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• Marcos Villanueva

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INDICE I. ASPECTOS GENERALES..........................................................................5 1.1 1.2 1.3 1.4

Nombre del Proyecto.........................................................................6 Unidad Formuladora y Ejecutora.........................................................6 Participación de Beneficiarios y de las entidades involucradas.................6 Marco de Referencia..........................................................................7

II. IDENTIFICACIÓN.................................................................................9 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5

Diagnóstico de la Situación Actual......................................................10 Definición del Problema y sus causas.................................................14 Objetivo del Proyecto.......................................................................17 Análisis de Medios Fundamentales.....................................................19 Alternativas de Solución...................................................................20

III. FORMULACIÓN Y EVALUACIÓN.........................................................24 3.1 Análisis de la Demanda....................................................................25 3.2 Análisis de la Oferta.........................................................................28 3.3 Balance Oferta-Demanda..................................................................28 3.4 Secuencia de Etapas y actividades de Alternativas...............................30 3.5 Costos estimados a precios de mercado..............................................31 3.6 Evaluación económica a Precios de Mercado........................................36 3.7 Evaluación Social ............................................................................39 3.8 Análisis de Sensibilidad.....................................................................47 3.9 Análisis de Sostenibilidad..................................................................49 3. 10 Análisis de Impacto Ambiental...........................................................50 3. 11 Matriz de Marco Lógico de la Alternativa Seleccionada..........................52 IV. CONCLUSIONES.................................................................................54 4.1 Conclusiones y Recomendaciones......................................................55 4.2 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

1

2

MODULO 1

ASPECTOS GENERALES

3

1.1

NOMBRE DEL PROYECTO

“CONSTRUCCION ELECTRIFICACIÓN RURAL LOROMAYO, LECHEMAYO CHALHUAMAYO, DISTRITO DE SAN GABAN, PROVINCIA DE CARABAYA - PUNO ” 2.1.2. Datos Generales: -

Departamento Provincia Distrito Localidades

- Región Natural 1.2

: Puno. : Carabaya. : San Gabán. : Lechemayo, Carmen, Cuesta Blanca, Tantamayo y Challhuamayo. : Selva Alta y Selva.

UNIDAD FORMULADORA Y EJECUTORA

Unidad Formuladora: Sector Pliego Teléfono Dirección Persona Responsable Cargo Correo electrónico: Unidad Ejecutora: Sector Pliego Teléfono Dirección 1.3

–

Gobiernos Locales Municipalidad Provincial de Carabaya. 051 - 837008 Plaza de Armas Macusani Prof. Nancy Rossel Angles Alcaldesa [email protected]

GOBIERNO REGIONAL GOBIERNO REGIONAL PUNO

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:

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Gobierno Local (Antioquia) Constructora

Unidad Ejecutora Del Proyecto

Organismo Financiero

Gobierno Central

Población

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 5

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. 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

6

7

MODULO 2 IDENTIFICACIÓN

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2.1

DIAGNÓSTICO DE LA SITUACIÓN ACTUAL

2.1.1 Antecedentes En 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 afectada Toda 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 1 Localidades Beneficiarias - Distrito de Antioquía

Nº

Localidad

Población Viviendas Total Totales

Población a Viviendas ser Electrificad Categoría Electrificada as

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

6

Santa Rosa de Chontay

400

100

276

69

Caserío

7

Pampa Sisicaya

153

51

108

36

Caserío

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 Educación En 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

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educativos de nivel primario. Según el censo de población del año 1993, la población analfabeta es de aproximadamente 10%. 2.1.4 Salud Teniendo 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 Básicos La 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 2 Indicadores de la Zona del Proyecto Analfabetis mo 10%

Población En Edad Escolar 20%

Actividad Económica: Agropecuario, Comercio 60%

No Servicios Higiénicos 61%

2.1.6 Gravedad de la situación Por 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. 11

2.1.7 Intentos anteriores de Solución En 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: 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

Población o Beneficiarios

Gobierno Central

Gobierno Local (Municipio de Antioquia)

Ministerio de Energía y Minas

PROBLEMAS PERCIBIDOS

INTERÉS

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.

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.

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.

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.

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Unidad Ejecutora

Entidades Financieras

Constructora

Entidades Privadas en la actividad turística

No se tiene el financiamiento Mantener una estrecha coordinación con los para la ejecución del involucrados en el proyecto para que se concrete proyecto. el estudio y la ejecución del mismo dentro de los plazos establecidos.

Financiamiento limitado y con restricciones.

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

Difícil acceso a la zona del proyecto.

Cumplir con la ejecución del proyecto en los plazos establecidos.

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

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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 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:

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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: 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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Efecto Final: Retraso socioeconómico y productivo de las localidades.

Efecto Indirecto : Bajo desarrollo productivo de las localidades.

Efecto Directo : Escasa actividad productiva, comercial y turística.

Efecto Directo : Baja productividad en actividades productivas.

Efecto Directo : Incremento de costos de actividades comerciales.

Efecto Indirecto : Baja calidad de vida.

Efecto Directo : Restricciones en la disponibilidad de telecomunicaciones.

Efecto Directo : Restricciones en la calidad de servicios de salud y educación.

Efecto Directo : Almacenamiento inadecuado de alimentos.

Problema Central: Escaso Acceso de la Población al Servicio de Electricidad

Cuada Directa : Desaprovechamiento de los sistemas eléctricos cercanos a la zona.

Causa Indirecta : Ausencia de infraestructura para conectarse al sistema eléctrico más cercano.

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

Causa Indirecta : Escasa inversión en infraestructura para generar energía eléctrica de manera convencional.

Causa Indirecta : Poco conocimiento de los sistemas no convencionales de generación de energía eléctrica.

Causa Indirecta : Escasa inversión en infraestructura para generar energía eléctrica de manera no convencional.

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2.3 OBJETIVO DEL PROYECTO PROBLEMA CENTRAL “ESCASO ACCESO DE LA POBLACIÓN AL SERVICIO DE ELECTRICIDAD:”” A.

OBJETIVO CENTRAL “ACCESO DE LA POBLACIÓN AL SERVICIO DE ELECTRICIDAD”

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, y c.- 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

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Aumento de la actividad productiva, comercial y turística: 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:

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GRAFICO Nº 2 ÁRBOL DE OBJETIVOS Fin Último: Desarrollo socioeconómico y productivo de las localidades.

Fin Indirecto : Incremento del desarrollo productivo de las localidades.

Fin Directo : Aumento de la actividad productiva, comercial y turística.

Fin Directo : Aumento de la productividad en actividades productivas.

Fin Directo : Disminución de costos de actividades comerciales.

Fin Indirecto : Aumento de la calidad de vida.

Fin Directo : Disminución de las restricciones en la disponibilidad de telecomunicaciones.

Fin Directo : Incremento en la calidad de servicios de salud y educación.

Fin Directo : Mejora de los métodos de almacenamiento de alimentos.

Objetivo Central: Acceso de la Población al Servicio de Electricidad

Medio de primer nivel : Aprovechamiento de los sistemas eléctricos cercanos a la zona.

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

Medio de primer nivel : Uso de fuentes de energía eficientes (energía termoeléctrica, energía solar)

Medio Fundamental: Mayor inversión en infraestructura para generar energía eléctrica de manera convencional.

Medio Fundamental: Mayor conocimiento de los sistemas no convencionales de generación de energía eléctrica.

Medio Fundamental: Mayor inversión en infraestructura para generar energía eléctrica de manera no convencional.

2.4 ANÁLISIS DE MEDIOS FUNDAMENTALES CLASIFICACIÓN DE LOS MEDIOS FUNDAMENTALES. 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

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RELACION DE MEDIOS FUNDAMENTALES. Mutuamente Excluyentes Infraestructura eléctrica: Líneas Primarias, Redes Primarias y Secundarias, Sistemas de Medición.

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

Mayor conocimiento de los sistemas no convencionales de generación de energía eléctrica

PLANTEAMIENTO DE ACCIONES. Mutuamente Excluyentes Infraestructura eléctrica: Líneas Primarias, Redes Primarias y Secundarias, Sistemas de Medición.

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

Mayor conocimiento de los sistemas no convencionales de generación de energía eléctrica

Acción 1

Acción 2

Acción 3

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

Mayor inversión en Infraestructura para generar energía eléctrica de manera convencional

Acción 2

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.-

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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. Descripción Del Proyecto: Líneas y Redes de Primarias Las principales características de las líneas primarias en 13,2 kV-MRT 1Φ son: Tensión nominal Número de ternas Kilómetros de Líneas Postes N° Postes de Líneas Vano básico Conductores Aislador Pin Aislador Campana Crucetas Seccionador fusible Fusibles Pararrayos Retenidas

: : : : : : : : : : : : : :

Puesta a tierra

:

13,2 kV-MRT uno 27,4 aprox. 10 y 11 m, madera tratada clase 6. 128 aprox. 233 m, Redes primarias: 65 m Aleación de aluminio de 25 mm2 Porcelana 56-2 Porcelana 52-3 Madera tornillo Línea: 115 mm x 90 mm x 1,2 m. Tipo cut-out 15 kV, 150 kV-BIL, 100 A. Tipo K, de 5 A 15 kV, 10 kA, óxido metálico. 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. 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

21

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

Vano promedio Postes Conductor

: : :

• •

Pastoral Luminaria

: :

• •

Lámpara Retenida

: :

•

Puesta a tierra

:

Acometidas

:

•

40 m. Madera de 8m clase 7 y 6. Autoportante de Aluminio, con portante desnudo de aleación de Aluminio FoGo de 0,50m de avance horizontal. Reflector de Aluminio, conductor cobre recocido tipo N2XY 2,5mm2 Vapor de sodio de 70 W 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. 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. 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:

22

• • • • • • •

1 1 1 1 3 3 1

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

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.

23

MODULO 3

FORMULACIÓN Y EVALUACION

24

3.1 ANÁLISIS DE DEMANDA El 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 4 Resumen de Consumo Unitario Mensual Promedio del PSE Huarochirí I Etapa

2002

Consumo Unitario (kWh-mes / cliente) 7,23

2003

8,10

2004

13,08

Promedio

9,47

Año

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.

25

• 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). Cuadro 5 Tasa de Crecimiento Nº

Localidad

Distrito

Población Total Censo 81

Censo 93

TC (%)

TC (%) Consid.

16.8%

2.0%

1

Palma

Antioquia

11

71

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 Palma Baja Chillaco Antapucro Sisicaya Nieve-Nieve Santa Rosa de Chontay Pampa Sisicaya

2006 66 92 112 96 116 276 108

2011 102 112 120 114 172 344 132

2016 129 128 132 135 208 396 150

2021 156 144 140 153 240 436 171

2025 177 152 144 168 264 468 189

TOTAL 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 Palma Baja Chillaco Antapucro Sisicaya Nieve-Nieve Santa Rosa de Chontay Pampa Sisicaya TOTAL VIV. DOMESTICAS

2006 22 23 28 32 29 69 36

2011 34 28 30 38 43 86 44

2016 43 32 33 45 52 99 50

2021 52 36 35 51 60 109 57

2025 59 38 36 56 66 117 63

239

303

354

400

435

Fuente: Elaboración Propia

26

3.1.3 Proyección de la demanda de potencia y energía Información Existente Las consideraciones generales para la proyección de la demanda son las siguientes: • 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 Demanda La 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

Sta. Pampa Rosa Sisicaya Chontay

Localidades Rurales

Palma

Chillaco

Antapucr o

Sisicay a

Nieve Nieve

% Tasa de Crecimiento

2%

1.2%

1%

2%

1%

1%

2%

0,46

0,64

0,90

0,71

0,52

0,69

0,71

0,85

0,85

0,97

0,85

0,97

0,97

0,85

9,47

9,47

9,47

9,47

9,47

9,47

9,47

4,79%

4,79%

4,79%

4,79%

4,79%

4,79%

4,79%

2,00%

2,00%

2,00%

2,00%

2,00%

2,00%

2,00%

1,00%

1,00%

1,00%

1,00%

1,00%

1,00%

1,00%

3,3

3,3

3,3

3,3

3,3

3,3

3,3

15%

15%

15%

15%

15%

9%

15%

11,66%

11,66%

11,66%

11,66%

11,66%

11,66%

11,66%

1927

1927

1927

1927

1927

1927

1927

17

17

17

17

17

17

17

Coeficiente de Electrificación Inicial Coeficiente de Electrificación Final Consumo Unitario Dom. Inicial (kwh-mes) Tasa de Crecimiento del Consumo, Año: 1-5 (%) Tasa de Crecimiento del Consumo, Año: 6-10 (%) Tasa de Crecimiento del Consumo, Año: 11-20 (%) KALP (Alumbrado público) % Consumo Uso General % Pérdidas H.U.E.B.1 Incremento H.U.E.B. Fuente: Elaboración Propia

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

27

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 Palma 2.20 3.81 5.18 6.47 7.49 Chillaco 2.29 3.11 3.77 4.36 4.81 Antapucro 2.77 3.26 3.70 4.14 4.50 Sisicaya 3.18 4.17 5.12 6.13 7.00 Nieve-Nieve 2.90 4.89 6.33 7.48 8.26 Santa Rosa de Chontay 6.86 9.62 11.72 13.48 14.76 Pampa Sisicaya 3.60 4.72 5.81 6.95 7.94 TOTAL (kW) 23.57 33.34 41.45 48.9 54.77 Fuente: 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 17146 Chillaco 4670 6509 8142 9726 11016 Antapucro 5655 6841 8015 9255 10324 Sisicaya 6476 8734 11081 13686 16037 Nieve-Nieve 5903 10187 13632 16653 18918 Santa Rosa de Chontay 13986 20107 25275 30054 33797 Pampa Sisicaya 7340 9900 12563 15518 18186 TOTAL (kWh-año) 48732 70651 90532 110247 126643 Fuente: 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:

28

Cuadro 11 Balance Oferta – Demanda DEMANDA (kW)

OFERTA (*) (kW)

BALANCE (kW)

1

24

1,990

1,966

2

26

1,990

1,964

3

28

1,990

1,962

4 5 6

30 32 33

1,990 1,990 1,990

1,960 1,958 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

AÑO 0

(*) Oferta con proyecto Fuente: Elaboración Propia

Cuadro 11.1 Balance Oferta – Demanda DEMANDA (kW)

OFERTA (*) (kW)

BALANCE (kW)

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

AÑO 0

29

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 proyecto Fuente: Elaboración Propia

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 días Suministros de Equipos y Materiales 18 días Trabajos Preliminares 18 días Montaje Electromecánico de Líneas Primarias 72 días Montaje Electromecánico de Redes Primarias (Subestaciones) 30 días Etapa II: Instalación de Redes Secundarias 108 días Suministro de Equipos y Materiales 18 días Trabajos Preliminares 12 días Montaje Electromecánico 78 días FASE II: POST INVERSIÓN 20 años Operación 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 FASE I: INVERSIÓN Instalación de Paneles Solares Trabajos Preliminares Suministro de Equipos y Materiales Montaje Electromecánico FASE II: POST INVERSIÓN Operación y Mantenimiento de los módulos

Duración 120 días 50 días 15 días 20 días 30 días 20 años 20 años

Fuente: Elaboración Propia

30

3.5 COSTOS A PRECIOS DE MERCADO En 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/. Actividades FASE I: INVERSIÓN (Año 0) Etapa I: Instalación de Líneas Primarias Suministro de Equipos, Materiales y Servidumbre Origen Nac ional Origen Importado Montaje Elec tromecánic o de Líneas Primarias M.O. C alific ada M.O. No C alific ada Transporte G astos Generales (12% C .D.) Utilidades (8% C .D.) IGV (19%) Etapa I: Instalación de Redes Primarias Suministro de Equipos, Materiales y Servidumbre Origen Nac ional Origen Importado Montaje Elec tromecánic o de Redes Primarias M.O. C alific ada M.O. No C alific ada Transporte G astos Generales (12% C .D.) Utilidades (8% C .D.) IGV (19%) Etapa II: Instalación de Redes Secundarias Suministro de Equipos y Materiales Origen Nac ional Origen Importado Montaje Elec tromecánic o M.O. C alific ada M.O. No C alific ada Transporte G astos Generales (12% C .D.) Utilidades (8% C .D.) IGV (19%)

Costo (S/.) 920,409 448,692 171,741 114,247 57,494 121,722 97,966 23,757 20,747 37,705 25,137 71,640 123,475 58,552 40,507 18,046 23,947 21,079 2,868 3,968 10,376 6,917 19,714 348,242 150,563 116,292 34,271 82,954 74,555 8,399 10,350 29,264 19,509 55,602

Fuente: Elaboración Propia

Cuadro 15 Costos Alternativa 2 en S/. Actividades FASE I: INVERSIÓN (Año 0) Instalación de Paneles Solares Suministro de Equipos y Materiales Transporte e Instalación Instalación M.O. Calificada M.O. No Calificada Gastos Generales (12% C.D.) + Utilidades (8% C.D.) IGV (19%)

Costo (S/.) 1,347,043 813,779 39,204 44,715 45,609 188,662 215,074

Fuente: Elaboración Propia

31

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 recuperación.-

Costos

de

preinversión,

inversión

y

valores

de

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 1-20 Etapa I: Instalación de Líneas Primarias 448,692 Suministro de Equipos, Materiales y 171,741 Servidumbre 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 58,552 Servidumbre 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 348,242 Secundarias 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.

32

Cuadro 17 Costos de Preinversión, Inversión y valor de recupero. Alternativa 2 - (S/.) COSTO DE INVERSION Instalación de Paneles Solares Suministro de Equipos y Materiales Inversión en Paneles solares Inversión en baterías Inversión en equipos de iluminación Inversión en controladores e interruptores Inversión en conductores y cajas conexiones Invesión en soportes y postes Costos de Importación Transporte Instalación M.O. Calificada M.O. No Calificada Gastos Generales + Utilidades (20% C.D.) IGV (19%) Subtotal costos de inversión Fuente: Elaboración Propia

B

Año 0

356,400 57,915 48,114 41,432 40,095 71,280 198,544 39,204 44,715 45,609 188,662 215,074 1,347,043

Año 4

Año 8

Año 12

Año 16

57,915 48,114 41,432

57,915 48,114 41,432

57,915 48,114 41,432

57,915 48,114 41,432

53,823

53,823

53,823

53,823

38,244 239,527

38,244 239,527

38,244 239,527

38,244 239,527

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

1. Compra de energía

9,549 13,844 17,740 21,603 24,816

2. Costos de operación y mantenimiento

2011

2016

2021

2025

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 33

Descripción Costo Operación y Mantenimiento por mes: Honorarios de un técnico especializado Viáticos Herramientas, instrumentos TOTAL MENSUAL Inspección y Mantenimiento diario Inspección y Mantenimiento mensual (20 días * 25)

Cant.

Precio Unit. S/.

Precio Total S/.

3 465 66 99

3 465 1 320 99 4 884

1 20 1

SSD

25

SSD

500

COSTO UNITARIO POR SSD

9,77

COSTO ANUAL O&M POR SSD (dos visitas anuales) S/.

19,54

Fuente: Elaboración Propia

El costo de Operación y Mantenimiento para los 270 sistemas solares, será: Cuadro 20 Costos de Operación y Mantenimiento Alternativa 2 - (S/.) COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO 1. Costos de operación y mantenimiento

Año 0

Años 1-20 6 277

Fuente: Elaboración Propia

C Flujo de Costos a precios de mercado Para la Alternativa 1, se tiene: Cuadro 21 Flujo de Costos Increméntales a precios de mercado Alternativa 1 Situación Situación con proyecto sin Costos (A) proyecto increméntales (B) (S/.) Operación Operación (A)- (B) Inversión y Mtto.y Mtto.Año (S/.) C/P S/P (S/.) (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

34

15 16 17 18 19 20

0 0 0 0 0 0

39,055 40,052 41,059 42,077 43,107 44,152

0 0 0 0 0 0

39,055 40,052 41,059 42,077 43,107 44,152

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

Fuente: Elaboración Propia

Para la Alternativa 2, se tiene:

Cuadro 22 Flujo de Costos Increméntales a precios de mercado Alternativa 2 - (S/.) sin IGV Situación Situación con proyecto sin Costos (A) proyecto increméntales (B) (S/.) Operación Operación (A)- (B) Inversión y Mtto.y Mtto.Año (S/.) C/P S/P (S/.) (S/.) 0 1,131,969 1,131,969 1 5,275 5,275 2 5,275 5,275 3 5,275 5,275 4 201,284 5,275 206,558 5 5,275 5,275 6 5,275 5,275 7 5,275 5,275 8 201,284 5,275 206,558 9 5,275 5,275 10 5,275 5,275 11 5,275 5,275 12 201,284 5,275 206,558 13 5,275 5,275 14 5,275 5,275 15 5,275 5,275 16 201,284 5,275 206,558 17 5,275 5,275 18 5,275 5,275 19 5,275 5,275 20 5,275 5,275

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

35

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

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 23 1 Flujo de Beneficios Increméntales a precios de mercado Alternativa 1 - (S/.)

Año 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Ventas de Energía (S/.) 17,972 19,864 21,692 23,468 25,199 26,896 28,565 30,215 31,850 33,476 35,098 36,721 38,349 39,985 41,632 43,294 44,974 46,674 48,397 50,145

Beneficios Sin Beneficios Proyecto Increméntales (S/.) (S/.) 0 17,972 0 19,864 0 21,692 0 23,468 0 25,199 0 26,896 0 28,565 0 30,215 0 31,850 0 33,476 0 35,098 0 36,721 0 38,349 0 39,985 0 41,632 0 43,294 0 44,974 0 46,674 0 48,397 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:

Descripción

Cuadro 24 Financiamiento de Paneles Solares Costo Años de Cuota Mensual Unitario Financiamient (S/. / usuario)

36

Panel Solar Doméstico

(S/.)

o

3 492

20

14,55

Fuente: 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: Cuadro 25 Flujo de Beneficios Increméntales a precios de mercado Alternativa 2 - (S/.) Cuotas Beneficios Sin Beneficios Año Mensuales Proyecto Increméntales (S/.) (S/.) (S/.) 0 47,275 47,275 1 49,895 49,895 2 52,165 52,165 3 54,435 54,435 4 56,530 56,530 5 58,451 58,451 6 60,372 60,372 7 62,118 62,118 8 63,865 63,865 9 65,611 65,611 10 67,357 67,357 11 68,929 68,929 12 70,675 70,675 13 72,247 72,247 14 73,818 73,818 15 75,390 75,390 16 76,962 76,962 17 78,533 78,533 18 80,105 80,105 19 81,676 81,676 20 Fuente: 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 26 Flujo de Beneficios Netos a precios de mercado Alternativa 1 - (S/.) Año 0 1 2 3 4

Beneficios Costos Increméntales Increméntales (S/.) (S/.) 0 773,453 17,972 25,018 19,864 26,119 21,692 27,186 23,468 28,227

Beneficios Netos (S/.) -773,453 -7,046 -6,255 -5,494 -4,759

37

5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

25,199 26,896 28,565 30,215 31,850 33,476 35,098 36,721 38,349 39,985 41,632 43,294 44,974 46,674 48,397 50,145

29,246 30,249 31,239 32,219 33,194 34,166 35,136 36,109 37,085 38,066 39,055 40,052 41,059 42,077 43,107 44,152

-4,047 -3,353 -2,673 -2,005 -1,344 -689 -38 612 1,264 1,918 2,577 3,243 3,916 4,597 5,289 5,993

Fuente: Elaboración Propia

Cuadro 27 Flujo de Beneficios Netos a precios de mercado Alternativa 2 - (S/.) Año 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Beneficios Costos Increméntales increméntales (MS/.) (MS/.) 0 1,131,969 47,275 5,275 49,895 5,275 52,165 5,275 54,435 206,558 56,530 5,275 58,451 5,275 60,372 5,275 62,118 206,558 63,865 5,275 65,611 5,275 67,357 5,275 68,929 206,558 70,675 5,275 72,247 5,275 73,818 5,275 75,390 206,558 76,962 5,275 78,533 5,275 80,105 5,275 81,676 5,275

Beneficios Netos (MS/.) -1,131,969 42,001 44,620 46,890 -152,123 51,256 53,177 55,097 -144,440 58,590 60,336 62,082 -137,630 65,400 66,972 68,544 -131,168 71,687 73,258 74,830 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%):

38

Cuadro 28 VANP de Alternativas ALTERNATIVAS

VAN (12%) S/.

ALTERNATIVA 1

-794 154

ALTERNATIVA 2

-1 020 118

Fuente: Elaboración Propia

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: FCBN IGV =

1 = 0,84 (1 + 0,19)

FCBN I _ Renta =

1 = 0,77 (1 + 0,30)

Factor de corrección de bienes importados Para 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: 1 × PSD (1 + Aranceles) × (1 + IGV ) 1 FCBI = ×1,08 = 0,665 (1 + 0,365) × (1 + 0,19)

FCBI =

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: FCMOC = 0,87 FCMONC = 0,41

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/.)

39

F.C.

COSTOS DE INVERSION

2006

2025

Etapa I: Instalación de Líneas Primarias Suministro de Equipos, Materiales y Servidumbre Origen Nacional Origen Importado

1.00 0.90

114,247 51,745

0.87 0.41 1.00 1.00 0.77 0.00

85,230 9,740 20,747 37,705 19,336 0

1.00 0.90

40,507 16,241

0.87 0.41 1.00 1.00 0.77 0.00

18,339 1,176 3,968 10,376 5,321 0

1.00 0.90

116,292 30,844

0.87 0.41 1.00 1.00 0.77 0.00

64,863 3,443 10,350 29,264 15,007 0 704,741

Montaje Electromecánico de Líneas Primarias M.O. Calificada M.O. No Calificada Transporte Gastos Generales (12% C.D.) Utilidades (8% C.D.) IGV (19%) Etapa I: Instalación de Redes Primarias Suministro de Equipos, Materiales y Servidumbre Origen Nacional Origen Importado Montaje Electromecánico de Redes Primarias M.O. Calificada M.O. No Calificada Transporte Gastos Generales (12% C.D.) Utilidades (8% C.D.) IGV (19%) Etapa II: Instalación de Redes Secundarias Suministro de Equipos y Materiales Origen Nacional Origen Importado Montaje Electromecánico M.O. Calificada M.O. No Calificada Transporte Gastos Generales (12% C.D.) Utilidades (8% C.D.) IGV (19%) Subtotal Costos de Inversión Fuente: Elaboración Propia

Cuadro 30 Costo Social de Operación y Mantenimiento Alternativa 1 - (S/.) COSTOS DE OPERACIÓN 2006 2011 2016 F.C. Y MTTO.

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/.)

40

COSTOS DE INVERSION

F.C.

Año 0

Año 4

Año 8

Año 12

Año 16

1.08 1.08 1.08 1.08

384,912 62,548 62,548 51,963 51,963 44,746 44,746

62,548 51,963 44,746

62,548 51,963 44,746

62,548 51,963 44,746

1.08

43,303

1.00 0.00 1.00

71,280 0 39,204

0

0

0

0.87 0.41 1.00 0.00

38,902 18,700 188,662 0 0 0 0 944,219 159,257 159,257 159,257

Instalación de Paneles Solares Suministro de Equipos y Materiales Inversión en Paneles solares Inversión en baterías Inversión en equipos de iluminación Inversión en controladores e interruptores Inversión en conductores y cajas conexiones Inversión en soportes y postes Costos de Importación Transporte

0

Instalación M.O. Calificada M.O. No Calificada Gastos Generales + utilidades (20% C.D.) IGV (19%)

Subtotal Costos de Inversión

0 159,257

Fuente: Elaboración Propia

Cuadro 32 Costo Social de Operación y Mantenimiento Alternativa 2 - (S/.) COSTOS DE OPERACIÓN Y F.C. Año 0 MANTENIMIENTO 1. Costos de operación y mantenimiento

Años 1-20

1,00

5 275

Fuente: 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 VACST (14%) ALTERNATIVAS 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”

41

Necesidad

Iluminación

Radio y TV

Fuente Actual de Energía Kerosene (lt) Velas (und) Pilas (und) Otros Baterías (re) Pilas (und)

Kerosene Refrigeración (lt) Gas (balon) Diesel Otros

Unidades consumida s mensuales

Precio unitario (S/.)

Gasto Mensual (S/.)

3,8

2

7,6

45 2,3

0,3 1,5

13,5 3,5 2

91,2 162,0 42,0 24,0

2

7

14

168,0

6,4

1,5

9,6

115,2

1,6

2

3,2

38,4

0,1 -

35

3,5

42,0

Total Anual (S/.)

Fuente: Elaboración Propia – Encuestas de campo.

Cuadro 35 Resumen Gasto Anual en Fuentes Alternativas Necesidad Costo Anual Costo anual por iluminación: 319,2 S/. / abonado Costo 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/. / abonado Fuente: 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 Netos Alternativa 1 – (S/.)

Año

0 1 2 3 4 5 6

Situación Situación con proyecto Costos sin proyecto (A) increméntale (B) s Operación Operación y (S/.) Inversión y Mtto. Mtto. (A) – (B) (S/.) (S/.) (S/.) 704,740.86

704,740.86 25,018.02

25,018.02

26,118.59

26,118.59

27,186.24

27,186.24

28,226.88

28,226.88

29,246.22

29,246.22

30,248.59

30,248.59

42

7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

31,238.53

31,238.53

32,219.20

32,219.20

33,193.95

33,193.95

34,165.56

34,165.56

35,136.41

35,136.41

36,108.87

36,108.87

37,084.93

37,084.93

38,066.39

38,066.39

39,054.65

39,054.65

40,051.70

40,051.70

41,058.53

41,058.53

42,076.77

42,076.77

43,107.40

43,107.40

44,151.84

44,151.84

Fuente: Elaboración Propia

Para la Alternativa 2, se tiene:

Año

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Cuadro 37 Flujo de Costos Sociales Netos Alternativa 2 – (S/.) Situación Situación con proyecto sin proyecto Costos (A) (B) increméntale s Operación Operación y (S/.) Inversión y Mtto.Mtto.- S/P (A) – (B) (S/.) C/P (S/.) (S/.) 944,219 944,219 5,275 5,275 5,275 5,275 5,275 5,275 159,257 5,275 164,532 5,275 5,275 5,275 5,275 5,275 5,275 159,257 5,275 164,532 5,275 5,275 5,275 5,275 5,275 5,275 159,257 5,275 164,532 5,275 5,275 5,275 5,275 5,275 5,275 159,257 5,275 164,532 5,275 5,275 5,275 5,275 5,275 5,275 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

43

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 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/. / abonado Fuente: Elaboración Propia – Encuestas de campo

El flujo de beneficios increméntales será:

44

Cuadro 40 Flujo de Beneficios Increméntales a precios sociales Alternativa 1 - (S/.)

Año 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Beneficio Social Anual Con Proyecto (S/.) 184,851 195,093 203,969 212,846 221,039 228,550 236,061 242,889 249,717 256,545 263,373 269,518 276,346 282,491 288,637 294,782 300,927 307,072 313,217 319,363

Beneficios Beneficios Sin Proyecto Increméntales (S/.) (S/.) -

184,851 195,093 203,969 212,846 221,039 228,550 236,061 242,889 249,717 256,545 263,373 269,518 276,346 282,491 288,637 294,782 300,927 307,072 313,217 319,363

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/. / abonado Fuente: Elaboración Propia – Encuestas de campo

El flujo de beneficios increméntales será:

45

Cuadro 42 Flujo de Beneficios Increméntales a precios sociales Alternativa 2 - (S/.) Beneficio Beneficios Beneficios Social Anual Año Sin Proyecto Increméntales Con Proyecto (S/.) (S/.) (S/.) 0 1 184,851 184,851 2 195,093 195,093 3 203,969 203,969 4 212,846 212,846 5 221,039 221,039 6 228,550 228,550 7 236,061 236,061 8 242,889 242,889 9 249,717 249,717 10 256,545 256,545 11 263,373 263,373 12 269,518 269,518 13 276,346 276,346 14 282,491 282,491 15 288,637 288,637 16 294,782 294,782 17 300,927 300,927 18 307,072 307,072 19 313,217 313,217 20 319,363 319,363 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 – VACSN Dado 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

46

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 inicial El 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 usos El 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 Mantenimiento Se 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% -5% 0

-704,385 -749,270 -794,154

624,126 618,647 613,169

47

5% 10%

-839,039 -883,923

607,690 602,212

Fuente: Elaboración Propia

Alternativa 2:

Cuadro 45 Análisis de Sensibilidad Alternativa 2 % Variación. -10% -5% 0 5% 10%

VAN (12%) S/.

VANS (14%) S/.

-906,921

339,511

-963,520 -1,020,118

339,511 339,511

-1,076,717 -1,133,315

339,511 339,511

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 ALTERNATIVA 1 ALTERNATIVA 2 % Variación. VANPN (12%) VANPN (12%) S/. S/. -10% -5% 0% 5% 10%

-815368

-1020118

-804761 -794154

-1020118 -1020118

-783547 -772940

-1020118 -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 2 VAN (12%) S/.

-704,385.00 -749,269.52

-906,921.43 -963,519.89

-794,154.04 -839,038.56

-1,020,118.34 -1,076,716.80

-883,923.09

-1,133,315.25

-10% -5% 0% 5% 10% Fuente: Elaboración Propia

48

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

Se obtienen los siguientes resultados: Alternativa 1:

Cuadro 48 Análisis de Sensibilidad Alternativa 1 VAN (12%) VANS (14%) % Variación. S/. S/. -10% -749,337 645,423 -5% -761,706 634,620 0 -794,154 613,169 5% -786,444 613,016 10% -798,813 602,214

Alternativa 2: Cuadro 49 Análisis de Sensibilidad Alternativa 2 VAN (12%) VANS (14%) % Variación. S/. S/. -10% -980,119 386,468 -5% -996,774 374,584 0 -1,020,118 339,511 5% -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.

49

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. 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 Alcances Los 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. Metodología Se 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.

50

• 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.

51

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 49 MATRIZ DEL MARCO LÓGICO PARA LA ALTERNATIVA SELECCIONADA (Alternativa N° 1)

Resumen de objetivos FIN

•

Desarrollo socioeconómico y productivo local.

Indicadores •

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

Medios de Verificación •

Registros de consumo de energía de la empresa eléctrica local.

•

Estadísticas de usuarios de la empresa de electricidad local.

Supuestos

El primer año: 13 kwh/año El segundo año: 16 kwh/año El tercer año: 19 kwh/año… El décimo año: 23 kwh/año PROPOSITO

•

Acceso de la población al servicio de electricidad.

•

Aumento del número de usuarios de electricidad:

•

Crecimiento vegetativo dentro de los indicadores previstos.

•

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

•

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.

El segundo año: 271 El tercer año: 272 El décimo año: 381 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 acometidas instaladas.

de

•

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

•

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

medición y domiciliarias

52

Cuadro 50 MATRIZ DEL MARCO LÓGICO PARA LA ALTERNATIVA SELECCIONADA (Alternativa N° 1) Resumen de objetivos ACCIONES

•

•

Instalación de la infraestructura eléctrica: -

Líneas Primarias.

-

Redes Primarias.

-

Redes Secundarias.

Indicadores •

Medios de Verificación •

Los presupuestos requeridos se obtienen de manera oportuna.

•

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

348 242 S/. en 40 días.

•

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

Interés de las instituciones involucradas en la ejecución del proyecto

•

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

Instalación de Líneas y Redes Primarias:

•

Supuestos

Registro contable de la entidad ejecutora del proyecto.

585 524 S/. en 60 días. •

Instalación de sistemas de medición y acometidas domiciliarias. •

Instalación de Redes Secundarias, acometidas domiciliarias y medidores:

53

MODULO 4

CONCLUSIONES Y ANEXOS

54

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

55

ANEXO N° 1 ESTIMACIÓN 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.

56

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

ppi = pppi * ( 0.7 * fci + 0.3)

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:

 ped * 100  ppd i =    70 * fci + 30  donde: ppdi

=

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

ped

=

porcentaje de pérdidas de energía en distribución

57

fci

=

Factor de carga del año i - ésimo

11.- Máxima Demanda del Sistema, se determina empleando la siguiente ecuación: t =n t =n   MDS =  ∑DS i * FSL I + ∑DCi  * 1 + FDPi * 1 + FPTi  t =1  t =1

(

) (

)

donde: MDSi =

Máxima Demanda del sistema al año i - ésimo

Dsi = pueblo t.

Máxima Demanda por Servicios al año i-ésimo correspondiente al

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 = DAPi =

Factor de simultaneidad entre los "n" pueblos el año i–ésimo 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 = ecuación:

Factor de pérdidas en distribución obtenido a partir de la siguiente   FPE  FPD =  i  70 * fc + 30    i

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. 58

Anexo Nº 01 - Cuadro Nº 01

Nº Habitantes y Nº Viviendas Población Viviendas Población a ser Viviendas a ser Densidad Total Totales Electrificada Electrificadas Familiar 1 Palma 144 48 66 22 3 2 Chillaco 144 36 92 23 4 3 Antapucro 124 31 112 28 4 4 Sisicaya 135 45 96 32 3 5 Nieve-Nieve 224 56 116 29 4 6 Santa Rosa de Chontay 400 100 276 69 4 7 Pampa Sisicaya 153 51 108 36 3 Totales 1324 367 866 239 4 Fuente: Inspecciones de campo Nº

Localidad

Coeficiente de Electrificación 46% 64% 90% 71% 52% 69% 71%

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.

59

Anexo 01 - Cuadro N° 02 Consumo Doméstico Unitario

Año

Mes

CONSUMO HISTÓRICO DEL PSE HUAROCHIRÍ I ETAPA Energía Consumo Unitario Clientes (kWh-mes) (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 Promedio

9.19 9.47

Fuente: ADINELSA

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

60

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: t = e B −1 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 Consumo Histórico kWh-mes PSE Huarochirí I Etapa 12

kWh-mes

10 8 6

y = 7.6573e

4

0.0039x

2 0 0

5

10

15

20

25

30

Meses 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:

61

Anexo 1 - Cuadro N° 03 Numero de Lámparas AP por Localidad

Localidad

Número Número Usuarios Usuarios Domésticos (*) Uso General (*)

Número Usuarios Total

KALP

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

29

8

37

3.3

122

360

70

4

69

3

72

3.3

238

360

70

10

36

0

36

3.3

119

360

70

4

Nieve-Nieve Santa Rosa de Chontay Pampa Sisicaya 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).

62

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

Empresa Sistema Eléctrico Sector Típico Factor de expansión de pérdidas de energía en media tensión. Factor de expansión de pérdidas de potencia en media tensión. Factor de expansión de pérdidas de energía en baja tensión. Factor de expansión de pérdidas de potencia en baja tensión.

Edelnor Electrocentro Electro Sur Medio Electro Sur Medio Aislado_B4-EDLN Ayacucho Rural Huaytara-Chocorva Aislado_A4-ELSM 4 4 4 4 PEMT

1.0234

1.0229

1.0229

1.0229

PPMT

1.0452

1.0450

1.0450

1.0450

PEBT

1.1320

1.1406

1.1406

1.1406

PPBT

1.2053

1.2111

1.2111

1.2111

Pérdidas de Energía en BT y MT consideradas en el proyecto Pérdidas de Energía en MT consideradas en el proyecto

11.66% 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° 05 Horas de Utilización Sector Doméstico

ZONA

TIPO LOCALIDAD

INICIAL

INCREMENTO HORAS/AÑO

FINAL

COSTA (1) SIERRA (2) SELVA (3)

Factor de Carga Factor de Carga Inicial Final

I

2278

18

2646

0.26

0.30

II

2102

18

2471

0.24

0.28

I

2102

18

2462

0.24

0.28

II

1927

17

2267

0.22

0.26

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:

63

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

2019

2020

2021

Palma Baja

Antioquia 4476

5213

5925

6617

7293

7955

8608

9253

9894 10533 11171 11810 12453 13100

13753

14413

Chillaco

Antioquia 4670

5067

5447

5812

6165

6509

6846

7176

7501

7823

8142

8459

8776

9092

9408

9726

Antapucro

Antioquia 5655

5899

6139

6375

6608

6841

7073

7306

7541

7777

8015

8256

8500

8748

8999

9255

Sisicaya

Antioquia 6476

6933

7384

7833

8282

8734

9190

9651 10119 10595 11081 11577 12085 12605

13139

13686

Nieve-Nieve

Antioquia 5903

6855

7754

8606

9415 10187 10926 11637 12323 12987 13632 14261 14876 15478

16070

16653

Santa Rosa de Chontay

Antioquia 13986 15330 16605 17820 18985 20107 21193 22248 23278 24286 25275 26250 27213 28167

29113

30054

Pampa Sisicaya

Antioquia 7340

14897

15518

Total

7857

8369

8879

9388

2015

2016

2017

2018

9900 10417 10940 11471 12012 12563 13126 13702 14292

48732 53416 57921 62277 66513 70651 74714 78718 82680 86614 90532 94446 98366 102301 106258 110247

Máxima Demanda (kW) Localidad

Distrito

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

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

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

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

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

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

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

Pampa Sisicaya

Antioquia

3.6

3.83

4.06

4.29

4.5

4.72

4.94

Total

5.37

5.59

5.81

6.26

6.48

6.72

6.95

23.57 25.73 27.77 29.71 31.56 33.34 35.05 36.71 38.33

5.16

39.9

41.45 42.97 44.47

6.03

45.96

47.44

48.9

Fuente: Elaboración Propia

ANEXO N° 2 Flujo de costos de operación y mantenimiento e ingresos Año 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Compra de Energía (S/.) 9,549 10,467 11,350 12,203 13,033 13,844 14,640 15,425 16,201 16,972 17,740 18,507 19,275 20,046 20,821 21,603 22,392 23,189 23,997 24,816

COyM (*) (S/.) 13,065 13,219 13,375 13,533 13,693 13,855 14,019 14,184 14,352 14,521 14,693 14,866 15,042 15,220 15,400 15,581 15,766 15,952 16,140 16,331

Ingresos Tarifarios (S/.) 17,972 19,864 21,692 23,468 25,199 26,896 28,565 30,215 31,850 33,476 35,098 36,721 38,349 39,985 41,632 43,294 44,974 46,674 48,397 50,145

Aportes del Estado (S/.) 4,642 3,822 3,033 2,269 1,527 803 93 606 1,297 1,983 2,666 3,348 4,032 4,719 5,411 6,110 6,817 7,533 8,260 8,999

Cobertura 79% 84% 88% 91% 94% 97% 100% 102% 104% 106% 108% 110% 112% 113% 115% 116% 118% 119% 121% 122%

Aportes del Estado Mes(S/.) 387 318 253 189 127 67 8 50 108 165 222 279 336 393 451 509 568 628 688 750

El indicador de cobertura del cuadro anterior demuestra que el proyecto requiere del Estado para cubrir sus costos de operación y mantenimiento en

64

los siete primeros años. Para lograr esto la Municipalidad de Antioquia se compromete mediante un acta a cubrir el déficit durante ese período.

65

66

INTRODUCCION

67

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 Pública 2, 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:

MODULO MODULO II Aspectos Aspectos Generales Generales

2

MODULO MODULO II II Identificació Identificació nn

MODULO MODULO III III Formulación Formulación yy Evaluación Evaluación

MODULO MODULO IV IV Conclusiones Conclusiones

Anexo SNIP – 05 Ministerio de Economía y Finanzas.

68

MODULO 1

ASPECTOS GENERALES

69

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 Ejecutora Unidad Es la entidad encargada de la formulación del Estudio Formuladora: 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 referencia En 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.

70

MODULO 2 IDENTIFICACIÓN

71

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 Se debe describir las características del problema problema que motiva el energético relacionado que se intenta solucionar, proyecto. 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 Especificar las principales características de los zona y población diferentes grupos sociales (según área afectada. 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 Precisar por cuánto tiempo ha existido el situación negativa que problema, si este problema refleja una se intenta modificar. 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 En caso que se hubieran dado algunos intentos solución. 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 Es importante contar con el apoyo de diversos involucrados sectores de la sociedad para que el proyecto sea considerado y poder ejecutarlo más fácilmente.

72

Así pues, con el fin de indagar si existe el apoyo 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 1 Matriz de Involucrados

Grupo de involucrados

Problemas percibidos •

•

Grupo X

• •

Grupo Y Grupo Z

• • •

Intereses

• 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) ... ...

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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

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2.3 Objetivo del Proyecto 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 Son las acciones orientadas a enfrentar las para lograr los objetivos: 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. Relacionar medios fundamentales

Planteamiento Acciones

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. los 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. de 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.)

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Relacionar acciones

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

Definir y Describir Agrupar las acciones considerando que: las Alternativas de Solución • 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.

76

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 demanda Análisis 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 Se debe trabajar con información de consumos similares al proyecto 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 Para la proyección de la población y del número de población y del número viviendas, se debe utilizar los datos recopilados de de viviendas 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 Es necesario considerar: demanda de potencia y • Información recopilada en el área de influencia del energía 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.

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3.2 Análisis de la Oferta Oferta actual de los Describir la fuente de energía que abastecerá al servicios de proyecto (en caso de tratarse de una II etapa electrificación 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 – Demanda Déficit 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 alternativas En 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

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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, 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 El precio social es aquel que refleja el costo que significa para precios la sociedad el uso del servicio. sociales. 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 social Los 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. Los beneficios del proyecto están referidos a los ingresos Estimación propios que éste puede generar en el ámbito de ejecución del de Beneficios proyecto, y en la economía del país. Sociales 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. 82

FUERTES

MODERAD

MAGNITUD

LEVES

NACIONAL

ESPACIALES REGIONAL

TEMPORALIDAD TRANSITORIOS

LOCAL

PERMANENTES

NEUTRO

NEGATIVO

VARIABLES DE INCIDENCIA

POSITIVO

EFECTO

LARGA

NOTA

Si 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.

MEDIA

•

Espacio: de acuerdo a si los efectos son de tipo local, regional o nacional. Magnitud: considerando que los efectos pueden ser leves, moderados o fuertes.

CORTA

•

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:

SUPUESTOS

MEDIOS DE VERIFICACION

INDICADORES

RESUMEN DE OBJETIVOS

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.

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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