Cisneros Prototipo Electrificacion Rural de La Cuenca Rio Lurin

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PRESENTACION La Dirección General de Programación Multianual del Sector Público del Ministerio de Economía y Finanzas (MEF) tiene el agrado de presentar un grupo de casos prácticos de Proyectos de Inversión Pública (PIP) a nivel de Perfil, así como un conjunto de Perfiles Simplificados para PIP menores, a fin que sean utilizados como referencia por los Gobiernos Locales. Este conjunto de casos prácticos elaborado por la empresa consultora INVESTA PERU SAC por encargo de la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía han sido revisados técnicamente por el equipo especialista del Ministerio de Economía y Finanzas. Como parte de estos casos prácticos, este documento presenta un PERFIL DE ELECTRIFICACIÓN RURAL, RURAL, el cual fue diseñado sobre la base de las normas técnicas del Sistema Nacional de Inversión Pública. Además, se adjunta una plan planti tillllaa de info inform rmac ació ión, n, que que busc buscaa ex expl plic icar ar cada cada punt punto o del del caso caso práct práctic ico o desarrollado. Cabe seña Cabe señala larr que que esto estoss casos casos comp comple leme ment ntan an el marc marco o conc concep eptu tual al que que se encuentra en las Guías Metodológicas - publicadas por la Dirección General de Programación Multianual del Sector Público del Ministerio de Economía y Finanzas - que son de consulta obligatoria (ver cuadro en la siguiente página). Este Este esfu esfuer erzo zo conj conjun unto to entr entree el sect sector or públ públic ico, o, Mini Minist ster erio io de Econ Econom omía ía y Finanzas, Finanzas, y el sector privado, privado, Sociedad Nacional de Minería, Minería, Petróleo y Energía, Energía, esperamos se convierta en una herramienta útil y dinámica de apoyo a la gestión de los los Gobi Gobier erno noss Loca Locale less y cont contri ribu buya ya así así al desa desarr rrol ollo lo sost sosten enid ido o de las las comunidades del Perú.

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

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

GUÍAS METODOLÓGICAS 

GUÍA GENERAL GUÍA DE ORIENTACIÓN Nº II: Identificación, Formulación y Evaluación Social de Proyectos de Inversión Pública a nivel de Perfil

GUÍAS SECTORIALES Guía de Identificaci ón, Formulaci ón y Evaluación Social de Proyectos de Inversión Pública del Sector Educaci ón a nivel de PERFIL

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

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

Guía de Salud (Versión Preliminar)

CASOS PRÁCTICOS Perfil simplificado Educación

CASO PRÁCTICO ELECTRIFICACIÓN RURAL

CASO PRÁCTICO INFRAESTRUCTURA DE RIEGO

CASO PRÁCTICO AGUA Y SANEAMIENTO

CASO PRÁCTICO ASISTENCIA TÉCNICA AGRO

CASO PRÁCTICO PISTAS Y VEREDAS

Perfil simplificado Salud

CASO PRÁCTICO CAMINOS VECINALES

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INDICE CASO PRACTICO I. ASPECTOS GENERALES..........................................................................5 1.1 Nombre del Proyecto................ Proyecto........................ ................. ................. ................. ................................6 .......................6 1.2 Unidad Formuladora y Ejecutora.............. Ejecutora....................... ................................. ..................................6 ..........6 1.3 Participación de Beneficiarios y de las entidades involucradas.................6 1.4 Marco de Referencia............... Referencia........................ ................. ................. ................. ................ .........................7 .................7 II. IDENTIFICACIÓN.................................................................................9 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5

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

III. FORMULACIÓN Y EVALUACIÓN.........................................................24 3.1 Análisis de la Demanda................... Demanda........................... ................ .........................................25 .................................25 3.2 Análisis de la Oferta............... Oferta........................ ................. ................. ................. ................................28 ........................28 3.3 Balance Oferta-Demanda........... Oferta-Demanda................... ................ ................. ................. ................. ......................28 .............28 3.4 Secuencia de Etapas y actividades de Alternativas.............................. Alternativas...............................30 .30 3.5 Costos estimados a precios de mercado...................... mercado.............................. ................ ................31 ........31 3.6 Evaluación económica a Precios de Mercado............... Mercado........................ .........................36 ................36 3.7 Evaluación Social ................ ......................... ................. ................. ................. ................ ..........................39 ..................39 3.8 Análisis de Sensibilidad.............. Sensibilidad...................... ................. ................. ................. ..............................47 .....................47 3.9 Análisis de Sostenibilidad.............. Sostenibilidad...................... ................ ................. ....................................49 ...........................49 3. 10 Análisis de Impacto Ambiental.............. Ambiental...................... ................. ................. ............................50 ....................50 3. 11 Matriz de Marco Lógico de la Alternativa Seleccionada..........................52 IV. CONCLUSIONES.................................................................................54 4.1 Conclusiones y Recomendaciones............. Recomendaciones..................... ................. ................. ................. ................55 .......55 4.2 Anexos……………… Anexos……………………………… …………………………… …………………………… ……………………………… ………………………………. ………………..... .......... ......55 55 PLANTILLA PARA EL CASO PRACTICO I. INTRODUCCION....................................................................................67 I. ASPECTOS GENERALES.........................................................................69 II. IDENTIFICACIÓN................................................................................71 III. FORMULACIÓN Y EVALUACIÓN..........................................................77 IV. CONCLUSIONES..................................................................................85

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5

MODULO 1

ASPECTOS GENERALES

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1.1

NOMBRE DEL PROYECTO

“ELECTRIFICACIÓN RURAL DE LA CUENCA DEL D EL RIO LURIN: ANTIOQUÍA – SANTA ROSA DE CHONTAY” 1.2 1. 2

UNID UN IDAD AD FO FORM RMUL ULAD ADOR ORA A Y EJ EJEC ECUT UTOR ORA A

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

Dirección Ejecutiva de Proyectos-DEP Energía y Minas Ministerio de Energía y Minas 4750056 Anexo 324 Av. Las Artes Nº 260 San Borja José Eslava Arnao Director Ejecutivo de proyectos [email protected]

Unidad Ejecutora: Sector Pliego Teléfono Dirección

Dirección Ejecutiva de Proyectos-DEP Energía y Minas Ministerio de Energía y Minas 4750056 Anexo 324 Av. Las Artes Nº 260 San Borja

1.3 1. 3

PARTIC PART ICIP IPA ACI CIÓN ÓN DE LA LAS S ENT NTIIDA DADE DES S INV NVOL OLU UCR CRA ADA DAS S Y DE LO LOS S BENEFICIARIOS

Para el desarrollo del proyecto es necesaria la participación activa y decidida de las las auto autori ridad dades es loca locale les, s, regi region onal ales es y de la pobl poblac ació ión n (ben (benefi efici ciar ario ios) s) para para garantizar la buena ejecución del mismo. Del análisis de involucrados obtenemos el siguiente esquema institucional:

Gobierno Local (Antioquia) Constructora

Unidad Ejecutora Del Proyecto

Organismo Financiero

Gobierno Central

Población

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La participación de LA POBLACIÓN, POBLACIÓN, como principales principales beneficiari beneficiarios, os, consistirá consistirá en brindar la información información necesaria necesaria para los diferentes 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 eléc eléctr tric icaa en la etap etapaa de oper operac ació ión n y mant manten enim imie ient nto. o. Ca Cabe be resa resalt ltar ar que que la pobl poblaci ación ón ha firm firmado ado una una cart cartaa de comp compro romi miso so con con la Unida Unidad d Ejec Ejecut utor oraa (Dirección Ejecutiva de Proyectos-DEP) durante la realización de una serie de tall taller eres es orga organi nizzados ados con con la fina finali lida dad d de que que los los bene benefi fici ciar ario ioss tome omen cono conoci cimi mien ento to y adqu adquie iera ran n conc concie ienc ncia ia de los los prob proble lema mass actu actual ales es y de las las alternativas de solución existentes relacionadas el servicio de energía eléctrica, haci hacién éndo dose se énfas énfasis is que que este este tipo tipo de proy proyec ecto toss requ requie iere ren n de un cost costo o por por consumo que debe ser asumido por ellos. DIRECCION EJECUTIVA DE PROYECTOS-DEP, 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 públ públic icas as y priv privad adas as,, para para la adec adecua uada da ejec ejecuc ució ión n del del proy proyec ecto to y para para la apropiada operación y mantenimiento de las obras, que una vez concluidas estarán a cargo de ADINELSA. El GOBIERNO CENTRAL, CENTRAL , coordinará con el Ministerio de Energía y Minas, sobre la adecuada ejecución del proyecto, y sobre el cumplimiento de las metas prev previs ista tass en los los prog progra rama mass y plan planes es naci nacion onal ales es a los los cual cuales es pert perten enece ece 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 fuer fueraa del del área área de conc conces esió ión n de las las empr empres esas as dist distri ribu buid idor oras as,, a trav través és de cont contrratos atos de admin dminis istr trac ació ión n y/o y/o conv conveenios nios con con empr mpresas esas eléc eléctr triicas cas 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 DE RE REFERENCIA

1.4.1 Antecedentes Antecedentes del Proyecto Proyecto La Dirección Ejecutiva de Proyectos del Ministerio de Energía y Minas (DEP/MEM) y la Muni Munici cipa palilida dad d de Anti Antioq oqui uia, a, ha prev previs isto to la ejec ejecuc ució ión n del del proy proyec ecto to 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. 8

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 energía 1 relacionados con el presente proyecto se encuentran: •

•

Prom Promov over er el desa desarr rrol ollo lo de infr infrae aest stru ruct ctur uraa ener energé géti tica ca en los los luga lugare ress aisl aislado adoss y leja lejano noss del del país país como como medi medio o que que perm permit itee un crec crecim imie ient nto o homogéneo de la economía, de equidad social y generadora de empleo. Ampliar la frontera eléctrica a nivel nacional con calidad, seguridad y optimizand optimizando o los costos de inversión inversión con el fin de brindar la posibilida posibilidad d de acceder al uso de la energía eléctrica.

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

1

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

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MODULO 2 IDENTIFICACIÓN

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2.1 2. 1

DIAG DI AGNÓ NÓST STIC ICO O DE LA LA SITU SITUAC ACIÓ IÓN N ACT ACTUA UAL L

2.1.1 Antecedentes En las comunidades rurales localizadas en la cuenca del río Lurín, la escasez de energí energíaa es un obstác obstáculo ulo import important antee para para su desarr desarroll ollo o socioe socioecon conómi ómico. co. La ener energí gíaa eléc eléctr tric icaa resu result ltaa fund fundam amen enta tall para para prop propor orci cion onar ar much muchos os servi servici cios os esenciales que mejoran la condición humana: refrigeración para los alimentos, luz para ara lee eer, r, elect lectri rici cida dad d para ara el acce acceso so a los los mode moderrnos nos medio edioss 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, pues puesto toss de salu salud, d, come comedo dore ress comu comuna nale les, s, etc. etc.)) disp dispon onib ible less se encu encuen entr tran an limitados de manera considerable; la calidad en la prestación de estos servicios a la comuni comunidad dad tambié también n repre represen senta ta un grave grave proble problema. ma. En consecu consecuenc encia, ia, 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 lejan ejaníía, el aisl aislam amiiento ento y la poca poca acce accesi sibi bili lida dad, d, son son las las princ rinciipal pales 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 po blación 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 carretera afirmada afirmada que se encuentra encuentra en las afueras afueras del Distrito 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 princi principal pales es comuni comunidad dades es que alcanz alcanzaa el proyec proyecto, to, son: son: Palma, Palma, Chílla Chíllaco, co, 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

Ch Chillaco

144

36

92

23

Caserío

3

Antapucro

124

31

112

28

Caserío

4

Si 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 Sis 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 sus prod produc ucto tos, s, sus ingr ingres esos os econ económ ómic icos os basad basados os en la agri agricu cult ltur uraa son, 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 travé ravéss de la baja baja diet dietaa ali aliment mentic icia ia y de sus sus nive nivelles de nut nutrici rición ón,, las 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 prese present ntan an son son la mala malari ria, a, para parasi sito tosi sis, s, enfe enferm rmed edad ades es derm dermat atol ológ ógic icas, as, 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

Población En Edad Escolar

10%

20%

Actividad Económica: No Agropecuario, Servicios Comercio Higiénicos 60%

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. año. Es impo import rtan ante te seña señala larr que que esto estoss gene genera rado dore ress tamb tambié ién n son son agen agente tess 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 Esta situac situación ión ha traído traído tambié también, n, como como consecu consecuenc encia ia que las comuni comunidad dades es 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. 13

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 Santa Rosa Rosa de Chonta Chontay, y, Nieve Nieve Nieve, Nieve, Sisica Sisicaya, ya, Pampa Pampa Sisica Sisicaya, ya, Antapu Antapucro cro,, 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 alte altern rnat ativ ivas as de solu soluci ción ón,, se hace hace nece necesar saria ia la actua actualiliza zaci ción ón del del proy proyec ecto to 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 nuev nuevas as,, rela relaci cion onad adas as a la util utiliz izac ació ión n 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 comuni comunicac cación ión como como radio radio y telev televisi isión, ón, así como como de otro otros s arte artefa fact ctos os eléc eléctr tric icos os que que les 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 desaprovechamiento de los sistemas eléctricos a la zona.

Cumplir con el Plan de Electrificación Rural (PER). Planificar y ejecutar proyectos de electrificación en zonas zonas rurale rurales, s, aislad aisladas as o de fronte frontera ra para para beneficio de su población, orientados a mejorar su calida calidad d de vida vida y el uso uso prod produc ucti tivo vo 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

2.2 2. 2 .

A

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.

DEFI DE FINI NICI CIÓN ÓN DEL DEL PRO PROBL BLEM EMA A Y SUS SUS CAU CAUSA SAS S 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 sumini suministr stro o de energí energíaa eléctr eléctrica ica,, ésta ésta siempr siempree ha sido sido obteni obtenida da median mediante te el alqui alquile lerr de pequ pequeñ eños os gene genera rado dore ress a comb combus usti tibl ble, e, que que por por el alto alto cost costo o de operación, siempre se ha limitado a eventos especiales. B.

ANÁLISIS DE DE LA LAS CA CAUSAS DE DEL PR 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 d e la población. b.- Poco Poco conoci conocimie miento nto de los sistem sistemas as no conven convencio cional nales es de genera generació ción n 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 falt faltaa de ener energí gíaa eléc eléctr tric icaa ha llev llevad ado o a que que esta estass comu comuni nida dade dess solo 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 (por ejem ejempl plo: o: cria crianz nzaa de av aves es)) o come comerc rcia iale less (por (por ejem ejempl plo: o: rest restau aura rant ntes es 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 fal falta de ener nergía gía eléc elécttrica rica,, ha limi limita tado do de mane manera ra cons consid ider erab ablle las tele teleco comu muni nica caci cion ones es,, esto esto es el acces acceso o a la info inform rmac ació ión n (rad (radio io,, tele televi visi sión ón,, 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: 16

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 sol solamen amente te pued pueden en est estudiar diar dura durant ntee las las noch noches es;; adem además ás,, los los alum alumn nos actualmente no pueden acceder a cursos de computación y/o tener acceso a Internet. Almacenamiento inadecuado de alimentos: La falta falta de energí energíaa eléctr eléctrica ica,, no permit permitee tener tener un sistem sistemaa de refrig refrigera eració ción n económico, pues los que existen trabajan a kerosén, siendo éste de alto costo. Las Las carn carnes es tien tienen en que que ser ser sala salada dass y los los demá demáss alim alimen ento toss tien tienen en que que ser ser almacenados, por lo general, de manera inadecuada. Este manejo inadecuado de alimentos, por consiguiente, resulta en una alta incidencia en enfermedades estomacales. Por Por un lado lado,, esto estoss efec efecto toss llev llevan an a un bajo bajo desa desarr rrol ollo lo prod produc ucti tivo vo de las las loca localilida dade dess afec afecta tada das, s, y por por otro otro lado lado,, a una una baja baja calid calidad ad de vida vida de los 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 :

Efecto Indirecto :

Bajo desarrollo productivo de las localidades.

Baja calidad de vida.

Efecto Directo :

Efecto Directo :

Efecto Directo :

Efecto Directo :

Efecto Directo :

Efecto Directo :

Escasa actividad productiva, comercial y turística.

Baja productividad en actividades productivas.

Incremento de costos de actividades comerciales.

Restricciones en la disponibilidad de telecomunicaciones.

Restricciones en la calidad de servicios de salud y educación.

Almacenamiento Almacenamiento inadecuado de alimentos.

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

Cuada Directa :

Causa Directa :

Desaprovechamiento de los sistemas eléctricos cercanos a la zona.

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

Causa Indirecta :

Causa Indirecta :

Causa Indirecta :

Causa Indirecta :

Ausencia de infraestructura para conectarse al sistema eléctrico más cercano.

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

Poco conocimiento de los sistemas no convencionales de generación de ener ener ía eléctri eléctrica. c a.

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 SER VICIO DE ELECTRICIDAD: El ser servici vicio o de ele electri ctrici cida dad d es un ser servici vicio o bási básico co,, que que ofr ofrecer cerá nuev nuevas as 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 cual se con conecta ecta al sist sistem emaa int interco ercon necta ectado do a trav ravés de la SET Surc Surco o 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 Con la disp dispon onib ibililid idad ad de una una infr infrae aest stru ruct ctur uraa adecu adecuad adaa para para gene genera rarr 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 Con la disp dispon onib ibililid idad ad de una una infr infrae aest stru ruct ctur uraa adecu adecuad adaa para para gene genera rarr energ nergía ía elé eléctri ctrica ca de mane manera ra no conv conven enci cion onal al y con con el apoy apoyo o 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

19

Aumento de la actividad productiva, p roductiva, 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 manera que se increment incrementen en los ingresos económicos, económicos, y se genere genere desarrollo 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 cost costos os para para alum alumbr brado ado y refr refrig iger erac ació ión n (ref (refri rige gera rado dora rass actu actual alme ment ntee son son a kerosene y a gas). Disminución de las Restricciones de la Disponibilidad de telecomunicaciones: Con la energía gía eléctr ctrica no habrá restriccio ciones en los servici vicio o s de tele teleco comu muni nica caci cion ones es,, esto esto es, es, el acce acceso so a la info inform rmac ació ión n (rad (radio io,, tele televi visi sión ón,, 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. Esto Estoss fine finess nos nos llev llevan an a un incr increm emen ento to del del desa desarr rrol ollo lo prod produc ucti tivo vo de las 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 fin últi último mo es que que dich dichas as comu comuni nida dade des, s, a trav través és del del desa desarr rrol ollo lo de sus sus actividades productivas, comerciales y turísticas, podrán superar su condición de pobreza. En el gráfico 2, se muestra el árbol de objetivos del proyecto:

20

GRAFICO Nº 2 ÁRBOL DE OBJETIVOS Fin ltimo: Desarrollo socioeconómico y roductivo de las localidades.

Fin Indirecto :

Fin Indirecto :

Incremento del desarrollo productivo de las localid ades.

Aumento de la calidad de vida.

Fin Directo :

Fin Directo :

Fin Directo :

Fin Directo :

Fin Directo :

Fin Directo :

Aumento de la actividad productiva, comercial y turística.

Aumento de la productividad en actividades productivas.

Disminución de costos de actividades comerciales.

Disminución de las restricciones en la disponibilidad de telecomunicaciones.

Incremento en la calidad de servicios de salud y educación.

Mejora de los métodos de almacenamiento de alimentos.

Objetivo Central: Acceso de la Població n al Servicio de Electricidad

Medio de primer nivel :

Medio de primer nivel :

Aprovechamiento de los sistema s eléctricos cercanos a la zona.

Uso de fuentes de energía eficientes (energía termoeléctrica, energía solar)

Medio Fundamental:

Medio Fundamental:

Medio Fundamental:

Medio Fundamental:

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

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

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

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

2.4 ANÁLISIS DE MEDIOS FUNDAMENTALES CLASIFICACIÓN DE LOS MEDIOS FUNDAMENTALES. Imprescindible Infraestructura eléctrica: Líneas Primarias, Redes Primarias y Secundarias, Sistemas de Medición.

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

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

21

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

Mayo Mayorr inve invers rsió ión n en Infr Infrae aest struc ructu tura ra para para generar energía eléc eléctr trica ica de mane manera ra 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: • Punt Pu nto o de de ali alime ment ntac ació ión: n: Sube Subest stac ació ión n Sur Surco co 10/2 10/22, 2,9 9 kVkV- 2,6 2,6 MVA 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.-

22

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 1Φ -1 -13,2 kV kV-MRT– 26 26,43 km km, 1x 1x25 mm 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 de ma madera tr tratada de de 11 11 m, m, cl clase 5. 5. • Secci eccion onad ador or fusib usiblle cut cut--out out de de 15 15 kV, kV, 150 150 kVkV-BI BILL, 100 100 A • Fusibles tipo K: 2A y 3A para transformadores de 5, 10 y 15 kVA respectivamente. • Pararrayos de 15 kV kV, 10 10 kA, óxido metálico. • Tran Transf sfor orma mado dore ress 1Φ 1Φ 13, 13,2± 2±2x 2x2, 2,5% 5%/0 /0,4 ,466-0, 0,23 23 kV, kV, de de 5,1 5,10 0 y 15 kVA, kVA, • Table blero de de di distribución co con tr transfor formador: Tip Tipo I : 5 y 10 kVA kVA: interruptor general, contador de energía monofásico para AP. Tipo II : 15 kVA: interruptor general, contador de d e 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 dife difere renc ncia ia que que se util utiliz izar arán án dos dos o tres tres pozo pozoss de tier tierra ra resp respec ecti tiva vame ment nte, e, conectadas con conductor de Cu blando de 16 mm2, grapas c/10 cm; terreno

23

con con tier tierra ra negr negra, a, esti estiér érco coll y carb carbón ón segú según n se espe especi cific ficaa en los los plan planos os del del proyecto. Esta puesta a tierra tierra se conectará conectará con el neutro del transforma transformador, dor, pararrayos pararrayos y las partes metálicas no energizadas. Redes Secundarias Las redes redes secunda secundarias, rias, conformadas conformadas por por las las redes redes de baja baja tensió tensión n1 220 V, presentan las siguientes características:



• • •

Vano promedio Postes Conductor

: : :

• •

Pastoral Luminaria

: :

• •

Lámpara Retenida

: :

•

Puesta a tierra

:

Acometidas

:

•

440/220 440/220 y

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 bajada cobre recocido recocido de 16 mm 2, grapas grapas c/10 cm, terreno con tierra negra, estiércol y carbón en dond dondee se requ requie iera ra segú según n los los plan planos os del del proyecto. Cable co concéntrico 2 x 4 mm mm2, co contador de 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 Instal Instalaci ación ón de panele paneless fotovo fotovolta ltaicos icos..- Cons Consis iste tent ntee en la inst instal alac ació ión n de paneles paneles solares solares fotovoltai fotovoltaicos cos en cada vivienda, vivienda, que genere la suficiente suficiente energía para satisfacer las demandas básicas de alumbrado e información (radio y TV). Las Las carg cargas as espe especi cial ales es se aten atende derá rán n con con pane panele less de mayo mayorr capa capaci cida dad. d. Esta 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 ubic ubicad ados os en la parte parte ex exte teri rior or del del pred predio io por por alim alimen enta tar. r. Los Los elem elemen ento toss que que conformarán cada uno de los paneles son:

24

• • • • • • •

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

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.

25

MODULO 3

FORMULACIÓN Y EVALUACION

26

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) ubic ubicad adas as en el área área del del proy proyec ecto to,, para para el dime dimens nsio iona nami mien ento to de las las líne líneas as 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 Información de zonas simila similares res al proyecto proyecto Se ha obte obteni nido do infor informa maci ción ón de cons consum umos os prom promed edio io por por clie client nte, e, de zona zonass 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 Año

Consumo Unitario (kWh-mes / cliente)

2002

7,23

2003

8,10

2004

13,08

Promedio

9,47

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

Con esta información, para la proyección de la demanda se ha considerado lo siguiente (Ver Anexo 1 - Cuadro N° 2): • CUD inic inicia iall de 9,47 9,47 kW kWh-me h-mes, s, corr corres espo pon ndien dientte al cons consum umo o prom promed edio io del del PSE Huarochirí I Etapa, por el sistema eléctrico más próximo a la zona del proyecto. • Se conside siderra una tasa de crecimie miento de la dem demanda inicial de 4. 4 . 7 9% anual para los primeros 5 años, 2% para los siguientes 5 años y 1% para los últimos 10 años. 3.1.2 Proyección Proyección de población población y número de viviendas 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 local calidades se contó con 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 calc calcul uló ó el el pro prome medi dio o de de la la rel relac ació ión n pob pobla laci ción ón / núm númer ero o de de vivi vivien enda das. s.

27

• Fina Finalm lmen ente te se se eemp mple leó ó de de pre prefe fere renc ncia ia los los dat datos os reco recopi pila lado doss de la zona zona del 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

Población Total

Distrito

Censo 81

Censo 93

TC (%)

TC (%) Consid.

1

Palma

Antioquia

11

71

16.8%

2.0%

2

Chillaco

Antioquia

76

88

1.2%

1.2%

3

Antapucro

Antioquia

95

85

-0.9%

1.0%

4

Sisicaya

Antioquia

53

69

2.2%

2.0%

5

Nieve-Nieve

Antioquia

105

76

-2.7%

1.0%

6


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 conf confor ormad madaa por por las las loca localilida dade dess incl inclui uidas das en el proy proyec ecto to,, cuyo cuyo resu resume men n se presenta a continuación: Cuadro 6 Resumen de Proyección de la Población Total

LOCALIDAD \ AÑO

2006

2011

2016

2021

2025

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

66 92 112 96 116 276 108

102 112 120 114 172 344 132

129 128 132 135 208 396 150

156 144 140 153 240 436 171

177 152 144 168 264 468 189

TOTAL HABITANTES

866

1 096

127 8

1 440

15 6 2

Fuente: Elaboración Propia

En el Cuadro N° 3 del Anexo N° 1 se muestra la proyección del número de viviendas totales que conforman el PSE Huarochiri, cuyo resumen se presenta a continuación: Cuadro 7 Resumen de Proyección del Número de Viviendas Totales

LOCALIDAD \ AÑO

2006

2011

2016

2021

2025

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

22 23 28 32 29 69 36

34 28 30 38 43 86 44

43 32 33 45 52 99 50

52 36 35 51 60 109 57

59 38 36 56 66 117 63

TOTAL VIV. DOMESTICAS

239

303

354

400

435


28

3.1.3 Proyección Proyección de la demanda demanda de potencia potencia y energía energía Información Existente Las Las cons consid ider erac acio ione ness gene genera rale less para para la proy proyec ecci ción ón de la dema demand ndaa son son las las siguientes: • Meto Me todo dolo logí gíaa Unif Unifor orme me de de Proy Proyec ecci ción ón de de la Dem Deman anda da Elé Eléct ctri rica ca uti utililiza zada da por por Electro Perú y las Empresas Regionales. • Info Inform rmac ació ión n reco recopi pila lada da en en el áre áreaa de infl influe uenc ncia ia del del pro proye yect cto o iden identi tifi fica cand ndo o las localidades a ser electrificadas. • Censo ensoss Nac Nacio iona nall de de PPo oblac blació ión n y Vi Vivien viendo do de 1981 1981 y 199 1993 3. 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 establ estableci ecimie miento nto de una relaci relación ón funcio funcional nal crecie creciente nte entre entre el consum consumo o de ener energí gíaa por por abon abonad ado o domé domést stic ico o (kWh (kWh/a /abo bona nado do)) y el núme número ro de abon abonad ados os estimados para cada año. Esta relación considera que la expansión urbana a consecu consecuenc encia ia del crecim crecimien iento to poblac poblacion ional al está está íntima íntimamen mente te vincul vinculada ada 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 Crecimiento del Consumo, Año: 1-5 (%) Tasa de Crecimiento Crecimiento del Consumo, Año: 6-10 (%) Tasa de Crecimiento 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 1

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

29

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

TOTAL (kW)

2006

2011

2016

2021

2025

2.20 2.29 2.77 3.18 2.90 6.86 3.60

3.81 3.11 3.26 4.17 4.89 9.62 4.72

5.18 3.77 3.70 5.12 6.33 11.72 5.81

6.47 4.36 4.14 6.13 7.48 13.48 6.95

7.49 4.81 4.50 7.00 8.26 14.76 7.94

2 3 .5 7

33.34

41.45

48.9

54.77


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

2006

2011

2016

2021

2025

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

4476 4670 5655 6476 5903 13986 7340

7955 6509 6841 8734 10187 20107 9900

11171 8142 8015 11081 13632 25275 12563

14413 9726 9255 13686 16653 30054 15518

17146 11016 10324 16037 18918 33797 18186

48732

70651

90532

110247

126643

TOTAL (kWh-año)


3.2

ANÁLISIS DE DE OF 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” proyecto” está dada por la capacidad actual de transmitir transmitir energía 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 3. 3

BAL ALA ANC NCE E OF OFER ERTA TA-D -DEM EMAN ANDA DA

Con la información anterior se realiza el balance Oferta-Demanda: Cuadro 11

30

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

30

1,990

1,960

5

32

1,990

1,958

6

33

1,990

1,957

7

35

1,990

1,955

8

37

1,990

1,953

9

38

1,990

1,952

10

40

1,990

1,950

11

41

1,990

1,949

12

43

1,990

1,947

13

44

1,990

1,946

14

46

1,990

1,944

15

47

1,990

1,943

16

49

1,990

1,941

17

50

1,990

1,940

18

52

1,990

1,938

19

53

1,990

1,937

20

55

1,990

1,935

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

31

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 3. 4

SECU SE CUEN ENCI CIA A DE ETAP ETAPAS AS Y ACTI ACTIVI VIDA DADE DES S DE ALTE ALTERN RNAT ATIV IVAS AS

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 Trabajos Preliminares Montaje Electromecánico de Líneas Primarias Montaje taje Ele Electr ctrome omecánic ánico o de de Redes Prima imarias ias (Su (Sub besta estaci cio ones)

Etapa II: Instalación de Redes Secundarias Suministro de Equipos y Materiales Trabajos Preliminares Montaje Electromecánico

FASE II: POST INVERSIÓN Oper Operac ació ión n y Man Mante teni nimi mien ento to de las las red redes es prim primar aria ias s y secu secund ndar aria ias s

18 días 18 días 72 días 30 día días s

108 días 18 días 12 días 78 días

20 años 20 años años


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 50 días 50 días 15 días 20 días 30 días

20 años 20 años


32

3.5 CO 3.5 COST STOS OS A PRE PRECI CIOS OS DE ME MERC RCAD ADO O 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 ASE I: INVER INVERSI N (Año 0) 0) Etapa I: Inst Instalac ala c ión de Líneas íneas Primarias Suministro d e Eq uip o s, M a te ria les y Se rvid umb re O rige n Na c io na l O rige n Imp o rta d o M o nta je Ele c tro me c á nic o d e Líne a s Prima ria s M .O . C a lific a d a M .O . No C a lific a d a Tr Transpo ansporrte G a stos G ene ra le s (12% C .D.) Utilid a d es (8% C .D.) IG V (19%)

Etapa I: Instalación de Redes Primarias Suministro d e Eq uip o s, M a te ria les y Se rvid umb re O rige n Na c io na l O rige n Imp o rta d o M o nta je Ele c tro me c á nic o d e Red es Prima ria s M .O . C a lific a d a M .O . No C a lific a d a Tr Transpo ansporrte G a stos G ene ra le s (12% C .D.) Utilid a d es (8% C .D.) IG V (19%)

Etapa apa II: Inst Instalac alac ión de Rede edes s Secun ec unda darrias Suministro d e Eq uip o s y M a te ria le s O rige n Na c io na l O rige n Imp o rta d o M o nta je Ele c tro me c á nic o M .O . C a lific a d a M .O . No C a lific a d a Tr Transpo ansporrte G a stos G ene ra le s (12% C .D.) Utilid a d es (8% C .D.) IG V (19%) Fuente: Elaboración Propia

C osto (S/ (S/ .) 920,409 448,692 171,741 114,247 57,494 121,722 97,966 23,757 20,7 20,747 47 37,705 25,137 71,640

123,475 58,552 40,507 18,046 23,947 21,079 2,868 3,96 ,968 10,376 6,917 19,714

348,242 150,563 116,292 34,271 82,954 74,555 8,399 10,3 10,350 50 29,264 19,509 55,602

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


33

3.5. 3.5.1 1

FLU FL UJO DE COST COSTOS OS A PRE PRECI CIOS OS DE MERC MERCA ADO

En este punto, se encuentra el detalle de los flujos de costos c ostos 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 Etap tapa I: I: In Instalación d de e Lí Líneas eas Pr Primaria rias Suministro de Equipos, Materiales y Servidumbre Origen Nacional Origen Importado Monta ntaje Elec Electtrom romecá ecánic nico de de Lín Línea eas s Pri Prima mari rias as M.O. Calificada M.O. No Calificada Transporte Gastos Generales (12% C.D.) Utilidades (8% C.D.) IGV (19%)

Etap tapa I: Instalación de Rede edes 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%)

Año 0 Años 1-20 448,692 171,741 114,247 57,494 121, 121,72 722 2 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

Etapa II: Instalación de Redes Secundarias

348,242

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%)

150,563 116,292 34,271 82,954 74,555 8,399 10,350 29,264 19,509 55,602

TOTAL (S/.)

920,409


Para la alte Para altern rnat ativ ivaa 2, se cons consid ider eraa la inve invers rsió ión n requ requer erid idaa para para reno renova varr los los componentes cuya vida útil es menor a 20 años.

34

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

Año 0

Año 4

Año 8

Año 12

Año 16

Instalación de Paneles Solares Suministro de Equipos y Materiales Inversión en Paneles solares Inversión en baterías

356,400 57,915

57,915

57,915

57,915

57,915

Inversión en equipos de iluminación

48,114

48,114

48,114

48,114

48,114

Inversión en controladores e interruptores

41,432

41,432

41,432

41,432

41,432

Inversión en en co conductores y cajas co conexiones

40,095 53,823

53,823

53,823

53,823

Invesión en soportes y postes Costos de Importación

71,280 198,544

Transporte

39,204

Instalación M.O. Calificada

44,715

M.O. No Calificada

45,609

Gastos Generales + Utilidades (20% C.D.) IGV (19%)

Subtotal costos de inversión

188,662 215,074

38,244

38,244

38,244

38,244

1,347,043

239,527

239,527

239,527

239,527


B

Fluj Flujo o de cost costos os de Op Oper erac aciión y Mante anteni nimi mien ento to

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. 1. Compra de energía 2. Costos de operación y mantenimiento

2006 2011 2016 2021 2025 9,549 13,844 17,740 21,603 24,816 15,4 15,469 69 16,4 16,405 05 17,3 17,397 97 18,4 18,449 49 19,3 19,336 36


Los costos de Operación y Mantenimiento de la Alternativa 2, corresponden a las insp inspec ecci cion ones es por por part partee de un técn técnic ico o espe especi cial aliz izad ado o a los los pane panele less y demá demáss 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 35

Descripción

Cant.

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)

Precio Unit. S/.

1 20 1

Precio Total S/.

3 465 66 99

3 465 1 320 99 4 884

SSD

25

SSD

500

COSTO UNITARIO POR SSD

9,77

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

19,54


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

Año 0

1. Costos de operación y mantenimiento

Años 1-20 6 277


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

Año 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

Situación Situación con proyecto sin Costos (A) proyecto increméntales (B) (S/.) Operación Operación (A)- (B) Inversión y Mtto.y Mtto.(S/.) C/P S/P (S/.) (S/.) 773,453 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

25,018 26,119 27,186 28,227 29,246 30,249 31,239 32,219 33,194 34,166 35,136 36,109 37,085 38,066

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

773,453 25,018 26,119 27,186 28,227 29,246 30,249 31,239 32,219 33,194 34,166 35,136 36,109 37,085 38,066

36

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


Para la Alternativa 2, se tiene:

Cuadro 22 Flujo de Costos Increméntales a precios de mercado Alternativa 2 - (S/.) sin IGV

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

Situación Situación con proyecto sin Costos (A) proyecto increméntales (B) (S/.) Operación Operación (A)- (B) Inversión y Mtto.y Mtto.(S/.) C/P S/P (S/.) (S/.) 1,131,969 201,284 201,284 201,284 201,284 -

5,275 5,275 5,275 5,275 5,275 5,275 5,275 5,275 5,275 5,275 5,275 5,275 5,275 5,275 5,275 5,275 5,275 5,275 5,275 5,275

-

1,131,969 5,275 5,275 5,275 206,558 5,275 5,275 5,275 206,558 5,275 5,275 5,275 206,558 5,275 5,275 5,275 206,558 5,275 5,275 5,275 5,275

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

37

VAN de costos (S/.)

1,465,081

VAN de costos/ conexión (S/. / conexión)

5,412


3.6 3. 6

EVAL EV ALUA UACI CIÓN ÓN EC ECON ONÓM ÓMIC ICA A A PRE PRECI CIOS OS DE ME MERCA RCADO DO

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 proye cto 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/.)

Beneficios Sin Beneficios Proyecto Increméntales (S/.) (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

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

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


Para la alternativa 2, los ingresos corresponden a la cuota mensual por la venta de los paneles solares a cada usuario. El cálculo de esta cuota se detalla a continuación: Cuadro 24 Financiamiento de Paneles Solares Descripción

Costo Unitario

Años de Cuota Mensual Financiamient (S/. / usuario)

38

Panel Solar Doméstico

(S/.)

o

3 492

20

14,55


Ento Entonc nces es,, los los ingr ingres esos os está están n dado dadoss sobr sobree la base base a los los 270 270 pane panele less que 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 Mensuales (S/.)

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

-

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

-

47,275

-

47,275

49,895

-

49,895

52,165

-

52,165

54,435

-

54,435

56,530

-

56,530

58,451

-

58,451

60,372

-

60,372

62,118

-

62,118

63,865

-

63,865

65,611

-

65,611

67,357

-

67,357

68,929

-

68,929

70,675

-

70,675

72,247

-

72,247

73,818

-

73,818

75,390

-

75,390

76,962

-

76,962

78,533

-

78,533

80,105

-

80,105

-

81,676

81,676 Fuente: Elaboración Propia

3.6.2 Flujo de Costos Costos y Beneficios Beneficios a precios de mercado 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 17,972 19,864 21,692 23,468

773,453 25,018 26,119 27,186 28,227

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

39

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


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 47,275 49,895 52,165 54,435 56,530 58,451 60,372 62,118 63,865 65,611 67,357 68,929 70,675 72,247 73,818 75,390 76,962 78,533 80,105 81,676

1,131,969 5,275 5,275 5,275 206,558 5,275 5,275 5,275 206,558 5,275 5,275 5,275 206,558 5,275 5,275 5,275 206,558 5,275 5,275 5,275 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


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

40

Cuadro 28 VANP de Alternativas ALTERNATIVAS

VAN (12%) S/.

ALTERNATIVA 1

-794 154

ALTERNATIVA 2

-1 020 118


3.7

EVALUACION SO SOCIAL

3.7.1

ESTIMACI CIÓN ÓN DE CO COSTOS SO 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

=

FCBN I _ Renta

1 (1 + 0,19)

=

1 (1 + 0,30)

=

0,84

=

0,77

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: FCBI =

FCBI =

1 (1 + Aranceles) × (1 + IGV )

1 (1 + 0,365) × (1 + 0,19)

PSD

×

1,08

×

=

0,665

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. 3.7.1b 1b Fluj Flujo o de Cost Costos os socia ociale less tota totale less y su su val valor or actu actual al (VAC (VACST ST)) 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/.) 41

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

Montaje Electromecánico de Líneas Primarias M.O. Calificada M.O. No Calificada Transporte 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 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 Transporte Gastos Generales (12% C.D.) Utilidades (8% C.D.) IGV (19%)

704,741

Subtotal Costos de Inversión Fuente: Elaboración Propia

Cuadro 30 Costo Social de Operación y Mantenimiento Alternativa 1 - (S/.)

COSTOS DE OPERACIÓN Y MTTO.

F.C.

2006

20 11

2016

20 21

202 5

1. Compra de energía

1,00

9,549

13,844

17,740

21,603

24,816


1,00

15,469

16,405

17,397

18,449

19,336


Y para la alternativa 2, se tiene: Cuadro 31 Costo Social de Preinversión, Inversión y valor de recupero. Alternativa 2 - (S/.)

42

COSTOS DE INVERSION Instalación de Paneles Solares

F.C.

Año 0

Año 4

Año 8

Año 12

Año 16

1.08 1.08 1.08 1.08

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

62,548 51,963 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

0.87 0.41 1.00 0.00

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

0 159,257

0 159,257

0 159,257

0 159,257

Suministro de Equipos y Materiales Inversión en Paneles solares Inversión en baterías Inversión en equipos de iluminación iluminación Inversión en controladores controladores e interruptores Inversión en conductores y cajas conexiones Inversión en soportes y postes Costos de Importación Transporte Transporte Instalación M.O. Calificada Calificada M.O. No Calificada Gastos Generales + utilidades (20% C.D.) IGV (19%)

Subtotal Costos de Inversión Fuente: Elaboración Propia

Cuadro 32 Costo Social de Operación y Mantenimiento Alternativa 2 - (S/.)

COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

F.C.


1,00

Año 0

Años 1-20 5 275


Con los flujos anteriores se calcula el Valor Actual de Costos Sociales Totales, para cada alternativa (Tasa de descuento considerada 14%): Cuadro 33 VACST de Alternativas ALTERNATIVAS

VACST (14%) S/.

ALTERNATIVA 1

613 169

ALTERNATIVA 2

339 511


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 obst obstan ante te,, se ha real realiz izad ado o una una encu encues esta ta en la zona zona del del proy proyec ecto to para 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, g asolina, etc. Cuadro 34 Gasto Anual en Fuentes Alternativas “sin proyecto” 43

Necesidad

Fuente Actual de Energía

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

Kerosene (lt) Velas (und) Pilas (und) Otros Baterías (re) Pilas (und)

Iluminación

Radio y TV

Kerosene (lt) Gas (balon) Diesel

Refrigeración

Otros

Total Anual (S/.)

Fuente: Elaboración Propia – Encuestas de campo.

Cuadro 35 Resumen Gasto Anual en Fuentes Alternativas Necesidad

Costo Anual

Costo anual por iluminación: Costo anual por radio y televisión: Costo anual por refrigeración: Costo anual por otros usos:

319,2

S/. / abonado

283,2 80,4 0,0

S/. / abonado S/. / abonado S/. / abonado

TOTAL

682,8

S/. / abonado


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

44

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


Para la Alternativa 2, se tiene:

Cuadro 37 Flujo de Costos Sociales Netos 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

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/.) 944,219 159,257 159,257 159,257 159,257 -

5,275 5,275 5,275 5,275 5,275 5,275 5,275 5,275 5,275 5,275 5,275 5,275 5,275 5,275 5,275 5,275 5,275 5,275 5,275 5,275

-

944,219 5,275 5,275 5,275 164,532 5,275 5,275 5,275 164,532 5,275 5,275 5,275 164,532 5,275 5,275 5,275 164,532 5,275 5,275 5,275 5,275


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

45

ALTERNATIVAS

VACSN (14%) S/.

ALTERNATIVA 1

908 246

ALTERNATIVA 2

1 181 903


3.7. 3. 7.2 2

ESTI ES TIMA MACI CIÓN ÓN DE BE BEN NEF EFIICI CIOS OS SO SOCI CIA ALE LES S

Metodología de NRECA De acuerdo con NRECA (Mayo 1999), los beneficios económicos constituyen un punto punto de refer referenc encia ia para para cuanti cuantific ficar, ar, en términ términos os moneta monetario rios, s, qué benefic beneficio io representa para el país un proyecto de electrificación rural. Para Para calcul calcular ar los benefi beneficio cioss económ económico icoss se consid considera eran n las cuatro cuatro catego categoría ríass 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 Beneficio Beneficio Beneficio Beneficio TOTAL

anual anual anual anual

Costo Anual por por por por

iluminación: radio y televisión: refrigeración: otros usos:

322,1 288,4 114,4 54,9 779,8

S/. / abonado S/. / abonado S/. / abonado S/. / abonado S/. / abonado

Fuente: Elaboración Propia – Encuestas de campo

El flujo de beneficios increméntales será:

46

Cuadro 40 Flujo de Beneficios Increméntales a precios sociales Alternativa 1 - (S/.) Beneficio Social Anual Año Con Proyecto (S/.) 0 1 184,851 2 195,093 3 203,969 4 212,846 5 221,039 6 228,550 7 236,061 8 242,889 9 249,717 10 256,545 11 263,373 12 269,518 13 276,346 14 282,491 15 288,637 16 294,782 17 300,927 18 307,072 19 313,217 20 319,363

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


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 Beneficio anual por iluminación: Beneficio anual por radio y televisión: TOTAL

Costo Anual 322,1 288,4 610,5

S/. / abonado S/. / abonado S/. / abonado

Fuente: Elaboración Propia – Encuestas de campo

El flujo de beneficios increméntales será:

47

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

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


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 fund fundam amen enttados ados con con encue ncuest stas as de camp campo o desar esarro roll llaados dos por por la Uni Unidad dad 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/.

Proy Pr oyect ecto o Alte Altern rnati ativo vo Al Alte tern rnati ativa va 1 Al Alter terna nati tiva va 2 VANS

613 169

339 511


48

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 3. 8

ANAL ALIISI SIS S DE DE SEN SENSI SIB BIL ILIIDA DAD D

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 escasez de los materiales, materiales, y además que, en esta alternativa, 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 rang rango o de va vari riac aciión de esta esta va vari riab able le ser será de –10% 10% a un +10% +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%, + 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. -10% -5% 0

VAN (12%) S/.

VANS (14%) S/.

-704,385

624,126

-749,270

618,647

-794,154

613,169

49

5% 10%

-839,039

607,690

-883,923

602,212


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

339,511

-1,020,118

339,511

-1,076,717

339,511

-1,133,315

339,511


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 VANPN (12%) VANPN (12%) S/. S/.

% Variación. -10% -5% 0% 5% 10%

-815368

-1020118

-804761

-1020118

-794154

-1020118

-783547

-1020118

-772940

-1020118


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 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

-906,921.43

-749,269.52

-963,519.89

-794,154.04

-1,020,118.34

-839,038.56

-1,076,716.80

-883,923.09

-1,133,315.25

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

50

Se conc conclu luye ye tamb tambié ién n que que si los los bene benefi fici cios os econ económ ómic icos os cons consid ider erad ados os en la evaluación aumentaran o disminuyeran, siempre la alternativa 1 predominará sobre la alternativa 2. 3.8. 3.8.5 5

Anál Anális isis is de de sens sensib ibil ilid idad ad 44- Vari Variab able le:: Oper Operac ació ión n y Mant Manten enim imie ient nto o

Se obtienen los siguientes resultados: Alternativa 1:

Alternativa 2:

Cuadro 48 Análisis de Sensibilidad Alternativa 1 % Variación.

VAN (12%) S/.

VANS (14%) S/.

-10% -5% 0 5% 10%

-749,337 -761,706 -794,154 -786,444 -798,813

645,423 634,620 613,169 613,016 602,214

Cuadro 49 Análisis de Sensibilidad Alternativa 2 % Variación.

VAN (12%) S/.

VANS (14%) S/.

-10% -5% 0 5% 10%

-980,119 -996,774 -1,020,118 -1,030,086 -1,046,741

386,468 374,584 339,511 350,816 338,931

En este caso se afirma también que si los costos de operación operación y mantenimien mantenimiento to cons consid ider erad ados os en la ev eval alua uaci ción ón aume aument ntar aran an o dism dismin inuy uyer eran an,, siem siempr pree la alternativa 1 predominará sobre la alternativa 2. 3.9 3. 9

ANAL ALIISI SIS S DE SOS SOSTE TEN NIB IBIL ILIIDA DAD D

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 Por otro otro lado lado,, ADIN ADINEL ELSA SA es la enca encarrgada gada de la admi admini nist stra raci ción ón de va vari rios os Pequeños Sistemas Eléctricos, tanto en el departamento de Lima como en el inte interi rior or del del país país,, por por lo tant tanto o cuen cuenta ta con con el sufi sufici cien ente te resp respal aldo do técn técnic ico, o, administrativo y logístico.

51

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 primer primeros os años, años, poster posterior iormen mente te el proyec proyecto to se hace hace sosten sostenibl ible. e. Durant Durantee 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 c omo objetivo la identificación de los impac impacto toss ambi ambien enta tale les, s, tant tanto o posi positi tivo voss como como nega negati tivo vos, s, para para prev preven enir ir con con medidas medidas de control y seguimient seguimiento o el deterioro deterioro del medio ambiente, en las fases de diseño, construcción construcción y operación operación del proyecto proyecto bajo el concepto de desarrollo 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 patr patrim imon onio io cult cultur ural al de la naci nación ón;; así así como como el uso uso raci racion onal al de los los recu recurs rsos os natu natura rale less en el desa desarr rrol ollo lo de las las acti activi vida dade dess rela relaci cion onad adas as a la gene genera raci ción ón,, transmisión y distribución de energía eléctrica. 3.10.3 Alcances y Metodología Alcances Los alcances del presente estudio son los siguientes: • Desc Descri ripc pció ión n de las las carac caracte terí ríst stic icas as físi física cas, s, biol biológ ógic icas as y socio socioec econ onóm ómic icas as del del área en donde se desarrolla el proyecto. • Iden Identi tifi fica caci ción ón de los los Impa Impact ctos os Ambi Ambieental ntales es Pote Potencia nciale les, s, tant tanto o posi posittivos ivos como negativos. • Plan Plan de de Mane Manejo jo Ambi Ambien enta tal, l, Pro Progr gram amaa de Moni Monito tore reo o y Pla Plan n de Con Conti ting ngen enci cia. a. • Anál Anális isis is Cost Costo o Ben Benef efic icio io de los los imp impac acto toss pos posit itiv ivos os y neg negat ativ ivos os.. Metodología Se trabajaron las siguientes etapas: • Definición del entorno del proyecto: En esta etapa se recopiló la info inform rmac ació ión n nece necesa sari riaa sobr sobree el área área del del proy proyec ecto to,, para para comp comprrende enderr el funcionamiento del medio ambiente. 52

• Descr escrip ipci ción ón de Proy Proyec ecto to y dete determ rmiinaci nación ón de los los Impac mpacttos Ambi Ambien enta tale les: s: 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.

53

3.11 MATRIZ DE 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 L A ALTERNATIVA SELECCIONADA (Alternativa N° 1)

Resumen de objetivos FIN

•

Desarrollo socioeconómico y productivo local.

Indicadores •

Medios de Verificación

Aumento Aumento del consumo consumo unitario unitario de ener energí gía a eléc eléctr tric ica a anua anuall (KWh/año) en el siguiente orden:

•

Supuestos

Registros de consumo de energía de la empresa eléctrica local.

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. electricidad.

Aumento del número de usuarios de electricidad: electricidad: El segundo año: 271 El tercer año: 272 •

•

Estadísticas de usuarios de la empresa de electricidad local.

•

•

El décimo año: 381 COMPONENTES

•

Infraestructura Infraestructura eléctrica: -

Líneas Primarias.

-

Redes Primarias. Redes Secundarias.

•

Sistemas de Medición y acometidas domiciliarias. domiciliarias.

•

•

•

•

26,4 26,43 3 km de líne línea a prim primar aria ia inst instal alad ada a a un cost costo o de S/. S/. 448,692.

•

0, 97 97 km d e r ed ed p ri ri ma mar ia ia inst instal alad ada a a un cost costo o de S/. S/. 123,475.

•

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

Informes de seguimiento y monitoreo de la construcción de la infraestructura eléctrica. Registro de los acuerdos y convenios firmados por las instituciones involucradas.

•

•

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.

271 siste sistemas mas de medici medición ón y acom acomet etid idas as domi domici cili liar aria ias s instaladas.

54

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

•

Instalación de la infraestructura eléctrica:

-

Líneas Primarias. Redes Primarias.

-

Redes Secundarias.

-

•

Indicadores •

Instalación de Líneas y Redes Primarias:

Medios de Verificación •

Registro contable de la entidad ejecutora del proyecto.

Supuestos •

Los presupuestos requeridos se obtienen de manera oportuna.

585 524 S/. en 60 días. • •

Instalación de sistemas de medición y acometidas domiciliarias. •

Instalación de Redes Secundarias, acometidas domiciliarias y medidores: 348 242 S/. en 40 días.

•

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

•

Los acuerdos, contratos y adquisiciones se hacen de manera oportuna. Interés de las instituciones involucradas en la ejecución del proyecto Obtener el apoyo de la población a la ejecución del proyecto.

55

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

•

Instalación de la infraestructura eléctrica:

-

Líneas Primarias. Redes Primarias.

-

Redes Secundarias.

-

•

Indicadores •

Instalación de Líneas y Redes Primarias:

Medios de Verificación •

Registro contable de la entidad ejecutora del proyecto.

Supuestos •

Los presupuestos requeridos se obtienen de manera oportuna.

585 524 S/. en 60 días. • •

Instalación de sistemas de medición y acometidas domiciliarias. •

Instalación de Redes Secundarias, acometidas domiciliarias y medidores: 348 242 S/. en 40 días.

•

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

•

Los acuerdos, contratos y adquisiciones se hacen de manera oportuna. Interés de las instituciones involucradas en la ejecución del proyecto Obtener el apoyo de la población a la ejecución del proyecto.

55

MODULO 4

CONCLUSIONES Y ANEXOS

MODULO 4

CONCLUSIONES Y ANEXOS

56

4.1. 4. 1. CON CONCLU CLUSI SION ONES ES Y REC RECOM OMEN ENDA DACI CION ONES ES:: 1. De la evaluación evaluación económi económica ca realizada, realizada, se concluye concluye que que la alternativ alternativaa N° 1 es la más conveniente, tanto en la evaluación privada como en la social. 2. El proye yect cto o es sostenible ble a partir del octavo año 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 análisis de sensibilida sensibilidad, d, se tiene que, que, la alternativa alternativa N° 1, siempre siempre será la alternativa más conveniente. 4. Ambas Ambas alte altern rnat ativ ivas as prod produc ucen en impa impact ctos os ambi ambien enta tale less posi positi tivo voss sobr sobree el medi medio o ambi ambien ente te loca local, l, y aume aument ntan an,, en cons consec ecue uenc ncia ia,, el bien bienes esta tarr socioeconómico de la población. 5. En la alternativa alternativa N° 1, los los factores factores ambientales ambientales de mayor impacto impacto negativ negativo o ocurren en la etapa de construcción, principalmente en el medio físico (con (conta tami mina naci ción ón y eros erosió ión n de suel suelos os), ), y que que su gran gran mayo mayorí ríaa son son transitorios. 6. Se recomienda recomienda la ejecución ejecución de este este proyecto proyecto por ser rentable rentable socialment socialmentee y sostenible. 4.2 ANEXOS

ANEXO N° 1

:

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA

ANEXO N° 2

:

ANALISIS DE SOSTENIBILIDAD

57

ANEXO N° 1

ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA Procedimiento de cálculo, variables importantes y supuestos utilizados El estu estudi dio o del del merc mercad ado o eléc eléctr tric ico o de cada cada proy proyec ecto to,, tien tienee como como obje objeti tivo vo fundam fundament ental al determ determina inar, r, median mediante te prospe prospecci ccione oness de campo campo y gabine gabinete, te, 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 máxi máxima ma dema demand nda, a, con con lige ligera rass va vari rian ante tes, s, es la que que reco recome mend ndó ó una una misi misión ón 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 pobl poblac acio iona nall está está ínti íntima mame ment ntee vinc vincul ulad adaa con con el desa desarr rrol ollo lo de acti activi vida dades des productivas que conducen a mejorar los niveles de ingreso y, por ende, el crecimiento per cápita del consumo de energía eléctrica. Los cálculos cálculos que en forma forma secuen secuencia ciall efe efectú ctúaa el progra programa ma utiliz utilizado ado 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. 3.3.- Dete Determ rmin inac ació ión n del del núme númerro de abon abonad ados os domé domést stic icos os que que se obti obtien enee mult multip iplilica cand ndo o el núme número ro de vivi vivien endas das por por el coef coefic icie ient ntee de elect electri rifi fica caci ción ón (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

=

B

A * X

que relaci relaciona ona el consum consumo o unitar unitario io de energí energíaa anual anual con el corre correspo spondi ndient entee núme número ro de abon abonad ados os,, las las mism mismas as que que se dete determ rmin inan an medi median ante te anál anális isis is de regresión histórica.

58

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: pp = ppp * ( 0.7 * fc + 0.3) i

i

i

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. 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 Ne ta las las pérd pérdid idas as de pote potenc ncia ia en la dist distri ribu buci ción ón,, las las cual cuales es se dete determ rmin inan an utilizando la siguiente ecuación: ppd i

 ped *100  =   70 * fc + 30  i

donde: ppdi =

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

ped

porcentaje de de pé pérdidas de de en energía en en di distribución

=

59

fci

=

Factor de carga del año i - ésimo

11.11.- Má Máxi xima ma Deman Demanda da del del Sist Sistem ema, a, se dete determ rmin inaa empl emplea eand ndo o la sigu siguie ient ntee ecuación: MDS

t =n  t = n  * (1 + FDP i ) * (1 + FPT i ) = ∑DS i * FSL I + ∑ DC i    t =1  t =1

donde: MDSi =

Máxima De Demanda de del si sistema al al añ año i - és ésimo

Dsi = pueblo t.

Máxima Dem Demanda por por Se Servicios al añ año ii-ésimo cor correspondiente al al

Dci Dci = Dema Demand ndaa de Pote Potenc ncia ia por por carg cargas as espe especi cial ales es corr corres espo pond ndie ient ntee a la hora de punta del Sector Servicios para el año i - ésimo del pueblo t. FSLi SLi = DAPi DAPi =

Fact Facto or de de simu simult ltan anei eida dad d ent entre re los "n" "n" pue puebl blos os el año año i–és i–ésiimo Dema Demand ndaa por por Alum Alumbr braado Pú Públ blic ico o al año año i-és i-ésim imo o del pueb puebllo t

FPTi PTi = Fact Facto or de de pé pérdi rdidas das en en la la lín línea ea prim primar ariia po por el el año año i-ési -ésimo mo va valo lorr qu que se asume según factores de perdidas de OSINERG. FPDi PDi = ecuación:

Fact Facto or de de pé pérdi rdidas das en en di distri stribu buci ció ón obt obten enid ido o a par parti tirr de de la la sig sigui uien entte

FPD

donde:

i

 FPE   =   + 7 0 * fc 3 0   i

FPE

=

Factor de pérdidas de energía en distribución

fcI

=

Factor de carga del año i - ésimo

A contin continuac uación ión,, se descri describe be secuen secuencia cialme lmente nte los cálcul cálculos os efe efectu ctuado adoss para 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 vivi vivien enda dass tota totale less (la (la cual cual resu result ltaa de divi dividi dirr la pobl poblaci ación ón entr entree la dens densid idad ad poblacional) se multiplica por la proyección del coeficiente de electrificación. Así Así tambi también én para para el cálcul cálculo o de la pobl poblac ació ión n a ser ser elec electr trifi ifica cada da se requ requie iere re mul multipl tiplic icar ar la pobl poblac ació ión n tot total por por el coef coefic icie ient ntee de elec electr trif ific icac aciión, ón, 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. 60

Anexo Nº 01 - Cuadro Nº 01

Nº Habitantes y Nº Viviendas Nº

Localidad

1 Palma 2 Chillaco 3 Antapucro 4 Sisicaya 5 Nieve-Nieve 6 Sa S anta Rosa de Chontay 7 Pampa Sisicaya

Totales

Población Viviendas Población a ser Viviendas a ser Densidad Coeficiente de Total Totales Electrificada Electrificadas Familiar Electrificación 144 144 124 135 224 400 153

48 36 31 45 56 100 51

66 92 112 96 116 276 108

22 23 28 32 29 69 36

3 4 4 3 4 4 3

1324

367

86 6

239

4

46% 64% 90% 71% 52% 69% 71%

Fuente: Inspecciones de campo

Consumo doméstico: De la info inform rmac ació ión n ex exis iste tent ntee de cons consum umo o hist histór óric ico o de aque aquellllas as local localid idad ades es similares que cuentan con suministro eléctrico o localidades con un nivel de desa desarr rrol ollo lo seme semeja jant nte; e; toma tomamo moss como como refe refere renci nciaa la info inform rmac ació ión n del del PS PSE E Huar Huaroc ochi hirí rí I Etapa Etapa,, sumi sumini nist stra rada da por por ADIN ADINEL ELSA SA (Cua (Cuadr dro o N° 2), 2), de la cual cual obtenemos un consumo unitario inicial de 9,47 kWh-mes / cliente.

61

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

9.19

Promedio

9.47

Fuente: ADINELSA

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

62

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 Grafico 1 Gráfico de Tendencia del Consumo PSE Huarochirí I Etapa

Consumo Histórico kWh-mes PSE Huarochirí I Etapa 12 10

s 8 e m h 6 W k 4

y = 7.6573e

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:

63

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

Localidad

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

3.3

106

360

70

Sisicaya

32

5

32 37

3.3

122

360

70

4 4

Nieve-Nieve

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

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. S ector 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).

64

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

Empresa

Electrocentro Electro Sur Medio Electro Sur Medio

Edelnor

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.

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

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

22 67

0.22

0.26

I

2980

29

3560

0.34

0.41

II

2100

18

2460

0.24

0.28

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

Factor de Carga Factor de Carga Inicial Final

(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:

65

Anexo Nº 01 - Cuadro Nº 06 PROYECCION DE CONSUMO DE ENERGIA Y MAXIMA DEMANDA POR LOCALIDAD Energía Total (kWh) Localidad

Distrito

2006

2007

200 8

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


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

29113

30054

Pampa Sisicaya

Antioquia

14897

15518

Total

7340

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 11024 Máxima Demanda (kW)

Localidad

Distrito

2006

2007

200 8

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 Ro Rosa de d e Ch 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

6.48

6.72

6.95

45.96

47.44

48.9

Total

4.94

5.16

5.37

23.57 25.73 27.77 29.71 31.56 33.34 35.05 36.71 38.33

5.59

5.81

6.03

6.26

39.9

41.45 42.97 44.47


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

Compra de Energía (S/.)

COyM (*) (S/.)

Ingresos Tarifarios (S/.)

Aportes del Estado (S/.)

Cobertura

Aportes del Estado Mes(S/.)

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

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

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

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

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

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

387 318 253 189 127 67 8 50 108 165 222 279 336 393 451 509 568 628 688 750

El indica indicador dor de cobert cobertura ura del cuadro cuadro anteri anterior or demues demuestra tra que el proyec proyecto to requiere del Estado para cubrir sus costos de operación y mantenimiento en

66

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

67

68

INTRODUCCION

69

PLANTILLA DEL CASO PRÁCTICO: ELECTRIFICACION ELECTRIFICACIO N RURAL La presen presente te planti plantilla lla del perfil perfil de Electr Electrifi ificaci cación ón Rural Rural repre represent sentaa un caso caso prác prácti tico co que que mues muestr traa en qué qué cons consis iste te la ev eval alua uaci ción ón del del prim primer er nive nivell de estudios de preinversión: el Perfil. Si bien la presente plantilla desarrolla todos los Aspectos Generales de un Estud Estudio io de Pe Perf rfilil del del Proy Proyect ecto o de Inve Invers rsió ión n Pú Públ blic icaa2, su apli aplica caci ción ón esta 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 actu actual al,, que que en este este caso caso part partic icul ular ar sign signif ific ica, a, plan plante tear ar cuál cuáles es son son las 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 I Aspectos Generales

2

MODULO II Identificació n

MODULO III Formulación y Evaluación

MODULO IV Conclusiones

Anexo SNIP – 05 Ministerio de Economía y Finanzas.

70

MODULO 1

ASPECTOS GENERALES

71

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 form formul ulad ador ora, a, la parti partici cipac pació ión n de las las enti entidad dades es invo involu lucr crada adass y de los los beneficiarios. 1.1 Nombre del Proyecto: Nombre del Proyecto: El nomb nombre re debe debe perm permit itir ir iden identi tifi fica carr el tipo 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. Adem Además ás,, debe debe incl inclui uirs rsee dent dentro ro del nomb nombre re del del proyecto la localización geográfica relevante. 1.2 Unidad Fo Formuladora y Ej 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 Unid Unidad ad Form Formul ulad ador oraa debe debe estar estar inscr inscrit itaa 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 Partic Participa ipació ción n de entidad entidades es invol involucr ucrada adass y de de los los benefi beneficia ciari rios os:: 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: ejemplo: Municipalida Municipalidad, d, Empresas Empresas Privadas, Privadas, ADINELSA, ADINELSA, Ministerio Ministerio de Ener Energí gíaa y Mina Minas, s, pobl poblac ació ión n entr entree otra otras. s. Así Así como como los los acue acuerd rdos os y comp compro romi miso soss alca alcanz nzad ados os (o que que se debe deberá rán n alca alcanz nzar ar), ), entr entree los los que 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 sienta plenam plenament entee identi identific ficada ada con el proyec proyecto to y se compro compromet metaa 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 c ontexto regional y local. 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.

72

MODULO 2 IDENTIFICACIÓN

73

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 con la fina finalilida dad d de que que post poster erio iorm rmen ente te los los bene benefi fici ciar ario ioss se sien sienta tan n identificados plenamente con el proyecto. 2.1 Diagnóstico de la situación actual Antece ecedent entes 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. Cara Caract cter erís ísti tica cass de la Especificar las principales características de los zona y población diferentes grupos sociales (según área afectada. geográfica, geográfica, niveles niveles socioeconóm socioeconómicos, icos, viviendas viviendas elec electr trifi ifica cada das, s, etc. etc.)) que que sufr sufren en el prob proble lema ma.. Adjunt Adjuntar ar mapa mapa de locali localizac zación ión del proyect proyecto o y diagrama unifilar. Servicios Públicos Desc Descri ribi birr el acce acceso so a los los serv servic icio ioss de agua agua,, saneamiento, electrificación, educación y salud. Gravedad de la Prec Precis isar ar por por cuán cuántto tiemp iempo o ha ex exis isti tido do el situac situación ión negativ negativa a que problema, si este problema refleja una se intenta modificar. circunstancia temporal (debido a una catástrofe natu natura ral, l, un hech hecho o fort fortui uito to no prev previs isto to,, una una situación crítica coyuntural) o si es más bien de índole índole perman permanent entee o estruc estructur tural. al. Finalm Finalment ente, e, expr ex pres esar ar como como un porc porcen enta taje je refe referi rido do a la pobl poblac ació ión n que que pote potenc ncia ialm lmen entte podr podría ía esta estarr afectada por el problema. Intentos anteriores de En caso que se hubieran dado algunos intentos solución. anteriores de solución, es necesario indicar de qué qué tipo tipo fuer fueron on,, el grad grado o de éx éxit ito o o frac fracas aso o alcanzado, así como las causas a las que se atr atribuy ibuyen en los los mism mismo os. Por Por otr otro lad lado, si no exist existie iero ron n inte intent ntos os de solu soluci cion ones es ante anteri rior ores es 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. 74

Así pues, con el fin de indagar si existe el apoyo social y político necesario para llevarlo a cabo, resul esulta ta útil útil elab elabor orar ar la sigu siguie ient ntee matr matriz iz 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 (per (perso sona nass o inst instit ituci ucion ones es): ): (i) (i) los los que que serán serán afec afecta tado doss por por los los resu result ltad ados os del del proyecto (negativa o positivamente), (ii) los que pueden afectar los resultados del proy proyec ecto to,, por por ejem ejempl plo, o, inst instit ituc ucio ione ness formul formulado adoras ras y ejecut ejecutora oras, s, autori autoridad dades es centrales, regionales, locales, etc. Los problemas percibidos son las situac situacion iones es negati negativas vas observ observada adass por el grup grupo o de invo involu lucr crad ados os respe espect ctiv ivo; o; se deb deberá erán inclu ncluir ir sólo sólo aqu aquello elloss que que se encuentran relacionados con el proyecto. Los intereses de cada grupo de involucrados se encuentran vinculados con sus sus prob proble lema mass perc percib ibid idos os,, y ex expr pres esan an aqu aquello elloss resul esulta tado doss que con conside siderran importante obtener del proyecto. Note que pueden existir confli flictos 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 posi posibl blee las las tens tensio ione ness que que se pudi pudier eran an observar entre dichos grupos.

Cuadro 1 Matriz de Involucrados

Grupo de involucrados

Problemas percibidos

Intereses •

•

•

• •

Grupo X

Grupo Y Grupo Z

•

• •

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) ... ...

75

2.2 Definición del Problema y sus causas: Definición del Problema: Es aque aquellllaa situ situac ació ión n nega negati tiva va que que afro afront ntaa la población relacio cionada con el ser servici vicio o de electricidad. No debe ser expresado como la ausencia de una solución (por ejemplo: No existen redes eléct léctri rica cas) s) pues pues así así solo solo se enco encont ntra rarrá una una soluci solución ón aparen aparentem tement entee única. única. Lo adecua adecuado do 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 del prob proble lema ma ante antess que que una una caus causaa del 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 soci social ales es sobr sobree los los cual cuales es el proy proyec ecto to no busca tener mayor impacto. No afec afecta ta ve verd rdad ader eram amen ente te al prob proble lema ma 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 cort corto o y medi median ano o plaz plazo o si no se solu soluci cion onaa el prob proble lema ma?? La respu respues esta ta a esta esta preg pregun unta ta debe debe verse reflejada en una “lluvia de ideas” similar a aque aquellllaa real realiz izad adaa para para defi defini nirr las las caus causas as del del problema. Luego, eliminar los efectos que: Se encuentra incluido dentro de otro efecto, de tal tal modo modo que que serí seríaa repe repeti titi tivo vo incl inclui uirr ambos. Se concluye que, en realidad, realidad, es una causa del del prob probllema ema antes ntes que que un efec efecto to del del mismo. No es un efecto verdadero del problema planteado o lo es de manera muy indirecta. Presentar el árbol de causas – efectos •

•

•

•

•

•

•

•

76

2.3 Objetivo del Proyecto Objetivo central: central:

Es lo que que el Proy Proyec ecto to pret preten ende de lograr grar al fina finaliliza zarr la ejec ejecuc ució ión. n. En la prác prácti tica ca 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: nivel : Conjunto de de ac acciones or orientadas a me mejorar la la ofer oferta ta de serv servic icio ioss de elec electr trif ific icac ació ión. n. En la práctica son las cau causas de primer nivel solucionadas. Los medios fundamentales fundamentales Son Son las las acci accion ones es orie orient ntad adas as a enfr enfren enta tarr las 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 las cons consec ecue uenc ncia iass posi positi tiva vass par para la pobl poblac ació ión n bene benefi fici ciad adaa por por la ejec ejecuc ució ión n del 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 fundamentale fundamentaless como imprescin cindib dibles o imprescindibles. Relacionar medios fundamentales

Es impr impres esci cind ndib ible le cuan cuando do cons consti titu tuye ye el eje eje de la solución del problema identificado; los no imprescindibles si bien contribuirán con el logro del objetivo central, no son son tan necesar sarios para alcanzarlo. los Según su relación, relación, los medios medios fundamental fundamentales es pueden pueden ser: Mutu Mutuam amen ente te ex excl cluy uyen ente tes. s.-- No pued pueden en ser ser llevados a cabo al mismo tiempo. Comp Comple leme ment ntar ario ios. s.-- Debe Deben n llev llevar arse se a cabo 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 capa capaci cida dade dess físi física cas, s, técn técnic icas as y oper operat ativ ivas as disponibles. Mostrar relación con el objetivo central. Estar enmarcadas en los límites de acción de la institución ejecutora (recursos, facultades, etc.) •

•

•

Planteamiento Acciones

• •

• •

77

Relacionar acciones

las Según su relación pueden ser: Mutuamente excluyentes.- Cuando sólo se puede elegir hacer una de ellas Compl omplem emen enta tari rias as..- Deb Deben llev llevar arse se a cab cabo conjuntamente. Independientes.- No tienen relación de complementariedad ni de exclusión mutua. NOTA: ♦ Si son mutuam mutuament entee excluy excluyent entes, es, se plante plantean an en diferentes alternativas. ♦ Si son complementarias pueden incluirse en una o más alternativas. •

•

•

Defi Defini nirr y Desc Descri ribi birr Agrupar las acciones considerando que: las las Alte Altern rnat ativ ivas as de Solución Cada alternativa debe contener por lo menos una acción por cada uno de los medios fundam fundament entale aless impres imprescin cindib dibles les que no sean sean mutuamente excluyentes. Por Por cada cada medi medio o fund fundam amen enta tall mutu mutuam amen ente te exclu xcluye yent ntee deb debe hab haber por lo meno menoss una una alternativa. Las accio ciones 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 electr electrifi ificaci cación, ón, consid considera erando ndo el proble problema ma centra centrall y las causas 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 alte altern rnat ativ ivos os que que lueg luego o será serán n form formul ulad ados os y ev eval alua uado dos. s. Es impo import rtan ante te mencio cionar que ellos deben con contener, por lo menos, una acci cción 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 impo import rtan ante te seña señala larr que que las las alte altern rnat ativ ivas as debe deben n ser ser comp compar arab able less y si existieran otras que se analizaron y descartaron, es necesario explicar ello en esta parte, así como porqué han sido descartadas.

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MODULO 3

FORMULACIÓN Y EVALUACION

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3-FORMULACION Y EVALUACION Aquí se recoge, se organiza y se procesa toda la información de cada uno de las las alte altern rnat ativ ivas as iden identi tifi fica cada das; s; dich dichaa info inform rmac ació ión n serv servir iráá para para la eval ev alua uaci ción ón de dich dichos os proy proyec ecto toss y sele selecc ccio iona narr entr entree ello elloss la mejo mejorr 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 Cuant uantif ific icar ar la dema demand ndaa de pot potenci ncia y ener energí gíaa eléc eléctr tric icaa de las las loca localilida dade dess y carga cargass prod product uctiv ivas as ubicadas en el área del proyecto. Información de zonas Se debe debe trab trabaj ajar ar con con info inform rmac ació ión n de cons consum umos os similares al proyecto promedio por cliente, de zonas similares al proyecto, de los los dife difere rent ntes es mese mesess de un año año refe refere renc ncia ial. l. Asimismo, se debe recopilar como dato las horas de utilización del sector doméstico, proporcionados por fuen fuente tess tale taless como como,, OSIN OSINER ERG, G, ADIN ADINEL ELSA SA,, MEM, 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 proy proyec ecto to iden identi tifi fica cand ndo o las loca locallidad idades es a ser ser electrificadas. Cens Ce nsos os Na Naci cion onal ales es de Pobl Poblaci ación ón y Vivi Vivien enda da 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 ara el caso caso de pequ pequeñ eños os y media ediano noss cent centrros 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 Unidad Evalua Evaluador doraa podrá podrá solici solicitar tar inform informaci ación ón 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. p erfil. •

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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 Para caso de la ofer oferta ta “sin “sin proy proyec ecto to”, ”, 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 3.4

Secu Secuenc encia ia de de Etap Etapas as y act activ ivid idad ades es de de alte altern rnat ativ ivas as 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 de costos de preinversión, preinversión, inversión y valores valores de reposición. - Flujos Flujos de costos costos de Operac Operación ión y Manten Mantenimi imient ento o del Proyect Proyecto. o. 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 habrán costos de operación operación y mantenimien mantenimiento to en la situación sin proyectos. - Flujos Flujos de de costos costos incr increme ementa ntales les a precio precioss de merc mercado ados. s. NOTA Los co costos de de op operación y ma 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 81

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 otorga otorgará rá la viabil viabilida idad d al proyec proyecto, to, la Unidad Unidad Evalua Evaluador dora, a, 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 ambas altern alternati ativas, vas, cuyo resume resumen n para para cada cada proyec proyecto to altern alternati ativo, vo, 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 prec precio ioss de merc mercado ado:: repr repres esen enta tan n la dife difere renc ncia ia entr entree los los costos (beneficios) “sin proyecto” y “con proyecto”. Los Los fluj flujos os de bene benefi fici cios os neto netoss para para cada cada alte altern rnat ativ iva: a: dife difere renc ncia ia entr entree los los bene benefi fici cios os incr increm emen enta tale less y cost costos os 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 3.7 Eval Evalua uaci ción ón Soci Social al 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 ser servici vicio. o. Si son son bie bienes nes de ori origen gen naci nacion onal al el fact factor or de corrección es igual a 0.84; si es mano de obra calificada el valo va lorr será será 0.90 0.90;; para para la mano mano de obra obra no cali califi fica cada da los 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 Los bene benefi fici cios os del del proy proyec ecto to está están n refe referi rido doss a los los ingr ingres esos os 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 Metodología NRECA: NRECA: De acue acuerd rdo o con con NR NREC ECA A (May (Mayo o 1999), 1999), los los benefic beneficios ios económ económico icoss consti constituy tuyen en un punto punto de refe refere renc ncia ia para para cuan cuanti tifi fica car, r, en térm términ inos os mone moneta tari rios os,, qué qué beneficio representa para el país un proyecto de electrificación rural. Para Pa ra calc calcul ular ar los los bene benefic ficio ioss econ económ ómic icos os se cons consid ider eran an las 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 sensib sensibili ilidad dad de las princi principal pales es variab variables les que podría podrían n hacer hacer cambiar 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 proy proyec ecto to alte altern rnat ativ ivo o eleg elegid ido o para para cubr cubrir ir los los cost costos os de oper operac ació ión n 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 caso contra contrario rio,, se requi requiere ere el compro compromis miso o del gobier gobierno no local local que esté 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 3.11 Im Impa pact cto o ambi ambient ental al:: Mencionar los impactos sobre el suelo y geología, la flora, la fauna, paisaje, cultura, infr infrae aest stru ruct ctur uraa y sane saneam amie ient nto, o, uso uso del del terr territ itor orio io y la salud salud poblacional. Indicando las Acciones de mitigación. Desp Despué uéss de iden identi tifi ficar car las las prin princi cipa pale less va vari riab able less afec afecta tada das, s, se debe deberá rá 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. Temp Tempor oral alid idad ad:: cons consid ider eran ando do si los los efec efecto toss son son perm perman anen ente tess o transitorios; y, en este último caso, si son de corta, mediana o larga duración. •

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NOTA

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. 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. EFECTO

VARIABLES DE INCIDENCIA

O V I T I S O P

O V I T A G E N

TEMPORALIDAD TRANSITORIOS

O R T U E N

S E T N E N A M R E P

A T R O C

A I D E M

A G R A L

ESPACIALES

L A C O L

L A N O I G E R

L A N O I C A N

MAGNITUD

S E V E L

D A R E D O M

S E T R E U F

MEDIO FÍSICO NATURAL 1. . . . n. MEDIO BIOLÓGICO 1. . . . n. MEDIO SOCIAL 1. . . . n.

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3.12 Matriz del Marco Lógico de la Alternativa Seleccionada El marco lógico permite mostrar un proyecto de una forma clara y breve. El siguiente cuadro es un ejemplo de marco lógico. La información que se ingresa en las filas y las columnas es la siguiente: Fila 1: Impacto social del Proyecto a mediano plazo, último nivel del árbol de medios y fines. Esto se obtiene del módulo de identificación. Fila 2: Cambio que generará el proyecto o el objetivo central a su termino. Esto se obtiene del módulo de identificación. Fila 3: Líneas de acción del Proyecto o medios fundamentales. Se obtiene del módulo de identificación. Fila 4: Actividades que permitan alcanzar los medios fundamentales. Columna 1: relaciona los objetivo con cada fila: el fin, f in, 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.

E S D O N V I E T M E U J S B E O R

FIN PROPOSITO COMPONENTES ACCIONES

S E R O D A C I D N I

N E O I D C S A O C I I F D I E R M E V

S O T S E U P U S

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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 defi defini nici ción ón del del prob proble lema ma cent centra ral. l. • Una Una prior prioriz izaci ación ón de las las alte altern rnat ativ ivas as eval evalua uadas das • El monto monto tota totall de inver inversió sión n requer requerido ido para para la la altern alternati ativa va ganad ganadora ora.. • Los Los res resul ulta tado doss de la eva evalu luac ació ión n eco econó nómi mica ca.. • Los result resultado adoss obte obtenid nidos os del del anális análisis is de de sensi sensibil bilida idad. d. • Una brev brevee descri descripci pción ón de las las princ principa ipales les acti activid vidade adess y los resu resulta ltados dos 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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Cisneros Prototipo Electrificacion Rural de La Cuenca Rio Lurin

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