfuerzo conjunto entre el sector público, Ministerio de Economía y Finanzas, y el sector privado, Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía, esperamos se convierta en una herramienta útil y dinámica de apoyo a la gestión de los Gobiernos Locales y contribuya así al desarrollo sostenido de las comunidades del Perú.

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Material para la Capacitación a Gobiernos Locales: Guías y Casos Prácticos

Guía Metodológica para la Identificación, Formulación y Evaluación de Proyectos de Asistencia Técnica Agraria

Guía Metodológica para la Identificación, Formulación y Evaluación de Proyectos de Infraestructura de Riego Menor

Guía de Identificación, Formulación y Evaluación Social de Proyectos de Inversión Pública del Sector Educación a nivel de PERFIL

Guía de Salud(Versión Preliminar)

CASO PRÁCTICOASISTENCIA

TÉCNICA AGRO

CASO PRÁCTICOINFRAESTRUCTURA

DE RIEGO

CASO PRÁCTICOELECTRIFICACIÓN

RURAL

CASO PRÁCTICOPISTAS Y VEREDAS

CASO PRÁCTICOAGUA Y

SANEAMIENTO

CASO PRÁCTICOCAMINOS

VECINALES

NORMATIVIDAD

NORMATIVIDAD DEL SISTEMA NACIONAL DE INVERSIÓN PÚBLICAGUÍA DE ORIENTACIÓN Nº I: Normas del Sistema Nacional de Inversión Pública

GUÍAS METODOLÓGICAS

GUÍA GENERAL GUÍA DE ORIENTACIÓN Nº II: Identificación, Formulación y Evaluación Social

de Proyectos de Inversión Pública a nivel de Perfil

GUÍAS SECTORIALES

CASOS PRÁCTICOS

Perfil simplificado EducaciónPerfil simplificado Educación

Perfil simplificado SaludPerfil simplificado Salud

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INDICE

CASO PRACTICO

I. ASPECTOS GENERALES......................................................................5

1.1 Nombre del Proyecto..................................................................................61.2 Unidad Formuladora y Ejecutora.................................................................61.3 Participación de Beneficiarios y de las entidades involucradas...................61.4 Marco de Referencia...................................................................................7

II. IDENTIFICACIÓN...............................................................................9

2.1 Diagnóstico de la Situación Actual............................................................102.2 Definición del Problema y sus causas........................................................142.3 Objetivo del Proyecto................................................................................172.4 Análisis de Medios Fundamentales............................................................192.5 Alternativas de Solución............................................................................20

III. FORMULACIÓN Y EVALUACIÓN........................................................24

3.1 Análisis de la Demanda.............................................................................253.2 Análisis de la Oferta..................................................................................283.3 Balance Oferta-Demanda..........................................................................283.4 Secuencia de Etapas y actividades de Alternativas...................................303.5 Costos estimados a precios de mercado...................................................313.6 Evaluación económica a Precios de Mercado............................................363.7 Evaluación Social ......................................................................................393.8 Análisis de Sensibilidad..............................................................................473.9 Análisis de Sostenibilidad...........................................................................49

3. 10 Análisis de Impacto Ambiental...................................................................503. 11 Matriz de Marco Lógico de la Alternativa Seleccionada..............................52

IV. CONCLUSIONES..............................................................................54

4.1 Conclusiones y Recomendaciones............................................................554.2 Anexos……………………………………………………………………………………………

.............................................................................................................55

PLANTILLA PARA EL CASO PRACTICO

I. INTRODUCCION.................................................................................67

I. ASPECTOS GENERALES......................................................................69

II. IDENTIFICACIÓN..............................................................................71

III. FORMULACIÓN Y EVALUACIÓN.........................................................77

IV. CONCLUSIONES..............................................................................85

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MODULO 1

ASPECTOS GENERALES

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1.1 NOMBRE DEL PROYECTO

“ELECTRIFICACIÓN RURAL DE LA CUENCA DEL RIO LURIN: ANTIOQUÍA – SANTA ROSA DE CHONTAY”

1.2 UNIDAD FORMULADORA Y EJECUTORA

Unidad Formuladora: Dirección Ejecutiva de Proyectos-DEPSector Energía y MinasPliego Ministerio de Energía y MinasTeléfono 4750056 Anexo 324Dirección Av. Las Artes Nº 260 San BorjaPersona Responsable José Eslava ArnaoCargo Director Ejecutivo de proyectosCorreo electrónico: [email protected]   Unidad Ejecutora: Dirección Ejecutiva de Proyectos-DEPSector Energía y MinasPliego Ministerio de Energía y MinasTeléfono 4750056 Anexo 324Dirección Av. Las Artes Nº 260 San Borja

1.3 PARTICIPACIÓN DE LAS ENTIDADES INVOLUCRADAS Y DE LOS BENEFICIARIOS

Para el desarrollo del proyecto es necesaria la participación activa y decidida de las autoridades locales, regionales y de la población (beneficiarios) para garantizar la buena ejecución del mismo.

Del análisis de involucrados obtenemos el siguiente esquema institucional:

Gobierno Local (Antioquia)

Gobierno Central

Unidad Ejecutora Del

Proyecto

Población

Constructora

Organismo Financiero

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La participación de LA POBLACIÓN, como principales beneficiarios, consistirá en brindar la información necesaria para los diferentes estudios en la etapa de elaboración del proyecto, apoyo como mano de obra local en la etapa de ejecución del proyecto, y el pago de las tarifas por el consumo de energía eléctrica en la etapa de operación y mantenimiento. Cabe resaltar que la población ha firmado una carta de compromiso con la Unidad Ejecutora (Dirección Ejecutiva de Proyectos-DEP) durante la realización de una serie de talleres organizados con la finalidad de que los beneficiarios tomen conocimiento y adquieran conciencia de los problemas actuales y de las alternativas de solución existentes relacionadas el servicio de energía eléctrica, haciéndose énfasis que este tipo de proyectos requieren de un costo por consumo que debe ser asumido por ellos.

DIRECCION EJECUTIVA DE PROYECTOS-DEP, será la encargada de elaborar el proyecto en su nivel perfil para lo cual deberá coordinar constantemente con el Gobierno Local (Municipalidad de Antioquía), y con los pobladores, para poder obtener la información necesaria para la adecuada elaboración del proyecto.

DIRECCION EJECUTIVA DE PROYECTOS-DEP y la MUNICIPALIDAD DE ANTIOQUIA-GOBIERNO LOCAL (Unidad Ejecutora), serán las instituciones que se encargarán de la ejecución de las obras de dicho proyecto, para lo cual se firmará un convenio interinstitucional que establezca las condiciones de la ejecución de las obras en el cual la municipalidad distrital de Antioquia tendrá un papel importante, pues deberá coordinar con las diferentes instituciones públicas y privadas, para la adecuada ejecución del proyecto y para la apropiada operación y mantenimiento de las obras, que una vez concluidas estarán a cargo de ADINELSA.

El GOBIERNO CENTRAL, coordinará con el Ministerio de Energía y Minas, sobre la adecuada ejecución del proyecto, y sobre el cumplimiento de las metas previstas en los programas y planes nacionales a los cuales pertenece el presente proyecto.

ADINELSA, es la empresa estatal de derecho privado que tiene por finalidad administrar la infraestructura eléctrica rural ejecutada por el Estado, en zonas fuera del área de concesión de las empresas distribuidoras, a través de contratos de administración y/o convenios con empresas eléctricas concesionarias, municipalidades y comunidades campesinas. En este proyecto se hará cargo de la obra una vez finalizada la etapa de ejecución.

1.4 MARCO DE REFERENCIA

1.4.1 Antecedentes del Proyecto

La Dirección Ejecutiva de Proyectos del Ministerio de Energía y Minas (DEP/MEM) y la Municipalidad de Antioquia, ha previsto la ejecución del proyecto ELECTRIFICACIÓN RURAL DE LA CUENCA DEL RIO LURIN: ANTIOQUÍA – SATA ROSA DE CHONTAY, a fin de atender a las localidades consideradas en el estudio y que aún no cuentan con servicio eléctrico. Con lo cual se beneficiará a un total de 866 habitantes.

Ya en el Año 2000, como parte del Plan de Electrificación Rural, se ejecutó el proyecto Pequeño Sistema Eléctrico Huarochirí I Etapa.

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El presente proyecto es ramal que representaría una ampliación de la primera etapa del PSE Huarochiri I Etapa, dicho ramal incluye a todas las localidades por ser electrificadas y que forman parte del presente proyecto.

1.4.2 Lineamientos de Política relacionados con el Proyecto

Entre los lineamientos de política del sector energía1 relacionados con el presente proyecto se encuentran:

Promover el desarrollo de infraestructura energética en los lugares aislados y lejanos del país como medio que permite un crecimiento homogéneo de la economía, de equidad social y generadora de empleo.

Ampliar la frontera eléctrica a nivel nacional con calidad, seguridad y optimizando los costos de inversión con el fin de brindar la posibilidad de acceder al uso de la energía eléctrica.

El presente proyecto se fundamenta en la Ley N° 27293 del 27 de Junio del 2000, Ley del Sistema Nacional de Inversión Pública.

1 ANEXO SNIP-11 Lineamientos de Política Sectoriales: Planes Estratégicos Sectoriales Multianuales 2004-2006

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MODULO 2

IDENTIFICACIÓN

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2.1 DIAGNÓSTICO DE LA SITUACIÓN ACTUAL

2.1.1 AntecedentesEn las comunidades rurales localizadas en la cuenca del río Lurín, la escasez de energía es un obstáculo importante para su desarrollo socioeconómico. La energía eléctrica resulta fundamental para proporcionar muchos servicios esenciales que mejoran la condición humana: refrigeración para los alimentos, luz para leer, electricidad para el acceso a los modernos medios de comunicación, etc.

Dichas comunidades al no contar con energía eléctrica, tienen poco desarrollo comercial y turístico, y carecen de industrias. Los servicios públicos (escuelas, puestos de salud, comedores comunales, etc.) disponibles se encuentran limitados de manera considerable; la calidad en la prestación de estos servicios a la comunidad también representa un grave problema. En consecuencia, los pobladores viven en la pobreza con acceso a servicios básicos de poca calidad.

La pobreza en que viven dichas comunidades, el poco nivel cultural de los pobladores y el limitado acceso a la información hacen necesaria la ejecución del proyecto de electrificación de la zona, para así fomentar el desarrollo turístico, comercial e industrial de estas comunidades.

La lejanía, el aislamiento y la poca accesibilidad, son las principales características de estas comunidades. Además, este mercado objetivo es de bajo poder adquisitivo, con una demanda eléctrica reducida y con cargas dispersas que impiden las economías de escala.

Estas características determinan una baja rentabilidad privada para el proyecto de electrificación de la zona, lo cual motiva que no sean atractivos a la inversión privada y requieran de la participación activa del Estado.

2.1.2 Características de la zona y población afectadaToda la zona del proyecto se encuentra ubicada en el Distrito de Antioquía, Provincia de Huarochirí, Departamento de Lima, en las márgenes del río Lurín; el acceso es por la carretera afirmada que se encuentra en las afueras del Distrito de Cieneguilla. Todas las localidades se encuentran al pie de la carretera.

Se adjunta como anexo el mapa de la zona de influencia del proyecto.

En esta zona se desarrolla la agricultura (el cultivo de la manzana, en mayor escala), la ganadería y la artesanía (en menor escala).

Las principales comunidades que alcanza el proyecto, son: Palma, Chíllaco, Antapucro, Sisicaya, Pampa Sisicaya, Nieve Nieve y Santa Rosa de Chontay.

La población beneficiaria alcanza un total de 866 pobladores con un total de 239 viviendas domésticas por ser electrificadas. Se estima que la población para el año 2025 será de 1 562. El detalle se muestra a continuación:

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Cuadro 1Localidades Beneficiarias - Distrito de Antioquía

Fuente: Registros de Alcaldía e inspecciones de campo.

La población se caracteriza por su bajo nivel socio-económico, aproximadamente el 20% de la población está en edad escolar, mientras que un 60% desarrolla su economía en base a actividades de carácter agropecuario, comercial y artesanal. Los pobladores son carentes de tecnología, sin posibilidad de transformación de sus productos, sus ingresos económicos basados en la agricultura son, en promedio de 15 soles diarios. Una parte de la población tiene sus empleos en la ciudad capital.

2.1.3 EducaciónEn cuanto al nivel educativo, se puede mencionar que en la gran mayoría de localidades, dentro del área de influencia del proyecto, se cuenta con centros educativos de nivel primario. Según el censo de población del año 1993, la población analfabeta es de aproximadamente 10%.

Nº LocalidadPoblación

TotalViviendas Totales

Población a ser

Electrificada

Viviendas Electrificad

asCategoría

1 Palma 144 48 66 22 Caserío

2 Chillaco 144 36 92 23 Caserío

3 Antapucro 124 31 112 28 Caserío

4 Sisicaya 135 45 96 32 Caserío

5 Nieve-Nieve 224 56 116 29 Caserío

6Santa Rosa de Chontay

400 100 276 69 Caserío

7 Pampa Sisicaya 153 51 108 36 Caserío

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2.1.4 SaludTeniendo en cuenta que los bajos niveles de ingreso de la población se reflejan a través de la baja dieta alimenticia y de sus niveles de nutrición, las enfermedades que se presentan en la zona de influencia del proyecto son de carácter endémico, de transmisión o de la piel. Las principales enfermedades que se presentan son la malaria, parasitosis, enfermedades dermatológicas, tuberculosis, fiebre amarilla, infecciones respiratorias.

2.1.5 Servicios BásicosLa mayoría de localidades no cuenta con servicios de agua y desagüe, los pobladores aprovechan el agua subterránea mediante la extracción a través de pozos y/o aguas superficiales de ríos o quebradas.

Referente al servicio de energía eléctrica, las localidades no cuentan con servicio eléctrico.

Referente a los servicios de comunicaciones, algunas localidades cuentan con teléfonos públicos satelitales que trabajan con pequeños paneles solares.

En el cuadro 2 se muestra un resumen de los indicadores característicos de la zona del proyecto, donde se observa que el 10 % de la población es analfabeta, el 20% se encuentra en edad escolar, el 60% se dedica a las actividades agropecuarias y de comercio, y el 61% carece de saneamiento.

Cuadro 2Indicadores de la Zona del Proyecto

Analfabetismo

PoblaciónEn Edad Escolar

Actividad Económica:Agropecuario,

Comercio

No Servicios

Higiénicos

10% 20% 60% 61%

2.1.6 Gravedad de la situaciónPor la falta de energía eléctrica en la zona de influencia, las autoridades se ven forzadas a alquilar pequeños generadores de combustible, que por el alto costo de operación, su uso es limitado a eventos especiales, por lo general, una vez al año. Es importante señalar que estos generadores también son agentes contaminantes del medio ambiente y por tanto ponen en riesgo la salud de la población. Dicha carencia de suministro eléctrico, no ha permitido el desarrollo turístico, comercial e industrial de la zona que en cambio si han experimentado otras zonas cercanas como por ejemplo Cieneguilla y Pachacamac. Este hecho ha empeorado la situación de pobreza de los pobladores, al tener que competir con otras zonas agrícolas más desarrolladas.

Esta situación ha traído también, como consecuencia que las comunidades tengan limitado su acceso a servicios públicos, sobre todo de salud y educación. La falta de atención ha generado un alto índice de desnutrición infantil, y ha elevado el ausentismo a la educación en la zona.

2.1.7 Intentos anteriores de SoluciónEn el año 2000 se realizó un estudio definitivo para la electrificación de todas las localidades de la cuenca del Río Lurín, dividiéndose su ejecución en 2 etapas:

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Huarochiri I y Huarochiri II, sin embargo a la fecha sólo se encuentra ejecutada la primera etapa.

Debido a la falta de presupuesto para la ejecución total de la segunda etapa se ha previsto realizarla gradualmente y empezar su ejecución con las localidades Santa Rosa de Chontay, Nieve Nieve, Sisicaya, Pampa Sisicaya, Antapucro, Chíllaco y Palma.

Asimismo, dadas las nuevas normativas del SNIP referentes al ciclo de proyectos de inversión pública y la necesidad de actualizar la demanda, así como las alternativas de solución, se hace necesaria la actualización del proyecto elaborado en el año 2000, en su forma y contenido.

2.1.8 Intereses de los grupos involucrados

En el cuadro 3 se muestra la matriz de involucrados:Cuadro 3

Matriz de Involucrados

GRUPOS PROBLEMAS PERCIBIDOS INTERÉS

Población o Beneficiarios

Escaso desarrollo de las actividades productivas.

Mejorar la productividad en las actividades que se llevan a cabo actualmente y desarrollar otras nuevas, relacionadas a la utilización de la energía eléctrica.

Baja calidad de vida en las comunidades ubicadas en el valle del río Lurín.

Incrementar la calidad de vida de los pobladores, en especial porque podrán hacer uso de medios de comunicación como radio y televisión, así como de otros artefactos eléctricos que les proporcionen mayores comodidades.

Gobierno Central

Poco apoyo a las comunidades ubicadas en el valle del río Lurín.

Liderar las acciones para el cumplimiento de las metas previstas en los programas de desarrollo de electrificación rural de las regiones.

Gobierno Local

(Municipio de Antioquia)

Presupuesto y recaudación municipal escasa, para ejecutar proyectos de infraestructura pública con recursos propios.

Desarrollar y ejecutar proyectos de infraestructura pública en el sector eléctrico para el desarrollo agroindustrial, comercial y turístico de la región.

Ministerio de Energía y

Minas

Limitado acceso de la población al servicio de electricidad, por el escaso apoyo del gobierno central, desaprovechamiento de los sistemas eléctricos a la zona.

Cumplir con el Plan de Electrificación Rural (PER). Planificar y ejecutar proyectos de electrificación en zonas rurales, aisladas o de frontera para beneficio de su población, orientados a mejorar su calidad de vida y el uso productivo de la energía eléctrica en el marco del desarrollo rural integral que los haga sostenibles, cautelando el medio ambiente.

Unidad Ejecutora

No se tiene el financiamiento para la ejecución del proyecto.

Mantener una estrecha coordinación con los involucrados en el proyecto para que se concrete el estudio y la ejecución del mismo dentro de los plazos establecidos.

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Entidades Financieras

Financiamiento limitado y con restricciones.

Apoyo a zonas de extrema pobreza a fin de desarrollar actividades productivas que les generen mayores ingresos.

Constructora

Difícil acceso a la zona del proyecto.

Cumplir con la ejecución del proyecto en los plazos establecidos.

Entidades Privadas en la

actividad turística

Escasez de los servicios básicos, como son: agua, desagüe, energía eléctrica, telecomunicaciones.

Aumento del servicio básico de electricidad que ayude al fomento turístico en la zona.

2.2 DEFINICIÓN DEL PROBLEMA Y SUS CAUSAS

A. PROBLEMA CENTRAL

El problema central se define como:

“ESCASO ACCESO DE LA POBLACIÓN AL SERVICIO DE ELECTRICIDAD”

Las localidades consideradas en el presente proyecto, nunca han contado con suministro de energía eléctrica, ésta siempre ha sido obtenida mediante el alquiler de pequeños generadores a combustible, que por el alto costo de operación, siempre se ha limitado a eventos especiales.

B. ANÁLISIS DE LAS CAUSAS DEL PROBLEMA

Desaprovechamiento de los sistemas eléctricos cercanos a la zona:En el año 2000 se ejecutó el proyecto PSE Huarochirí I Etapa, en el cual se otorgó suministro eléctrico a la ciudad de Antioquía, y las localidades localizadas aguas arriba del río Lurín. La cercanía de estas redes eléctricas, las hace ideales para poder electrificar las localidades consideradas en el presente proyecto, pero la falta de la infraestructura eléctrica no lo hace posible.

Uso generalizado de fuentes de energía ineficientes (velas, kerosene, leña, etc.):Como se mencionó anteriormente, en la zona del proyecto no se genera energía eléctrica, solo en eventos especiales (por lo general una vez al año), se recurren al alquiler de pequeños generadores, el resto del año, estos pobladores usan otras fuentes de energía y luz, como son: velas y kerosene para iluminación, kerosene para refrigeración, leña para combustible en la cocina, etc. que por sus elevados costos y/o bajo rendimiento las hace muy ineficientes. Esta situación se debe principalmente a tres causas:

a.- Escasa inversión en infraestructura para generar energía eléctrica de manera convencional:La manera convencional de generar energía eléctrica es a través de un generador de combustible. Ninguna de las localidades que comprende el proyecto cuenta con recursos suficientes para generar energía eléctrica de ésta

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manera, debido principalmente al alto costo del combustible que no puede ser cubierto por la baja demanda local y los bajos ingresos de la población.

b.- Poco conocimiento de los sistemas no convencionales de generación de energía eléctrica, y

c.- Escasa inversión en infraestructura para generar energía eléctrica de manera no convencional:

Se puede generar energía eléctrica de manera no convencional, a partir de la energía solar (paneles solares), biomasa, energía eólica (molinos de viento), etc. Pero el poco conocimiento de estos sistemas, además de la elevada inversión inicial, ha conllevado a que no se cuente con este tipo de infraestructura para generar energía. Si bien se usan de paneles solares, estos alimentan a los pequeños teléfonos rurales, que en promedio son uno por localidad.

C. ANÁLISIS DE EFECTOS

Escasa actividad productiva, comercial y turística:La falta de energía eléctrica ha llevado a que estas comunidades solo se dediquen a actividades tradicionales, esto es: a la agricultura y la artesanía. Los pobladores no tienen posibilidad de dedicarse a nuevas actividades productivas (por ejemplo: crianza de aves) o comerciales (por ejemplo: restaurantes campestres), que les ayuden a incrementar sus ingresos económicos. Esto a su vez, hace que la zona no sea atractiva a los potenciales visitantes quienes serían una importante fuente de ingresos por turismo. Baja productividad en actividades productivas:

La actividad productiva de la zona se ve limitada a que la jornada laboral sea solo durante el día y no por la tarde o noche, afectando de esta manera su productividad.

Incremento de costos de actividades comerciales:La escasa actividad comercial en la zona, se ve afectada por el elevado costo del combustible que se necesita para los artefactos de refrigeración (refrigeradoras a kerosene) y para el alumbrado (petromax).

Restricciones en la disponibilidad de telecomunicaciones:La falta de energía eléctrica, ha limitado de manera considerable las telecomunicaciones, esto es el acceso a la información (radio, televisión, Internet), a la telefonía, etc., impidiendo su inserción en un mundo cada vez más interconectado.

Restricciones en la calidad de los servicios de salud y educación:La falta de energía eléctrica, ha limitado de manera considerable los servicios de salud, orientándose solo a las necesidades básicas de salud, en las que no se requiere energía eléctrica y que pueden ser atendidas durante las horas de luz solar. Por el mismo motivo, los servicios de educación se encuentran restringidos a las personas adultas que por lo general tienen que trabajar durante el día y solamente pueden estudiar durante las noches; además, los alumnos actualmente no pueden acceder a cursos de computación y/o tener acceso a Internet. Almacenamiento inadecuado de alimentos:

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La falta de energía eléctrica, no permite tener un sistema de refrigeración económico, pues los que existen trabajan a kerosén, siendo éste de alto costo. Las carnes tienen que ser saladas y los demás alimentos tienen que ser almacenados, por lo general, de manera inadecuada. Este manejo inadecuado de alimentos, por consiguiente, resulta en una alta incidencia en enfermedades estomacales.

Por un lado, estos efectos llevan a un bajo desarrollo productivo de las localidades afectadas, y por otro lado, a una baja calidad de vida de los pobladores, que ven afectados muchos de los servicios básicos para su desarrollo y progreso.

EFECTO FINAL

RETRASO SOCIOECONÓMICO Y PRODUCTIVO DE LAS LOCALIDADES:El efecto final es el retraso en el desarrollo integral de dichas comunidades: sus actividades productivas, comerciales y turísticas, no serán las suficientes como para superar su estado de pobreza.

En el gráfico 1 se muestra el árbol de problemas del proyecto:

GRAFICO Nº 1

ARBOL DE CAUSAS Y EFECTOS

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Problema Central: Escaso Acceso de la Población al

Servicio de Electricidad

Causa Directa : Uso generalizado de fuentes de energía ineficientes (Velas, kerosene, leña, etc.).

Causa Indirecta : Ausencia de

infraestructura para conectarse al sistema

eléctrico más cercano.

Causa Indirecta : Escasa inversión en infraestructura para

generar energía eléctrica de manera

convencional.

Causa Indirecta : Escasa inversión en infraestructura para

generar energía eléctrica de manera

no convencional.

Causa Indirecta : Poco conocimiento de

los sistemas no convencionales de

generación de energía eléctrica.

Efecto Directo : Escasa actividad

productiva, comercial y turística.

Efecto Directo : Baja productividad en

actividades productivas.

Efecto Directo : Restricciones en la disponibilidad de

telecomunicaciones.

Efecto Directo : Incremento de costos

de actividades comerciales.

Efecto Directo : Almacenamiento inadecuado de

alimentos.

Efecto Directo : Restricciones en la calidad de servicios

de salud y educación.

Efecto Indirecto : Bajo desarrollo productivo de las

localidades.

Efecto Indirecto : Baja calidad de vida.

Efecto Final: Retraso socioeconómico y productivo

de las localidades.

Cuada Directa : Desaprovechamiento de los sistemas

eléctricos cercanos a la zona.

2.3 OBJETIVO DEL PROYECTO

PROBLEMA CENTRAL OBJETIVO CENTRAL

A. OBJETIVO GENERAL

ACCESO DE LA POBLACIÓN AL SERVICIO DE ELECTRICIDAD:El servicio de electricidad es un servicio básico, que ofrecerá nuevas oportunidades de desarrollo a la zona. Este objetivo se puede alcanzar mediante los medios de primer nivel.

B. ANALISIS DE MEDIOS

Aprovechamiento de los sistemas eléctricos cercanos a la zona:A la capital de distrito Antioquía llega una línea aérea en Media Tensión trifásica la cual se conecta al sistema interconectado a través de la SET Surco perteneciente a Luz del Sur S.A.A. La ampliación de estas redes eléctricas, a través de una línea primaria y redes primarias y secundarias, permitiría llevar la energía eléctrica a los centros poblados considerados en el proyecto.

Uso de fuentes de energía eficientes (energía termoeléctrica, energía solar):Se puede generar energía eléctrica para los seis pueblos, de tal manera que cuenten con electricidad durante todo el año. Este resultado se puede conseguir a través de:

a.- Mayor inversión en infraestructura para generar energía eléctrica de manera convencional:Con la disponibilidad de una infraestructura adecuada para generar energía eléctrica con combustibles más eficientes y de bajo costo, como por ejemplo el gas, de tal manera que sea posible con costos de operación y mantenimiento que cubiertos por la tarifa.

b.- Mayor conocimiento de los sistemas no convencionales de generación de energía eléctrica, yc.- Mayor inversión en infraestructura para generar energía eléctrica de manera no convencional:Con la disponibilidad de una infraestructura adecuada para generar energía eléctrica de manera no convencional y con el apoyo de profesionales con conocimiento en generación de energía solar, eólica o biomasa. Si bien la inversión inicial es elevada, los gastos de operación y mantenimiento resultan muy bajos.

C. ANALISIS DE FINES

Aumento de la actividad productiva, comercial y turística:

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“ESCASO ACCESO DE LA POBLACIÓN AL SERVICIO

DE ELECTRICIDAD:””

“ACCESO DE LA POBLACIÓN AL SERVICIO

DE ELECTRICIDAD”

Con la energía eléctrica las comunidades tendrán la posibilidad de dedicarse a otras actividades productivas, a parte de la agricultura y la artesanía, de tal manera que se incrementen los ingresos económicos, y se genere desarrollo en la actividad turística en la zona.

Aumento de la productividad en actividades productivas:Aumentará la actividad productiva, ya que, con la energía eléctrica, la jornada laboral se incrementará al poder laborar en horas nocturnas.

Disminución de los costos de actividades comerciales:El aumento de la actividad comercial en la zona, debido a la disminución de costos para alumbrado y refrigeración (refrigeradoras actualmente son a kerosene y a gas).

Disminución de las Restricciones de la Disponibilidad de telecomunicaciones:Con la energía eléctrica no habrá restricciones en los servicios de telecomunicaciones, esto es, el acceso a la información (radio, televisión, Internet) y a la telefonía.

Incremento de la calidad de los servicios de salud y educación:Se conseguirá una mayor cobertura en los servicios de salud así como una ampliación en los horarios de atención de los centros de salud. También las personas que laboran durante el día podrán tener la posibilidad de estudiar por las noches, asimismo los pobladores podrán acceder al uso de la computadora y al Internet. Mejora de los Métodos de almacenamiento de alimentos:Los pobladores podrán contar con sistemas de refrigeración que funcionen con energía eléctrica para la conservación adecuada de sus alimentos, sustituyendo el uso del kerosén y el gas que resulta muy costoso.

Estos fines nos llevan a un incremento del desarrollo productivo de las localidades y un aumento en la calidad de vida de los pobladores, encaminándolos hacia su desarrollo y progreso.

FIN ÚLTIMO

DESARROLLO SOCIOECONÓMICO Y PRODUCTIVO DE LAS LOCALIDADES:El fin último es que dichas comunidades, a través del desarrollo de sus actividades productivas, comerciales y turísticas, podrán superar su condición de pobreza.

En el gráfico 2, se muestra el árbol de objetivos del proyecto:

17

GRAFICO Nº 2

ÁRBOL DE OBJETIVOS

2.4 ANÁLISIS DE MEDIOS FUNDAMENTALES

CLASIFICACIÓN DE LOS MEDIOS FUNDAMENTALES.

18

Objetivo Central: Acceso de la Población al Servicio de

Electricidad

Medio de primer nivel : Aprovechamiento de los sistemas

eléctricos cercanos a la zona.

Medio de primer nivel : Uso de fuentes de energía eficientes

(energía termoeléctrica, energía solar)

Medio Fundamental: Infraestructura eléctrica: Líneas Primarias, Redes Primarias y secundarias, sistemas de medición.

Medio Fundamental: Mayor inversión en infraestructura para

generar energía eléctrica de manera

convencional.

Medio Fundamental: Mayor inversión en infraestructura para

generar energía eléctrica de manera

no convencional.

Medio Fundamental: Mayor conocimiento de los sistemas no convencionales de

generación de energía eléctrica.

Fin Directo : Aumento de la

actividad productiva, comercial y turística.

Fin Directo : Aumento de la

productividad en actividades productivas.

Fin Directo : Disminución de las restricciones en la disponibilidad de

telecomunicaciones.

Fin Directo : Disminución de

costos de actividades comerciales.

Fin Directo : Mejora de los métodos de

almacenamiento de alimentos.

Fin Directo : Incremento en la

calidad de servicios de salud y educación.

Fin Indirecto : Incremento del desarrollo

productivo de las localidades.

Fin Indirecto : Aumento de la calidad de vida.

Fin Último: Desarrollo socioeconómico y productivo de las localidades.

Imprescindible Imprescindible Imprescindible

Infraestructura eléctrica: Líneas Primarias, Redes

Primarias y Secundarias, Sistemas

de Medición.

Mayor inversión en Infraestructura para generar energía eléctrica de manera no convencional

Mayor conocimiento de los sistemas no convencionales de

generación de energía eléctrica

RELACION DE MEDIOS FUNDAMENTALES.

PLANTEAMIENTO DE ACCIONES.

2.5 ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN

Proyecto Alternativo 1

Construcción de la interconexión al sistema eléctrico existente: Línea Primaria y Redes Primarias y Secundarias.- Consistente en la extensión de la línea primaria desde la localidad de Antioquía hasta la localidad de Santa Rosa de Chontay. La ejecución de redes primarias (derivaciones y transformadores) y redes secundarias.

Configuración del pequeño sistema eléctrico:

• Punto de alimentación: Subestación Surco 10/22,9 kV- 2,6 MVA.-Las nuevas líneas primarias se alimentarán de la subestación Surco 10/22,9 kV - 2,6 MVA, perteneciente a Luz del Sur, a través de una derivación 1Ø MRT, del circuito troncal 3Ø de 35 mm2 aluminio aéreo, en 22,9/13,2 kV, que llega a Antioquia. • Ruta de Líneas en 22,9/13,2 kV.-Los trazos de ruta de línea (Trazos de Ruta de Líneas Primarias 13,2 kV-MRT), las mismas que tienen las siguientes características:- Tramo 1Φ -13,2 kV-MRT– 26,43 km, 1x25 mm2-AAAC.

19

Infraestructura eléctrica: Líneas Primarias, Redes

Primarias y Secundarias, Sistemas

de Medición.

Mayor inversión en Infraestructura para

generar energía eléctrica de manera

no convencional

Mayor conocimiento de los sistemas no convencionales de

generación de energía eléctrica

ComplementarioMutuamente Excluyentes

ComplementarioMutuamente Excluyentes

Construcción de la interconexión al sistema eléctrico existente: Línea primaria y red

primaria y secundaria.

Instalación de paneles fotovoltaicos

Capacitación y Promoción a

profesionales del sector energía, sobre fuentes de energía eléctrica no

convencional

Acción 1

Acción 2

Acción 2 Acción 3

Infraestructura eléctrica: Líneas Primarias, Redes

Primarias y Secundarias, Sistemas

de Medición.

Mayor inversión en Infraestructura para generar energía eléctrica de manera convencional

Mayor inversión en Infraestructura para

generar energía eléctrica de manera

no convencional

Mayor conocimiento de los sistemas no convencionales de

generación de energía eléctrica

Descripción Del Proyecto:

Líneas y Redes de PrimariasLas principales características de las líneas primarias en 13,2 kV-MRT 1Φ son:

Tensión nominal : 13,2 kV-MRT Número de ternas : uno Kilómetros de Líneas : 27,4 aprox.Postes : 10 y 11 m, madera tratada clase 6.N° Postes de Líneas : 128 aprox.Vano básico : 233 m, Redes primarias: 65 m Conductores : Aleación de aluminio de 25 mm2 Aislador Pin : Porcelana 56-2 Aislador Campana : Porcelana 52-3Crucetas : Madera tornillo Línea: 115 mm x 90 mm x 1,2 m. Seccionador fusible : Tipo cut-out 15 kV, 150 kV-BIL, 100 A.Fusibles : Tipo K, de 5 APararrayos : 15 kV, 10 kA, óxido metálico. Retenidas : Cable de acero SM de 9,53 mm, varilla de

anclaje de 2,4 m x 16 mm2, bloque de anclaje de CA 0,5 x 0,5 x 0,2 m.

Puesta a tierra : Varilla copperweld 2,4 m x 16 mm2Φ, conductor bajada Cu recocido, de 16 mm2, grapas c/10 cm, terreno con tierra negra, estiércol y carbón.

Subestaciones de Distribución

• Poste de madera tratada de 11 m, clase 5.• Seccionador fusible cut-out de 15 kV, 150 kV-BIL, 100 A• Fusibles tipo K: 2A y 3A para transformadores de 5, 10 y 15 kVA respectivamente.• Pararrayos de 15 kV, 10 kA, óxido metálico.• Transformadores 1Φ 13,2±2x2,5%/0,46-0,23 kV, de 5,10 y 15 kVA,• Tablero de distribución con transformador:

- Tipo I : 5 y 10 kVA: interruptor general, contador de energía monofásico para AP.

- Tipo II: 15 kVA: interruptor general, contador de energía trifásico para AP. Tipo II

• Puesta a tierra Tipo PAT-1: Se instalarán en las estructuras de seccionamiento y retenidas, un pozo de tierra con electrodo de 16 mm de diámetro y 2,4 m de longitud. El conductor de tierra subirá por el exterior del poste de madera sujetada con grapas en U y se conectará al pararrayos y las partes metálicas no energizadas.Tipo PAT-2 y PAT-3: Para SS.EE. 1Φ -MRT, tendrán un sistema de puesta a tierra tipo PAT-3 con tres varillas o PAT-2 con dos varillas, similar al tipo PAT-1 con la diferencia que se utilizarán dos o tres pozos de tierra respectivamente, conectadas con conductor de Cu blando de 16 mm2, grapas c/10 cm; terreno con tierra negra, estiércol y carbón según se especifica en los planos del proyecto.Esta puesta a tierra se conectará con el neutro del transformador, pararrayos y las partes metálicas no energizadas.

Redes Secundarias

20

Las redes secundarias, conformadas por las redes de baja tensión 1 440/220 y 220 V, presentan las siguientes características:

• Vano promedio : 40 m.• Postes : Madera de 8m clase 7 y 6. • Conductor : Autoportante de Aluminio, con portante desnudo

de aleación de Aluminio • Pastoral : FoGo de 0,50m de avance horizontal. • Luminaria : Reflector de Aluminio, conductor cobre recocido

tipo N2XY 2,5mm2• Lámpara : Vapor de sodio de 70 W• Retenida : Cable de acero SM de 10,0 mm2, varilla de

anclaje de 2,4 m x 16mm, bloque de anclaje de CA 0,4 x 0,4 x 0,2 m.

• Puesta a tierra : Tipo PAT-1 aproximadamente cada 150 m, con varilla copperweld 2,4 m x 16 mm2Φ, conductor bajada cobre recocido de 16 mm 2, grapas c/10 cm, terreno con tierra negra, estiércol y carbón en donde se requiera según los planos del proyecto.

• Acometidas : Cable concéntrico 2 x 4 mm2, contador de energía 220V 1 Φ.

Para el dimensionamiento de las secciones de conductor y cálculo de caída de tensión para las líneas y redes primarias, se ha empleado el programa de flujo de carga CYMDIST.

Proyecto Alternativo 2

Instalación de paneles fotovoltaicos.- Consistente en la instalación de paneles solares fotovoltaicos en cada vivienda, que genere la suficiente energía para satisfacer las demandas básicas de alumbrado e información (radio y TV). Las cargas especiales se atenderán con paneles de mayor capacidad. Esta alternativa debe llevarse a cabo junto con una capacitación a profesionales del sector eléctrico, sobre la operación y mantenimiento, así como otros usos de los paneles solares.

Se instalarán 251 paneles solares que alimentarán cargas domésticas, cargas de uso general y comercio.

Los paneles solares serán instalados sobre postes de madera de 10 m de altura ubicados en la parte exterior del predio por alimentar. Los elementos que conformarán cada uno de los paneles son:

• 1 Panel Fotovoltaico 50 Wp y soporte• 1 Batería de 100Ah, 12VCC.• 1 Controlador de Carga.• 1 Juego de Conductores.• 3 Equipos de Iluminación de 9 W.• 3 Interruptores de un polo.• 1 Caja de Conexiones.

21

Se ha seleccionado el uso de paneles solares como segunda alternativa no sólo por las ventajas de ser una energía limpia, barata e inagotable; sino también porque dadas las condiciones meteorológicas como la estación del año y la latitud del lugar, se espera que el número de horas de sol y en la inclinación de los rayos respecto de la horizontal generen una mayor cantidad de energía en relación con otras alternativas de fuente no convencional.

22

MODULO 3

FORMULACIÓN Y EVALUACION

23

3.1 ANÁLISIS DE DEMANDAEl análisis de la demanda tiene por objetivo cuantificar la demanda de potencia y energía eléctrica de las localidades y cargas productivas (sector agropecuario) ubicadas en el área del proyecto, para el dimensionamiento de las líneas primarias en 22,9 kV del tramo Antioquía – Santa Rosa de Chontay, para un horizonte de 20 años. En el Anexo N° 1, se detalla el procedimiento completo efectuado para este análisis.

3.1.1 Información de zonas similares al proyecto

Se ha obtenido información de consumos promedio por cliente, de zonas similares al proyecto, de los diferentes meses del presente año, proporcionados por la empresa distribuidora ADINELSA. Asimismo se proporcionó las horas de utilización del sector doméstico (Ver Anexo 1 - Cuadro Nº 5). De esta manera se obtuvieron los siguientes indicadores:

Cuadro 4Resumen de Consumo Unitario Mensual Promedio

del PSE Huarochirí I Etapa

Año Consumo Unitario(kWh-mes / cliente)

2002 7,23

2003 8,10

2004 13,08

Promedio 9,47

Fuente: ADINELSA (Anexo 1 - Cuadro N° 2)

Con esta información, para la proyección de la demanda se ha considerado lo siguiente (Ver Anexo 1 - Cuadro N° 2):

• CUD inicial de 9,47 kWh-mes, correspondiente al consumo promedio del PSE Huarochirí I Etapa, por el sistema eléctrico más próximo a la zona del proyecto.• Se considera una tasa de crecimiento de la demanda inicial de 4.79% anual para los primeros 5 años, 2% para los siguientes 5 años y 1% para los últimos 10 años.

3.1.2 Proyección de población y número de viviendas Para obtener la proyección de la población y del número de viviendas, se empleó la información de las diferentes localidades visitadas e incluidas en el presente planeamiento, e información proporcionada por el INEI (censos de 1981 y 1993). Para la proyección se tomaron las siguientes consideraciones:

• Para las localidades se contó con la tasa de crecimiento de población según los censos de 81 y 93 (Ver Cuadro 5). • La tasa de crecimiento poblacional máxima considerada es de 2% y mínima de 1%.• Se calculó el promedio de la relación población / número de viviendas.• Finalmente se empleó de preferencia los datos recopilados de la zona del proyecto: número de habitantes y número de viviendas totales y número de viviendas a electrificarse (Ver Cuadro Nº 1 del Anexo 1).

24

Cuadro 5 Tasa de Crecimiento

Nº Localidad DistritoPoblación Total

TC (%)TC (%) Consid.Censo 81 Censo 93

1 Palma Antioquia 11 71 16.8% 2.0%

2 Chillaco Antioquia 76 88 1.2% 1.2%

3 Antapucro Antioquia 95 85 -0.9% 1.0%

4 Sisicaya Antioquia 53 69 2.2% 2.0%

5 Nieve-Nieve Antioquia 105 76 -2.7% 1.0%

6 Santa Rosa de Chontay Antioquia 80 78 -0.2% 1.0%

Fuente: INEI

Nota : La tasa de crecimiento poblacional se cálculo con la información más actual de población de las localidades

consideradas en el proyecto (censo 81-93 y datos de población)

La tasa de crecimiento poblacional máxima considerada es de 2% y mínima de 1%

En el Cuadro N° 3 del Anexo N° 1 se muestra la proyección de la población conformada por las localidades incluidas en el proyecto, cuyo resumen se presenta a continuación:

Cuadro 6 Resumen de Proyección de la Población Total

LOCALIDAD \ AÑO 2006 2011 2016 2021 2025Palma Baja 66 102 129 156 177Chillaco 92 112 128 144 152Antapucro 112 120 132 140 144Sisicaya 96 114 135 153 168Nieve-Nieve 116 172 208 240 264Santa Rosa de Chontay 276 344 396 436 468Pampa Sisicaya 108 132 150 171 189TOTAL HABITANTES 866 1096 1278 1440 1562

Fuente: Elaboración Propia

En el Cuadro N° 3 del Anexo N° 1 se muestra la proyección del número de viviendas totales que conforman el PSE Huarochiri, cuyo resumen se presenta a continuación:

Cuadro 7 Resumen de Proyección del Número de Viviendas Totales

LOCALIDAD \ AÑO 2006 2011 2016 2021 2025

Palma Baja 22 34 43 52 59

Chillaco 23 28 32 36 38

Antapucro 28 30 33 35 36

Sisicaya 32 38 45 51 56

Nieve-Nieve 29 43 52 60 66

Santa Rosa de Chontay 69 86 99 109 117

Pampa Sisicaya 36 44 50 57 63TOTAL VIV. DOMESTICAS 239 303 354 400 435

Fuente: Elaboración Propia

3.1.3 Proyección de la demanda de potencia y energía

Información ExistenteLas consideraciones generales para la proyección de la demanda son las siguientes:

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• Metodología Uniforme de Proyección de la Demanda Eléctrica utilizada por Electro Perú y las Empresas Regionales.• Información recopilada en el área de influencia del proyecto identificando las localidades a ser electrificadas.• Censos Nacional de Población y Viviendo de 1981 y 1993.

Metodología de Proyección de la DemandaLa metodología se basa en la proyección de consumo de energía y de la máxima demanda, que para el caso de pequeños y medianos centros poblados se basa en el establecimiento de una relación funcional creciente entre el consumo de energía por abonado doméstico (kWh/abonado) y el número de abonados estimados para cada año. Esta relación considera que la expansión urbana a consecuencia del crecimiento poblacional está íntimamente vinculada con el desarrollo de actividades productivas que conducen a mejorar los niveles de ingreso y por ende, el crecimiento per cápita del consumo de energía eléctrica. Los criterios aplicados para la proyección de la demanda en el presente proyecto se detallan a continuación:

Cuadro 8 Principales factores considerados

Localidades Rurales Palma ChillacoAntapucr

oSisicay

aNieve Nieve

Sta. Rosa

Chontay

Pampa Sisicaya

% Tasa de Crecimiento 2% 1.2% 1% 2% 1% 1% 2%

Coeficiente de Electrificación Inicial

0,46 0,64 0,90 0,71 0,52 0,69 0,71

Coeficiente de Electrificación Final

0,85 0,85 0,97 0,85 0,97 0,97 0,85

Consumo Unitario Dom. Inicial (kwh-mes)

9,47 9,47 9,47 9,47 9,47 9,47 9,47

Tasa de Crecimiento del Consumo, Año: 1-5 (%)

4,79% 4,79% 4,79% 4,79% 4,79% 4,79% 4,79%

Tasa de Crecimiento del Consumo, Año: 6-10 (%)

2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00%

Tasa de Crecimiento del Consumo, Año: 11-20 (%)

1,00% 1,00% 1,00% 1,00% 1,00% 1,00% 1,00%

KALP (Alumbrado público)

3,3 3,3 3,3 3,3 3,3 3,3 3,3

% Consumo Uso General

15% 15% 15% 15% 15% 9% 15%

% Pérdidas 11,66% 11,66% 11,66% 11,66% 11,66% 11,66% 11,66%

H.U.E.B.1 1927 1927 1927 1927 1927 1927 1927

Incremento H.U.E.B. 17 17 17 17 17 17 17

Fuente: Elaboración Propia

1 H.U.E.B.: Horas de utilización de la Energía Bruta

La proyección de la energía total (MWh-año) y de la máxima demanda (kW), se muestran en el Cuadro N° 6 del Anexo Nº 1, cuyo resumen se presenta a continuación:

Cuadro 9 Resumen de la Proyección de la Máxima Demanda de Potencia (kW)LOCALIDAD \ AÑO 2006 2011 2016 2021 2025

26

Palma 2.20 3.81 5.18 6.47 7.49Chillaco 2.29 3.11 3.77 4.36 4.81Antapucro 2.77 3.26 3.70 4.14 4.50Sisicaya 3.18 4.17 5.12 6.13 7.00Nieve-Nieve 2.90 4.89 6.33 7.48 8.26Santa Rosa de Chontay 6.86 9.62 11.72 13.48 14.76Pampa Sisicaya 3.60 4.72 5.81 6.95 7.94

TOTAL (kW) 23.57 33.34 41.45 48.9 54.77Fuente: Elaboración Propia

Cuadro 10 Resumen de la Proyección de la Energía Total (kWh-año)

LOCALIDAD \ AÑO 2006 2011 2016 2021 2025

Palma 4476 7955 11171 14413 17146Chillaco 4670 6509 8142 9726 11016Antapucro 5655 6841 8015 9255 10324Sisicaya 6476 8734 11081 13686 16037Nieve-Nieve 5903 10187 13632 16653 18918Santa Rosa de Chontay 13986 20107 25275 30054 33797Pampa Sisicaya 7340 9900 12563 15518 18186

TOTAL (kWh-año) 48732 70651 90532 110247 126643Fuente: Elaboración Propia

3.2 ANÁLISIS DE OFERTA

El PSE Huarochiri será alimentado por la S.E. Surco 60/10 kV - 5 MVA, y 10/22,9 kV - 2/2,6 MVA, alimentada por la línea en 60 kV Moyopampa-Surco, proveniente de la central hidroeléctrica de Moyopampa de 60 MW. La subestación 10/22,9 kV de 2,6 MVA, alcanza una máxima demanda de 350 kW en promedio. Esto hace que la potencia disponible (que a su vez representa al oferta “con proyecto”), tomando como referencia un factor de de carga y de potencia de 0,25 y 0,9 respectivamente según el diagrama de carga rural, sea de 1,99 MW en dicha S.E... Con este resultado se garantiza la disponibilidad de energía y potencia que requiere el presente proyecto.

La oferta “sin proyecto” está dada por la capacidad actual de transmitir energía eléctrica a la zona, dado que no existen instalaciones dicha capacidad es nula, es decir, la oferta “sin proyecto” será 0 kW.

3.3 BALANCE OFERTA-DEMANDA

Con la información anterior se realiza el balance Oferta-Demanda:

Cuadro 11 Balance Oferta – Demanda

AÑODEMANDA

(kW)OFERTA (*)

(kW)BALANCE

(kW)

0

1 24 1,990 1,966

2 26 1,990 1,964

3 28 1,990 1,962

27

4 30 1,990 1,960

5 32 1,990 1,958

6 33 1,990 1,957

7 35 1,990 1,955

8 37 1,990 1,953

9 38 1,990 1,952

10 40 1,990 1,950

11 41 1,990 1,949

12 43 1,990 1,947

13 44 1,990 1,946

14 46 1,990 1,944

15 47 1,990 1,943

16 49 1,990 1,941

17 50 1,990 1,940

18 52 1,990 1,938

19 53 1,990 1,937

20 55 1,990 1,935(*) Oferta con proyectoFuente: Elaboración Propia

Cuadro 11.1 Balance Oferta – Demanda

AÑODEMANDA

(kW)OFERTA (*)

(kW)BALANCE

(kW)

0

1 24 0 -24

2 26 0 -26

3 28 0 -28

4 30 0 -30

5 32 0 -32

6 33 0 -33

7 35 0 -35

8 37 0 -37

9 38 0 -38

10 40 0 -40

11 41 0 -41

12 43 0 -43

13 44 0 -44

14 46 0 -46

15 47 0 -47

16 49 0 -49

17 50 0 -50

18 52 0 -52

19 53 0 -53

20 55 0 -55(*) Oferta sin proyectoFuente: Elaboración Propia

28

3.4 SECUENCIA DE ETAPAS Y ACTIVIDADES DE ALTERNATIVAS

En los cuadros siguientes se muestran las actividades y su duración de cada proyecto alternativo. Se ha elegido un período de evaluación de 20 años para lo cual se cuenta con el sustento técnico de la unidad formuladora.

Cuadro 12 Actividades Alternativa 1

Proyecto Alternativo 1: Interconexión al sistema eléctrico existente a través de una línea primaria

Actividades Duración

FASE I: INVERSIÓN 120 días

Etapa I: Instalación de Líneas y Redes Primarias 114 díasSuministros de Equipos y Materiales 18 díasTrabajos Preliminares 18 díasMontaje Electromecánico de Líneas Primarias 72 díasMontaje Electromecánico de Redes Primarias (Subestaciones) 30 días

Etapa II: Instalación de Redes Secundarias 108 díasSuministro de Equipos y Materiales 18 díasTrabajos Preliminares 12 díasMontaje Electromecánico 78 días

FASE II: POST INVERSIÓN 20 añosOperación y Mantenimiento de las redes primarias y secundarias 20 años

Fuente: Elaboración Propia

Cuadro 13 Actividades Alternativa 2

Proyecto Alternativo 2: Instalación de Paneles Fotovoltaicos

Actividades DuraciónFASE I: INVERSIÓN 50 días

Instalación de Paneles Solares 50 díasTrabajos Preliminares 15 díasSuministro de Equipos y Materiales 20 díasMontaje Electromecánico 30 días

FASE II: POST INVERSIÓN 20 añosOperación y Mantenimiento de los módulos 20 años

Fuente: Elaboración Propia

29

3.5 COSTOS A PRECIOS DE MERCADOEn esta parte se presenta el detalle del metrado y valorización a precio de mercado de ambas alternativas, cuyo resumen para cada proyecto alternativo, se muestra a continuación:

Cuadro 14 Costos Alternativa 1 en S/.

Fuente: Elaboración PropiaCuadro 15

Costos Alternativa 2 en S/.Actividades Costo (S/.)

FASE I: INVERSIÓN (Año 0) 1,347,043  Instalación de Paneles Solares    Suministro de Equipos y Materiales 813,779  Transporte e Instalación 39,204  Instalación    M.O. Calificada 44,715  M.O. No Calificada 45,609  Gastos Generales (12% C.D.) + Utilidades (8% C.D.) 188,662  IGV (19%) 215,074     Fuente: Elaboración Propia

30

Costo (S/.)920,409448,692

Suministro de Equipos, Materiales y Servidumbre 171,741 Origen Nacional 114,247 Origen Importado 57,494Montaje Electromecánico de Líneas Primarias 121,722 M.O. Calificada 97,966 M.O. No Calificada 23,757Transporte 20,747Gastos Generales (12% C.D.) 37,705Utilidades (8% C.D.) 25,137IGV (19%) 71,640

123,475Suministro de Equipos, Materiales y Servidumbre 58,552 Origen Nacional 40,507 Origen Importado 18,046Montaje Electromecánico de Redes Primarias 23,947 M.O. Calificada 21,079 M.O. No Calificada 2,868Transporte 3,968Gastos Generales (12% C.D.) 10,376Utilidades (8% C.D.) 6,917IGV (19%) 19,714

348,242Suministro de Equipos y Materiales 150,563 Origen Nacional 116,292 Origen Importado 34,271Montaje Electromecánico 82,954 M.O. Calificada 74,555 M.O. No Calificada 8,399Transporte 10,350Gastos Generales (12% C.D.) 29,264Utilidades (8% C.D.) 19,509IGV (19%) 55,602

Etapa I: Instalación de Redes Primarias

Etapa II: Instalación de Redes Secundarias

ActividadesFASE I: INVERSIÓN (Año 0)

Etapa I: Instalación de Líneas Primarias

3.5.1 FLUJO DE COSTOS A PRECIOS DE MERCADO

En este punto, se encuentra el detalle de los flujos de costos a precio de mercado de ambas alternativas, cuyo resumen para cada proyecto alternativo, se muestra a continuación:

A Flujo de Costos de preinversión, inversión y valores de recuperación.-

Para la alternativa 1, la vida útil de las redes eléctricas es de 20 años, por lo que no se considera valor de recuperación al final del periodo de evaluación.

Cuadro 16 Costos de Preinversión, Inversión y valor de recupero.Alternativa 1 - (S/.)

COSTOS DE INVERSIÓN Año 0 Años 1-20Etapa I: Instalación de Líneas Primarias 448,692  Suministro de Equipos, Materiales y Servidumbre

171,741  

Origen Nacional 114,247   Origen Importado 57,494  Montaje Electromecánico de Líneas Primarias 121,722   M.O. Calificada 97,966   M.O. No Calificada 23,757  Transporte 20,747  Gastos Generales (12% C.D.) 37,705  Utilidades (8% C.D.) 25,137  IGV (19%) 71,640  Etapa I: Instalación de Redes Primarias 123,475  Suministro de Equipos, Materiales y Servidumbre

58,552  

Origen Nacional 40,507   Origen Importado 18,046  Montaje Electromecánico de Redes Primarias 23,947   M.O. Calificada 21,079   M.O. No Calificada 2,868  Transporte 3,968  Gastos Generales (12% C.D.) 10,376  Utilidades (8% C.D.) 6,917  IGV (19%) 19,714  Etapa II: Instalación de Redes Secundarias

348,242  

Suministro de Equipos y Materiales 150,563   Origen Nacional 116,292   Origen Importado 34,271  Montaje Electromecánico 82,954   M.O. Calificada 74,555   M.O. No Calificada 8,399  Transporte 10,350  Gastos Generales (12% C.D.) 29,264  Utilidades (8% C.D.) 19,509  IGV (19%) 55,602  

TOTAL (S/.) 920,409   Fuente: Elaboración Propia

Para la alternativa 2, se considera la inversión requerida para renovar los componentes cuya vida útil es menor a 20 años.

31

Cuadro 17 Costos de Preinversión, Inversión y valor de recupero.Alternativa 2 - (S/.)

COSTO DE INVERSION Año 0 Año 4 Año 8 Año 12 Año 16

Instalación de Paneles Solares          

Suministro de Equipos y Materiales          

Inversión en Paneles solares 356,400        

Inversión en baterías 57,915 57,915 57,915 57,915 57,915

Inversión en equipos de iluminación 48,114 48,114 48,114 48,114 48,114

Inversión en controladores e interruptores 41,432 41,432 41,432 41,432 41,432

Inversión en conductores y cajas conexiones 40,095        

Invesión en soportes y postes 71,280        

Costos de Importación 198,544 53,823 53,823 53,823 53,823

Transporte 39,204        

Instalación          

M.O. Calificada 44,715        

M.O. No Calificada 45,609        

Gastos Generales + Utilidades (20% C.D.) 188,662        

IGV (19%) 215,074 38,244 38,244 38,244 38,244

Subtotal costos de inversión 1,347,043 239,527 239,527 239,527 239,527Fuente: Elaboración Propia

B Flujo de costos de Operación y Mantenimiento

Los costos de operación y mantenimiento de la situación “sin proyecto”, serán cero, debido a que es un nuevo servicio para la zona, y no se incurre en ningún costo actualmente.

Los costos de Operación de la Alternativa 1, serán los costos por la compra de la energía eléctrica, esto es, el pago que se deberá abonar mensualmente a la distribuidora, en este caso Luz del Sur.

Con respecto a los costos de mantenimiento y otros costos de operación, estos se han calculado como un porcentaje de la inversión inicial. De acuerdo a los datos históricos de ADINELSA, este porcentaje es el 2,00 – 2,50%.

Cuadro 18 Costos de Operación y Mantenimiento

Alternativa 1 - (S/.)COSTOS DE OPERACIÓN Y MTTO.

2006 2011 2016 2021 2025

1. Compra de energía 9,549 13,844 17,740 21,603 24,816

2. Costos de operación y mantenimiento

15,469 16,405 17,397 18,449 19,336

Fuente: Elaboración Propia

Los costos de Operación y Mantenimiento de la Alternativa 2, corresponden a las inspecciones por parte de un técnico especializado a los paneles y demás componentes del Sistema Solar Doméstico, comercio, Uso General y pequeña industria (SSD). El costo unitario por SSD, se detalla a continuación:

Cuadro 19 Costo Unitario de Operación y Mantenimiento por SSD

Descripción Cant. Precio Precio

32

Unit.S/.

TotalS/.

Costo Operación y Mantenimiento por mes:Honorarios de un técnico especializado 1 3 465 3 465Viáticos 20 66 1 320Herramientas, instrumentos 1 99 99TOTAL MENSUAL 4 884

Inspección y Mantenimiento diario SSD 25Inspección y Mantenimiento mensual(20 días * 25)

SSD 500

COSTO UNITARIO POR SSD 9,77

COSTO ANUAL O&M POR SSD (dos visitas anuales) S/. 19,54Fuente: Elaboración Propia

El costo de Operación y Mantenimiento para los 270 sistemas solares, será:Cuadro 20

Costos de Operación y MantenimientoAlternativa 2 - (S/.)

COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Año 0 Años 1-20

1. Costos de operación y mantenimiento 6 277Fuente: Elaboración Propia

C Flujo de Costos a precios de mercadoPara la Alternativa 1, se tiene:

Cuadro 21 Flujo de Costos Increméntales a precios de mercado

Alternativa 1

Situación con proyecto (A)

Situación sin

proyecto (B)

Costos increméntale

s(S/.)

(A)- (B)Año Inversión

(S/.)

Operación y Mtto.-

C/P(S/.)

Operación y Mtto.-

S/P(S/.)

0 773,453 773,453 1 0 25,018 0 25,018 2 0 26,119 0 26,119 3 0 27,186 0 27,186 4 0 28,227 0 28,227 5 0 29,246 0 29,246 6 0 30,249 0 30,249 7 0 31,239 0 31,239 8 0 32,219 0 32,219 9 0 33,194 0 33,194

10 0 34,166 0 34,166 11 0 35,136 0 35,136 12 0 36,109 0 36,109 13 0 37,085 0 37,085 14 0 38,066 0 38,066 15 0 39,055 0 39,055 16 0 40,052 0 40,052

33

17 0 41,059 0 41,059 18 0 42,077 0 42,077 19 0 43,107 0 43,107 20 0 44,152 0 44,152

Fuente: Elaboración Propia

Para la Alternativa 2, se tiene:Cuadro 22

Flujo de Costos Increméntales a precios de mercadoAlternativa 2 - (S/.) sin IGV

Situación con proyecto (A)

Situación sin

proyecto (B)

Costos increméntale

s(S/.)

(A)- (B)Año Inversión

(S/.)

Operación y Mtto.-

C/P(S/.)

Operación y Mtto.-

S/P(S/.)

0 1,131,969 1,131,9691 - 5,275 - 5,2752 - 5,275 - 5,2753 - 5,275 - 5,2754 201,284 5,275 - 206,5585 - 5,275 - 5,2756 - 5,275 - 5,2757 - 5,275 - 5,2758 201,284 5,275 - 206,5589 - 5,275 - 5,275

10 - 5,275 - 5,27511 - 5,275 - 5,27512 201,284 5,275 - 206,55813 - 5,275 - 5,27514 - 5,275 - 5,27515 - 5,275 - 5,27516 201,284 5,275 - 206,55817 - 5,275 - 5,27518 - 5,275 - 5,27519 - 5,275 - 5,27520 - 5,275 - 5,275

Indicador de valor actual neto de costos (T.D. = 12%)

VAN de costos (S/.) 1,465,081

VAN de costos/ conexión (S/. / conexión) 5,412

Fuente: Elaboración Propia

3.6 EVALUACIÓN ECONÓMICA A PRECIOS DE MERCADO

Indicador de valor actual neto de costos (T.D. = 12%)

VAN de costos (S/.) 1,006,294

VAN de costos/ conexión (S/. / conexión) 3,717

34

En el Anexo N° 3, se encuentra el detalle de los flujos de ingresos a precio de mercado de ambas alternativas, cuyo resumen para cada proyecto alternativo, se muestra a continuación:

3.6.1 Flujo de ingresos generados por el proyecto a precios de mercado

Para la alternativa 1, los únicos ingresos que genera el proyecto, son los ingresos por la venta de energía. En la situación “sin proyecto” no existen ingresos.

Cuadro 231 Flujo de Beneficios Increméntales a precios de mercado

Alternativa 1 - (S/.)

AñoVentas de Energía

(S/.)

Beneficios Sin Proyecto

(S/.)

Beneficios Increméntales

(S/.)0 - - -1 17,972 0 17,972 2 19,864 0 19,864 3 21,692 0 21,692 4 23,468 0 23,468 5 25,199 0 25,199 6 26,896 0 26,896 7 28,565 0 28,565 8 30,215 0 30,215 9 31,850 0 31,850

10 33,476 0 33,476 11 35,098 0 35,098 12 36,721 0 36,721 13 38,349 0 38,349 14 39,985 0 39,985 15 41,632 0 41,632 16 43,294 0 43,294 17 44,974 0 44,974 18 46,674 0 46,674 19 48,397 0 48,397 20 50,145 0 50,145

Fuente: Elaboración Propia

Para la alternativa 2, los ingresos corresponden a la cuota mensual por la venta de los paneles solares a cada usuario. El cálculo de esta cuota se detalla a continuación:

Cuadro 24 Financiamiento de Paneles Solares

DescripciónCosto

Unitario(S/.)

Años de Financiamient

o

Cuota Mensual

(S/. / usuario)

Panel Solar Doméstico 3 492 20 14,55Fuente: Elaboración Propia

Entonces, los ingresos están dados sobre la base a los 270 paneles que atenderán a las cargas domésticas, uso general y alumbrado público:

35

Cuadro 25 Flujo de Beneficios Increméntales a precios de mercado

Alternativa 2 - (S/.)

AñoCuotas

Mensuales(S/.)

Beneficios Sin Proyecto

(S/.)

Beneficios Increméntales

(S/.)0 - - -1 47,275 - 47,275

2 49,895 - 49,895

3 52,165 - 52,165

4 54,435 - 54,435

5 56,530 - 56,530

6 58,451 - 58,451

7 60,372 - 60,372

8 62,118 - 62,118

9 63,865 - 63,865

10 65,611 - 65,611

11 67,357 - 67,357

12 68,929 - 68,929

13 70,675 - 70,675

14 72,247 - 72,247

15 73,818 - 73,818

16 75,390 - 75,390

17 76,962 - 76,962

18 78,533 - 78,533

19 80,105 - 80,105

20 81,676 - 81,676Fuente: Elaboración Propia

3.6.2 Flujo de Costos y Beneficios a precios de mercado

Con los costos increméntales y los beneficios increméntales, se calculan los flujos de beneficios netos para cada alternativa.

Cuadro 26Flujo de Beneficios Netos a precios de mercado

Alternativa 1 - (S/.)

AñoBeneficios

Increméntales(S/.)

Costos Increméntales

(S/.)

Beneficios Netos(S/.)

0 0 773,453 -773,4531 17,972 25,018 -7,0462 19,864 26,119 -6,2553 21,692 27,186 -5,4944 23,468 28,227 -4,7595 25,199 29,246 -4,0476 26,896 30,249 -3,3537 28,565 31,239 -2,6738 30,215 32,219 -2,0059 31,850 33,194 -1,344

10 33,476 34,166 -68911 35,098 35,136 -3812 36,721 36,109 61213 38,349 37,085 1,264

36

14 39,985 38,066 1,91815 41,632 39,055 2,57716 43,294 40,052 3,24317 44,974 41,059 3,91618 46,674 42,077 4,59719 48,397 43,107 5,28920 50,145 44,152 5,993

Fuente: Elaboración Propia

Cuadro 27 Flujo de Beneficios Netos a precios de mercado

Alternativa 2 - (S/.)

AñoBeneficios

Increméntales(MS/.)

Costos increméntales

(MS/.)

Beneficios Netos(MS/.)

0 0 1,131,969 -1,131,9691 47,275 5,275 42,0012 49,895 5,275 44,6203 52,165 5,275 46,8904 54,435 206,558 -152,1235 56,530 5,275 51,2566 58,451 5,275 53,1777 60,372 5,275 55,0978 62,118 206,558 -144,4409 63,865 5,275 58,590

10 65,611 5,275 60,33611 67,357 5,275 62,08212 68,929 206,558 -137,63013 70,675 5,275 65,40014 72,247 5,275 66,97215 73,818 5,275 68,54416 75,390 206,558 -131,16817 76,962 5,275 71,68718 78,533 5,275 73,25819 80,105 5,275 74,83020 81,676 5,275 76,402

Fuente: Elaboración Propia

3.6.3 Valor Actual Neto a precios de mercado (VANP)

Con los flujos anteriores se calcula el Valor Actual Neto a predios de mercado para cada alternativa (Tasa de descuento considerada 12%):

Cuadro 28 VANP de Alternativas

ALTERNATIVAS VAN (12%)S/.

ALTERNATIVA 1 -794 154

ALTERNATIVA 2 -1 020 118

Fuente: Elaboración Propia

37

3.7 EVALUACION SOCIAL

3.7.1 ESTIMACIÓN DE COSTOS SOCIALES

3.7.1a Factores de corrección

Factor de corrección de bienes nacionales

Para considerar el costo social de los bienes nacionales, se deben restar los impuestos indirectos y directos, en este caso el IGV (19%) y el Impuesto a la Renta (30%). Entonces:

Factor de corrección de bienes importadosPara considerar el costo social de los bienes importados, además de restarle los impuestos indirectos (IGV), también debemos restarle los aranceles, y además afectarlo por el precio social de la divisa (PSD). Entonces:

Factor de corrección de la mano de obra

Para considerar el costo social de la mano de obra calificada y no calificada, se aplican los factores de corrección indicados por el MEF:

3.7.1b Flujo de Costos sociales totales y su valor actual (VACST)Aplicando los factores de corrección a los precios privados, se obtienen los costos sociales.

Entonces para la alternativa 1, se tiene:

Cuadro 29 Costo Social de Preinversión, Inversión y valor de recupero.

Alternativa 1 - (S/.)

COSTOS DE INVERSION F.C. 2006 2025

Etapa I: Instalación de Líneas Primarias

Suministro de Equipos, Materiales y Servidumbre

Origen Nacional 1.00 114,247Origen Importado 0.90 51,745Montaje Electromecánico de Líneas Primarias

M.O. Calificada 0.87 85,230M.O. No Calificada 0.41 9,740Transporte 1.00 20,747

38

Gastos Generales (12% C.D.) 1.00 37,705Utilidades (8% C.D.) 0.77 19,336IGV (19%) 0.00 0Etapa I: Instalación de Redes Primarias

Suministro de Equipos, Materiales y Servidumbre

Origen Nacional 1.00 40,507Origen Importado 0.90 16,241Montaje Electromecánico de Redes Primarias

M.O. Calificada 0.87 18,339M.O. No Calificada 0.41 1,176Transporte 1.00 3,968Gastos Generales (12% C.D.) 1.00 10,376Utilidades (8% C.D.) 0.77 5,321IGV (19%) 0.00 0Etapa II: Instalación de Redes Secundarias

Suministro de Equipos y Materiales

Origen Nacional 1.00 116,292Origen Importado 0.90 30,844Montaje Electromecánico

M.O. Calificada 0.87 64,863M.O. No Calificada 0.41 3,443Transporte 1.00 10,350Gastos Generales (12% C.D.) 1.00 29,264Utilidades (8% C.D.) 0.77 15,007IGV (19%) 0.00 0Subtotal Costos de Inversión 704,741Fuente: Elaboración Propia

Cuadro 30 Costo Social de Operación y Mantenimiento

Alternativa 1 - (S/.)COSTOS DE OPERACIÓN

Y MTTO.F.C. 2006 2011 2016 2021 2025

1. Compra de energía 1,00 9,549 13,844 17,740 21,603 24,816

2. Costos de operación y mantenimiento

1,00 15,469 16,405 17,397 18,449 19,336

Fuente: Elaboración Propia

Y para la alternativa 2, se tiene:

Cuadro 31 Costo Social de Preinversión, Inversión y valor de recupero.

Alternativa 2 - (S/.)COSTOS DE INVERSION F.C. Año 0 Año 4 Año 8 Año 12 Año 16

Instalación de Paneles Solares            

Suministro de Equipos y Materiales            

Inversión en Paneles solares 1.08 384,912

Inversión en baterías 1.08 62,548 62,548 62,548 62,548 62,548

Inversión en equipos de iluminación 1.08 51,963 51,963 51,963 51,963 51,963

Inversión en controladores e interruptores 1.08 44,746 44,746 44,746 44,746 44,746Inversión en conductores y cajas

conexiones 1.08 43,303

Inversión en soportes y postes 1.00 71,280

Costos de Importación 0.00 0 0 0 0 0

39

Transporte 1.00 39,204

Instalación

M.O. Calificada 0.87 38,902

M.O. No Calificada 0.41 18,700

Gastos Generales + utilidades (20% C.D.) 1.00 188,662

IGV (19%) 0.00 0 0 0 0 0Subtotal Costos de Inversión 944,219 159,257 159,257 159,257 159,257

Fuente: Elaboración PropiaCuadro 32

Costo Social de Operación y MantenimientoAlternativa 2 - (S/.)

COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

F.C. Año 0 Años 1-20

1. Costos de operación y mantenimiento 1,00 5 275Fuente: Elaboración Propia

Con los flujos anteriores se calcula el Valor Actual de Costos Sociales Totales, para cada alternativa (Tasa de descuento considerada 14%):

Cuadro 33 VACST de Alternativas

ALTERNATIVAS VACST (14%)S/.

ALTERNATIVA 1 613 169

ALTERNATIVA 2 339 511

Fuente: Elaboración Propia

3.7.1c Flujo de Costos sociales netos y su valor actual (VACSN)

Costos sociales en la situación sin proyecto

Dado que la población actualmente no cuenta con el servicio de energía eléctrica, como se vio en el diagnostico, los costos sin proyecto son cero.

No obstante, se ha realizado una encuesta en la zona del proyecto para determinar la disponibilidad de pago de la población. Se obtuvo información sobre el costo en que incurre el usuario en otras fuentes alternativas de energía, como son: velas, kerosene, pilas, baterías, gasolina, etc.

Cuadro 34 Gasto Anual en Fuentes Alternativas “sin proyecto”

NecesidadFuente

Actual de Energía

Unidades consumida

s mensuales

Precio unitario

(S/.)

Gasto Mensual

(S/.)

Total Anual(S/.)

Iluminación

Kerosene (lt)

3,8 2 7,691,2

Velas (und) 45 0,3 13,5 162,0Pilas (und) 2,3 1,5 3,5 42,0Otros 2 24,0

Radio y TV Baterías (re)

2 7 14 168,0

Pilas (und) 6,4 1,5 9,6 115,2

40

RefrigeraciónKerosene (lt)

1,6 2 3,2 38,4

Gas (balon) 0,1 35 3,5 42,0

OtrosDiesel -

Fuente: Elaboración Propia – Encuestas de campo.

Cuadro 35 Resumen Gasto Anual en Fuentes AlternativasNecesidad Costo Anual

Costo anual por iluminación: 319,2 S/. / abonadoCosto anual por radio y televisión: 283,2 S/. / abonado

Costo anual por refrigeración: 80,4 S/. / abonado

Costo anual por otros usos: 0,0 S/. / abonado

TOTAL 682,8 S/. / abonadoFuente: Elaboración Propia

Del cuadro anterior, se estima que el gasto mensual por abonado es igual a S/.56.90 nuevos soles que equivale a la disponibilidad de pago de los usuarios del proyecto.

Así los flujos de costos sociales netos, para ambas alternativas son:

Para la Alternativa 1, se tiene:Cuadro 36

Flujo de Costos Sociales NetosAlternativa 1 – (S/.)

Año

Situación con proyecto (A)

Situación sin

proyecto (B)

Costos increméntal

es(S/.)

(A) – (B)Inversión(S/.)

Operación y Mtto.

(S/.)

Operación y Mtto.(S/.)

0 704,740.86 704,740.86

1 25,018.02 25,018.02

2 26,118.59 26,118.59

3 27,186.24 27,186.24

4 28,226.88 28,226.88

5 29,246.22 29,246.22

6 30,248.59 30,248.59

7 31,238.53 31,238.53

8 32,219.20 32,219.20

9 33,193.95 33,193.95

10 34,165.56 34,165.56

11 35,136.41 35,136.41

12 36,108.87 36,108.87

13 37,084.93 37,084.93

14 38,066.39 38,066.39

15 39,054.65 39,054.65

16 40,051.70 40,051.70

17 41,058.53 41,058.53

18 42,076.77 42,076.77

41

19 43,107.40 43,107.40

20 44,151.84 44,151.84 Fuente: Elaboración Propia

Para la Alternativa 2, se tiene:Cuadro 37

Flujo de Costos Sociales NetosAlternativa 2 – (S/.)

Año

Situación con proyecto (A)

Situación sin

proyecto (B)

Costos increméntal

es(S/.)

(A) – (B)Inversión(S/.)

Operación y Mtto.-

C/P(S/.)

Operación y Mtto.- S/P

(S/.)

0 944,219 - - 944,2191 - 5,275 - 5,2752 - 5,275 - 5,2753 - 5,275 - 5,2754 159,257 5,275 - 164,5325 - 5,275 - 5,2756 - 5,275 - 5,2757 - 5,275 - 5,2758 159,257 5,275 - 164,5329 - 5,275 - 5,275

10 - 5,275 - 5,27511 - 5,275 - 5,27512 159,257 5,275 - 164,53213 - 5,275 - 5,27514 - 5,275 - 5,27515 - 5,275 - 5,27516 159,257 5,275 - 164,53217 - 5,275 - 5,27518 - 5,275 - 5,27519 - 5,275 - 5,27520 - 5,275 - 5,275

Fuente: Elaboración Propia

Con los flujos anteriores se calcula el Valor Actual de Costos Sociales Netos, para cada alternativa (Tasa de descuento considerada 14%):

Cuadro 38 VACSN de Alternativas

ALTERNATIVAS VACSN (14%)S/.

ALTERNATIVA 1 908 246

ALTERNATIVA 2 1 181 903

Fuente: Elaboración Propia

3.7.2 ESTIMACIÓN DE BENEFICIOS SOCIALES

Metodología de NRECA

42

De acuerdo con NRECA (Mayo 1999), los beneficios económicos constituyen un punto de referencia para cuantificar, en términos monetarios, qué beneficio representa para el país un proyecto de electrificación rural.

Para calcular los beneficios económicos se consideran las cuatro categorías siguientes de demanda: (a) iluminación, (b) información (radio y televisión), (c) refrigeración, y (d) todos los demás usos.

Ahora, se toman los valores calculados por el NRECA para poblaciones de la costa (en soles, TC: 3.3 S/. / US$), sin embargo, el consumo por refrigeración se considerará que solo 15% de la población llegará a tener este servicio, además se considera un consumo de 10 kWh-mes en nuevos usos.

Para el caso de la alternativa 1, por ser una alternativa de extensión de red eléctrica, se mejorará el servicio de iluminación y comunicación, y además se podrá tener nuevos usos como el de refrigeración, pequeños talleres, etc,.

Entonces se tiene, que el beneficio social anual por abonado doméstico es:

Cuadro 39 Beneficio Económico de la Electricidad – Alternativa 1

Necesidad Costo Anual

Beneficio anual por iluminación: 322,1 S/. / abonado

Beneficio anual por radio y televisión: 288,4 S/. / abonado

Beneficio anual por refrigeración: 114,4 S/. / abonado

Beneficio anual por otros usos: 54,9 S/. / abonado

TOTAL 779,8 S/. / abonadoFuente: Elaboración Propia – Encuestas de campo

El flujo de beneficios increméntales será:

43

Cuadro 40 Flujo de Beneficios Increméntales a precios sociales

Alternativa 1 - (S/.)

Año

Beneficio Social Anual Con Proyecto

(S/.)

Beneficios Sin Proyecto

(S/.)

Beneficios Increméntales

(S/.)

0 - - -1 184,851 - 184,8512 195,093 - 195,0933 203,969 - 203,9694 212,846 - 212,8465 221,039 - 221,0396 228,550 - 228,5507 236,061 - 236,0618 242,889 - 242,8899 249,717 - 249,717

10 256,545 - 256,54511 263,373 - 263,37312 269,518 - 269,51813 276,346 - 276,34614 282,491 - 282,49115 288,637 - 288,63716 294,782 - 294,78217 300,927 - 300,92718 307,072 - 307,07219 313,217 - 313,21720 319,363 - 319,363

Fuente: Elaboración Propia

Para el caso de la alternativa 2, instalación de paneles solares, esta alternativa solo mejorará el servicio de iluminación y comunicación, si embargo, por su poca capacidad no podrá proveer energía para otros usos.

Se tiene que el beneficio social anual por abonado doméstico es:

Cuadro 41 Beneficio Económico de la Electricidad – Alternativa 2

Necesidad Costo Anual

Beneficio anual por iluminación: 322,1 S/. / abonado

Beneficio anual por radio y televisión: 288,4 S/. / abonado

TOTAL 610,5 S/. / abonadoFuente: Elaboración Propia – Encuestas de campo

El flujo de beneficios increméntales será:

44

Cuadro 42 Flujo de Beneficios Increméntales a precios sociales

Alternativa 2 - (S/.)

Año

Beneficio Social Anual Con Proyecto

(S/.)

Beneficios Sin Proyecto

(S/.)

Beneficios Increméntales

(S/.)

0 - - -1 184,851 - 184,8512 195,093 - 195,0933 203,969 - 203,9694 212,846 - 212,8465 221,039 - 221,0396 228,550 - 228,5507 236,061 - 236,0618 242,889 - 242,8899 249,717 - 249,717

10 256,545 - 256,54511 263,373 - 263,37312 269,518 - 269,51813 276,346 - 276,34614 282,491 - 282,49115 288,637 - 288,63716 294,782 - 294,78217 300,927 - 300,92718 307,072 - 307,07219 313,217 - 313,21720 319,363 - 319,363

Fuente: Elaboración Propia

No obstante, los cálculos obtenidos con la estimación de NRECA, es importante precisar que lo datos de los beneficios se aceptarán solo para los perfiles. Y en los casos de Estudios de Prefactibilidad y Factibilidad es prescindible que sean fundamentados con encuestas de campo desarrollados por la Unidad Formuladora. Asimismo, al igual que en ítems anteriores, la Unidad Evaluadora puede solicitar información primaria, que sustente los cálculos de NRECA.

3.7.3 EL VALOR ACTUAL NETO SOCIAL (VANS)El valor actual neto social de cada proyecto alternativo (VANS), es la diferencia entre el valor actual de los beneficios sociales netos (VABSN), y el valor actual de los costos sociales netos (VACSN).

VANS = VABSN – VACSNDado que este indicador mide rentabilidad social de cada proyecto, se elegirá aquel que tenga mayor VANS.

Cuadro 43 VANS de Alternativas en S/.

Proyecto Alternativo Alternativa 1 Alternativa 2

VANS 613 169 339 511

Fuente: Elaboración Propia

45

La alternativa 1, será la elegida por tener un mayor VANS. En el Anexo Nº 2 se muestra una descripción de la alternativa seleccionada y de los indicadores de inversión.

3.8 ANALISIS DE SENSIBILIDAD

3.8.1 Determinación de las principales variables inciertas y su rango de variación

Para el presente proyecto se han considerado como las principales variables fuente de incertidumbre las siguientes:

La inversión inicialEl rango de variación de esta variable, para la alternativa 1, será de –10% a un +10% de la inversión base, debido a que los costos suelen subir debido a la escasez de los materiales, y además que, en esta alternativa, existe una mayor probabilidad de tener imprevistos.

Para la alternativa 2, el rango de variación será de –10% a un +10% de la inversión base, debido a que los costos pueden ser menores si se logra mayor apoyo del gobierno, y se reducen los costos de importación.

La tarifa de venta de energía (para el caso de la alternativa 1)El rango de variación de esta variable será de –10% a un +10% de la tarifa actual, debido a que el ingreso de nuevas fuentes de energía como el gas natural, puede hacer que costo de la energía baje. Por otro lado, la escasez de lluvias, puede hacer que las tarifas suban.

El beneficio económico por iluminación, comunicación, refrigeración y otros usosEl rango de variación de esta variable será de –10% a un +10% de la valorización actual, debido a que el ingreso de nuevas tecnologías más eficientes de bajo consumo de energía eléctrica, hará que el beneficio real pueda ser mayor.

Costos de Operación y MantenimientoSe variará el % de operación y mantenimiento entre los valores -10% y +10%, y se verificará la variación de la sostenibilidad y de los indicadores económicos privados y sociales.3.8.2 Análisis de sensibilidad 1- Variable: Inversión base

Se obtienen los siguientes resultados:

Alternativa 1:Cuadro 44

Análisis de Sensibilidad Alternativa 1

% Variación.VAN (12%)

S/.VANS (14%)

S/.

-10% -704,385 624,126

-5% -749,270 618,647

0 -794,154 613,169

5% -839,039 607,690

10% -883,923 602,212 Fuente: Elaboración Propia

46

Alternativa 2:Cuadro 45

Análisis de Sensibilidad Alternativa 2

% Variación.VAN (12%)

S/.VANS (14%)

S/.

-10% -906,921 339,511

-5% -963,520 339,511

0 -1,020,118 339,511

5% -1,076,717 339,511

10% -1,133,315 339,511 Fuente: Elaboración Propia

Se concluye que si la inversión de la alternativa 1 aumenta hasta un 10%, el VANS de esta alternativa sigue superior al de la alternativa 2.

3.8.3 Análisis de sensibilidad 2- Variable: Tarifa de venta

Se obtienen los siguientes resultados:Cuadro 46

Análisis de Sensibilidad a la Tarifa de Venta

% Variación.ALTERNATIVA 1VANPN (12%)

S/.

ALTERNATIVA 2VANPN (12%)

S/.

-10% -815368 -1020118

-5% -804761 -1020118

0% -794154 -1020118

5% -783547 -1020118

10% -772940 -1020118 Fuente: Elaboración Propia

Se concluye que si la tarifa de ventas aumentara o disminuyera, siempre la alternativa 1 predominará sobre la alternativa 2.

3.8.4 Análisis de sensibilidad 3- Variable: Beneficio económico

Se obtienen los siguientes resultados:Cuadro N° 47

Análisis de Sensibilidad al Beneficio Económico

% Variación.ALTERNATIVA 1

VAN (12%)S/.

ALTERNATIVA 2VAN (12%)

S/.

-10% -704,385.00 -906,921.43

-5% -749,269.52 -963,519.89

0% -794,154.04 -1,020,118.34

5% -839,038.56 -1,076,716.80

10% -883,923.09 -1,133,315.25Fuente: Elaboración Propia

Se concluye también que si los beneficios económicos considerados en la evaluación aumentaran o disminuyeran, siempre la alternativa 1 predominará sobre la alternativa 2.

3.8.5 Análisis de sensibilidad 4- Variable: Operación y Mantenimiento

47

Se obtienen los siguientes resultados:

Alternativa 1:Cuadro 48

Análisis de Sensibilidad Alternativa 1

% Variación.VAN (12%) VANS (14%)

S/. S/.-10% -749,337 645,423-5% -761,706 634,620

0 -794,154 613,1695% -786,444 613,016

10% -798,813 602,214Alternativa 2:

Cuadro 49Análisis de Sensibilidad Alternativa 2

% Variación.VAN (12%) VANS (14%)

S/. S/.-10% -980,119 386,468-5% -996,774 374,584

0 -1,020,118 339,5115% -1,030,086 350,816

10% -1,046,741 338,931

En este caso se afirma también que si los costos de operación y mantenimiento considerados en la evaluación aumentaran o disminuyeran, siempre la alternativa 1 predominará sobre la alternativa 2.

3.9 ANALISIS DE SOSTENIBILIDAD

El presente proyecto es una ampliación de un tramo del PSE Huarochirí I Etapa, en el tramo desde Antioquía hasta Santa Rosa de Chontay, por lo tanto, la infraestructura eléctrica deberá estar a cargo de ADINELSA, por ser ésta la encargada de la administración de las redes, aguas arriba.

De acuerdo con lo anterior y conforme al modelo que se viene utilizando en el proceso de la electrificación rural, la infraestructura eléctrica se deberá transferir en calidad de Aporte de Capital, a ADINELSA, por ser la encargada de la administración del servicio de operación, mantenimiento y comercialización del PSE Huarochirí I Etapa.

Por otro lado, ADINELSA es la encargada de la administración de varios Pequeños Sistemas Eléctricos, tanto en el departamento de Lima como en el interior del país, por lo tanto cuenta con el suficiente respaldo técnico, administrativo y logístico.

De los flujos de costos e ingresos a precios de mercado generados por el proyecto, se observa en el índice de cobertura (Ver Anexo 2), que los ingresos no son suficientes para cubrir los costos de operación y mantenimiento en los siete primeros años, posteriormente el proyecto se hace sostenible. Durante ese período, se cuenta con una carta de compromiso del Gobierno Local, promotor del proyecto, quien va a asumir el financiamiento adicional en los gastos de operación y mantenimientos requeridos.

48

3.10 ANALISIS DE IMPACTO AMBIENTAL

3.10.1 Objetivo

El Estudio de Impacto Ambiental (EIA) tiene como objetivo la identificación de los impactos ambientales, tanto positivos como negativos, para prevenir con medidas de control y seguimiento el deterioro del medio ambiente, en las fases de diseño, construcción y operación del proyecto bajo el concepto de desarrollo sostenible.

3.10.2 Marco Legal

El estudio de impacto ambiental se enmarca en el contexto de la política nacional ambiental.

La carta magna peruana en su artículo 67 señala que el estado determina la política nacional del ambiente y promueve el uso sostenible de los recursos naturales, por otro lado establece que toda persona tiene derecho a la paz, la tranquilidad, al disfrute del tiempo libre y al descanso, así como de gozar un ambiente equilibrado y adecuado al desarrollo de su vida.

Asimismo la ley de concesiones eléctricas (D.L.N° 25844), establece las normas que regulan las actividades relacionadas con la energía eléctrica y en su artículo 9 señala que el estado previene la conservación del medio ambiente y del patrimonio cultural de la nación; así como el uso racional de los recursos naturales en el desarrollo de las actividades relacionadas a la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica.

3.10.3 Alcances y Metodología

AlcancesLos alcances del presente estudio son los siguientes:• Descripción de las características físicas, biológicas y socioeconómicas del área en donde se desarrolla el proyecto.• Identificación de los Impactos Ambientales Potenciales, tanto positivos como negativos.• Plan de Manejo Ambiental, Programa de Monitoreo y Plan de Contingencia.• Análisis Costo Beneficio de los impactos positivos y negativos.

MetodologíaSe trabajaron las siguientes etapas:• Definición del entorno del proyecto: En esta etapa se recopiló la información necesaria sobre el área del proyecto, para comprender el funcionamiento del medio ambiente. • Descripción de Proyecto y determinación de los Impactos Ambientales: Descripción de las actividades de la alternativa escogida para el proyecto, ya sea en sus etapas de diseño, construcción y operación, así como el análisis de cómo estas actividades afectan a los factores ambientales involucrados dentro de la zona de estudio.

Los resultados se mostrarán adjuntos en los anexos.

49

3.11 MATRIZ DE MARCO LOGICO PARA LA ALTERNATIVA SELECCIONADA

En el Cuadro N° 49 se muestra la matriz de Marco Lógico y sus indicadores. Este Marco Lógico ha sido elaborado de acuerdo con los puntos tratados anteriormente:

Cuadro 49MATRIZ DEL MARCO LÓGICO PARA LA ALTERNATIVA SELECCIONADA

(Alternativa N° 1)

  Resumen de objetivos Indicadores Medios de Verificación Supuestos

FIN

 

Desarrollo socioeconómico y productivo local.

Aumento del consumo unitario de energía eléctrica anual (KWh/año) en el siguiente orden:

El primer año: 13 kwh/año

El segundo año: 16 kwh/año

El tercer año: 19 kwh/año…

El décimo año: 23 kwh/año

Registros de consumo de energía de la empresa eléctrica local.

PROPOSITO

 

 

Acceso de la población al servicio de electricidad.

 

 

 

Aumento del número de usuarios de electricidad: 

El segundo año: 271

El tercer año: 272

El décimo año: 381

Estadísticas de usuarios de la empresa de electricidad local.

Crecimiento vegetativo dentro de los indicadores previstos.

Existe un marco regulatorio que establezca una tarifa al alcance de la población.

COMPONENTES

 

 

Infraestructura eléctrica:

- Líneas Primarias.

- Redes Primarias.

- Redes Secundarias.

Sistemas de Medición y acometidas domiciliarias.

26,43 km de línea primaria instalada a un costo de S/. 448,692.

0,97 km de red primaria instalada a un costo de S/. 123,475.

4,01 km de red secundaria instalada a un costo de S/348,242

271 sistemas de medición y acometidas domiciliarias instaladas.

Informes de seguimiento y monitoreo de la construcción de la infraestructura eléctrica.

Registro de los acuerdos y convenios firmados por las instituciones involucradas.

La municipalidad de Antioquia, como entidad supervisora de la ejecución del proyecto, está realmente capacitada para realizar esta tarea.

Las instituciones involucradas cumplen los acuerdos y convenios firmados.

50

Cuadro 50MATRIZ DEL MARCO LÓGICO PARA LA ALTERNATIVA SELECCIONADA

(Alternativa N° 1)

  Resumen de objetivos Indicadores Medios de Verificación Supuestos

ACCIONES

 

 

 

 

 

Instalación de la infraestructura eléctrica:

- Líneas Primarias.

- Redes Primarias.

- Redes Secundarias.

Instalación de sistemas de medición y acometidas domiciliarias.

Instalación de Líneas y Redes Primarias:

585 524 S/. en 60 días.

Instalación de Redes Secundarias, acometidas domiciliarias y medidores:

348 242 S/. en 40 días.

Operación y Mantenimiento:23 378 S/. a partir del primer año de operación.

Registro contable de la entidad ejecutora del proyecto.

Los presupuestos requeridos se obtienen de manera oportuna.

Los acuerdos, contratos y adquisiciones se hacen de manera oportuna.

Interés de las instituciones involucradas en la ejecución del proyecto

Obtener el apoyo de la población a la ejecución del proyecto.

51

MODULO 4

CONCLUSIONES Y ANEXOS

52

4.1. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES:

1. De la evaluación económica realizada, se concluye que la alternativa N° 1 es la más conveniente, tanto en la evaluación privada como en la social.

2. El proyecto es sostenible a partir del octavo año, por lo que La Municipalidad de Antioquía, se compromete cubrir el déficit de los siete primeros años que presentan los costos de Operación y Mantenimiento; para cuyo efecto el Alcalde Distrital Antioquia ha remitido un Oficio de Compromiso.

3. Del análisis de sensibilidad, se tiene que, la alternativa N° 1, siempre será la alternativa más conveniente.

4. Ambas alternativas producen impactos ambientales positivos sobre el medio ambiente local, y aumentan, en consecuencia, el bienestar socioeconómico de la población.

5. En la alternativa N° 1, los factores ambientales de mayor impacto negativo ocurren en la etapa de construcción, principalmente en el medio físico (contaminación y erosión de suelos), y que su gran mayoría son transitorios.

6. Se recomienda la ejecución de este proyecto por ser rentable socialmente y sostenible.

4.2 ANEXOS

ANEXO N° 1 : PROYECCIÓN DE LA DEMANDA

ANEXO N° 2 : ANALISIS DE SOSTENIBILIDAD

53

ANEXO N° 1ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA

Procedimiento de cálculo, variables importantes y supuestos utilizados

El estudio del mercado eléctrico de cada proyecto, tiene como objetivo fundamental determinar, mediante prospecciones de campo y gabinete, los requerimientos presentes y futuros de potencia y energía en todo el ámbito de la zona de influencia, para un horizonte de planeamiento de 20 años.

La metodología utilizada para la proyección del consumo de energía y de la máxima demanda, con ligeras variantes, es la que recomendó una misión alemana que, vía cooperación técnica, analizó este aspecto en el periodo de 1970-1975.

Se determinó que para el caso de pequeños y medianos centros poblados la metodología más adecuada es aquella que se basa en el establecimiento de una relación funcional creciente entre el consumo de energía por abonado doméstico (kWh/abonado) y el número de abonados estimados para cada año.

Esta relación considera que la expansión urbana a consecuencia del crecimiento poblacional está íntimamente vinculada con el desarrollo de actividades productivas que conducen a mejorar los niveles de ingreso y, por ende, el crecimiento per cápita del consumo de energía eléctrica.

Los cálculos que en forma secuencial efectúa el programa utilizado son los siguientes:

1.- Proyección del número de habitantes por cada centro poblado a partir de la información del número de habitantes y viviendas.

2.- Determinación del número promedio de habitantes por familias (vivienda) para cada una de las localidades del Pequeño Sistema Eléctrico, basándose en los resultados del último Censo Nacional de Población y Vivienda, índice que permite determinar el número de viviendas para todo el horizonte de planeamiento.

3.- Determinación del número de abonados domésticos que se obtiene multiplicando el número de viviendas por el coeficiente de electrificación (abonados / viviendas totales).

4.- Determinación del consumo de energía del sector doméstico haciendo uso de curvas de consumo preestablecidas para diferentes zonas del país o consumos unitarios anuales (por abonado) las cuales se transforman a expresiones de curvas de consumo. Las curvas de consumo utilizadas son del tipo:

Y A X B *

que relaciona el consumo unitario de energía anual con el correspondiente número de abonados, las mismas que se determinan mediante análisis de regresión histórica.

5.- El consumo por usos generales, que de acuerdo a la información existente se estima también como un porcentaje del consumo doméstico.

54

6.- Consumo por alumbrado público:Se determina asumiendo un factor KALP = 3,3 (Cuadro N° 7), luego Consumo mensual de AP en kWh-mes es igual a N° usuarios x KALP (Cuadro N° 8)

6.- Consumo neto o energía vendida que es la sumatoria de los consumos antes descritos.

7.- Consumo bruto o energía distribuida, que se obtiene de sumar el Consumo Neto y las pérdidas en la distribución, las mismas que se estiman como un porcentaje de la Energía Vendida.

8.- Consumo del sistema o energía total requerida, el cual es el resultado de añadir a la sumatoria de los consumos brutos totales de las localidades del Sistema un porcentaje de este, por concepto de pérdidas en la línea primaria.

La determinación de estas pérdidas se hace utilizando la conocida ecuación: pp ppp fci i i * . * .0 7 03

donde:

ppei = porcentaje de pérdidas de energía en la línea primaria al año i - ésimo.

pppi = porcentaje de pérdidas de potencia en la línea primaria al año i - ésimo.

fci = Factor de carga del año i - ésimo.Los valores que se den a pppi dependerán de la configuración del futuro sistema eléctrico y de la longitud total de líneas de primarias

9.- Máxima Demanda Neta de Potencia por Localidad, que se obtiene a partir de los consumos de los sectores: servicios y alumbrado público, a los cuales se les aplica sus respectivas horas de utilización y se les asigna un diagrama de carga para cada uno de ellos, se suma horariamente dichos diagramas, a los que se les adiciona el correspondiente a las cargas especiales, obteniéndose de esa manera la Demanda Neta.

10.- Máxima Demanda Bruta, es la que se obtiene al adicionar a la Demanda Neta las pérdidas de potencia en la distribución, las cuales se determinan utilizando la siguiente ecuación:

ppdped

fci

i

*

*

100

70 30

donde:

ppdi = porcentaje de pérdida de potencia en distribución al año i - ésimo.

ped = porcentaje de pérdidas de energía en distribución

fci = Factor de carga del año i - ésimo

55

11.- Máxima Demanda del Sistema, se determina empleando la siguiente ecuación:

MDS DSi FSLIt

t nDCi

t

t nFDPi FPTi

* * *

1 11 1

donde:

MDSi = Máxima Demanda del sistema al año i - ésimo

Dsi = Máxima Demanda por Servicios al año i-ésimo correspondiente al pueblo t.

Dci = Demanda de Potencia por cargas especiales correspondiente a la hora de punta del Sector Servicios para el año i - ésimo del pueblo t.

FSLi = Factor de simultaneidad entre los "n" pueblos el año i–ésimoDAPi = Demanda por Alumbrado Público al año i-ésimo del pueblo t

FPTi = Factor de pérdidas en la línea primaria por el año i-ésimo valor que se asume según factores de perdidas de OSINERG.

FPDi = Factor de pérdidas en distribución obtenido a partir de la siguiente ecuación:

donde:

FPE = Factor de pérdidas de energía en distribución

fcI = Factor de carga del año i - ésimo

A continuación, se describe secuencialmente los cálculos efectuados para la proyección de demanda de localidades:

Número de Abonados Domésticos

Con los datos mostrados (Cuadro N° 1), se procede a proyectar el número de abonados domésticos (viviendas a ser electrificadas), para esto, el número de viviendas totales (la cual resulta de dividir la población entre la densidad poblacional) se multiplica por la proyección del coeficiente de electrificación.

Así también para el cálculo de la población a ser electrificada se requiere multiplicar la población total por el coeficiente de electrificación, en consecuencia, para la elaboración de este cuadro es importante conocer las estimaciones de la población por localidad, la densidad familiar por localidad y el coeficiente de electrificación.

Anexo Nº 01 - Cuadro Nº 01

Nº Habitantes y Nº ViviendasNº Localidad

Población Total

Viviendas Totales

Población a ser Electrificada

Viviendas a ser Electrificadas

Densidad Familiar

Coeficiente de Electrificación

1 Palma 144 48 66 22 3 46%

56

2 Chillaco 144 36 92 23 4 64%3 Antapucro 124 31 112 28 4 90%4 Sisicaya 135 45 96 32 3 71%5 Nieve-Nieve 224 56 116 29 4 52%6 Santa Rosa de Chontay 400 100 276 69 4 69%7 Pampa Sisicaya 153 51 108 36 3 71%  Totales 1324 367 866 239 4  

Fuente: Inspecciones de campo

Consumo doméstico:

De la información existente de consumo histórico de aquellas localidades similares que cuentan con suministro eléctrico o localidades con un nivel de desarrollo semejante; tomamos como referencia la información del PSE Huarochirí I Etapa, suministrada por ADINELSA (Cuadro N° 2), de la cual obtenemos un consumo unitario inicial de 9,47 kWh-mes / cliente.

57

Anexo 01 - Cuadro N° 02Consumo Doméstico Unitario

CONSUMO HISTÓRICO DEL PSE HUAROCHIRÍ I ETAPA

Año Mes ClientesEnergía

(kWh-mes)Consumo Unitario(kWh-mes/cliente)

2002 Enero 3,926 22,226.20 5.66

2002 Febrero 3,912 17,058.00 4.36

2002 Marzo 3,751 15,271.00 4.07

2002 Abril 3,744 24,691.00 6.59

2002 Mayo 3,763 27,994.00 7.44

2002 Junio 3,778 32,417.89 8.58

2002 Julio 3,800 32,677.17 8.60

2002 Agosto 3,815 34,300.94 8.99

2002 Septiembre 3,837 35,954.00 9.37

2002 Octubre 3,846 29,424.00 7.65

2002 Noviembre 3,862 33,824.00 8.76

2002 Diciembre 3,865 25,978.00 6.72

2003 Enero 3,866 26,675.00 6.90

2003 Febrero 3,870 25,956.00 6.71

2003 Marzo 3,871 24,259.00 6.27

2003 Abril 3,852 29,214.00 7.58

2003 Mayo 3,861 29,795.00 7.72

2003 Junio 3,844 32,931.00 8.57

2003 Julio 3,819 32,873.00 8.61

2003 Agosto 3,786 36,388.00 9.61

2003 Septiembre 3,774 34,692.00 9.19

2003 Octubre 3,695 34,179.00 9.25

2003 Noviembre 3,677 32,492.00 8.84

2003 Diciembre 3,685 29,250.00 7.94

2004 Enero 3,674 80,951.00 22.03

2004 Febrero 3,640 59,489.00 16.34

2004 Marzo 3,641 67,316.00 18.49

2004 Abril 3,610 76,556.84 21.21

2004 Mayo 3,504 33,093.00 9.44

2004 Junio 3,513 34,018.00 9.68

2004 Julio 3,490 28,558.00 8.18

2004 Agosto 3,507 41,976.00 11.97

2004 Septiembre 3,491 34,892.00 9.99

2004 Octubre 3,486 35,227.00 10.11

2004 Noviembre 3,487 35,922.00 10.30

2004 Diciembre 3,488 32,066.00 9.19

      Promedio 9.47

Fuente: ADINELSA

Con estos datos históricos procedemos a calcular una tasa de crecimiento en el periodo 2002 – 2003, de la cual obtenemos:

58

Se ajustan los datos a una curva de tendencia exponencial, del tipo y = A*eBx , que luego de igualarla a la función y=A*(1+t)x, se determina que:

En la función de la curva de tendencia de la gráfica 1, el valor de B es igual a 0.0039, por ello la tasa mensual es de 0.39% y la tasa anual de 4.79%.

Dado que esta tasa es elevada para todo el período de evaluación, entonces se considerará a 4.79% para los cinco primeros años, 2% para los siguientes cinco años y 1% para los últimos diez años.

Cabe mencionar que si para calcular la tasa de crecimiento anual consideramos el periodo 2002-2004, la tasa sería de 9.55% anual.

Anexo N°1 - Grafico 1

Gráfico de Tendencia del Consumo PSE Huarochirí I Etapa

Fuente: Elaboración propia

Consumo para uso general:

Incluye a colegios, postas médicas, mercado, iglesia, comisaría, municipios y locales comunales. Se considera como un porcentaje del consumo doméstico (CG/CD), que de acuerdo a las inspecciones hechas en cada localidad visitada en la zona del proyecto, se determino un valor máximo de 28% del consumo del sector doméstico.

Consumo por alumbrado público:

Se determina asumiendo un factor KALP = 3,3 (Cuadro N° 3), luego un consumo mensual de AP (CMAP), en kWh-mes es igual al N° de usuarios totales x KALP, tal y como se muestra en el siguiente cuadro:

Anexo 1 - Cuadro N° 03

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Numero de Lámparas AP por Localidad

LocalidadNúmero Usuarios

Domésticos (*)

Número Usuarios

Uso General (*)

Número Usuarios

TotalKALP CMAP NHMAP PPL PI

Palma Baja 22 5 27 3.3 89 360 70 3

Chillaco 23 7 30 3.3 99 360 70 4

Antapucro 28 4 32 3.3 106 360 70 4

Sisicaya 32 5 37 3.3 122 360 70 4

Nieve-Nieve 29 8 37 3.3 122 360 70 4

Santa Rosa de Chontay

69 3 72 3.3 238 360 70 10

Pampa Sisicaya 36 0 36 3.3 119 360 70 4

Fuente: Inspecciones de campo

(*) Se consideran lotes en construcción

CMAP : Consumo mensual de AP en kWh.

KALP : Factor de AP en kWh/usuario-mes. Sector Típico 4: KALP=3,3

NHMAP : Número de horas mensuales del servicio AP (horas/mes)

PPL : Potencia nominal promedio de la lámpara de AP en watts

PI : Puntos de Iluminación.

Consumo Total:

Se obtiene de sumar los consumos de cada uno de los sectores descritos anteriormente, considerando un 11,66 % adicional por pérdidas de energía en BT y MT (Cuadro N° 4).

60

Anexo 1 - Cuadro N° 04Factores de Expansión de Pérdidas

Empresa Edelnor Electrocentro Electro Sur Medio Electro Sur Medio

Sistema Eléctrico   Aislado_B4-EDLN Ayacucho Rural Huaytara-Chocorva Aislado_A4-ELSM

Sector Típico   4 4 4 4Factor de expansión de pérdidas de energía en media tensión.

PEMT 1.0234 1.0229 1.0229 1.0229

Factor de expansión de pérdidas de potencia en media tensión.

PPMT 1.0452 1.0450 1.0450 1.0450

Factor de expansión de pérdidas de energía en baja tensión.

PEBT 1.1320 1.1406 1.1406 1.1406

Factor de expansión de pérdidas de potencia en baja tensión.

PPBT 1.2053 1.2111 1.2111 1.2111

Pérdidas de Energía en BT y MT consideradas en el proyecto 11.66%Pérdidas de Energía en MT consideradas en el proyecto 4.31%

Fuente: Osinerg

Demanda Máxima de Potencia:

Es la demanda que se obtiene de dividir el consumo total sobre las horas de utilización (Cuadro N° 5).

Anexo 1 - Cuadro N° 05Horas de Utilización Sector Doméstico

ZONATIPO

LOCALIDADINICIAL

INCREMENTO HORAS/AÑO

FINALFactor de Carga

InicialFactor de Carga

Final

COSTA (1)I 2278 18 2646 0.26 0.30

II 2102 18 2471 0.24 0.28

SIERRA (2)I 2102 18 2462 0.24 0.28

II 1927 17 2267 0.22 0.26

SELVA (3)I 2980 29 3560 0.34 0.41

II 2100 18 2460 0.24 0.28

(1) : PSE HUARMEY CULEBRAS II ETAPA

(2) : PSE AIJA-COTAPARACO III ETAPA

(3) : PSE AGUAYTIA I ETAPA

TIPO I : LOCALIDAD(ES) REFERIDAS A CAPITALES DISTRITALES O LOCALIDADES REPRESENTATIVAS

TIPO II : CENTROS POBLADOS MENORES ANEXOS Y CASERIOS.

Fuente: ADINELSA

Finalmente, se tiene lo siguiente:

61

Anexo Nº 01 - Cuadro Nº 06

PROYECCION DE CONSUMO DE ENERGIA Y MAXIMA DEMANDA POR LOCALIDAD

Energía Total (kWh)

Localidad Distrito 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Palma Baja Antioquia 4476 5213 5925 6617 7293 7955 8608 9253 9894 10533 11171 11810 12453 13100 13753 14413 15081 15758 16446 17146

Chillaco Antioquia 4670 5067 5447 5812 6165 6509 6846 7176 7501 7823 8142 8459 8776 9092 9408 9726 10045 10366 10689 11016

Antapucro Antioquia 5655 5899 6139 6375 6608 6841 7073 7306 7541 7777 8015 8256 8500 8748 8999 9255 9515 9779 10049 10324

Sisicaya Antioquia 6476 6933 7384 7833 8282 8734 9190 9651 10119 10595 11081 11577 12085 12605 13139 13686 14249 14828 15424 16037

Nieve-Nieve Antioquia 5903 6855 7754 8606 9415 10187 10926 11637 12323 12987 13632 14261 14876 15478 16070 16653 17228 17796 18359 18918

Santa Rosa de Chontay Antioquia 13986 15330 16605 17820 18985 20107 21193 22248 23278 24286 25275 26250 27213 28167 29113 30054 30991 31927 32861 33797

Pampa Sisicaya Antioquia 7340 7857 8369 8879 9388 9900 10417 10940 11471 12012 12563 13126 13702 14292 14897 15518 16157 16814 17490 18186

Total 48732 53416 57921 62277 66513 70651 74714 78718 82680 86614 90532 94446 98366 102301 106258 110247 114273 118344 122465 126643

Máxima Demanda (kW)

Localidad Distrito 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Palma Baja Antioquia 2.2 2.55 2.88 3.21 3.51 3.81 4.1 4.38 4.65 4.92 5.18 5.44 5.7 5.96 6.21 6.47 6.72 6.98 7.23 7.49

Chillaco Antioquia 2.29 2.47 2.65 2.81 2.96 3.11 3.25 3.39 3.52 3.65 3.77 3.89 4.01 4.13 4.25 4.36 4.47 4.59 4.7 4.81

Antapucro Antioquia 2.77 2.88 2.98 3.07 3.17 3.26 3.35 3.44 3.53 3.61 3.7 3.79 3.88 3.96 4.05 4.14 4.23 4.32 4.41 4.5

Sisicaya Antioquia 3.18 3.38 3.58 3.78 3.97 4.17 4.36 4.55 4.74 4.93 5.12 5.32 5.52 5.72 5.92 6.13 6.34 6.56 6.78 7

Nieve-Nieve Antioquia 2.9 3.35 3.78 4.17 4.54 4.89 5.21 5.51 5.8 6.07 6.33 6.58 6.82 7.05 7.26 7.48 7.68 7.88 8.07 8.26

Santa Rosa de Chontay Antioquia 6.86 7.49 8.08 8.63 9.14 9.62 10.08 10.52 10.94 11.34 11.72 12.09 12.46 12.81 13.15 13.48 13.81 14.13 14.45 14.76

Pampa Sisicaya Antioquia 3.6 3.83 4.06 4.29 4.5 4.72 4.94 5.16 5.37 5.59 5.81 6.03 6.26 6.48 6.72 6.95 7.19 7.44 7.69 7.94

Total 23.57 25.73 27.77 29.71 31.56 33.34 35.05 36.71 38.33 39.9 41.45 42.97 44.47 45.96 47.44 48.9 50.37 51.83 53.3 54.77

Fuente: Elaboración Propia

62

ANEXO N° 2Flujo de costos de operación y mantenimiento e ingresos

El indicador de cobertura del cuadro anterior demuestra que el proyecto requiere del Estado para cubrir sus costos de operación y mantenimiento en los siete primeros años. Para lograr esto la Municipalidad de Antioquia se compromete mediante un acta a cubrir el déficit durante ese período.

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AñoCompra de

Energía(S/.)

COyM (*)(S/.)

Ingresos Tarifarios

(S/.)

Aportes del Estado

(S/.)Cobertura

Aportes del EstadoMes(S/.)

1 9,549 13,065 17,972 4,642 79% 3872 10,467 13,219 19,864 3,822 84% 3183 11,350 13,375 21,692 3,033 88% 2534 12,203 13,533 23,468 2,269 91% 1895 13,033 13,693 25,199 1,527 94% 1276 13,844 13,855 26,896 803 97% 677 14,640 14,019 28,565 93 100% 88 15,425 14,184 30,215 606 102% 509 16,201 14,352 31,850 1,297 104% 108

10 16,972 14,521 33,476 1,983 106% 16511 17,740 14,693 35,098 2,666 108% 22212 18,507 14,866 36,721 3,348 110% 27913 19,275 15,042 38,349 4,032 112% 33614 20,046 15,220 39,985 4,719 113% 39315 20,821 15,400 41,632 5,411 115% 45116 21,603 15,581 43,294 6,110 116% 50917 22,392 15,766 44,974 6,817 118% 56818 23,189 15,952 46,674 7,533 119% 62819 23,997 16,140 48,397 8,260 121% 68820 24,816 16,331 50,145 8,999 122% 750

64

INTRODUCCION

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PLANTILLA DEL CASO PRÁCTICO: ELECTRIFICACION RURAL

La presente plantilla del perfil de Electrificación Rural representa un caso práctico que muestra en qué consiste la evaluación del primer nivel de estudios de preinversión: el Perfil.

Si bien la presente plantilla desarrolla todos los Aspectos Generales de un Estudio de Perfil del Proyecto de Inversión Pública2, su aplicación esta orientada al sector de electrificación rural, así como al área geográfica en particular donde se ubica el caso práctico y su problemática.

Todo Proyecto de Inversión Pública es la solución a un problema, entonces una inadecuada identificación del problema conlleva a soluciones equivocadas y por lo tanto al mal uso de los recursos públicos.

Para identificar un problema se debe realizar un diagnóstico de la situación actual, que en este caso particular significa, plantear cuáles son las condiciones actuales bajo las que se viene prestando los servicios de energía en el área afectada y en caso la zona no cuente con este servicio, cuáles son los problemas asociados que esto conlleva y cómo se solucionarían con el proyecto.

Una vez realizado el diagnóstico e identificado el problema, el siguiente paso será analizar las alternativas de solución y elegir la mejor que se convertirá en el Proyecto.

En general, la secuencia que sigue el presente Caso Práctico es la siguiente:

2 Anexo SNIP – 05 Ministerio de Economía y Finanzas.

MODULO I Aspectos Generales

MODULO I Aspectos Generales

MODULO IIIdentificación

MODULO IIIdentificación MODULO III

Formulación y Evaluación

MODULO IIIFormulación y Evaluación

MODULO IVConclusiones

MODULO IVConclusiones

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MODULO 1

ASPECTOS GENERALES

67

1- ASPECTOS GENERALES

En este módulo se desarrollan algunos aspectos generales del proyecto tales como el nombre del proyecto, la ubicación, la unidad ejecutora y formuladora, la participación de las entidades involucradas y de los beneficiarios.

1.1 Nombre del Proyecto:Nombre del Proyecto: El nombre debe permitir identificar el tipo de

intervención (construcción de red primaria y línea primaria; ampliación de línea primaria o secundaria, etc.) a fin de dar solución al problema que se ha identificado como relevante.Además, debe incluirse dentro del nombre del proyecto la localización geográfica relevante.

1.2 Unidad Formuladora y EjecutoraUnidad Formuladora:

Es la entidad encargada de la formulación del Estudio de Perfil y puede ser cualquier oficina o entidad del sector público.La Unidad Formuladora debe estar inscrita en el Banco de Proyectos del SNIP.

Unidad Ejecutora: Es la entidad encargada de la ejecución del Proyecto. Las Unidades Ejecutoras son aquellas determinadas por la Ley de Presupuesto.

1.3 Participación de entidades involucradas y de los beneficiarios:

Se debe mencionar quiénes son las personas y/o instituciones involucradas en el proyecto, así como su rol y el objetivo de la organización si fuera el caso. Por ejemplo: Municipalidad, Empresas Privadas, ADINELSA, Ministerio de Energía y Minas, población entre otras. Así como los acuerdos y compromisos alcanzados (o que se deberán alcanzar), entre los que se pueden mencionar los compromisos de ejecución, la cesión de derechos sobre terrenos, etc.

Para el desarrollo del proyecto es necesaria la participación activa y decidida de las autoridades locales, regionales y de la población (beneficiarios) para garantizar la buena ejecución del mismo. Se recomienda que en algunos casos la Unidad Formuladora realice talleres a fin de que la población se sienta plenamente identificada con el proyecto y se comprometa con la intervención que se piensa desarrollar en la zona.

1.4 Marco de referenciaEn esta parte se debe describir hechos importantes relacionados con el origen del proyecto (Antecedentes del proyecto), así como la descripción del mismo y como se enmarca en los lineamientos de política sectorial - funcional (Anexo SNIP 11) y en el contexto regional y local.

En relación a los antecedentes del proyecto, estos no deben confundirse con antecedentes de la electrificación en el país, sino más bien centrarse en los antecedentes de la electrificación en el área de influencia del proyecto.

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MODULO 2

IDENTIFICACIÓN

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2- IDENTIFICACION

Con este módulo se identifica el problema que se trata de resolver con el Proyecto. Asimismo, se identifican las causas y efectos relacionados al problema. Para luego plantear qué es lo que se quiere lograr y cuáles son los medios para conseguirlo. Finalmente, se plantean las alternativas que solucionan el problema y permiten alcanzar el objetivo.

Una metodología recomendada para realizar una correcta identificación es la organización de talleres grupales, en los cuales participen todos los involucrados con el proyecto y en los cuales pueden expresar su opinión haciendo uso del método de lluvia de idea u otro tipo de actividades en las cuales los involucrados con el proyecto construyan el árbol de problemas, con la finalidad de que posteriormente los beneficiarios se sientan identificados plenamente con el proyecto.

2.1 Diagnóstico de la situación actual

Antecedentes del problema que motiva el proyecto.

Se debe describir las características del problema energético relacionado que se intenta solucionar, destacando las consecuencias negativas que su permanencia genera sobre la población afectada. Así como las razones por las que es de interés para la comunidad resolver dicho problema.

Características de la zona y población afectada.

Especificar las principales características de los diferentes grupos sociales (según área geográfica, niveles socioeconómicos, viviendas electrificadas, etc.) que sufren el problema. Adjuntar mapa de localización del proyecto y diagrama unifilar.

Servicios Públicos Describir el acceso a los servicios de agua, saneamiento, electrificación, educación y salud.

Gravedad de la situación negativa que se intenta modificar.

Precisar por cuánto tiempo ha existido el problema, si este problema refleja una circunstancia temporal (debido a una catástrofe natural, un hecho fortuito no previsto, una situación crítica coyuntural) o si es más bien de índole permanente o estructural. Finalmente, expresar como un porcentaje referido a la población que potencialmente podría estar afectada por el problema.

Intentos anteriores de solución.

En caso que se hubieran dado algunos intentos anteriores de solución, es necesario indicar de qué tipo fueron, el grado de éxito o fracaso alcanzado, así como las causas a las que se atribuyen los mismos. Por otro lado, si no existieron intentos de soluciones anteriores precisar porqué.

Intereses de los grupos involucrados

Es importante contar con el apoyo de diversos sectores de la sociedad para que el proyecto sea considerado y poder ejecutarlo más fácilmente. Así pues, con el fin de indagar si existe el apoyo

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social y político necesario para llevarlo a cabo, resulta útil elaborar la siguiente matriz de involucrados (ver cuadro 1).

Para elaborar esta matriz se deberá considerar lo siguiente:

En la columna de grupos de involucrados hay que consignar a los siguientes actores (personas o instituciones): (i) los que serán afectados por los resultados del proyecto (negativa o positivamente), (ii) los que pueden afectar los resultados del proyecto, por ejemplo, instituciones formuladoras y ejecutoras, autoridades centrales, regionales, locales, etc.Los problemas percibidos son las situaciones negativas observadas por el grupo de involucrados respectivo; se deberán incluir sólo aquellos que se encuentran relacionados con el proyecto.Los intereses de cada grupo de involucrados se encuentran vinculados con sus problemas percibidos, y expresan aquellos resultados que consideran importante obtener del proyecto. Note que pueden existir conflictos entre los intereses de los distintos grupos, situación que deberá tenerse en cuenta a la hora de plantear las alternativas de solución del problema, a fin de disminuir al máximo posible las tensiones que se pudieran observar entre dichos grupos.

Cuadro 1Matriz de Involucrados

Grupo de involucrados

Problemas percibidos Intereses

Grupo X

Problema X.1 percibido por el Grupo X

Problema X.2 percibido por el Grupo X

Interés X.1 del Grupo X (vinculado con el problema X.1)

Interés X.2 del Grupo X (vinculado con el problema X.2)

Grupo Y ... ... Grupo Z ... ...

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2.2 Definición del Problema y sus causas:

Definición del Problema: Es aquella situación negativa que afronta la población relacionada con el servicio de electricidad.No debe ser expresado como la ausencia de una solución (por ejemplo: No existen redes eléctricas) pues así solo se encontrará una solución aparentemente única. Lo adecuado es que se deje abierta la posibilidad de encontrar múltiples soluciones para resolverlo.

Principales causas: Responden a la pregunta: ¿Por qué ocurre este problema? Se puede realizar una “lluvia de ideas”, esto consiste en hacer una lista de ellas sin algún orden entre las que surjan.Luego, se puede eliminar alguna causa de la lista por que:

Se encuentra repetida o incluida dentro de otra.Se concluye que, en realidad, es un efecto del problema antes que una causa del mismo.No se puede modificar a través del proyecto planteado. No se beneficia a los usuarios con la solución del problema sino a otros grupos sociales sobre los cuales el proyecto no busca tener mayor impacto.No afecta verdaderamente al problema planteado o lo hace de manera muy indirecta.

Finalmente, se separan aquellas causas indirectas de último nivel que son las que se atenderán directamente con el proyecto.

Principales efectos: Responden a la pregunta: ¿Qué sucederá en el corto y mediano plazo si no se soluciona el problema? La respuesta a esta pregunta debe verse reflejada en una “lluvia de ideas” similar a aquella realizada para definir las causas del problema. Luego, eliminar los efectos que:

Se encuentra incluido dentro de otro efecto, de tal modo que sería repetitivo incluir ambos.Se concluye que, en realidad, es una causa del problema antes que un efecto del mismo.No es un efecto verdadero del problema planteado o lo es de manera muy indirecta.

Presentar el árbol de causas – efectos

2.3 Objetivo del Proyecto

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Objetivo central: Es lo que el Proyecto pretende lograr al finalizar la ejecución. En la práctica es el problema solucionado. Cuando se piense en el objetivo del proyecto se debe tener una idea del indicador que permitirá cuantificar el logro del objetivo y su forma de cálculo.

Medios de primer nivel: Conjunto de acciones orientadas a mejorar la oferta de servicios de electrificación. En la práctica son las causas de primer nivel solucionadas.

Los medios fundamentales para lograr los objetivos:

Son las acciones orientadas a enfrentar las causas del problema. Una manera sencilla de verlo, es reemplazar las causas por actividades que permitan solucionarlas.

Los fines por alcanzar: Son las consecuencias positivas para la población beneficiada por la ejecución del Proyecto. La forma más sencilla es a través de la identificación de los efectos deseados tras la solución del problema.

Presentar el árbol de medios y fines.

2.4 Análisis de medios fundamentales

Clasificar los medios fundamentales como imprescindibles o imprescindibles.

Es imprescindible cuando constituye el eje de la solución del problema identificado; los no imprescindibles si bien contribuirán con el logro del objetivo central, no son tan necesarios para alcanzarlo.

Relacionar los medios fundamentales

Según su relación, los medios fundamentales pueden ser:

Mutuamente excluyentes.- No pueden ser llevados a cabo al mismo tiempo.Complementarios.- Deben llevarse a cabo conjuntamente.Independientes.- No tienen relación de complementariedad ni de exclusión mutua.

Planteamiento de Acciones

Características de las acciones:Deben ser posibles de realizar.Deben ser factibles de llevarse a cabo con las capacidades físicas, técnicas y operativas disponibles.Mostrar relación con el objetivo central.Estar enmarcadas en los límites de acción de la institución ejecutora (recursos, facultades, etc.)

Relacionar las acciones

Según su relación pueden ser:Mutuamente excluyentes.- Cuando sólo se puede elegir hacer una de ellas Complementarias.- Deben llevarse a cabo conjuntamente.Independientes.- No tienen relación de complementariedad ni de exclusión mutua.

NOTA: ♦ Si son mutuamente excluyentes, se plantean en

73

diferentes alternativas.♦ Si son complementarias pueden incluirse en una o más alternativas.

Definir y Describir las Alternativas de Solución

Agrupar las acciones considerando que:

Cada alternativa debe contener por lo menos una acción por cada uno de los medios fundamentales imprescindibles que no sean mutuamente excluyentes.Por cada medio fundamental mutuamente excluyente debe haber por lo menos una alternativa.Las acciones mutuamente excluyentes vinculadas con el mismo medio deberán formar parte de alternativas diferentes.Las acciones complementarias pueden realizarse en todas las alternativas.

2.4 Alternativas de solución Describir las alternativas existentes para la mejora de la oferta de servicios de electrificación, considerando el problema central y las causas que lo generan. Tomar en cuenta también, la zona geográfica y el nivel de radiación de la zona (si una de las alternativas son paneles solares).

Las alternativas se logran a través del conjunto de acciones posibles para solucionar el problema, de tal manera que queden agrupadas en proyectos alternativos que luego serán formulados y evaluados. Es importante mencionar que ellos deben contener, por lo menos, una acción cualitativamente diferente. Debe describirse brevemente cada uno de estos proyectos alternativos, considerando la información recogida en los pasos previos; si fuera el caso presentar los diagramas de cada uno.

Es importante señalar que las alternativas deben ser comparables y si existieran otras que se analizaron y descartaron, es necesario explicar ello en esta parte, así como porqué han sido descartadas.

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MODULO 3

FORMULACIÓN Y EVALUACION

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3-FORMULACION Y EVALUACION

Aquí se recoge, se organiza y se procesa toda la información de cada uno de las alternativas identificadas; dicha información servirá para la evaluación de dichos proyectos y seleccionar entre ellos la mejor alternativa.

Se busca obtener dos resultados principales en este módulo que son: la definición de las metas de los proyectos alternativos, en términos de los servicios que ofrecerá cada uno a determinadas poblaciones objetivo; y la identificación y cuantificación de sus costos totales, a precios de mercado, y su organización en flujos.

3.1 Análisis de la demandaAnálisis de la demanda Cuantificar la demanda de potencia y energía

eléctrica de las localidades y cargas productivas ubicadas en el área del proyecto.

Información de zonas similares al proyecto

Se debe trabajar con información de consumos promedio por cliente, de zonas similares al proyecto, de los diferentes meses de un año referencial. Asimismo, se debe recopilar como dato las horas de utilización del sector doméstico, proporcionados por fuentes tales como, OSINERG, ADINELSA, MEM, empresas distribuidoras y generadoras.

Proyección de la población y del número de viviendas

Para la proyección de la población y del número de viviendas, se debe utilizar los datos recopilados de las localidades del ámbito de ejecución del proyecto (número de habitantes, número de viviendas totales y número de viviendas a electrificarse) e información proporcionada por el INEI (censos de 1981,1993 y 2005).

Proyección de la demanda de potencia y energía

Es necesario considerar: Información recopilada en el área de influencia del

proyecto identificando las localidades a ser electrificadas.

Censos Nacionales de Población y Vivienda de 1981, 1993 y 2005.

Proyección de la demanda:La metodología empleada se basa en la proyección de consumo de energía y de la máxima demanda, que para el caso de pequeños y medianos centros poblados se trata del establecimiento de una relación funcional creciente entre el consumo de energía por abonado doméstico (kWh/abonado) y el número de abonados estimados para cada año.

NOTA La Unidad Evaluadora podrá solicitar información primaria para el sustento de la demanda del proyecto y de otros aspectos, en caso de que la declaración de viabilidad del proyecto se dé a nivel de perfil.

3.2 Análisis de la OfertaOferta actual de los Describir la fuente de energía que abastecerá al

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servicios de electrificación

proyecto (en caso de tratarse de una II etapa por ejemplo), comentar si esta fuente abastecerá también a otras etapas.

Para el caso de la oferta “sin proyecto”, su calculo estará dado por la capacidad actual de transmitir energía eléctrica a la zona, la cual en caso de no existir instalaciones se hace nula, es decir, la oferta “sin proyecto” será 0 kW.

3.3 Balance oferta – DemandaDéficit o brecha: A partir de los análisis de demanda y oferta

realizados en los pasos previos, se procede a comparar la demanda actual y proyectada con la oferta actual, a fin de obtener la brecha entre ambos tanto en la situación con proyecto como sin proyecto.

3.4 Secuencia de Etapas y actividades de alternativasEn este punto se debe detallar las actividades y su duración, para cada una de las alternativas propuestas en el Proyecto.

Con respecto al período de evaluación, de acuerdo a la normatividad del SNIP, se señala que debe ser por 10 años. En caso que sea superior a los 10 años, se requiere el sustento técnico y aprobación tanto de la Oficina de Programación e Inversiones encargada de la evaluación del proyecto, así como de la DGPM-MEF.

3.5 Costos Estimados En esta parte se debe presentar el detalle del metrado y valorización a precio de mercado de ambas alternativas planteadas en el Proyecto. Se debe desagregar los siguientes puntos:- Flujos de costos de preinversión, inversión y valores de reposición.- Flujos de costos de Operación y Mantenimiento del Proyecto. Cabe

resaltar que en el caso de una situación “sin proyecto”, los costos por operación y mantenimiento serán cero para los casos en que no se cuente con energía en la zona; no puede generalizarse este aspecto pues hay proyectos que tienen energía no convencional por ejemplo, y el proyecto se desarrolla para su interconexión a la red nacional, en este caso si habrán costos de operación y mantenimiento en la situación sin proyectos.

- Flujos de costos incrementales a precios de mercados.

NOTA Los costos de operación y mantenimiento pueden ser tomados como porcentaje de la inversión en caso se trate de un perfil. Este valor deberá sustentarse en las siguientes fases, en las cuales ya no se trabajará con porcentajes, sino con un cuadro en el que se presenten de manera desagregada los items que se incluirán para determinar el verdadero valor de los costos de operación y mantenimiento que se tendrá para el proyecto. Sin embargo, si el perfil es el estudio mediante el cual se otorgará la viabilidad al proyecto, la Unidad Evaluadora,

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podrá solicitar que no se trabaje con un porcentaje a este nivel sino que este dato debe ser sustentado.

3.6 Evaluación Económica a Precios de Mercado

Se debe desarrollar a detalle los flujos de ingresos a precio de mercado de ambas alternativas, cuyo resumen para cada proyecto alternativo, se señala a continuación:

Flujo de ingresos generados por el proyecto a precios de mercado: son los ingresos por la venta de energía. Estos ingresos se convierten en los beneficios del proyecto.Flujo de Costos incrementales y Beneficios incrementales a precios de mercado: representan la diferencia entre los costos (beneficios) “sin proyecto” y “con proyecto”.Los flujos de beneficios netos para cada alternativa: diferencia entre los beneficios incrementales y costos incrementales.Valor Actual Neto a precios de mercado (VANP): El VANP se estima sobre la base de los flujos de beneficios netos.

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3.7 Evaluación Social

Los costos a precios sociales.

El precio social es aquel que refleja el costo que significa para la sociedad el uso del servicio.

Para cambiar los costos de precios de mercado a costos a precios sociales se de aplicar un factor de corrección de la siguiente manera:

Costo a PM x Factor de corrección = Costo a precio socialLos factores de corrección varían de acuerdo al tipo de bien o servicio. Si son bienes de origen nacional el factor de corrección es igual a 0.84; si es mano de obra calificada el valor será 0.90; para la mano de obra no calificada los parámetros cambian de acuerdo a la zona geográfica. Para esto último y otros casos se sugiere revisar el Anexo SNIP – 09 del Ministerio de Economía y Finanzas.

Estimación de Beneficios Sociales

Los beneficios del proyecto están referidos a los ingresos propios que éste puede generar en el ámbito de ejecución del proyecto, y en la economía del país.

En el caso practico se hace uso de la Metodología NRECA para la estimación de los beneficios sociales del proyecto:

Metodología NRECA: De acuerdo con NRECA (Mayo 1999), los beneficios económicos constituyen un punto de referencia para cuantificar, en términos monetarios, qué beneficio representa para el país un proyecto de electrificación rural.Para calcular los beneficios económicos se consideran las cuatro categorías siguientes de demanda: (a) iluminación, (b) información (radio y televisión), (c) refrigeración, y (d) todos los demás usos.

NOTA:Para el caso de proyectos de electrificación rural la metodología NRECA para calcular los beneficios sociales. En los casos de Estudios de Prefactibilidad y Factibilidad es prescindible que sean fundamentados con encuestas de campo desarrollados por la Unidad Formuladora. Asimismo, al igual que en ítems anteriores, la Unidad Evaluadora puede solicitar información primaria, que sustente los cálculos de NRECA en caso de que el proyecto deba ser declarado viable a nivel de perfil.

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3.9 Análisis de sensibilidad:

Debido a la incertidumbre de los valores que pueden tomar las variables que intervienen en el proyecto, se hace necesario realizar un análisis de sensibilidad de las principales variables que podrían hacer cambiar la decisión de inversión. Es recomendable que este análisis se realice para las variables inversión, tarifa de compra de energía y costo de operación y mantenimiento, en un rango de +/-10%, así como para aquellas variables que de acuerdo a un proyecto en particular requieran ser analizadas.

3.10 Sostenibilidad:

El análisis de sostenibilidad tiene como objetivo determinar la capacidad del proyecto alternativo elegido para cubrir los costos de operación y mantenimiento que se generan a lo largo de su horizonte de evaluación.

Se debe identificar y estimar las principales fuentes de ingresos que tendrá el proyecto. Luego, se estimará la proporción de los costos que no podrán ser cubiertos por los ingresos esperados del proyecto, para ello se debe calcular el índice de cobertura, valor que mide la capacidad que tendrá el proyecto de sostenerse a lo largo de su vida útil.

Finalmente, se deberán analizar las posibilidades reales de financiar los costos que no serán cubiertos por los ingresos esperados por el proyecto en la fase de post inversión. Es importante señalar que lo óptimo es que el proyecto se sostenga con los ingresos que se recauden año tras año, en caso contrario, se requiere el compromiso del gobierno local que esté promoviendo el proyecto, de la misma concesionaria o de los pobladores, a fin de financiar los gastos de operación y mantenimiento del proyecto en los años que se requieran. Este compromiso debe presentarse mediante un documento formal y adjuntarse al perfil del proyecto.

3.11 Impacto ambiental:

Mencionar los impactos sobre el suelo y geología, la flora, la fauna, paisaje, cultura, infraestructura y saneamiento, uso del territorio y la salud poblacional. Indicando las Acciones de mitigación.

Después de identificar las principales variables afectadas, se deberá caracterizar el impacto ambiental que se producirá, considerando cuatro categorías:

Tipo de efecto: que puede ser positivo, cuando el impacto favorece el medio en el que se manifiesta; neutro, cuando no afecta el medio, permitiendo sólo la sostenibilidad del mismo; y, negativo, cuando el impacto perjudica al medio, reduciendo o limitando las características de los ecosistemas.Temporalidad: considerando si los efectos son permanentes o transitorios; y, en este último caso, si son de corta, mediana o larga duración.Espacio: de acuerdo a si los efectos son de tipo local, regional o nacional.

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Magnitud: considerando que los efectos pueden ser leves, moderados o fuertes.

NOTASi el perfil es el estudio por el cual se obtendrá la viabilidad, el estudio de impacto ambiental debe ser desarrollado al detalle. En caso contrario, se puede colocar en la parte de estudios de impacto ambiental las características de la metodología a aplicar, por lo cual se asume que desde la fase de pre-factibilidad la Unidad Formuladora presentará para su revisión el estudio de impacto ambiental del proyecto, el cual deberá contar con la aprobación de la Dirección Nacional de Estudios Ambientales del Ministerio de Energía y Minas, de manera previa a la declaración de la viabilidad.

VARIABLES DE INCIDENCIA

EFECTO TEMPORALIDAD ESPACIALES MAGNITUD

PO

SIT

IVO

NE

GA

TIV

O

NE

UT

RO

PE

RM

AN

EN

TE

S TRANSITORIOS

LO

CA

L

RE

GIO

NA

L

NA

CIO

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L

LE

VE

S

MO

DE

RA

D

FU

ER

TE

S

CO

RT

A

ME

DIA

LA

RG

A

MEDIO FÍSICO NATURAL

1....n.

MEDIO BIOLÓGICO

1....n.

MEDIO SOCIAL

1....n.

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3.12 Matriz del Marco Lógico de la Alternativa Seleccionada

El marco lógico permite mostrar un proyecto de una forma clara y breve. El siguiente cuadro es un ejemplo de marco lógico. La información que se ingresa en las filas y las columnas es la siguiente:

Fila 1: Impacto social del Proyecto a mediano plazo, último nivel del árbol de medios y fines. Esto se obtiene del módulo de identificación.Fila 2: Cambio que generará el proyecto o el objetivo central a su termino. Esto se obtiene del módulo de identificación. Fila 3: Líneas de acción del Proyecto o medios fundamentales. Se obtiene del módulo de identificación.Fila 4: Actividades que permitan alcanzar los medios fundamentales.Columna 1: relaciona los objetivo con cada fila: el fin, el propósito, productos y actividades respectivamente.Columna 2: indicadores de verificación del cumplimiento de los objetivos propuesto en la primera columna. En esta parte debe citarse el instrumento mediante el cual se medirá el objetivo en cada nivel y citarse la línea de base de la cual parte el proyecto.Columna 3: fuentes de información necesarias para la construcción de los indicadores propuestos en la segunda columna.Columna 4: supuesto fuera de control del proyecto, de los cuales depende el éxito de lo propuesto en la primera columna.

RESU

MEN

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VER

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PU

ES

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S

FIN

PROPOSITO

COMPONENTES

ACCIONES

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MODULO 4

CONCLUSIONES

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4.1 Conclusiones y Recomendaciones

Mencionar las alternativas priorizadas y recomendar la siguiente acción a realizar con relación al ciclo del proyecto.

Se debe incluir:• La definición del problema central.• Una priorización de las alternativas evaluadas• El monto total de inversión requerido para la alternativa ganadora.• Los resultados de la evaluación económica.• Los resultados obtenidos del análisis de sensibilidad. • Una breve descripción de las principales actividades y los resultados esperados de la alternativa seleccionada, incluyendo aquellos vinculados con el análisis de sostenibilidad y el de impacto ambiental.

4.2 Anexos

Incluir como anexos cualquier información que precise algunos de los puntos considerados en este Perfil, tipo planos de localización, diagrama unifilar, encuestas y/o resultados de los trabajos de campo, cartas de compromisos asumidos, etc.

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