memoria _perfil_a.s.e.r. palcazu y ciudad constituc.ok

Perfil

“Ampliación del Sistema Eléctrico Rural de las localidades entre Haswald y Bella Esperanza-Chatarra, Palcazú y Ciudad Constitución -Oxapampa”

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CONSULTOR /CONSORCIO NUEVA ESPERANZA GOBIERNO REGIONAL PASCO/GSRO

PERFIL:

“AMPLIACION DEL SISTEMA ELECTRICO RURAL DE LAS

LOCALIDADES ENTRE HASWALD Y BELLA ESPERANZA-

CHATARRA - DISTRITO DE PALCAZU Y CIUDAD CONSTITUCION

- OXAPAMPA- PASCO”

INDICE

I. RESUMEN EJECUTIVO:

1.1 Nombre del Proyecto

1.2 Objetivos del Proyecto

1.3 Balance Oferta – Demanda

1.4 Descripción de las Alternativas Propuestas

1.5 Costos según Alternativa

1.6 Beneficios según Alternativas

1.7 Resultados de la evaluación social

1.8 Sensibilidad del proyecto

1.9 Sostenibilidad del proyecto

1.10 Impacto Ambiental

1.11 Selección de la mejor Alternativa

II. ASPECTOS GENERALES

2.1 Nombre del Proyecto

2.2 Unidad Formuladora y Ejecutora

2.3 Participación de Beneficiarios y de las Entidades Involucradas

2.4 Marco de Referencia

III. IDENTIFICACIÓN

3.1 Diagnóstico de la Situación Actual

3.2 Definición del Problema y sus causas

3.3 Análisis de causas

3.4 Análisis de efectos

3.5 Árbol de causas y efectos

3.6 Objetivos del Proyecto

3.7 Análisis de medios del proyecto

3.8 Análisis de fines del proyecto

3.9 Árbol de medios y fines

3.10 Alternativas de solución

IV. FORMULACIÓN

4.1 Horizonte de Evaluación

4.2 Análisis de la Demanda de Energía Eléctrica

4.3 Análisis de la Oferta de Energía Eléctrica

4.4 Balance Oferta-Demanda (Déficit)

Perfil


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4.5 Cronograma de Acciones

4.6 Costos con proyecto a precios de Mercado

V. EVALUACIÓN

5.1 Flujo de Ingresos (Beneficios)

5.2 Evaluación Económica a Precios de Mercado

5.3 Costos a Precios Sociales

5.4 Flujo de costos a Precios de mercado

5.5 Evaluación social

5.6 Análisis de Sensibilidad

5.7 Selección de la mejor alternativa

5.8 Análisis de Sostenibilidad

5.9 Impacto Ambiental

5.10 Matriz de Marco Lógico de la Alternativa Seleccionada

5.11 Criterios y Premisas para el desarrollo de la siguiente fase del proyecto.

VI. CONCLUSIONES

VII. ANEXOS

VIII. MERCADO ELECTRICO

IX. FORMATOS SNIP

X. PLANOS

Perfil


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I.- RESUMEN EJECUTIVO

Perfil


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1.1 NOMBRE DEL PROYECTO

“AMPLIACION DEL SISTEMA ELECTRICO RURAL DE LAS LOCALIDADES ENTRE

HASWALD Y BELLA ESPERANZA-CHATARRA-PALCAZU Y CIUDAD CONSTITUCION -OXAPAMPA- PASCO”

1.2 OBJETIVO DEL PROYECTO:

“Acceso de la Población al Servicio de la Electricidad”.

Con el servicio de electricidad se incrementan las oportunidades de desarrollo de las

localidades involucradas en el presente proyecto de electrificación

Este proyecto beneficiara a 63 localidades con un número de 1651 Abonados

Domesticos, 165 Abonados Comerciales, 17 Abonados con Pequeña Industria y 134

Abonados de Uso General y una población total de 8430 habitantes.

1.3 BALANCE OFERTA – DEMANDA DEL PROYECTO

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 y la situación sin

proyecto.

La oferta del producto debe ser igual o mayor a la demanda del mismo. En el caso de

este Pequeño Sistema Eléctrico, la demanda es la potencia eléctrica que requieren las

cargas del mismo y la oferta es la capacidad de las instalaciones. El balance oferta –

demanda sirve para verificar la condición de satisfacción de la demanda. En el caso

que el déficit de potencia resultante tenga un valor negativo significa que no se cubre

la demanda y por lo que se propone un aumento de la potencia.

En nuestro caso tenemos un una oferta que supera ampliamente la demanda y en el

año 0, con el abastecimiento de de energía del la S.E.T. Puerto Bermúdez y la C.H.

Delfín tenemos una reserva de 5691.60 KW, estando garantizada la satisfacción de la

demanda a lo largo del horizonte del proyecto.

Perfil


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Cuadro Nº 1.1

Balance Oferta – Demanda

CANTIDAD

DEMANDADA CANTIDAD

DEMANDADA

CANTIDAD

DEMANDADA TOTAL

CANTIDAD OFRECIDA

SUPERAVIT O DÉFICIT

AÑO

O

(DEFICIT)

(kW) (kW) (kW) (kW) (kW)

S.E.T.PUERTO BERMUDEZ Y C.H. DELFIN

(EXISTENTE)

A.S.E.R.ENTRE LAS

LOCALIDADES

ALTO HUIPUZ Y BELLA

ESPERANZA

(PROYECTO)



(EXISTENTE)

A B C=A+B D E = D-C

2012 1140.00 368.40 1508.40 7200.00 5691.60

2013 1178.19 375.77 1553.96 7200.00 5646.04

2014 1217.66 383.53 1601.19 7200.00 5598.81

2015 1258.45 391.33 1649.78 7200.00 5550.22

2016 1300.61 399.54 1700.15 7200.00 5499.85

2017 1344.18 407.80 1751.98 7200.00 5448.02 2018 1389.21 416.48 1805.69 7200.00 5394.31

2019 1435.75 425.23 1860.98 7200.00 5339.02

2020 1483.85 434.41 1918.26 7200.00 5281.74

2021 1533.55 443.67 1977.23 7200.00 5222.77

2022 1584.93 453.67 2038.59 7200.00 5161.41

2023 1638.02 463.66 2101.69 7200.00 5098.31 2024 1692.90 473.75 2166.65 7200.00 5033.35

2025 1749.61 484.33 2233.94 7200.00 4966.06

2026 1808.22 495.00 2303.23 7200.00 4896.77

2027 1868.80 506.49 2375.28 7200.00 4824.72

2028 1931.40 518.00 2449.40 7200.00 4750.60

2029 1996.10 529.64 2525.74 7200.00 4674.26

2030 2062.97 542.12 2605.09 7200.00 4594.91

2031 2132.08 554.66 2686.74 7200.00 4513.26

2032 2203.51 567.33 2770.84 7200.00 4429.16

(*) Se considera como oferta la capacidad disponible en la S.E.T.PUERTO BERMUDEZ Y LA C.H. DELFIN.

1.4 DESCRIPCIÓN DE LAS ALTERNATIVAS PROPUESTAS

Al limitado acceso de la población al servicio de Electricidad se plantean dos

alternativas técnicas; la primera es la construcción de Líneas y Redes a partir del

Sistema Interconectado Nacional existente y la segunda es la instalación de Paneles

Fotovoltaicos en cada vivienda.

Alternativa 01:

La Ampliación del Sistema de Electrificación Rural de las localidades entre

Haswald y Bella esperanza, es una alternativa convencional desarrollada a partir

de la energía proveniente de la S.E.T. Puerto Bermúdez 7 MVA 60/33/19 kV

alimentador AN01, esta subestación está interconectada al SEIN mediante la línea

de Subtransmisión que transporta energía desde la S.E.T. de Villa Rica ,la misma

Perfil


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que viene de la Central Hidroeléctrica de Yaupi con una Potencia de Generación

de 108 MVA y en la actualidad está en operación ,existiendo reserva disponible

para atender las etapas posteriores.

o La construcción de 201 km. de líneas primarias en 33/19 kV.

o Redes Primarias en 19 kV para 63 localidades.

o Redes Secundarias 440/220V para 50 localidades y 380/220 para 13

localidades instalando 1967 medidores y acometidas domiciliarias.

Alcances de las Líneas Primarias

Comprende el diseño y puesta en servicio de 201 km de líneas primarias para

atender a las localidades del Pequeño Sistema Eléctrico.

Alternativa 02:

Consiste en la instalación de 4400 módulos con 2 paneles solares por Modulo.

1.5 COSTOS SEGÚN ALTERNATIVA

COSTOS PRIVADOS

Costos “Con Proyecto”

Alternativa 1: Los costos a precios de mercado considerado para la ejecución del

proyecto se muestran a continuación:

Cuadro N° 1.3

ALTERNATIVA 1: INSTALACIÓN DEL AMPLIACION DEL SISTEMA ELECTRICO RURAL DE LAS LOCALIDADES ENTRE HASWALD Y BELLA ESPERANZA-PALCAZU Y CIUDAD CONSTITRUCION-OXAPAMPA-PASCO

DESCRIPCION LINEAS REDES REDES CONEXIONES

TOTAL PRIMARIAS PRIMARIAS SECUNDARIAS DOMICILIARIAS

SUMINISTRO LOCAL 2,033,329.60 756,779.24 1,468,631.05 708,675.22 4,967,415.10

SUMINISTRO IMPORTADO 323,448.44 126,884.20 306,576.80 281,693.44 1,038,602.89

MONTAJE ELECTROMECANICO 1,681,102.07 332,867.90 946,884.54 336,922.36 3,297,776.87

TRANSPORTE 282,813.36 106,039.61 213,024.94 118,844.24 720,722.16

COSTO DIRECTO 4,320,693.48 1,322,570.95 2,935,117.33 1,446,135.26 10,024,517.02

GASTOS GENERALES (10% CD) 432,069.35 132,257.10 293,511.73 144,613.53 1,002,451.70

UTILIDADES (10% CD) 432,069.35 132,257.10 293,511.73 144,613.53 1,002,451.70

SUB TOTAL 5,184,832.17 1,587,085.14 3,522,140.80 1,735,362.31 12,029,420.43

I.G.V. 933,269.79 285,675.33 633,985.34 312,365.22 2,165,295.68

TOTAL 6,118,101.96 1,872,760.47 4,156,126.14 2,047,727.53 14,194,716.10

(*) Incluye Conexiones Domiciliarias

Tipo de Cambio (Soles/ US$): 2.7

I.G.V. 18%

Perfil


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Cuadro N° 1.3A

Monto de Inversión Total para la Instalación del PSE

Alternativa Nº 01

Descripción Montos

Intangibles 1,455,456.2

Costo Directo de Obra 12,029,420.4

Otros Costos (*) 269,697.5

Inversión Total (S/.) (Sin I.G.V.) 13,754,574.1

Inversión Total (S/.) (Con I.G.V.) 16,230,397.5

Inversión Total (US$) (Sin I.G.V.) 5,094,286.7

Inversión Total (US$) (Incluido I.G.V.) 6,011,258.3

(*) El rubro “Otros costos” incluye Gastos Pre-operativos

El costo de compra de energía para alimentar al Pequeño Sistema Eléctrico, ha sido

regulado por OSINERGMIN-GART y es el siguiente:

CENTRAL HIDROELECTRICA YAUPI-108 MVA-LT 138KV.

PRECIOS EN BARRA DE GENERACION

FUENTE

PRINCIPAL

TENSION

KV.

PPM

S/KW-Mes

PEMP

Ctm S/KWh

PEMF

Ctm S/KWh

C.H. YAUPI 138 17.52 11.37 10.45

Fuente: Resolución N° 57-2012-OS/CD OSINERGMIN del 04/04/2012

Donde:

PPM =Precio de la Potencia de Punta a nivel de Generación

PEMP=Precio de la Energía a nivel de Generación en Horas Punta

PEMF= Precio de la Energía a nivel de Generación en Horas Fuera Punta

ECHP=Estructura de compra Horas Punta.

ECFHP=Estructura de compra Fuera Horas Punta.

PPB= Precio en Barra de la Potencia de Punta.

FCSEIN=Factor de carga Sistema Eléctrico Interconectado Nacional 79.75%

CPCU=Cargo de Peaje de conexión Unitario (10.74 S/KW-Mes)

PPB=PPM+CPCU

PEBE= Precio Promedio de Venta de Energía en Barra de Generación

PEBE=PPB/FCCSEIN+PEMP*ECHP+PEMF*ECHFP

Perfil


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El Precio de la Potencia en Horas de Punta (PPB) es igual a 28.26 S/./kW-mes por lo

tanto el Precio, el Precio de la Energía de la Barra Equivalente en MT (PEBE) es

15.55 ctm S/./kWh ;Este precio hay que multiplicarlo por la demanda de energía

obtenida para el Pequeño Sistema Eléctrico.

Costos “Sin Proyecto”

Los costos en la situación sin proyecto están dados por la oferta optimizada y dado

que actualmente no se realiza ningún tipo de intervención son iguales a cero.

Alternativa 2

Los costos a precios de mercado considerado para la ejecución del Pequeño Sistema

Eléctrico son:

Cuadro N° 1.4

Presupuesto Referencial de Módulos Fotovoltaicos

MONTO DE INVERSION

ALTERNATIVA 2: MODULO FOTOVOLTAICO

Número de Módulos a utilizar: 4,400

DESCRIPCION

Costo

Unitario (US$)

Total US$ Total S/.

Intangibles 23.1 101,645 274,441

Suministro de Materiales

2 Panel Solar con Soporte 471.3 2,073,808 5,599,282

Controlador de Carga 46.3 203,500 549,450

Batería 68.5 301,576 814,255

Luminaria c/ lámpara 54.2 238,524 644,015

Interruptor de un polo 1.7 7,392 19,958

Caja de Conexiones 24.7 108,636 293,317

Montaje Electromecánico

Instalación de un Módulo Fotovoltaico 86.5 380,477 1,027,287

Transporte 9.6 42,275 114,143

Gastos preoperativos (2%) Inv. 83,924 226,594

Imprevistos (1%) Act.Fij. 40,945 110,553

Gastos Generales y Utilidades (22%) 738,361 1,993,576

Inversión Total (Sin IGV) 4,321,063 11,666,871

Inversión Total (Con IGV) 5,098,855 13,766,908

*Tipo de Cambio (Soles/US$): 2.7

Gastos Generales y Utilidades 22%

Estos costos fueron obtenidos en base a promedio por módulo fotovoltaico según lo

estimado por la DEP/MEM.

Como costos también se tienen las reposiciones a lo largo del horizonte del proyecto

como son:

Perfil


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Baterías : 2 años

Controladores : 9 años

Luminarias : 3 años


Los costos en la situación sin proyecto están dados por la oferta optimizada y dado

que actualmente no se realiza ningún tipo de intervención son iguales a cero

COSTOS SOCIALES


Los costos sociales se obtienen considerando modificaciones a los precios de mercado

originadas a raíz que el proyecto es de interés social. En este caso las modificaciones

que se puede realizar son al costo de montaje y de obras civiles, se considera que en

este caso la mano de obra será local, por lo tanto tendrá menor precio al no requerirse

transporte y significará un ingreso económico para la zona.

El costo del suministro importado será igual al costo privado multiplicado por los

factores de corrección indicados en la Guía General de Identificación, Formulación y

Evaluación Social de Proyectos de Inversión Pública del Ministerio de Economía y

Finanzas, de igual forma se procede con el costo del montaje electromecánico y obras

civiles.

Alternativa 1





SUMINISTRO IMPORTADO 196,883.07 77,234.41 186,613.30 171,466.80 632,197.58


TRANSPORTE 239,684.33 89,868.57 180,538.64 100,720.49 610,812.03

COSTO DIRECTO 3,326,499.06 1,039,483.71 2,268,954.62 1,106,613.66 7,741,551.06

GASTOS GENERALES (10% CD) 332,649.91 103,948.37 226,895.46 110,661.37 774,155.11

UTILIDADES (10% CD) 332,649.91 103,948.37 226,895.46 110,661.37 774,155.11

SUB TOTAL 3,991,798.88 1,247,380.46 2,722,745.55 1,327,936.39 9,289,861.27

I.G.V. 718,523.80 224,528.48 490,094.20 239,028.55 1,672,175.03

TOTAL 4,710,322.67 1,471,908.94 3,212,839.75 1,566,964.94 10,962,036.30



I.G.V. 18%

Perfil


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MONTO DE INVERSIÓN TOTAL

ALTERNATIVA 1: INSTALACIÓN DEL AMPLIACION DEL SISTEMA ELECTRICO RURAL DE LAS LOCALIDADES ENTRE HASWALD Y BELLA ESPERANZA-PALCAZU Y CIUDAD

CONSTITRUCION-OXAPAMPA-PASCO

Descripción Montos

Intangibles 1,455,456.2

Costo Directo de Obra 9,289,861.3

Otros Costos (*) 269,697.5

Inversión Total (S/.) (Sin I.G.V.) 11,015,015.0

Inversión Total (S/.) (Con I.G.V.) 12,997,717.7

Inversión Total (US$) (Sin I.G.V.) 4,079,635.2

Inversión Total (US$) (Incluido I.G.V.) 4,813,969.5

(*) El rubro “Otros costos” incluye Gastos Pre-operativos (2%) INV.


Los Costos “Sin Proyecto” son iguales a cero.

Alternativa 2 MONTO DE INVERSION



DESCRIPCION Costo

Unitario

(US$)

Total US$ Total S/.

Intangibles 23.1 101,645 274,440.7




Batería 41.7 183,569 495,637




Montaje Electromecánico 0

Instalación de un Módulo Fotovoltaico 73.2 322,264 870,112

Transporte 8.1 35,828 96,736

Gastos preoperativos (2%) INV. 83,924 226,594


Gastos Generales y Utilidades 580,558 1,567,507







Perfil


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1.6 BENEFICIOS SEGÚN ALTERNATIVAS

BENEFICIOS PRIVADOS

Alternativa 1

Beneficios “Con Proyecto”

Los Beneficios Privados en la situación “Con Proyecto” consisten en la venta de

energía a los abonados en BT, a los usuarios en MT y por alumbrado público a las

tarifas vigentes publicadas y aprobadas por el OSINERGMIN, las cuales son las

siguientes:

PRECIOS DE VENTA DE ENERGÍA

Tarifa de venta de energía BT5B (ctm S/./kWh) 49.28

Tarifa de venta de energía BT5C (AP) (ctm S/./kWh) 44.21

Fuente: OSINERGMIN-GART y ELECTROCENTRO S.A.DPTO PASCO Sector 5

Para obtener el beneficio total se multiplica la energía consumida por la tarifa

respectiva año a año.

Beneficios “Sin Proyecto”

En este proyecto específico, no existen beneficios en la situación “sin proyecto”,

debido a que el problema persiste y se hace constante para la población.

Los Beneficios en la situación “Sin Proyecto” son iguales a cero.

Alternativa 2


Los Beneficios Privados en la situación “Con Proyecto” consisten en el Ingreso por

Cuota Mensual por abonado, la cual según el cálculo es igual a 5 US$ (13.50 S/.).

Para obtener el beneficio total se multiplica la cantidad de abonados por la Cuota

Mensual por los 12 meses del año.


En este proyecto específico, no existen beneficios en la situación “sin proyecto”,

debido a que el problema persiste y se hace constante para la población.

Los Beneficios en la situación “Sin Proyecto” son iguales a cero

BENEFICIOS SOCIALES


Para la cuantificación de los Beneficios Sociales se ha tomado en consideración los

valores de los beneficios que fueron recogidos en campo por el Grupo de Trabajo en

las diferentes localidades y se basan en la voluntad de pago de los pobladores, en el

Perfil


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ahorro de fuentes alternativas de energía como son pilas, velas, kerosene, baterías y en

el excedente del consumidor, éstos valores son anuales y son obtenidos por usuario.

A continuación hacemos una comparación de los datos obtenidos en los trabajos de

campo con lo establecido por el Estudio realizado por NRECA en diciembre de 1999,

debidamente actualizado a Mayo del 2012.

Beneficios Económicos de la Electricidad en la Zona de Estudio:

NECESIDAD FUENTE ACTUAL

DE ENERGIA

UNIDADES CONSUMIDAS MENSUALES

Precio Unitario

(S/.)

Gasto Mensual

(S/.)

Total Anual (s/.)

Total Anual ($/.)

Iluminiacion

Kerosene (lt) 4 4 16.00 192.00 71.11

Velas (Und) 45 0.4 18.00 216.00 80.00

Pilas (Und.) 8 1 8.00 96.00 35.56

Total Anual 504.00 186.67

Radio y Tv.

Baterias (Rec.) 2 5 10.00 120.00 44.44

Pilas (Und.) 6 1 6.00 72.00 26.67


Refrigeracion

Kerosene (lt) 7 4 28.00 336.00 124.44

Gas (Balon) 0.3 35 10.50 126.00 46.67


otros Disel (lt)

Total Anual

FUENTE: TRABAJOS DE CAMPO

BENEFICIOS ECONOMICOS DE ELECTRICIDAD -NRECA DIC. 1999

NECESIDAD REGION NRECA

DIC. 1999

IPC

MAYO

2012

IPC

DICIEMB.1999

Total

MAYO

2012 (s/.)

Total

MAYO

2012 ($/.)

Iluminación

COSTA 402.87 377.3 273.130 556.52 206.12

SIERRA 514.8 377.3 273.130 711.14 263.39

SELVA 332.28 377.3 273.130 459.01 170.00

Radio y Tv.

COSTA 290.55 377.3 273.130 401.36 148.65

SIERRA 196.56 377.3 273.130 271.53 100.57

SELVA 188.37 377.3 273.130 260.21 96.38

Refrigeración

COSTA 751.14 377.3 273.130 1,037.62 384.30

SIERRA 0 377.3 273.130 0.00 0.00

SELVA 451.23 377.3 273.130 623.33 230.86

Tipo de Cambio 2.7

Perfil


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Utilizando para nuestro Perfil lo siguiente:

BENEFICIOS POR ELECTRIFICACIÓN RURAL

Beneficio anual por iluminación: 459.01 S/./abonado

Beneficio anual por radio y televisión: 260.21 S/./abonado

Beneficio anual por refrigeración: 623.33 S/./abonado

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

Los beneficios sociales se calculan multiplicando la cantidad anual de usuarios

resultante de la proyección de mercado por estos valores año a año.



1.7 RESULTADOS DE LA EVALUACIÓN

EVALUACIÓN PRIVADA

Para realizar la evaluación privada se tienen los beneficios incrementales que resultan

de la diferencia de los beneficios en la situación “Con Proyecto” menos los de la

situación “Sin Proyecto” (Formato 6).

Por otro lado se tiene los costos Incrementales que resultan de la diferencia entre los

costos en la situación “Con Proyecto” y los de la situación “Sin Proyecto”

(Formato 5).

Luego se obtienen los beneficios netos totales que resultan de la diferencia de los

beneficios incrementales menos los costos incrementales, estos son obtenidos año a

año (Formato 7).

En el año cero los beneficios netos resultan negativos ya que es el año en el que se

efectúa la inversión. En los años siguientes los dos primeros años los beneficios netos

dan valores positivos y en los años posteriores son negativos lo que quiere decir que

las ventas de energía son inferiores a los costos de compra de energía y de operación

y mantenimiento.

Para la evaluación privada del proyecto se utilizó el VAN (Valor Actual de Beneficios

Netos) y la TIR (Tasa Interna de Retorno). Estos indicadores se aplicaron a un

horizonte de planeamiento de 20 años. La tasa de descuento utilizada para la

evaluación privada es igual a 12 %. Los valores obtenidos de estos indicadores son los

siguientes:

Indicadores del proyecto a precios privados

ALTERNATIVAS VAN (12%) TIR

ALTERNATIVA 1 -17´348,447 N.A.


N.A: No aplica

Perfil


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------


Se puede apreciar que el VAN es negativo y que la TIR no tiene valor, por lo tanto

ninguna de las dos Alternativas del proyecto son rentables desde el punto de vista

privado.

EVALUACIÓN SOCIAL

Para realizar la evaluación social se tienen los beneficios incrementales que resultan


situación “Sin Proyecto” (Formato 6-A).

Respecto a los costos incrementales, la situación es similar a la evaluación privada.

De la misma forma que la evaluación privada, se obtienen los beneficios netos totales

resultantes de la diferencia entre los beneficios incrementales menos los costos

incrementales (Formato 7).

Los indicadores económicos que nos indican la viabilidad o no del proyecto, son el

VAN y la TIR y se ha utilizado una tasa de descuento del 9%, lo que se aplica para

proyectos de interés social. Los valores obtenidos de los indicadores sociales son los

siguientes:

Indicadores del proyecto a precios sociales

ALTERNATIVAS VAN (9%) TIR

ALTERNATIVA 1 12´280,411 21.90%

ALTERNATIVA 2 9´666,414 21.50%

N.A: No aplica

Se puede apreciar que el VAN es positivo para las dos Alternativas y que la TIR es

mayor a 9 %, por lo tanto las dos Alternativas del proyecto son viables desde el punto

de vista social.

Además del beneficio económico existen otros beneficios al nivel de bienestar social

que no pueden ser cuantificables como es la disminución de los actos delictivos por la

mejora en el alumbrado público, el aumento de las horas de atención médica, aumento

de las horas de educación pública, el aumento del potencial turístico de la zona.

1.8 ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD

Dado a que en el medio ambiente donde se toman las decisiones existe la

incertidumbre de los valores que pueden tomar las variables de estado que intervienen

en el proyecto, se hace necesario realizar un análisis de sensibilidad de las variables

relevantes en el resultado de rentabilidad, dado su estado de información que podrían

hacer cambiar la decisión de una alternativa por otra.

Determinación de las variables relevantes y su rango de variación:

En el estudio se han considerado como variables relevantes del los indicadores de

rentabilidad a los siguientes:

Alternativa 1

Perfil


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------


Precio de Venta de Energía

Beneficio Económico por Electrificación

Costo de Inversión

Costos de Compra de Energía/Generación

Costos de Operación y Mantenimiento

Alternativa 2

Cuotas Mensuales


Costo de Inversión

Costo de Operación y Mantenimiento

Evaluación de la Alternativa 1

Precio de venta de energía

Se realizó la evaluación de sensibilidad considerando variaciones en la tarifa de

venta a usuarios finales, dado que estos influyen de manera directa en los

indicadores del proyecto. El resultado se presenta a continuación:

Cuadro N° 8 Variaciones porcentuales VAN a precios VAN a precios TIR a precios Índice de Elasticidad

en la

variable 2 privados (soles) sociales (soles) sociales VAN a PP VAN a PS

15%

-16,623,179 12,280,411 21.90% 0.28 0.00

0%

-17,348,447 12,280,411 21.90%

-15%

-18,119,018 12,280,411 21.90% 0.30 0.00

-30% -18,903,237 12,280,411 21.90% 0.30 0.00

Puede notarse que cuando aumenta/disminuye la tarifa de venta en 15% el VAN social

permanece positivo y constante con lo cual se observa que aún en estos escenarios el

proyecto es socialmente viable.

Por otro lado, el índice de elasticidad nos indica el grado de sensibilidad de los

indicadores de rentabilidad del proyecto ante cambios en la variable crítica

seleccionada (tarifa de venta)

En este marco y con respecto al cuadro anterior se desprende que el indicador del

VAN privado es muy sensible a los cambios de la tarifa de venta puesto que un

aumento (o disminución) de 15% de la tarifa de venta significaría un aumento del 4 %

del VAN privado, mientras que el VAN Social es insensible a cambios en la tarifa de

venta.

Beneficio económico por Electrificación

Cuadro 9

Variaciones

porcentuales VAN a precios VAN a precios TIR a precios Índice de Elasticidad

en la variable 1 privados (soles) sociales (soles) sociales VAN a PP VAN a PS

15%

-17,348,447 16,356,885 25.77% 0.00 2.21

0%

-17,348,447 12,280,411 21.90%

-15%

-17,348,447 8,203,936 17.91% 0.00 2.21

Perfil


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------


-30% -17,348,447 4,127,462 13.69% 0.00 2.21

Como se aprecia que el VAN social del proyecto es dependiente de los beneficios

económicos que los usuarios perciban por la iluminación, Este beneficio económico

dependerá del ahorro de las fuentes alternativas para iluminación y del consumo de

electricidad destinado a iluminación cuando las localidades ya cuentan con el

servicio.

Del cuadro anterior se observa que la TIR social para la alternativa 01 es de 21.90%,

este dato depende de los beneficios por Electrificación para la Selva calculados, en

41.44 US$/mes (111.88 S/. /mes) ,en este cuadro se puede apreciar que si el

beneficio por electrificación en la zona de la selva disminuye en 30%, es decir pasa

de 41.44 US$/mes a 29.0US$/mes, se tendría una TIR equivalente a 13.69%

siguiendo la Alternativa 1 viable hasta tener una disminución del 45% donde la TIR

es igual a 9% .


VAN privado es insensible a los cambios de esta variable puesto que un aumento (o

disminución) de 15% de los Beneficios económicos por Electrificación significaría

un aumento del 0 % del VAN privado, mientras que el VAN Social es sensible a

cambios de esta variable.

Costo de Inversión Cuadro N° 10

Variaciones porcentuales VAN a precios VAN a precios TIR a precios Índice de Elasticidad


15%

-19,783,007 10,628,158 18.94% -0.94 -0.90

0%

-17,348,447 12,280,411 21.90%

-15%

-14,913,888 13,932,663 25.81% -0.94 -0.90

-30% -12,479,328 15,584,915 31.28% -0.94 -0.90

El rango de variación de esta variable, para la alternativa 1 será de –15% a un +15%

de la inversión inicial, debido a que los costos suelen subir debido a la subida en el

mercado mundial del precio de los minerales, y así mismo; en esta alternativa hay una

mayor probabilidad de tener imprevistos en cuanto a transporte, fabricación de

equipos y materiales, problemas con oferta de mano de obra, entre otros.


VAN privado y VAN social son sensibles a los cambios del costo de Inversión

puesto que un aumento (o disminución) de 15% de los Costos de Inversión

significaría un aumento del VAN privado y social.


Cuadro N° 11 Variaciones



10%

-17,525,406 12,087,694 21.73% -0.10 -0.16

0%

-17,348,447 12,280,411 21.90%

-10%

-17,171,545 12,473,127 22.08% -0.10 -0.16

-20% -16,996,419 12,665,844 22.25% -0.10 -0.16

Perfil


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------



VAN privado y VAN social son sensibles a los cambios del costos de compra de

energía puesto que un aumento (o disminución) de 10% de los Costos de compra de

energía significaría un aumento del VAN privado y social.




15%

-17,676,808 11,987,325 21.62% -0.13 -0.16

0%

-17,348,447 12,280,411 21.90%

-15%

-17,028,686 12,573,496 22.19% -0.12 -0.16

-30% -16,713,724 12,866,582 22.47% -0.12 -0.16


VAN privado y VAN social son sensibles a los cambios de los costos de Operación

y Mantenimiento puesto que un aumento (o disminución) de 15% de los Costos de

esta variable significaría un aumento del VAN privado y social.


Cuota Mensual




15%

-26,989,581 9,666,414 21.50% 0.11 0.00

0%

-27,459,085 9,666,414 21.50%

-15%

-27,928,589 9,666,414 21.50% 0.11 0.00

-30% -28,398,093 9,666,414 21.50% 0.11 0.00

Se observa que la Alternativa 02 es poco sensible a los cambios en la cuota mensual

aportada por los beneficiarios del proyecto. Sin embargo, aún ante un descuento del

30% en la cuota mensual aportada por los beneficiarios del proyecto, la Alternativa

02 sigue siendo insensible frente a la variación, manteniéndose viable.





15%

-27,459,085 13,742,889 26.27% 0.00 2.81

0%

-27,459,085 9,666,414 21.50%

-15%

-27,459,085 5,589,940 16.53% 0.00 2.81

-30% -27,459,085 1,513,416 11.17% 0.00 2.81

Perfil


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------


En el caso de los indicadores de sensibilidad, podemos observar a partir del

cuadro anterior que el VAN privado es insensible ante cambios en el beneficio

económico por iluminación mientras que el VAN social es muy sensible al

cambio de dicha variable.

Costo de Inversión




15%

-29,524,121 8,270,796 18.46% -0.50 -0.96

0%

-27,459,085 9,666,414 21.50%

-15%

-25,394,049 11,062,033 25.54% -0.50 -0.96

-30% -23,329,012 12,457,652 31.29% -0.50 -0.96








15%

-27,605,246 9,538,122 21.34% -0.04 -0.09

0%

-27,459,085 9,666,414 21.50%

-15%

-27,312,924 9,794,707 21.66% -0.04 -0.09

-30% -27,166,763 9,923,000 21.81% -0.04 -0.09


VAN privado y VAN social son sensibles a los cambios de los costos de

Operación y Mantenimiento puesto que un aumento (o disminución) de 20% de

los Costos de esta variable significaría un aumento del VAN privado y social.

1.9 SOSTENIBILIDAD DEL PROYECTO:

La Ampliación del Sistema de Eléctrico Rural de las Localidades entre Haswald y

Bella Esperanza, distrito de Palcazú y Ciudad Constitución de la Prov. de Oxapampa-

Pasco será construida por el Gobierno Regional Pasco; entidad con amplia

experiencia en la construcción de sistemas de distribución rural en toda la región, Por

otro lado la política que se aplica para proyectos sociales de electrificación rural es

que la infraestructura eléctrica será transferida preferentemente a la empresa de

propiedad estatal y en este caso a ADINELSA; Se incluye aquellas empresas que se

encuentren en proceso de promoción de la inversión privada a efectos de que se

encarguen a la administración, operación y mantenimiento de los SER, los criterios

para entregar en concesión la administración y operación de los sistemas Eléctricos

rurales a ADINELSA son los establecidos por la ley Nº 28749, Ley General de

Electrificación Rural, titulo IX en su artículo 18º, de la Transferencia de Obras y

Perfil


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Suministros. Así mismo el GRP podrá transferir a la empresa Concesionaria de la

Región Pasco Electrocentro S.A.

Sin embargo, en el Formato 8 puede verse que: el Proyecto es sostenible desde el

primer año de operación, lo que se explica si consideramos a las fuentes de ingreso del

proyecto las ventas de energía a los usuarios , las fuentes de egreso que son las

compras de energía del sistema de distribución existente y luego hacemos el balance

año a año entre los ingresos y los egresos, los primeros superan a los últimos, en

consecuencia la venta de energía cubrirá la compra y además permitirá tener utilidad.

Por consiguiente, el hecho de ser sostenible un sistema de distribución es atractivo

para entes distribuidores que administrarán este Pequeño Sistema Eléctrico.

Además los beneficiarios no efectuarán aportes en forma de cuota inicial ni como

mano de obra para la ejecución del proyecto, sin embargo, aportarán información

precisa acerca de sus necesidades y datos de la zona a beneficiar con este proyecto.

1.10 IMPACTO AMBIENTAL:

El área de influencia directa del estudio abarca un área delimitada por el trazo de las

líneas primarias de distribución y el ancho de la franja de servidumbre (11.00 m.). A

esto se adiciona el área ocupada por los poblados beneficiados con el suministro

eléctrico

El área de influencia indirecta esta determinado por el área geográfica donde todas

las poblaciones beneficiadas realizan sus relaciones y actividades sociales,

económicas, así como por los limites que demarca la carretera afirmada Villa Rica-

Puerto Mayro.

El proyecto en términos generales presenta un Impacto Ambiental positivo y/o

neutro dentro del medio físico natural, físico biológico y social; considerando que el

área de intervención es rural y que el estado actual producido por la escasa

accesibilidad al Servicio de Electricidad afecta la calidad de vida de sus pobladores

cercanos.

No se generan impactos Ambientales Negativos significativamente importantes,

excepto en la etapa de construcción donde se deberá atender a la población a fin de

evitar molestias e inseguridad en las áreas de trabajo, etc. Por otro lado el impacto al

ecosistema es mínimo en vista que el trazo de las líneas eléctricas se han realizado

con el criterio de estar paralelas a las vías de comunicación.

1.11 SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA

Después de un análisis técnico, económico, social y ambiental concluimos que la

Alternativa 1 es la óptima. Por consiguiente, se recomienda la Construcción de la

Ampliación del Sistema Eléctrico Rural de las Localidades entre Haswald y Bella

Esperanza-Chatarra de los distritos Palcazú y Ciudad Constitución- Oxapampa-

Pasco.

Ventajas de la Alternativa Seleccionada

Perfil


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------


a. El servicio de las Redes eléctricas es ininterrumpido durante las 24 horas del día

con algunas excepciones que puedan existir por descargas atmosféricas en la

estación de invierno o cuando se efectúe labores de mantenimiento.

b. La operación y maniobra del sistema estará a cargo de Electrocentro S.A.A.

c. Las líneas y redes primarias de este Pequeño Sistema Eléctrico estarán conectados

al Sistema Interconectado Nacional.

d. Los Impactos Ambientales negativos que pueden ocasionar son casi nulos,

porque la energía eléctrica en corriente alterna no deja residuos.

Conclusiones

- El Valor Actual Neto y la Tasa interna de retorno nos señalan que el pequeño

sistema eléctrico no permitirá recuperar las inversiones ni el costo de la

Inversión, debido a que la demanda atendida es baja, desde el punto de vista

privado el proyecto no es rentable.

- Debido a que este es un proyecto de interés social y el mayor beneficio que se

obtiene es la posibilidad de impulsar el desarrollo de los pueblos que serán

electrificados, se requiere que la participación del estado para que el proyecto se

haga económicamente viable.

- De acuerdo a los resultados obtenidos en la evaluación beneficio-Costo, del

impacto ambiental, así como del análisis de sensibilidad y sostenibilidad se

concluye que este proyecto es Viable

Recomendaciones

- Se recomienda que el presente proyecto pase a la etapa de de Inversión, debido

que en la evaluación efectuada arroja resultados de rentabilidad social positiva

y el proyecto es auto sostenible

Perfil


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------


II.- ASPECTOS GENERALES

Perfil


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------


2.1 NOMBRE DEL PROYECTO:

“AMPLIACION DEL SISTEMA ELECTRICO RURAL DE LAS LOCALIDADES ENTRE

HASWALD Y BELLA ESPERANZA –CHATARRA, DISTRITOS DE PALCAZU Y

CIUDAD CONSTITUCION- OXAPAMPA- PASCO”

2.2 UNIDAD FORMULADORA Y EJECUTORA

Unidad Formuladora GERENCIA REGIONAL DE

DESARROLLO ECONOMICO

Sector GOBIERNOS REGIONALES

Pliego GOBIERNO REGIONAL PASCO

Teléfono

Dirección Edificio Estatal N° 01, San Juan Pampa-

Cerro de Pasco.

Persona Responsable

Cargo Gerente de la oficina Regional de Desarrollo

Económico

Correo Electrónico

Unidad Ejecutora GERENCIA REGIONAL DE

DESARROLLO ECONOMICO

Sector GOBIERNOS REGIONALES

Pliego GOBIERNO REGIONAL PASCO

Teléfono

Dirección Edificio Estatal N° 01, San Juan Pampa-

Cerro de Pasco.

Persona Responsable

Cargo Gerente de la oficina Regional de Desarrollo

Económico

Correo Electrónico

2.3 PARTICIPACIÓN DE LAS ENTIDADES INVOLUCRADAS Y DE LOS

BENEFICIARIOS

Para el desarrollo del proyecto se tuvo la participación activa y decidida de las autoridades locales,

regionales y de la población (beneficiarios) para garantizar la buena ejecución del mismo.

Del análisis de involucrados obtenemos el siguiente esquema institucional:

Perfil


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------


POBLACIÓN BENEFICIARIA:

La población de las diversas localidades que conforman el Pequeño Sistema Eléctrico

están organizados y representados por las Juntas Directivas elegidas en Asambleas

Extraordinarias en cada localidad y reconocidas por la Municipalidad Distrital de Palcazú y

Ciudad Constitución

La población comprendidos en este proyecto han manifestado su deseo de apoyar con

mano de obra local no calificada en la etapa de ejecución del proyecto, y el pago de las

tarifas por el consumo de energía eléctrica en la etapa de operación y mantenimiento.

Cabe indicar que la población debe ser informada mediante la realización de talleres

organizados con la finalidad de que adquieran conciencia de los problemas actuales y de las

alternativas de solución existentes relacionadas al servicio de la energía eléctrica,

señalándoles que este tipo de proyectos requieren de un costo por consumo que debe ser

asumido por ellos.

GERENCIA SUB REGIONAL OXAPAMPA- GOBIERNO REGIONAL PASCO

Es la encargada de elaborar el proyecto en su nivel perfil para lo cual deberá coordinar constantemente con los Gobiernos Locales de Villa Rica, Palcazú y con los pobladores, para poder

obtener la información necesaria para la adecuada elaboración del proyecto.

GERENCIA REGIONAL DE INFRAESTRUCTURA DEL GOBIERNO REGIONAL

PASCO-UNIDAD EJECUTORA

Es la institución que se encargará de la ejecución de las obras de dicho proyecto, para lo cual se

firmara un convenio interinstitucional con Electrocentro S.A., en donde se establecerá las condiciones para la adecuada operación y mantenimiento de las obras, que una vez concluidas

estarán a cargo de la mencionada institución.

GOBIERNO REGIONAL DE PASCO

UNIDAD EJECUTORA DEL PROYECTO

GOBIERNO LOCAL MUNICIPALIDAD DISTRITAL DE

PALCAZU

GOBIERNO LOCAL MUNICIPALIDAD

DISTRITAL DE CIUDAD CONSTITUCION

EMPRESA CONSECIONARIA

DEL SECTOR ELECTRICO

CONTRUCTORA

ORGANISMO

FINANCIERO POBLACION

GOBIERNO CENTRAL

Perfil


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------


GOBIERNO CENTRAL

Coordinará con el Gobierno Regional de Pasco, sobre la adecuada ejecución del proyecto, y sobre el cumplimiento de las metas previstas en los programas y planes nacionales a los cuales pertenece

el presente proyecto.

ELECTROCENTRO S.A.

Es la empresa Concesionaria de distribución eléctrica, actuales responsables de las instalaciones

eléctricas que servirán de fuente de alimentación para el proyecto, deberán otorgar la factibilidad de suministro para poder conectarse a sus redes eléctricas existentes.

MATRIZ DE INVOLUCRADOS

GRUPOS PROBLEMAS INTERESES ESTRATEGIA

S

ACUERDOS Y

COMPROMISOS

Gobierno Central

Como destinar los

recursos de la manera más

eficientes a las

poblaciones necesitadas

Procurar el

bienestar de la sociedad.

Coordinar con

las autoridades Regionales y del

sector

Convenios

Interinstitucionales con los gobiernos

Regionales y Locales

Gobierno

Regional

Retraso en el

desarrollo

económico de las localidades

rurales de la Región.

Energía eléctrica

de calidad para

el desarrollo económico en la

Zona

Coordinación

con

las autoridades del sector.

Convenios

interinstitucionales

con los gobiernos locales.

Municipalidad

Distrital de Villa

Rica-Palcazu

Disconformidad de la

población debido a la

falta de Servicio eléctrico.

Electrificación de

los poblados en su

jurisdicción

Apoyar en la

fase

de pre inversión, promoviendo

la coordinación

y facilitando información de

los

beneficiarios.

Cofinanciar la

ejecución del

proyecto

Empresa

Concesionaria

Insuficiente coordinación con

las unidades

formuladoras y ejecutoras sobre la

implementación de

los

proyectos.

Los servicios no son

rentables.

Participación en la

implementación

del proyecto, para garantizar

el cumplimiento

de las normas

Sectoriales.

Tiene por

finalidad maximizar la

unidad operativa

de los servicios eléctricos

Mejorar las coordinaciones

con las

autoridades Locales

Mejorar la

Rentabilidad por la prestación de

servicios.

Convenios interinstitucionales

para la operación y

Mantenimiento o acuerdos de

transferencia de obra.

Convenios con la Autoridades Locales

a fin que el registro

de consumo no genere costos

adicionales.

Elevados gastos e Mejorar la calidad Presencia activa Apoyo con mano de

Perfil


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------


Pobladores

Beneficiarios

ineficiencia de las

fuentes

energéticas actuales

para iluminación,

Refrigeración,

información

y entretenimiento.

Desaprovechamiento

de los

usos adicionales de

la energía

eléctrica que no permite el

desarrollo de

actividades

económicas en la zona.

Inseguridad en la

zona por

robos, debido a la ausencia de

Alumbrado público.

de vida, mediante

el servicio de

energía eléctrica, en forma

confiable y de

calidad

en los talleres

participativos

sobre la formulación del

Proyecto de

Inversión Publica

Dar facilidades

a los formuladores

y ejecutores del

proyecto.

obra no

Calificada.

Constructora

Difícil Acceso a la Zona del proyecto.

Cumplir con la ejecución del

proyecto en los

plazos

establecidos

Coordinación con las

Autoridades del

sector para

obtener facilidades

Crear fuentes de trabajo a los

pobladores

beneficiaros del

proyecto

Organismo

Financiero

Financiamiento

Limitado y con restricciones

Apoyar a las

Zonas de extrema pobreza

Ampliar la

cobertura de financiamiento

Convenios

interinstitucionales para el

financiamiento de

ejecución de

proyectos

Instituciones

Publicas

Ineficiencia de las

fuentes

Energéticas actuales para atención de

servicios (Salud-

Educación-

Seguridad, etc.)

Elevados gastos en el

uso de Fuentes de

Mejorar la calidad

del servicio

Reducir el gasto

en energía

Coordinar con

las Autoridades

del sector para que otorguen las

facilidades en la

fase de Pre

inversión e inversión.

Apoyo en la Gestión

para la ejecución del

proyecto

Perfil


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------


energía para la

prestación de

servicios sociales.

2.3 MARCO DE REFERENCIA

2.4.1Antecedentes del Proyecto

En el Departamento de Pasco, el 69 % de la población total cuenta con servicio de

Energía Eléctrica; en Zonas Urbanas cuenta con un coeficiente de Electrificación del

87.2% y en Zonas Rurales cuenta con un coeficiente de Electrificación del 38.8%; la

Provincia de Oxapampa cuenta con el 51% de Electrificación y el 49% corresponde a

las zonas rurales y aisladas sin servicio de electricidad. Estos indicadores,

comparados con los índices de los departamentos de la costa (cuyo coeficiente de

electrificación es del orden de 75 a 99%); lo cual incide en el bajo Desarrollo Socio

Económico de la Región.

El Gobierno Regional Pasco, a través de la Gerencia Sub Regional Oxapampa, ha

asumido el compromiso de ampliar la frontera eléctrica a nivel de la provincia de

Oxapampa, permitiendo a los pueblos del interior de la Región Pasco, el progresivo

acceso a la energía eléctrica como un medio para acelerar el desarrollo y mejorar su

calidad de vida.

Sin embargo, esta tarea no es suficiente para el desarrollo de la provincia de

Oxapampa; por lo que, es necesario complementar con las acciones de la Dirección

Regional de Energía y Minas, consolidado en el Plan de Electrificación Regional

(Sistema energético al servicio de desarrollo integral) en el mediano plazo 2010-2020,

el cual ha sido elaborado con la firme voluntad de realizar todos los esfuerzos

necesarios para lograr que al final de la década, toda la Región Pasco cuente con el

servicio de electricidad para su desarrollo.

El Departamento de Pasco, conformado por 29 Distritos, distribuidos en 3 provincias,

presenta un bajo coeficiente de electrificación (38.8%) el cual se refleja en el bajo

desarrollo socio económico de la región.

El Gobierno Regional Pasco ha previsto la ejecución del proyecto “AMPLIACION

DEL SISTEMA DE ELECTRIFICACION RURAL DE LA LOCALIDADES ENTRE

ALTO HUIPUZ Y BELLA ESPERANZA, a fin de atender a las localidades

consideradas en el estudio y que aún no cuentan con el servicio eléctrico, con lo cual

se beneficiará a un total de 8,430 habitantes al año 2012.

El presente proyecto representa una ampliación del SER RIO NEGRO- ISCOZACIN

y se desarrollará mediante líneas y redes primarias en 19 kV. Sistema Monofásico

MRT.

Perfil


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2.4.2 LINEAMIENTOS DE POLÍTICA RELACIONADOS CON EL PROYECTO

LINEAMIENTOS DE POLÍTICA SECTORIALES: PLANES

ESTRATÉGICOS SECTORIALES MULTIANUALES DEL MEM

Entre los lineamientos de política del sector energía relacionados con el

presente proyecto se encuentran:

Promover el desarrollo de infraestructura energética en los lugares aislados

y lejanos del país como medio que permite un crecimiento homogéneo de la

economía, de equidad social y generadora de empleo.

Ampliar la frontera eléctrica a nivel nacional con calidad, seguridad y

optimizando los costos de inversión con el fin de brindar la posibilidad de

acceder al uso de la energía eléctrica.

Orientar las inversiones hacia las zonas con menor cobertura eléctrica y las de mayor índice de pobreza, con el fin de acelerar su desarrollo.

Fortalecer el proceso de descentralización, mediante planes y proyectos de electrificación rural concertados con los Gobiernos Regionales y Locales que

permita la transferencia tecnológica, de diseño y construcción de sistemas

eléctricos rurales.

Mejoramiento permanentemente de la tecnología aplicada a los proyectos de electrificación rural, promoviendo el uso de energías renovables.

PLAN MAESTRO DE DESARROLLO REGIONAL PASCO 2010

OBJETIVOS ESTRATÉGICOS:

Garantizar el acceso de la población a los servicios de educación, salud

integral, saneamiento y electrificación

Se orientarán a los pequeños empresarios a mejorar la calidad de sus

productos para buscar mayor valor agregado y orientar la comercialización,

tanto agroindustrial, industrial y artesanal, a la exportación internacional.

Este objetivo no se podrá lograr, sino se dispone de un adecuado sistema de

generación de energía eléctrica, que permita desarrollar la industria,

agroindustria y otras actividades productivas y de servicios; de tal manera

que se pueda competir, en igualdad de condiciones, con otras regiones del

país.

Perfil


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PLAN NACIONAL DE ELECTRIFICACIÓN RURAL (PNER)

Objetivo general

El objetivo general del PNER es ampliar la frontera eléctrica

desarrollándola en forma articulada entre el Gobierno Nacional , los

Gobiernos Regionales y Locales, utilizando tecnologías adecuadas que

minimicen costos de inversión, proporcionando un medio para acelerar el

desarrollo socio–económico y mejorarla calidad de vida de los habitantes

de las localidades aisladas y rurales del país.

Esta se basa en el Título III de la Ley N° 28749- Ley General de

Electrificación Rural cuyo objetivo es establecer el marco normativo para la

promoción y el desarrollo eficiente y sostenible de la electrificación de

zonas rurales, localidades aisladas y de frontera. Esta ley posee diez títulos

y son los siguientes:

Título I – Necesidad y utilidad de la Electrificación Rural

Título II – De los Recursos para la Electrificación Rural

Título III – Del Planeamiento Eléctrico.

Título IV – Normas Técnicas para los sistemas Eléctricos Rurales.

Título V – De la Tarifa Rural.

Título VI – Declaración Jurada de Impacto Ambiental.

Título VII – Acceso a las Instalaciones Eléctricas.

Título VIII– De la servidumbre Rural.

Título IX – De la transferencia de Obras y Suministros.

Título X – De la Promoción de la Inversión Privada en Electrificación

Rural Se tomara para el presente proyecto, los Alcances del Plan Nacional de

Electrificación Rural elaborado por el Ministerio de Energía y Minas, así como la

normativa o directivas emanadas del gobierno nacional, regional o municipal,

aplicables a la electrificación rural:

Ley General de Electrificación Rural - Ley N° 28749.

Reglamento de la Ley de Electrificación Rural - Decreto Supremo N° 025-

2007 EM.

Ley de Concesiones Eléctricas - Decreto Ley N° 25844.

Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos Rurales – Resolución

Directoral Nº 016-2008-EM/DGE.

Decreto Legislativo que regula la inversión en Sistemas Eléctricos Rurales

(SER) ubicados en zonas de concesión - Decreto Legislativo N° 1001.

Factores de adecuación de los parámetros de aplicación del FOSE aplicables

a los usuarios de Sistemas Rurales Aislados atendidos exclusivamente con

Sistemas Fotovoltaicos - Resolución Ministerial Nº 523-2010-MEM/DM.

Plan Nacional de Electrificación Rural (PNER) actualizado y Código

Nacional de Electricidad.

Normatividad Técnica de Diseño y Construcción para la Elaboración de los

Estudios de un proyecto de electrificación rural.

Ley Orgánica de Municipalidades - Ley Nº 27972 y Ley Orgánica de los

Gobiernos Regionales – Ley Nº 27867

Perfil


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III.- IDENTIFICACIÓN

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3.1 DIAGNÓSTICO DE LA SITUACIÓN ACTUAL

3.1.1 ANTECEDENTES DE LA SITUACIÓN O PROBLEMA QUE MOTIVA EL PROYECTO:

La energía eléctrica resulta fundamental para proporcionar muchos servicios

esenciales que mejoran la calidad de vida. En las comunidades rurales identificadas

dentro del Sistema Eléctrico Rural, la carencia de la energía es un obstáculo

importante para su desarrollo socioeconómico.

La población de la zona presenta niveles de pobreza, con bajo nivel socio-

económico, asimismo el coeficiente de electrificación promedio de la zona es de

38.8 %

Estas localidades al no contar con energía eléctrica tienen poco desarrollo comercial

y sus actividades cotidianas se limitan a realizarlas en horas del día, carecen de

industrias de todo tipo al no contar con energía eléctrica. Los servicios públicos

disponibles se encuentran limitados de manera considerable y en su mayoría se

hallan a varias horas de camino, representando la prestación de estos servicios, un

grave problema a la comunidad. En tanto, los pobladores presentan un bajo nivel

económico y con acceso a servicios básicos de poca calidad. Las actividades

económicas se caracterizan por la falta de generación de valor agregado lo que

provoca un proceso de descapitalización del campo.

La provincia de Palcazú presenta una base productiva agropecuaria, pero con una

estructura productiva primaria, deficiente y desarticulada que configura una

economía de subsistencia incapaz de satisfacer plenamente las necesidades básicas

de la población.

La lejanía, el aislamiento y la poca accesibilidad, son las principales características

de estas comunidades. Además, este mercado objetivo es de bajo poder adquisitivo,

con una demanda eléctrica reducida y con cargas dispersas que impiden las

economías de escala.

Las Localidades de Raya, San Pedro de Pichanaz y Nueva Aldea cuentan con servicio

público de electricidad, sin embargo este servicio es restringido, de mala calidad y baja

confiabilidad debido principalmente al mal estado de las instalaciones eléctricas y la operación restringida de los grupos de generación; las demás localidades no cuentan con el

servicio de electricidad.

En las comunidades rurales localizadas en el distrito de Villa Rica y Palcazú, la escasez de

energía es un obstáculo importante para su desarrollo socioeconómico. La energía eléctrica

resulta fundamental para proporcionar muchos servicios esenciales que mejoran la

condición humana: refrigeración para los alimentos, luz para leer, electricidad para el acceso a los modernos medios de comunicación, etc.

Al no contar con energía eléctrica, las comunidades tienen poco desarrollo comercial y turístico, y carecen de industrias. Los servicios públicos (escuelas, puestos de salud,

comedores comunales, etc.) disponibles se encuentran limitados de manera considerable; la

calidad en la prestación de estos servicios a la comunidad también representa un grave

Perfil


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problema. En consecuencia, los pobladores viven en la pobreza con acceso a servicios

básicos de poca calidad.

Estos hechos determinan una baja rentabilidad lo que determina que para el sector

privado no es atractiva la inversión en electrificación de la zona y se requiere la

participación activa del Estado.

.

3.1.2 CARACTERÍSTICAS DE LA ZONA Y POBLACIÓN AFECTADA:

ZONA AFECTADA:

Toda la zona del proyecto se encuentra ubicada en el Distrito de Villa Rica y Palcazú, Provincia de Oxapampa, Departamento de Pasco, el acceso es por la carretera Central Lima-

La Oroya-La Merced y la carretera de penetración La Merced -Villa Rica-Iscozacin;

afirmada a partir del puente paucartambo.(Se adjunta como anexo el mapa de la zona de

influencia del proyecto).

En esta zona se desarrolla la agricultura (el cultivo del café, en mayor escala), la ganadería

de relativa importancia y la artesanía (en menor escala).

POBLACIÓN AFECTADA:

Las Localidades que alcanza el proyecto, cuenta con 3439 pobladores con un total de 739

viviendas domésticas por ser electrificadas. Se estima que la población para el año 2032 será de 4250. El detalle se muestra a continuación:

Cuadro 1

Localidades Beneficiarias - Distrito de Palcazú

RESUMEN DE ABONADOS ESPECIALES, COMERCIALES,

INDUSTRIALES Y USO GENERAL POR LOCALIDAD

N° LOCALIDAD TIPO

ABONADOS

DOMESTICOS

A/D

RESUMEN DE CARGAS

ESPECIALES

A/C A/PI A/UG

Total Total Total

1 Bella Esperanza(Chatarra) I 16 2 0 2

2 San Pedro de Pichanaz - Sector San Pedro I 29 3 0 2

3 San Pedro de Pichanaz - Sector San Francisco I 42 4 0 2

4 San Pedro de Pichanaz - Sector Azulis II 20 2 0 2

5 Santo Domingo I 17 2 0 2

6 Santa Rosa de Pichanaz I 18 2 0 4

7 Santa Maria I 15 0 0 4

8 Nueva Aldea I 34 3 1 4

9 Raya I 85 8 0 4

10 Puerto Laguna I 35 3 0 0

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11 Loma Linda I 140 14 0 5

12 Shiringamazu - Sector Nuevo Progreso I 35 3 0 2

13 Shiringamazu - Pueblo Libre I 86 9 0 5

14 Camantarmaz I 26 3 0 1

15 Siringamazu-Sector San Luis I 28 3 0 2

16 Sachavaca II 9 1 0 1

17 Gallinazo I 1 0 0 1

18 Cuacuazo II 14 1 0 1

19 Pto Herrera II 6 0 0 1

20 Alto Iscozacin I 12 1 0 2

21 Pan de Azucar I 12 1 1 0

22 Playa Caliente II 12 1 0 2

23 Alto Iscozacin-Sector La Cantuta I 21 2 0 4

24 Puerto Iscozacin I 70 7 2 3

25 Iscozacin I 90 9 2 4

26 Buenos Aires de Iscozacin I 73 7 1 2

27 San Juan de Chuchurras II 8 1 0 1

28 Isla de Patmos II 4 0 0 1

29 Santa Rosa de Chuchurras I 27 3 1 2

30 San Francisco de Chuchurras I 23 2 1 1

31 Centro Conaz I 25 3 0 1

32 Villa America I 67 7 0 5

33 Castilla I 23 2 0 1

34 Puerto Alegre II 8 1 0 2

35 Quebrada Honda II 4 0 0 1

36 Agua Blanca II 1 0 0 1

37 Aguaruna I 32 3 0 2

38 Quebrada Paco II 5 0 0 1

39 Prusia II 8 1 0 1

40 Esmeralda II 11 1 0 1

41 Centro Café II 4 0 0 1

42 Ishpihuacazu II 16 2 0 2

43 Nueva Oroya I 18 2 0 3

44 La Esperanza II 8 1 0 2

45 Rio Negro I 27 7 2 2

46 Villa Progreso II 1 0 0 1

47 San Cristobal I 86 9 2 6

48 Alto Huipuz II 17 2 0 0

49 Bajo Huipuz II 1 0 0 1

50 Agua Blanca (Huanuco) I 84 8 2 5

51 Puerto Mayro I 73 7 2 5

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52 Nuevo Consuelo II 10 1 0 1

53 Centro Huampomayo II 6 1 0 1

54 Shanshuy II 10 1 0 1

55 Bajo Quintora II 9 1 0 1

56 Alto Quintora II 19 2 0 2

57 Nueva Esperanza(Huanuco) II 10 1 0 2

58 San Luis II 11 1 0 2

59 Golondrinas II 14 1 0 6

60 Flor de Un Dia II 7 1 0 1

61 Yamushimas II 5 0 0 2

62 Hauswald I 23 2 0 3

63 Buenos Aires II 2 0 0 1

Total

1651 165 17 134

La población se caracteriza por su bajo nivel socio-económico, aproximadamente el 18% de la

población está en edad escolar, mientras que un 65% desarrolla su economía en base a actividades de carácter agropecuario, comercial y artesanal.

Los pobladores son carentes de tecnología, sin posibilidad de transformación de sus productos,

sus ingresos económicos basados en la agricultura son, en promedio de 20 soles diarios y 600

Nuevos soles al mes ;este ingreso es empleado para satisfacer las necesidades primarias

como es; alimentación, educación y vestido.

La mayoría de localidades no cuenta con servicios de agua y desagüe, los pobladores

aprovechan el agua a través de aguas superficiales de ríos o quebradas.

Las localidades no cuentan con servicio eléctrico.

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, esto equivale al 63% que las localidades carecen de saneamiento.

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 18% se encuentra en edad

escolar, el 65% se dedica a las actividades agropecuarias y de comercio, y el 63% carece de

saneamiento.

Educación

En cuanto al nivel educativo, dentro del área de influencia del proyecto, se puede mencionar que

el 52.38% de los centros poblados cuentan con centros educativos a nivel inicial, el 85.70 %

cuentan con centros educativos primarios y el 23.80% cuentan con centros educativos de secundaria, existen desplazamientos masivos de alumnos a otras localidades, generando una

deserción escolar en la zona del estudio.

Perfil


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Según el censo de población del año 1993, la población analfabeta es de aproximadamente 15%.

Salud

Teniendo en cuenta que los bajos niveles de ingreso de la población se reflejan a través de la

baja dieta alimenticia y de sus niveles de nutrición, las enfermedades que se presentan en la zona de influencia del proyecto son de carácter endémico, de transmisión o de la piel. Las

principales enfermedades que se presentan son la malaria, parasitosis, enfermedades

dermatológicas, tuberculosis, fiebre amarilla, infecciones respiratorias.

Cuadro 2

Indicadores de la Zona del Proyecto

Analfabetismo Población en edad

escolar

Actividad económica:

Agropecuario, Comerció

No Servicios

Higiénicos

10% 18% 65% 63%

3.1.3 Gravedad de la situación

TEMPORALIDAD:

La situación negativa se ha presentado desde el inicio de proceso de urbanización

informal característica de las zonas rurales (agrupamientos vecinales). Actualmente

la problemática se acrecienta año a año considerando que existen localidades cuya

tasa de crecimiento poblacional disminuye o se hace negativa.

RELEVANCIA:

La situación negativa es de índole permanente, agravándose con el crecimiento

económico de las ciudades importantes las que centralizan el desarrollo de la región

por las mayores y mejores oportunidades de empleo y de prestación servicios, la

solución de esta situación tendría una alta relevancia porque contribuirá a

incrementar la actividad económica en las localidades beneficiadas.

GRADO DE AVANCE:

Considerando que las localidades rurales están en proceso de consolidación y

densificación poblacional; podemos determinar que, el grado de avance trae como

consecuencia que las comunidades tengan limitado su acceso a servicios públicos,

sobre todo de salud y educación. La falta de atención ha generado un alto índice de

desnutrición infantil, y ha elevado el ausentismo escolar en la zona.

3.1.4 Intentos anteriores de Solución

En el Año 2007, como parte de los Planes de Desarrollo Concertados del Gobierno

Regional Pasco, la OPI de la Región Pasco declaro viable el Perfil con nombre del Proyecto de Inversión Pública: ELECTRIFICACION DE LAS LOCALIDADES ENTRE

ISCOZACIN Y NUEVA ESPERANZA-CHATARRA-PALCAZU-OXAPAMPA. , con

registro SNIP N° 47644 y hasta la fecha no se inicia con la fase de Inversión.

Perfil


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Asimismo, dadas las nuevas normativas del SNIP referentes al ciclo de proyectos de

inversión pública y al haber superado 3 años de antigüedad existe la necesidad de actualizar

la demanda, así como las alternativas de solución, se hace necesaria la actualización del proyecto elaborado en el año 2007, en su forma y contenido.

3.1.5 Intereses de los grupos involucrados

GRUPOS INTERESES

Gobierno Central Procurar el bienestar de la sociedad.

Gobierno Regional

Energía eléctrica de calidad para el desarrollo económico en la Zona

Municipalidad Distrital de Villa Rica-

Palcazu Electrificación de los poblados en su jurisdicción

Empresa Concesionaria

Participación en la implementación del proyecto,

para garantizar el cumplimiento de las normas

sectoriales.

Tiene por finalidad maximizar la unidad operativa de

los servicios eléctricos

Pobladores Beneficiarios

Mejorar la calidad de vida, mediante el servicio de

energía eléctrica, en forma confiable y de calidad

Constructora Cumplir con la ejecución del proyecto en los plazos

establecidos

Organismo Financiero Apoyar a las Zonas de extrema pobreza

Instituciones Publicas

Mejorar la calidad del servicio

Reducir el gasto en energía

3.2 DEFINICIÓN DEL PROBLEMA Y SUS CAUSAS.

PROBLEMA CENTRAL

El problema central se define como:

“ESCASO ACCESO DE LA POBLACIÓN AL SERVICIO DE ELECTRICIDAD”

Las localidades consideradas en el presente proyecto, nunca han contado con Suministro de

energía eléctrica con fuentes de generación hidráulica ésta siempre ha sido obtenido

mediante el alquiler de pequeños generadores a combustible, que por el alto costo de operación, siempre se ha limitado a eventos especiales.

Perfil


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3.3. ANÁLISIS DE LAS CAUSAS DEL PROBLEMA

CAUSA DIRECTA 1

Uso de ineficientes fuentes de energía (velas, kerosene, leña, etc.):

En la zona del proyecto no se genera energía eléctrica, solo en eventos especiales (por lo general una vez al año), se recurren al alquiler de pequeños generadores, el resto del año,

estos pobladores usan otras fuentes de energía y luz, como son: velas y kerosene para

iluminación, kerosene para refrigeración, leña para combustible en la cocina, etc. que por sus elevados costos y/o bajo rendimiento las hace muy ineficientes. Esta situación se debe

principalmente a tres causas:

Causa Indirecta 1

Poco conocimiento de los sistemas no convencionales de generación de energía

eléctrica.

Causa Indirecta 2

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.

Causa Indirecta 3

Escasa inversión en infraestructura para generar energía eléctrica de manera

convencional: La manera convencional de generar energía eléctrica es a través de un generador de

combustible. Ninguna de las localidades que comprende el proyecto cuenta con recursos

suficientes para generar energía eléctrica de ésta manera, debido principalmente al alto costo

del combustible que no puede ser cubierto por la baja demanda local y los bajos ingresos de la población.

CAUSA DIRECTA 2

Desaprovechamiento de los sistemas eléctricos cercanos a la zona: En el Año 2009, como parte del Plan de Electrificación Rural, se ejecutó el Proyecto S.E.R.

POZUZO PALCAZU II ETAPA. El presente proyecto es ramal que representaría una

ampliación de la Segunda etapa del S.E.R. POZUZO PALCAZU II ETAPA, dicho ramal incluye a todas las localidades por ser electrificadas y que forman parte del presente

proyecto y las hace ideales para poder electrificarlas pero la falta de la infraestructura

eléctrica no lo hace posible.

3.4 ANÁLISIS DE EFECTOS

EFECTO DIRECTO 1

Restricciones en la calidad de los servicios de salud y educación:

La falta de energía eléctrica, ha limitado de manera considerable los servicios de salud,

orientándose solo a las necesidades básicas de salud, en las que no se requiere energía

eléctrica y que pueden ser atendidas durante las horas de luz solar. Por el mismo motivo, los servicios de educación se encuentran restringidos a las personas adultas que por lo general

tienen que trabajar durante el día y solamente pueden estudiar durante las noches; además,

los alumnos actualmente no pueden acceder a cursos de computación y/o tener acceso a Internet.

EFECTO DIRECTO 2

Almacenamiento inadecuado de alimentos:

Perfil


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La falta de energía eléctrica, no permite tener un sistema de refrigeración económico, pues

los que existen trabajan a kerosene, siendo éste de alto costo. Las carnes tienen que ser saladas y los demás alimentos tienen que ser almacenados, por lo general, de manera

inadecuada. Este manejo inadecuado de alimentos, por consiguiente, resulta en una alta

incidencia en enfermedades estomacales. Por un lado, estos efectos llevan a un bajo desarrollo productivo de las localidades afectadas, y por otro lado, a una baja calidad de

vida de los pobladores, que ven afectados muchos de los servicios básicos para su desarrollo

y progreso.

EFECTO DIRECTO 3

Restricciones en la disponibilidad de telecomunicaciones:

La falta de energía eléctrica, ha limitado de manera considerable las telecomunicaciones, esto es el acceso a la información (radio, televisión, Internet), a la telefonía, etc., impidiendo

su inserción en un mundo cada vez más interconectado.

EFECTO DIRECTO 4

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.

EFECTO DIRECTO 5

Escasa actividad productiva, comercial y turística:

La falta de energía eléctrica ha llevado a que estas comunidades solo se dediquen a actividades tradicionales, esto es: a la agricultura y la artesanía. Los pobladores no tienen

posibilidad de dedicarse a nuevas actividades productivas (por ejemplo: crianza de aves) o

comerciales (por ejemplo: restaurantes campestres), que les ayuden a incrementar sus

ingresos económicos. Esto a su vez, hace que la zona no sea atractiva a los potenciales visitantes quienes serían una importante fuente de ingresos por turismo.

EFECTO DIRECTO 6

Incremento de costos en 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).

EFECTO INDIRECTO 1

Baja Calidad de Vida

EFECTO INDIRECTO 2

Bajo Desarrollo Productivo de las Localidades

EFECTO FINAL

RETRASO PRODUCTIVO Y SOCIOECONÓMICO 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.

Perfil


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3.5 ARBOL DE CAUSAS Y EFECTOS

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

GRAFICO Nº 1

ARBOL DE CAUSAS Y EFECTOS

Problema central: Escaso Acceso de la Población al

Servicio de la Electricidad

Efecto Directo Restricciones en la calidad

de los servicios de salud y educación

Efecto Directo Almacenamiento inadecuado de alimentos

Efecto Directo Restricciones en la disponibilidad de

telecomunicaciones

Efecto Directo Baja

productividad en actividades

productivas

Efecto Directo Escasa

actividad productiva, comercial y

turística

Efecto Directo

Incremento de costos en actividades comerciales

Efecto Indirecto Baja calidad de

vida

Efecto Indirecto Bajo desarrollo productivo

de las localidades

Efecto Final Retraso Productivo y socioeconómico

de las localidades

Causa Directa: Uso de Ineficientes Fuentes de

Energía

Causa Directa: Desaprovechamiento de los

sistemas eléctricos cercanos a la zona

Causa Indirecta: Escasa inversión en infraestructura

para generar energía eléctrica

de manera no convencional

Causa Indirecta: Escasa inversión en infraestructura para

generar energía eléctrica de manera

convencional

Causa Indirecta: Directo:

Ausencia de infraestructura para

conectarse al sistema eléctrico

mas cercano

Causa Indirecta:

Poco conocimiento de

los sistemas no convencionales

de generación de energía eléctrica

Perfil


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3.6 OBJETIVO DEL PROYECTO

PROBLEMA CENTRAL OBJETIVO CENTRAL

A. OBJETIVO GENERAL

ACCESO DE LA POBLACIÓN AL SERVICIO DE ELECTRICIDAD:

El servicio de electricidad es un servicio básico, que ofrecerá nuevas Oportunidades de

desarrollo a la zona. Este objetivo se puede alcanzar mediante los medios de primer nivel.

3.7 ANALISIS DE MEDIOS

MEDIO DE PRIMER NIVEL 1

Uso de eficientes fuentes de energía (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:

MEDIO FUNDAMENTAL 1

Mayor conocimiento de los sistemas no convencionales de generación de energía

eléctrica.

MEDIO FUNDAMENTAL 2

Mayor inversión en infraestructura para generar energía eléctrica de manera no

convencional:

Con la disponibilidad de una infraestructura adecuada para generar energía eléctrica de manera no convencional y con el apoyo de profesionales con conocimiento en generación de energía

solar, eólica o biomasa. Si bien la inversión inicial es elevada, los gastos de operación y

mantenimiento resultan muy bajos.

MEDIO FUNDAMENTAL 3

Mayor inversión en infraestructura para generar energía eléctrica de manera

convencional:

ESCASO ACCESO DE LA POBLACION AL SERVICIO

DE ELECTRICIDAD

ACCESO DE LA POBLACION AL SERVICIO DE ELECTRICIDAD

Perfil


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Con la disponibilidad de una infraestructura adecuada para generar energía eléctrica con

combustibles más eficientes y de bajo costo, como por ejemplo el gas, de tal manera que sea posible con costos de operación y mantenimiento que cubiertos por la tarifa.

MEDIO DE PRIMER NIVEL 2

Aprovechamiento de los sistemas eléctricos cercanos a la zona:

A la Localidad de Iscozacin llega una línea aérea en Media Tensión Bifásica la cual se conecta

al sistema interconectado de energía eléctrica de la central hidroeléctrica de Delfín, ubicada en

el distrito de Pozuzo, perteneciente a Electrocentro S.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. Este resultado se puede

conseguir con:

MEDIO FUNDAMENTAL 4

Infraestructura Eléctrica: Líneas Primarias, Redes Primarias, Redes Secundarias y

Conexiones Domiciliarias. Se puede instalar una Infraestructura Eléctrica complementaria para dotar de servicio a las

localidades

3.8. ANALISIS DE FINES

FIN DIRECTO 1

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.

FIN DIRECTO 2

Mejora de los Métodos de almacenamiento de alimentos:

Los pobladores podrán contar con sistemas de refrigeración que funcionen con energía

eléctrica para la conservación adecuada de sus alimentos, sustituyendo el uso del kerosén y el gas que resulta muy costoso. Estos fines nos llevan a un incremento del desarrollo productivo

de las localidades y un aumento en la calidad de vida de los pobladores, encaminándolos hacia

su desarrollo y progreso.

FIN DIRECTO 3

Disminución de las Restricciones de la Disponibilidad de telecomunicaciones:

Con la energía eléctrica no habrá restricciones en los servicios de telecomunicaciones, esto es,

el acceso a la información (radio, televisión, Internet) y a la telefonía.

FIN DIRECTO 4

Aumento de la productividad en actividades productivas:

Perfil


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Aumentará la actividad productiva, ya que, con la energía eléctrica, la jornada laboral se

incrementará al poder laborar en horas nocturnas.

FIN DIRECTO 5

Aumento de la actividad productiva, comercial y turística:

Con la energía eléctrica las comunidades tendrán la posibilidad de dedicarse a otras actividades productivas, a parte de la agricultura y la artesanía, de tal manera que se incrementen los

ingresos económicos, y se genere desarrollo en la actividad turística en la zona.

FIN DIRECTO 6

Disminución de los costos de actividades comerciales:

El aumento de la actividad comercial en la zona, debido a la disminución de costos para

alumbrado y refrigeración (refrigeradoras actualmente son a kerosene y a gas).

FIN INDIRECTO 1

Aumento de la Calidad de Vida

FIN INDIRECTO 2

Incremento del Desarrollo Productivo de las Localidades

FIN ÚLTIMO

DESARROLLO PRODUCTIVO Y SOCIOECONÓMICO DE LAS LOCALIDADES:

El fin último es que dichas comunidades, a través del desarrollo de sus actividades productivas,

comerciales y turísticas, podrán superar su condición de pobreza.

3.9. ARBOL DE MEDIOS Y FINES

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

Perfil


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GRAFICO Nº 2

ARBOL DE OBJETIVOS

Objetivo central: Acceso de la Población al Servicio de la Electricidad

Fin Directo Incremento en la calidad de los servicios de salud y educación

Fin Directo Mejora de los Métodos de

Almacenamiento de alimentos

Fin Directo Disminución de las Restricciones en la disponibilidad de

telecomunicaciones

Fin Directo Aumento de

productividad en actividades

productivas

Fin Directo Aumento de la

Actividad productiva, comercial y

turística

Fin Directo Disminución de

costos en actividades comerciales

Fin Indirecto Aumento de la calidad de vida

Fin Indirecto Incremento del desarrollo

productivo de las localidades

Efecto Final

Desarrollo Productivo y

socioeconómico de las localidades

Medio de Primer Nivel: Uso de eficientes Fuentes de

Energía

Medio de Primer Nivel: Aprovechamiento de los

sistemas eléctricos cercanos a la zona

Medio Fundamental:

Mayor inversión en infraestructura para


no convencional

Medio Fundamental: Mayor inversión en infraestructura para


convencional

Medio Fundamental: Infraestructura Eléctrica: Líneas Primarias, Redes

Primarias y secundarias, sistemas de medición

Medio

Fundamental: Mayor conocimiento

de los sistemas no

convencionales de

generación de

energía eléctrica

Perfil


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ANÁLISIS DE MEDIOS FUNDAMENTALES CLASIFICACIÓN DE LOS MEDIOS FUNDAMENTALES.

RELACION DE MEDIOS FUNDAMENTALES.

PLANTEAMIENTO DE ACCIONES.

IMPRESCINDIBLE IMPRESCINDIBLE IMPRESCINDIBLE

Mayor conocimiento de los sistemas no

convencionales de

generación de energía eléctrica

Mayor inversión en infraestructura para

generar energía eléctrica

de manera no

convencional

Infraestructura Eléctrica: Líneas Primarias, Redes

Primarias y secundarias,

sistemas de medición

MUTUAMENTE EXCLUYENTES COMPLEMENTARIO

Mayor conocimiento de

los sistemas no convencionales de

generación de energía

eléctrica

Mayor inversión en

infraestructura para generar energía eléctrica

de manera no

convencional

Infraestructura Eléctrica:

Líneas Primarias, Redes Primarias y secundarias,

sistemas de medición

Acción 1 Acción 2 Acción 3

Capacitación y

Promoción a Profesionales del sector

Energía, sobre fuentes

de energía eléctrica no

Convencional

Instalación de paneles

Fotovoltaicos

Construcción de la

Interconexión al Sistema eléctrico

Existente: Línea

Primaria y red primaria

y secundaria.

MUTUAMENTE EXCLUYENTES COMPLEMENTARIO

Mayor conocimiento de

los sistemas no

convencionales de generación de energía

eléctrica

Mayor inversión en

infraestructura para

generar energía eléctrica de manera no

convencional

Infraestructura Eléctrica:

Líneas Primarias, Redes

Primarias y secundarias, sistemas de medición

Perfil


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3.10 ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN

Proyecto Alternativo 1

Construcción de la interconexión al sistema eléctrico existente convencional: Línea

Primaria y Redes Primarias y Secundarias.- Consistente en la extensión de la línea primaria desde la localidad de Iscozacin hasta la localidad de Bella Esperanza y

derivaciones de las líneas primarias existentes del PSE Pozuzo-Puerto Bermúdez en

33/19 kv. La línea primaria existente Rio Negro-Iscozacin en 19 kv.; asi mismo, la ejecución de redes primarias (derivaciones y transformadores) y redes secundarias.

Configuración del pequeño sistema eléctrico:

Punto de alimentación: Subestación Puerto Bermúdez 60/33/19 kV- 7 MVA.-Las

nuevas líneas primarias se alimentarán de las Redes eléctricas existentes de localidad

de Iscozacin en 19 kv. Sistema Monofásico en 19kv. MRT. Circuito troncal 1Ø de 25

mm2 con conductor de Aleación de Aluminio., que llega a Bella Esperanza.

Derivaciones de las Redes Eléctricas existentes del PSE Pozuzo-Puerto Bermúdez

con nivel de tensión 33/19 kv. Sistema 3Ø;en Sistema Monofásico con nivel de

tensión de 19 kv.

Derivaciones de las Redes Eléctricas existentes del PSE Rio Negro-Iscozacin con

nivel de tensión de 19 kv. Sistema 1Ø;en Sistema Monofásico con nivel de tensión de 19 kv.

Descripción Del Proyecto:

o Líneas Primarias.

Las principales características de las líneas primarias en 19 kV-MRT 1Φ son:

Tensión nominal : 19 kV-MRT Kilómetros de Líneas : 135.67 aprox.

Postes : 12 m, madera tratada clase 5 y 6.

N° Postes de Líneas : 498 aprox.

Vano básico : 250 m. Conductores : Aleación de aluminio de 25 mm2

Aislador Pin : Porcelana 56-3

Aislador Campana : Porcelana 52-3 Crucetas : Madera tornillo Línea: 115 mm x 90mm x 1,2 m.

Seccionador fusible : Tipo cut-out 36 kV, 150 kV-BIL, 100 A.

Fusibles : Tipo K, de 5 A Pararrayos : 42 kV, 10 kA, óxido metálico.

Retenidas : Cable de acero SM de 9,53 mm, varilla de anclaje de

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

0,2 m. Puesta a tierra : Varilla copperweld 2,4 m x 16 mm2Φ, conductor

bajada Cu recocido, de 16 mm2, grapas c/10cm,

terreno con tierra negra, estiércol y carbón.

Perfil


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o Redes Primarias y Subestaciones de Distribución

Redes Primarias Tensión nominal : 19 kV-MRT

Kilómetros de Líneas : 135.67 aprox.

Postes : 12 m, madera tratada clase 5 y 6. N° Postes de Líneas : 498 aprox.

Vano básico : 80 m.

Conductores : Aleación de aluminio de 25 mm2 Aislador Pin : Porcelana 56-3

Aislador Campana : Porcelana 52-3

Crucetas : Madera tornillo Línea: 115 mm x 90mm x 1,2 m.

Seccionador fusible : Tipo cut-out 36 kV, 150 kV-BIL, 100 A. Fusibles : Tipo K, de 5 A

Pararrayos : 42 kV, 10 kA, óxido metálico.

Retenidas : Cable de acero SM de 9,53 mm, varilla de anclaje de 2,4 m x 16 mm2, bloque de anclaje de CA 0,5 x

0,5 x 0,2 m.

Puesta a tierra : Varilla copperweld 2,4 m x 16 mm2Φ, conductor

bajada Cu recocido, de 16 mm2, grapas c/10cm, terreno con tierra negra, estiércol y carbón.

Subestaciones de Distribución

• Poste de madera tratada de 12 m, clase 5. • Seccionador fusible cut-out de 36 kV, 150 kV-BIL, 100 A

• Fusibles tipo K: 2A y 3A para transformadores de 5, 10 y 15 kVA

Respectivamente.

• Pararrayos de 42 kV, 10 kA, óxido metálico. • Transformadores 1Φ 13,2±2x2,5%/0,46-0,23 kV, de 5,10 y 15 25 y 37.5 kVA,

• Tablero de distribución con transformador:

- Tipo I: 5, 10, 15,25 y 37,5 kVA: 01 interruptor general, hasta los 10Kva y más de dos interruptores para 15,25 y 37.5 KVA; contador de energía

Monofásico para AP.

• Puesta a tierra Tipo PAT-1: Se instalarán en las estructuras de seccionamiento 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-1,PAT-2 y PAT-3: Para SS.EE. 1Φ -MRT, tendrán un sistema de puesta a tierra tipo

PAT-1 con una varilla o PAT-2 con dos varillas, y/o PAT-3 con tres varillas ,dependiendo de

la resistividad del terreno, conectadas con conductor de Cu blando de 16 mm2, grapas c/10 cm; terreno con tierra negra, estiércol y carbón según se especifica en los planos del proyecto. Esta

puesta a tierra se conectará con el neutro del transformador, pararrayos y las partes metálicas no

energizadas.

Perfil


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o Redes Secundarias

Las redes secundarias, conformadas por las redes de baja tensión 440/220 , presentan las

siguientes características:

• Vano promedio : 50 m.

• Postes : Madera de 8m clase 7.

• Conductor : Autoportante de Aluminio, con portante desnudo de aleación de Aluminio

• Pastoral : FoGo de 0,50m de avance horizontal.

• Luminaria con Reflector de Aluminio, conductor cobre recocido tipo

N2XY 2,5mm2 • Lámpara : Vapor de sodio de 50 W

• Retenida : Cable de acero SM de 10,0 mm2,varilla de anclaje de 2,4

m x 16mm, bloque de anclaje de CA 0,4 x 0,4 x 0,2 m. • Puesta a tierra : Tipo PAT-1 aproximadamente cada 150 m, con varilla

copperweld 2,4 m x 16 mm2Φ, conductor bajada cobre

recocido de 16 mm 2, grapas c/10 cm, terreno con tierra

negra, estiércol y carbón en donde se requiera según los planos del proyecto.

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

1 Φ.

Proyecto Alternativo 2

Introducción.-

Los Sistemas fotovoltaicos son los que convierten directamente parte de la energía

de la luz solar en electricidad., es por eso que se plantea como una segunda

alternativa para alimentar a las localidades.

Las celdas fotovoltaicas se fabrican principalmente con silicio, que representa el

segundo elemento más abundante en la corteza terrestre, es el mismo material

semiconductor usado en las computadoras. Cuando el silicio se contamina o dopa

con otros materiales de ciertas características, obtiene propiedades eléctricas únicas

en presencia de luz solar y viene a ser el principio de la generación de corriente

eléctrica.

La conversión directa de la parte visible del espectro solar es, quizá, la vía más

ordenada y estética de todas las que existen para el aprovechamiento de la energía

solar: ésta consiste en la instalación de paneles solares fotovoltaicos en cada

vivienda que genere la suficiente energía para satisfacer las demandas básicas de

alumbrado e información (radio y TV). Las Cargas Especiales se atenderán con

paneles de mayor capacidad, esta alternativa debe llevarse a cabo junto con una

capacitación a profesionales del sector eléctrico, sobre la operación y mantenimiento,

así como otros usos que se le puede asignar.

Se instalarán paneles solares que alimentarán cargas domésticas, cargas de uso

general y comercio.

Perfil


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Los paneles solares serán instalados sobre postes de madera de 10 m de altura ubicados en la

parte exterior del predio por alimentar. Los elementos que conformarán cada uno de los paneles son:

• 1 Panel Fotovoltaico 50 Wp y soporte • 1 Batería de 100Ah, 12VCC.

• 1 Controlador de Carga.

• 1 Juego de Conductores. • 3 Equipos de Iluminación de 9 W.

• 3 Interruptores de un polo.

• 1 Caja de Conexiones.

Se ha seleccionado el uso de paneles solares como 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 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.

Perfil


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IV.- FORMULACIÓN

Perfil


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4.1 HORIZONTE DE EVALUACION

El horizonte de evaluación del proyecto es de 20 años, contados a partir de la

ejecución del proyecto, para nuestro caso consideramos el año 2013 como inicio del

proyecto, concluyendo el año 2032, considerando que el plan de inversiones se

realizará en el 2012.

4.2 ANÁLISIS DE LA DEMANDA:

Este análisis tiene por objetivo cuantificar la demanda de potencia y energía

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

para el dimensionamiento de las líneas primarias en 33/19 kV de la Ampliación del

Sistema Eléctrico Rural de las localidades entre Haswald y Bella esperanza de los

distritos Palcazú y Ciudad Constitución, Prov. de Oxapampa, Departamento de

Pasco, para un horizonte de 20 años. En el Anexo N° 1, se detalla el procedimiento

completo efectuado para este análisis.

4.2.1 INFORMACIÓN DE ZONAS SIMILARES AL PROYECTO:

La información de consumos por localidad de zonas similares al proyecto ha sido

del PSE Pozuzo-Palcazú I Etapa, obteniéndose de ellos un promedio de consumo

unitario anual por localidad, los cuales fueron analizados por tipo de tarifa,

adecuándose mas a la realidad de las localidades en proyecto, los usuarios utilizan

la tarifa BT5B; dichos datos de consumo de energía por tarifas y usuarios fueron

proporcionados por la empresa distribuidora Electrocentro S.A.A. Este análisis y

algunos consumos históricos de la Zona de influencia se presentan a continuación:

• CUD inicial de 345.58 kWh-anual para el tipo “I” y para el tipo “II” 231

kWh-anual, para las cargas de Uso Domestico, correspondiente al consumo

promedio del PSE La Merced-Chanchamayo y PSE Pozuzo. Los CUD

asumidos para el presente proyecto se detallan más adelante.

• Se considera una tasa de crecimiento de la demanda inicial de 2,0 % anual

para los 20 años.

Perfil


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Algunos Datos Históricos

Cuadro N°02

Consumos (kWh) del PSE La Merced Chanchamayo– Datos históricos sistema

existente

N° Localidad N°

Abonados

Tipo Consumo

(KWh.mes/Abon.

Consumo

(KWh.Año/Abon

1 La Codiciada 55 I 27.20 326.4

2 Nijandaris 13 I 40.60 544.32

3 Vaqueria 23 I 31.30 376.68

4 Villa Progreso 54 II 17.50 286.68

5 Villa Perene 1210 I 26.70 770.04

Cuadro N°03

Consumos (kWh) del PSE Pozuzo – Datos históricos sistema existente

N° Localidad N°Abonados Tipo Consumo

(KWh.mes/Abon.

Consumo

(KWh.Año/Abon

1 Pozuzo 236 I 30.30 806.6

2 Prusia 28 I 30.50 789.6

3 Monte Funes 49 I 32.40 651.6

4 Delfin 18 II 19.30 343.2

5 Bajo

Huacamayo

26 I 28.30 374.4

6 Victoria 5 II 22.70 316.8

7 Yanahuanca 11 II 21.60 398.4

8 Palmira 7 II 22.50 270.0

9 Huancabamba 5 I 33.10 441.6

10 Mesapampa 4 II 20.70 244.8

11 Tillingo 4 II 22.60 271.2

12 Torapampa 1 I 74.00 896.4

13 Cutagno 1 I 39.10 459.6

Con esta información, para la proyección de la demanda se ha considerado el

promedio ponderado por tipo de localidad, teniendo como resultado el CUD inicial

siguiente:

CUD diferenciado para cada tipo de localidades

TIPO I CUD inicial = 345.58 KWh-Año

CUD final = 513.53 KWh-Año

TIPO II CUD inicial = 231.00KWh-Año

CUD final = 343.25 KWh-Año

La Tasa de crecimiento poblacional se ha considerado de 1.41% Anual según

el análisis siguiente:

Perfil


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EVALUACION DE LA TASA DE CRECIMIENTO POBLACIONAL

DATOS ESTADISTICOS : CENSOS NACIONALES 1940 -1061-1972-1981-1093- 2007

CUADRO N°4

PASCO: POBLACION TOTAL Y TASA DE CRECIMIENTO PROMEDIO ANUAL 1940-2007

Año Total Incremento Intercensal

Incremento Anual Tasa de

Crecimiento Promedio Anual %

1940 120192 1961 152747 32555 1550 1.1

1972 183954 31207 2837 1.7

1981 229701 45747 5083 2.5

1993 239191 9490 791 0.3

2007 290275 51084 3649 1.4

Fuente: INEI: Censos Nacionales de Población y Vivienda, 1940, 1961, 1972, 1981, 1993 y

2007

GRAFICO N° 01

Perfil


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GRAFICO N° 05

CUADRO N° 6 PASCO: TASA DE CRECIMIENTO PROMEDIO ANUAL DE LA POBLACION CENSADA, SEGÚN

PROVINCIA 1972, 1981, 1993 Y 2007 (Porcentaje)

Provincia 1972-1981 1981-1993 1993-2007

Total 2.1 0.5 1.5

Pasco 2.4 0.3 1.0

Daniel Alcides Carrion -0.3 0.3 2.0

Oxapampa 3.1 1.3 2.2

Fuente: INEI: Censos Nacionales de Población y Vivienda, 1972, 1981, 1993 y 2007

Perfil


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CUADRO N° 7

PASCO:POBLACION CENSADA RURAL,SEGÚN PROVINCIA,1072,1981,1993 Y 2007

Provincia 1972 1981 1993 2007

Total 73640 90116 92912 106856

Pasco 26646 34455 33557.0 35896

Daniel Alcides Carrion 14791 16409 17826.0 19836

Oxapampa 32203 39252 41529.0 51124


CUADRO N° 8 PASCO: TASA DE CRECIMIENTO PROMEDIO ANUAL DE LA POBLACION CENSADA RURAL,

SEGÚN PROVINCIA 1972, 1981, 1993 Y 2007 (Porcentaje)

Provincia 1972-1981 1981-1993 1993-2007

Total 2.22 0.47 1.49

Oxapampa 2.22 0.47 1.49


GRAFICO N° 03

PASCO: TASA DE CRECIMIENTO PROMEDIO ANUAL DE LA POBLACION CENSADA RURAL PROV.OXAPAMPA

NOTA: La tasa de crecimiento poblacional Anual para la Zona Rural de la provincia de Oxapampa, Zona de influencia del Estudio es de 1.49%; la misma que servirá para la proyección de la población.

Perfil


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4.2.2 Proyección de población y número de viviendas

4.2.2.1 Proyección de la Población Efectiva

La proyección de la Población y Viviendas de la Ampliación del Sistema de

Electrificación Rural de las Localidades de Alto Huipuz y Bella Esperanza,

distrito de Palcazú, Provincia de Oxapampa, Departamento de Pasco es con

una tasa de crecimiento poblacional anual de 1,49%.

Se calculó el promedio de la relación población / número de viviendas por

localidad, obteniéndose entre 3.2 y 5.7 habitantes por lote.

Las localidades de la zona de proyecto se clasifica en dos tipos de

localidades, de acuerdo a las posibilidades de consumo de la energía eléctrica

actual y futura clasificación recomendada por la Agencia de Cooperación

Alemana y por la Consultora Canadiense Montreal Engineering Consultante,

cuyas características se describe a continuación:

Tipo I: Compuesto por localidades concentradas o semidispersas situadas en áreas rurales, que presentan configuración urbana definida y pueden contar con plazas y/o

calles; asimismo, cuenta con nivel de desarrollo intermedio, con mayor número de

servicios y locales públicos y con vías de acceso.

Tipo II: Compuesto por localidades dispersas situadas en áreas rurales, que presentan configuración urbana o es incipiente, con menos número de servicios y

locales públicos y con vías de acceso en regular estado (trochas carrozables) o que

no cuentan con vías de acceso.

CUADRO N° 9

PROYECCION DE LA POBLACION TOTAL EFECTIVA

Item Localidad

Años 5 10 15 20

Pob.

Efectiva 2017 2022 2027 2032

1 Bella Esperanza(Chatarra) 89 95 103 111 119

2 San Pedro de Pichanaz - Sector San Pedro 150 161 174 187 202

3 San Pedro de Pichanaz - Sector San Francisco 201 216 233 251 270

4 San Pedro de Pichanaz - Sector Azulis 89 96 103 111 120

5 Santo Domingo 75 81 87 94 101

6 Santa Rosa de Pichanaz 74 80 86 93 100

7 Santa Maria 70 75 81 87 94

8 Nueva Aldea 179 193 207 223 241

9 Raya 482 519 559 602 648

10 Puerto Laguna 124 133 143 154 166

11 Loma Linda 725 781 841 906 975

12 Shiringamazu - Sector Nuevo Progreso 187 202 217 234 252

13 Shiringamazu - Pueblo Libre 471 507 546 587 633

Perfil


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14 Camantarmaz 109 118 127 137 147

15 Siringamazu-Sector San Luis 151 162 175 188 203

16 Sachavaca 35 38 41 44 47

17 Gallinazo 3 3 3 4 4

18 Cuacuazo 48 52 56 60 65

19 Pto Herrera 22 24 25 27 29

20 Alto Iscozacin 52 56 60 65 70

21 Pan de Azucar 56 60 64 69 75

22 Playa Caliente 49 53 57 61 66

23 Alto Iscozacin-Sector La Cantuta 94 101 109 117 127

24 Puerto Iscozacin 377 406 437 470 506

25 Iscozacin 523 563 607 653 703

26 Buenos Aires de Iscozacin 406 437 471 507 546

27 San Juan de Chuchurras 40 43 46 50 53

28 Isla de Patmos 16 17 18 20 21

29 Santa Rosa de Chuchurras 119 128 138 148 160

30 San Francisco de Chuchurras 114 123 132 142 153

31 Centro Conaz 116 124 134 144 155

32 Villa America 375 404 435 468 504

33 Castilla 112 120 129 139 150

34 Puerto Alegre 37 40 43 47 50

35 Quebrada Honda 14 15 17 18 19

36 Agua Blanca 4 4 4 5 5

37 Aguaruna 149 160 172 186 200

38 Quebrada Paco 20 21 23 25 27

39 Prusia 38 41 44 48 51

40 Esmeralda 53 57 61 66 71

41 Centro Café 15 17 18 19 21

42 Ishpihuacazu 70 76 82 88 95

43 Nueva Oroya 87 93 100 108 116

44 La Esperanza 43 46 50 54 58

45 Rio Negro 148 160 172 185 199

46 Villa Progreso 4 5 5 6 6

47 San Cristobal 479 516 556 598 644

48 Alto Huipuz 79 86 92 99 107

49 Bajo Huipuz 4 4 4 5 5

50 Agua Blanca (Huanuco) 460 496 534 575 619

51 Puerto Mayro 413 445 479 516 556

52 Nuevo Consuelo 43 46 49 53 57

53 Centro Huampomayo 30 32 34 37 40

54 Shanshuy 50 53 57 62 67

55 Bajo Quintora 40 44 47 51 54

56 Alto Quintora 89 96 103 111 119

57 Nueva Esperanza 43 46 49 53 57

Perfil


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58 San Luis 53 57 61 66 71

59 Golondrinas 59 64 69 74 80

60 Flor de Un Dia 30 32 35 38 41

61 Yamushimas 21 22 24 26 28

62 Hauswald 114 123 132 142 153

63 Buenos Aires 8 9 9 10 11

TOTAL DE POBLACION BENEFICIARIA 8,430 11331

4.2.2.2 Proyección de las Viviendas

Con la proyección de población y la cantidad de Población por vivienda que

dependiendo de la localidad fluctúa entre 3.2 y 5.7 habitantes por lote. en

consecuencia se obtiene la cantidad de viviendas y la proyección a lo largo

del horizonte del proyecto tiene los siguientes resultados:

CUADRO N° 10

PROYECCION DE LAS VIVIENDAS EFECTIVAS

RESUMEN DE LA PROYECCION DE VIVIENDAS TOTALES

Item Localidad

Años 5 10 15 20

Cant. de

Viviendas 2017 2022 2027 2032

1 Bella Esperanza(Chatarra) 16 17 18 20 21

2 San Pedro de Pichanaz - Sector San Pedro 29 31 33 36 39

3 San Pedro de Pichanaz - Sector San Francisco 42 45 49 52 56

4 San Pedro de Pichanaz - Sector Azulis 20 22 23 25 27

5 Santo Domingo 17 18 19 21 23

6 Santa Rosa de Pichanaz 18 19 20 22 24

7 Santa Maria 15 16 17 19 20

8 Nueva Aldea 34 37 40 43 46

9 Raya 85 91 98 106 114

10 Puerto Laguna 35 38 41 44 48

11 Loma Linda 140 150 162 174 188

12 Shiringamazu - Sector Nuevo Progreso 35 38 41 44 48

13 Shiringamazu - Pueblo Libre 86 92 99 107 115

14 Camantarmaz 26 28 30 33 35

15 Siringamazu-Sector San Luis 28 30 32 35 38

16 Sachavaca 9 10 11 11 12

17 Gallinazo 1 1 1 1 1

18 Cuacuazo 14 15 16 17 19

19 Pto Herrera 6 7 7 8 9

Perfil


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20 Alto Iscozacin 12 13 14 15 16

21 Pan de Azucar 12 13 14 15 16

22 Playa Caliente 12 13 14 15 16

23 Alto Iscozacin-Sector La Cantuta 21 23 25 27 29

24 Puerto Iscozacin 70 75 81 87 94

25 Iscozacin 90 97 105 113 121

26 Buenos Aires de Iscozacin 73 78 84 91 98

27 San Juan de Chuchurras 8 9 10 10 11

28 Isla de Patmos 4 4 4 5 5

29 Santa Rosa de Chuchurras 27 29 31 34 36

30 San Francisco de Chuchurras 23 25 27 29 31

31 Centro Conaz 25 27 29 31 34

32 Villa America 67 72 78 84 90

33 Castilla 23 25 27 29 31

34 Puerto Alegre 8 9 10 10 11

35 Quebrada Honda 4 4 4 5 5

36 Agua Blanca 1 1 1 1 1

37 Aguaruna 32 34 37 39 43

38 Quebrada Paco 5 5 5 6 6

39 Prusia 8 9 10 10 11

40 Esmeralda 11 12 13 14 15

41 Centro Café 4 4 4 5 5

42 Ishpihuacazu 16 17 18 20 21

43 Nueva Oroya 18 19 20 22 24

44 La Esperanza 8 9 10 10 11

45 Rio Negro 27 29 31 34 36

46 Villa Progreso 1 1 1 1 1

47 San Cristobal 86 92 99 107 115

48 Alto Huipuz 17 18 19 21 22

49 Bajo Huipuz 1 1 1 1 1

50 Agua Blanca (Huanuco) 84 90 97 104 113

51 Puerto Mayro 73 78 84 91 98

52 Nuevo Consuelo 10 11 12 13 14

53 Centro Huampomayo 6 7 7 8 9

54 Shanshuy 10 11 12 13 14

55 Bajo Quintora 9 10 11 11 12

56 Alto Quintora 19 21 22 24 26

57 Nueva Esperanza(Huanuco) 10 11 12 13 14

58 San Luis 11 12 13 14 15

59 Golondrinas 14 15 16 17 19

Perfil


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------


60 Flor de Un Dia 7 8 9 9 10

61 Yamushimas 5 5 5 6 6

62 Hauswald 23 25 27 29 31

63 Buenos Aires 2 2 2 2 2

TOTAL DE VIVIENDAS 1651 1777 1914 2061 2219

4.2.3 Proyección de la demanda de potencia y energía

Información Existente

Las consideraciones generales para la proyección de la demanda son las

siguientes:

• Relación e identificación de localidades que integran la Ampliación del

Sistema de Electrificación Rural, las cuales se pueden observar en el Cuadro

1.

• Censos Nacional de Población y Vivienda de 1993 , 2005y 2007 tasas de

crecimiento a nivel provincial y distrital las cuales se detallan en el Cuadro 4

al 8 anteriormente expuesto.

• Coeficientes de electrificación de 0,93 para año inicial y 0,96 año final para

las localidades tipo I; 0,92 año inicial y 0,95 año final para localidades tipo

II; los valores para los años entre el 2012 año cero y 2032 se puede apreciar

con mas detalle en el Cuadro N° 11

CUADRO N° 11

Valores del Coeficiente de Electrificación

N° DE AÑO

LOCALIDADES TIPO

AÑO I II

0 2012 0.930 0.920

1 2013 0.933 0.923

2 2014 0.936 0.926

3 2015 0.939 0.929

4 2016 0.942 0.932

5 2017 0.945 0.935

6 2018 0.948 0.938

7 2019 0.951 0.940

8 2020 0.954 0.943

9 2021 0.956 0.946

10 2022 0.959 0.949

11 2023 0.959 0.949

Perfil


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------


12 2024 0.960 0.949

13 2025 0.960 0.949

14 2026 0.960 0.950

15 2027 0.960 0.950

16 2028 0.960 0.950

17 2029 0.960 0.950

18 2030 0.960 0.950

19 2031 0.960 0.950

20 2032 0.960 0.950

• De igual manera la evolución del factor de carga es de 0,26 año inicial y

0,313 al año final para localidades tipo I; 0,251 y 0,301 para los años inicial

y final respectivamente para localidades tipo II ; pudiéndose apreciar la

evolución de estos factores para los años entre el 2012 año cero y 2032 en el

Cuadro N° 12

CUADRO N° 12

Valores del Factor De Carga

N° DE AÑO TIPO

AÑO I II

0 2012 0.263 0.251

1 2013 0.265 0.254

2 2014 0.268 0.256

3 2015 0.270 0.259

4 2016 0.273 0.261

5 2017 0.275 0.264

6 2018 0.278 0.266

7 2019 0.280 0.269

8 2020 0.283 0.271

9 2021 0.285 0.274

10 2022 0.288 0.276

11 2023 0.290 0.279

12 2024 0.293 0.281

13 2025 0.295 0.284

14 2026 0.298 0.286

15 2027 0.300 0.289

16 2028 0.303 0.291

17 2029 0.305 0.294

18 2030 0.308 0.296

19 2031 0.310 0.299

20 2032 0.313 0.301

Perfil


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------


• Además en los Cuadros Nº 11 y 12 se muestran los consumos unitarios

emulados en función a la potencia instalada por lote y los consumos

históricos de sistemas existentes antes ya expuestos. Considerados para la

proyección de la Demanda en zonas rurales:

Cuadro 13

Consumo Unitario Doméstico Localidades Tipo

LOCALIDAD DE TIPO I

Factor De carga Inicial (%) 26.3 %

Horas Total de Utilización (h/mes). 730

Consumo de Energía / Mes. 28.80 kWh/mes

Consumo de Energía / Año. 345.58 kWh/Año

Cuadro 14

Consumo Unitario Doméstico Localidades Tipo II

LOCALIDAD DE TIPO II

Factor De carga Inicial (%) 25,1%

Horas Total de Utilización (h/mes). 730

Consumo de Energía / Mes. 19.25 kWh/mes

Consumo de Energía / Año. 231.00 kWh/Año

Estos se basaron en el análisis de consumos históricos del sistema existente en el

PSE La Merced-Chanchamayo y PSE Pozuzo ya detallado.

Los consumos unitarios para los abonados comerciales, así como para los abonados

de cargas especiales, uso general y pequeñas cargas industriales están en función a

los consumos domésticos y se detallan en el Anexo de Análisis de Demanda.

Metodología de Proyección de la Demanda

Para centros poblados pequeños y comunidades (zonas rurales), 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 (consumo unitario,

kWh/abonados) y el número de abonados estimados para cada año.

El crecimiento del consumo de energía de la población está íntimamente vinculado

con el número de abonados y su actividad económica, por consiguiente puede

mejorar los niveles de ingreso, y que se traduce en un crecimiento per cápita del

consumo de energía eléctrica.

Perfil


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------


El método MONENCO consiste en determinar una ecuación matemática del

consumo unitario de energía en función del tiempo. La relación más adecuada y que

explica este crecimiento es la siguiente:

Yo(t) = Ao Ln [ Bo (t + ko)]

Donde:

Yo(t) : Consumo Unitario en el año t. (kWh-año/abonado)

t : Variable explicativa tiempo.

Ao,Bo y ko : Son variables constantes (coeficientes) que relaciona el consumo

Unitario respecto del tiempo.

Luego el consumo del sector doméstico será:

C.Doméstico = NABn *Yon (kWh-año)

Donde:

C.Domestico : Consumo Doméstico en el año n en kWh

NABn : Número de abonados en el año n

Yon : Consumo Unitario en el año n (kWh-año/abonado)

En resumen se aplica la siguiente Fórmula:

0.27161 CUD=88.142*X

A manera referencial y comparación adjuntamos los cálculos correspondientes:

CUADRO 15

Consumo Unitario Domestico MONENCO

ANÁLISIS DE LA DEMANDA

MONENCO

N° NOMBRE DE LOCALIDAD TIPO VIV.

ELECT.

CONSUMO UNITARIO

ANUAL kWh/año

CONSUMO UNITARIO MENSUAL kWh/mes

LOCALIDADES A CONSIDERARSE EN EL

ESTUDIO

1 Bella Esperanza(Chatarra) I 16 186.56 15.55

2 San Pedro de Pichanaz - Sector San Pedro I 29 219.63 18.30

3 San Pedro de Pichanaz - Sector San Francisco II 42 243.03 20.25

4 San Pedro de Pichanaz - Sector Azulis II 20 199.51 16.63

5 Santo Domingo I 17 189.48 15.79

Perfil


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------


6 Santa Rosa de Pichanaz I 18 192.28 16.02

7 Santa Maria I 15 183.52 15.29

8 Nueva Aldea I 34 230.44 19.20

9 Raya I 85 294.25 24.52

10 Puerto Laguna I 35 232.12 19.34

11 Loma Linda II 140 337.03 28.09

12 Shiringamazu - Sector Nuevo Progreso I 35 232.12 19.34

13 Shiringamazu - Pueblo Libre I 86 295.13 24.59

14 Camantarmaz II 26 213.64 17.80

15 Siringamazu-Sector San Luis I 28 217.68 18.14

16 Sachavaca II 9 161.05 13.42

17 Gallinazo I 1 86.42 7.20

18 Cuacuazo II 14 179.80 14.98

19 Pto Herrera II 6 146.18 12.18

20 Alto Iscozacin I 12 173.45 14.45

21 Pan de Azucar I 12 173.45 14.45

22 Playa Caliente II 12 172.94 14.41

23 Alto Iscozacin-Sector La Cantuta I 21 202.53 16.88

24 Puerto Iscozacin I 70 279.20 23.27

25 Iscozacin I 90 299.40 24.95

26 Buenos Aires de Iscozacin I 73 282.19 23.52

27 San Juan de Chuchurras II 8 156.51 13.04

28 Isla de Patmos II 4 125.57 10.46

29 Santa Rosa de Chuchurras I 27 215.69 17.97

30 San Francisco de Chuchurras I 23 207.17 17.26

31 Centro Conaz I 25 211.54 17.63

32 Villa America I 67 276.12 23.01

33 Castilla I 23 207.17 17.26

34 Puerto Alegre I 8 156.51 13.04

35 Quebrada Honda II 4 125.57 10.46

36 Agua Blanca II 1 86.17 7.18

37 Aguaruna I 32 225.21 18.77

38 Quebrada Paco II 5 133.41 11.12

39 Prusia II 8 156.51 13.04

40 Esmeralda II 11 169.22 14.10

41 Centro Café II 4 125.57 10.46

42 Ishpihuacazu I 16 186.02 15.50

43 Nueva Oroya I 18 192.28 16.02

44 La Esperanza II 8 156.51 13.04

Perfil


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45 Rio Negro I 27 215.69 17.97

46 Villa Progreso II 1 86.17 7.18

47 San Cristobal I 86 295.13 24.59

48 Alto Huipuz II 17 188.93 15.74

49 Bajo Huipuz II 1 86.17 7.18

50 Agua Blanca (Huanuco) I 84 293.37 24.45

51 Puerto Mayro I 73 282.19 23.52

52 Nuevo Consuelo II 10 165.27 13.77

53 Centro Huampomayo II 6 146.18 12.18

54 Shanshuy II 10 165.27 13.77

55 Bajo Quintora II 9 161.05 13.42

56 Alto Quintora II 19 197.00 16.42

57 Nueva Esperanza(Huanuco) II 10 165.27 13.77

58 San Luis II 11 169.22 14.10

59 Golondrinas I 14 179.80 14.98

60 Flor de Un Dia II 7 151.58 12.63

61 Yamushimas II 5 133.41 11.12

62 Hauswald I 23 207.17 17.26

63 Buenos Aires II 2 104.02 8.67

1651 192.52 16.04

Podemos apreciar que el consumo unitario domestico está entre los valores utilizados para el Estudio.

Proyección del Número de Habitantes

La información de población y vivienda ha sido utilizada del pre-censo del año

1999,2005 y 2007 elaborado por el INEI.analizado anteriormente.

La tasa de crecimiento asumida para las localidades se encuentra en 1.49%

Para la proyección de la población se ha empleado la siguiente relación:

Pn=Po (1+pob )

n

Donde:

Pn : Población proyectada al año n

Po : Población en el año cero

pob : Tasa de crecimiento poblacional

n : Diferencia entre el año de proyección y el año cero

Perfil


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Proyección del Número de Viviendas

La formulación matemática empleada para determinar la proyección del número

de viviendas es:

Nvn=Pn / K

Donde:

NVn : Número de viviendas en el año n

Pn : Población en el año n

K : Po / NVo

Nvo : Número de viviendas en el año cero.

Consumo en los distintos Sectores

La formulación matemática adoptada para la proyección, se presenta a

continuación:

En = Eo x (1+)n

Donde :

En : Consumo unitario de energía en el sector, en el año n.

Eo : Consumo unitario de energía inicial en el sector.

: Tasa de crecimiento.

n : Año de proyección.

Consumo por Alumbrado Público

El consumo por alumbrado público se estima en función del número de abonados

de acuerdo a la Norma Técnica DGE “Alumbrado de Vías Públicas en Zonas de

Concesión de Distribución” para zonas urbano rurales y rurales.

El consumo promedio de energía anual es el siguiente:

CAPn = KALP* NABn

Donde:

CMAPn : Consumo anual de alumbrado público en kWh en el año n

NABn: Número de abonados en el año n

KALP: Factor de AP

Los valores de KALP son de acuerdo al sector, es el siguiente:

Sector-Segmento Factores de AP KALP

Sector 5 6,3

Perfil


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------


CUADRO N° 16

CONSUMO DE ENERGIA DE LAS CARGAS DEL ALUMBRADO PUBLICO (AP)

N° LOCALIDAD TIPO N° DE

VIV. KALP

N°

LAMP.

(50W)

POT/

LAMP.

( KW)

CAAP

(KWh/

año-

Lamp)

CONSUMO

(KWh/Año)

1 Bella Esperanza(Chatarra) I 17 6.30 6 0.060 259.200 1,465.96

2 San Pedro de Pichanaz - Sector San Pedro I 31 6.30 10 0.060 259.200 2,548.70

3 San Pedro de Pichanaz - Sector San Francisco I 45 6.30 14 0.060 259.200 3,617.46

4 San Pedro de Pichanaz - Sector Azulis II 22 6.30 7 0.060 259.200 1,834.36

5 Santo Domingo I 18 6.30 6 0.060 259.200 1,543.30

6 Santa Rosa de Pichanaz I 19 6.30 7 0.060 259.200 1,771.84

7 Santa Maria I 16 6.30 6 0.060 259.200 1,427.33

8 Nueva Aldea I 37 6.30 12 0.060 259.200 3,239.54

9 Raya I 91 6.30 28 0.060 259.200 7,305.23

10 Puerto Laguna I 38 6.30 11 0.060 259.200 2,898.50

11 Loma Linda I 150 6.30 46 0.060 259.200 11,978.82

13 Shiringamazu - Sector Nuevo Progreso I 38 6.30 12 0.060 259.200 3,049.70

14 Shiringamazu - Pueblo Libre I 92 6.30 29 0.060 259.200 7,493.17

15 Camantarmaz I 28 6.30 9 0.060 259.200 2,241.09

16 Siringamazu-Sector San Luis I 30 6.30 10 0.060 259.200 2,471.36

17 Sachavaca II 10 6.30 3 0.060 259.200 840.67

18 Gallinazo I 1 6.30 1 0.060 259.200 152.94

19 Cuacuazo II 15 6.30 5 0.060 259.200 1,223.21

20 Pto Herrera II 7 6.30 2 0.060 259.200 562.46

21 Alto Iscozacin I 13 6.30 4 0.060 259.200 1,156.60

22 Pan de Azucar I 13 6.30 4 0.060 259.200 1,081.00

23 Playa Caliente II 13 6.30 4 0.060 259.200 1,145.79

24 Alto Iscozacin-Sector La Cantuta I 23 6.30 8 0.060 259.200 2,081.19

25 Puerto Iscozacin I 75 6.30 24 0.060 259.200 6,180.30

26 Iscozacin I 97 6.30 31 0.060 259.200 7,953.88

27 Buenos Aires de Iscozacin I 78 6.30 24 0.060 259.200 6,259.23

28 San Juan de Chuchurras II 9 6.30 3 0.060 259.200 764.16

29 Isla de Patmos II 4 6.30 1 0.060 259.200 381.63

30 Santa Rosa de Chuchurras I 29 6.30 10 0.060 259.200 2,469.63

31 San Francisco de Chuchurras I 25 6.30 8 0.060 259.200 2,084.67

32 Centro Conaz I 27 6.30 8 0.060 259.200 2,163.75

Perfil


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------


33 Villa America I 72 6.30 23 0.060 259.200 5,969.38

34 Castilla I 25 6.30 8 0.060 259.200 2,009.07

35 Puerto Alegre II 9 6.30 3 0.060 259.200 839.76

36 Quebrada Honda II 4 6.30 1 0.060 259.200 381.63

37 Agua Blanca II 1 6.30 1 0.060 259.200 152.11

38 Aguaruna I 34 6.30 11 0.060 259.200 2,780.72

39 Quebrada Paco II 5 6.30 2 0.060 259.200 458.14

40 Prusia II 9 6.30 3 0.060 259.200 764.16

41 Esmeralda II 12 6.30 4 0.060 259.200 993.69

42 Centro Café II 4 6.30 1 0.060 259.200 381.63

43 Ishpihuacazu II 17 6.30 6 0.060 259.200 1,451.82

44 Nueva Oroya I 19 6.30 7 0.060 259.200 1,696.24

45 La Esperanza II 9 6.30 3 0.060 259.200 839.76

46 Rio Negro I 29 6.30 11 0.060 259.200 2,847.63

47 Villa Progreso II 1 6.30 1 0.060 259.200 152.11

48 San Cristobal I 92 6.30 30 0.060 259.200 7,753.54

49 Alto Huipuz II 18 6.30 5 0.060 259.200 1,377.13

50 Bajo Huipuz II 1 6.30 1 0.060 259.200 152.11

51 Agua Blanca (Huanuco) I 90 6.30 29 0.060 259.200 7,461.72

52 Puerto Mayro I 78 6.30 25 0.060 259.200 6,542.42

53 Nuevo Consuelo II 11 6.30 4 0.060 259.200 917.18

54 Centro Huampomayo II 7 6.30 2 0.060 259.200 611.15

55 Shanshuy II 11 6.30 4 0.060 259.200 917.18

56 Bajo Quintora II 10 6.30 3 0.060 259.200 840.67

57 Alto Quintora II 21 6.30 7 0.060 259.200 1,757.85

58 Nueva Esperanza(Huanuco) II 11 6.30 4 0.060 259.200 992.78

59 San Luis II 12 6.30 4 0.060 259.200 1,069.29

60 Golondrinas II 15 6.30 6 0.060 259.200 1,601.21

61 Flor de Un Dia II 8 6.30 3 0.060 259.200 687.66

62 Yamushimas II 5 6.30 2 0.060 259.200 533.74

63 Hauswald I 25 6.30 8 0.060 259.200 2,160.27

64 Buenos Aires II 2 6.30 1 0.060 259.200 228.61

1778

574

148,709.81

En Anexo Adjunto Estudio de Demanda Eléctrica se muestra los consumos de

energía inicial en este sector, la proyección de energía se efectúa con una tasa de

crecimiento anual igual al crecimiento de la población.

Proyección del Consumo de Energía

El consumo de Energía Total, resulta de la suma de los consumos residencial, cargas

(distintos tipos de carga) y alumbrado público. Los resultados se muestran en el

Cuadro N° 17 y los detalles se adjunta en el Anexo de Estudio de Mercado Eléctrico

Perfil


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------


CUADRO N° 17

Consumo de Energía Vendida

AÑO

(kWh) Energía

Vendida

2012 959116.34

2013 990044.25

2014 1022525.24

2015 1055738.86

2016 1090981.03

2017 1126498.93

2018 1163220.07

2019 1201584.16

2020 1241420.06

2021 1282440.94

2022 1324435.72

2023 1368897.74

2024 1413818.47

2025 1461349.89

2026 1509403.91

2027 1559754.81

2028 1611630.60

2029 1665480.18

2030 1721667.70

2031 1778564.36

2032 1838648.64

Proyección del Consumo de Energía Neta Total

El consumo de Energía Neto total, resulta de adicionar al consumo total, las

correspondientes pérdidas de energía.

Estas pérdidas de energía hasta la distribución final han sido estimadas como un

porcentaje del consumo total. Según la Comisión de Tarifas Eléctricas, este

porcentaje debería ser del 12 %. Este valor relativamente bajo, será el empleado en

el presente estudio y mantenido constante durante todo el período de análisis,

considerando que las líneas y redes serán nuevas y diseñadas para la demanda

proyectada.

Perfil


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CUADRO N° 18

Consumo de Energía Requerida

AÑO Total (kWh)

Requerido

2012 1074210.30

2013 1108849.56

2014 1145228.27

2015 1182427.53

2016 1221898.75

2017 1261678.80

2018 1302806.48

2019 1345774.25

2020 1390390.46

2021 1436333.86

2022 1483368.01

2023 1533165.46

2024 1583476.68

2025 1636711.88

2026 1690532.38

2027 1746925.39

2028 1805026.27

2029 1865337.80

2030 1928267.82

2031 1991992.08

2032 2059286.48

La máxima demanda ha sido determinada en función del consumo de energía

proyectado y el factor de carga asumido (Horas de Utilización del Servicio).

La máxima demanda total estimada, será igual a la suma de las máximas demandas,

de cada localidad comprendida en el Pequeño Sistema Eléctrico.

En el Cuadro N° 19 se muestra la proyección de la máxima demanda total.

CUADRO N° 19

CONSOLIDADO DE LA POTENCIA DE MAXIMA DEMANDA [kW]

AÑOS

N° LOCALIDADES 0 5 10 15 20

2012 2017 2022 2027 2032

1 Bella Esperanza(Chatarra) 5.41 5.99 6.83 7.58 8.64

2 San Pedro de Pichanaz - Sector San Pedro 8.50 9.59 10.62 12.27 13.80

3 San Pedro de Pichanaz - Sector San Francisco 11.58 13.06 14.40 15.86 17.77

4 San Pedro de Pichanaz - Sector Azulis 4.56 5.05 5.58 6.38 7.04

5 Santo Domingo 5.62 6.21 7.07 8.03 8.90

Perfil


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------


6 Santa Rosa de Pichanaz 7.26 8.07 9.17 10.43 12.17

7 Santa Maria 6.56 7.33 8.40 9.42 10.79

8 Nueva Aldea 12.06 13.99 15.68 17.59 20.28

9 Raya 23.61 26.49 29.96 33.84 38.17

10 Puerto Laguna 8.63 9.78 10.85 12.54 13.88

11 Loma Linda 37.59 41.69 46.61 51.50 57.02

12 Shiringamazu - Sector Nuevo Progreso 10.06 11.41 12.72 14.69 16.36

13 Shiringamazu - Pueblo Libre 24.56 27.54 31.15 35.18 39.90

14 Camantarmaz 7.14 7.79 8.68 9.66 10.82

15 Siringamazu-Sector San Luis 8.28 9.36 10.38 12.02 13.54

16 Sachavaca 2.13 2.36 2.63 2.92 3.24

17 Gallinazo 0.93 1.04 1.17 1.32 1.50

18 Cuacuazo 2.91 3.21 3.45 3.59 3.75

19 Pto Herrera 1.63 1.86 2.10 2.25 2.55

20 Alto Iscozacin 4.30 4.82 5.42 6.58 7.37

21 Pan de Azucar 3.89 4.35 4.85 5.92 6.58

22 Playa Caliente 3.10 3.42 3.77 4.38 4.98

23 Alto Iscozacin-Sector La Cantuta 7.95 8.97 10.59 11.92 13.43

24 Puerto Iscozacin 21.20 23.94 26.93 30.57 34.63

25 Iscozacin 26.79 30.42 34.48 38.81 43.87

26 Buenos Aires de Iscozacin 20.11 22.65 25.87 28.76 32.72

27 San Juan de Chuchurras 1.97 2.20 2.46 2.74 2.93

28 Isla de Patmos 1.13 1.21 1.31 1.77 1.92

29 Santa Rosa de Chuchurras 9.09 10.11 11.45 13.25 14.74

30 San Francisco de Chuchurras 5.08 5.68 6.35 7.39 8.22

31 Centro Conaz 6.92 7.69 8.74 9.70 11.30

32 Villa America 19.94 22.34 25.49 28.81 32.44

33 Castilla 6.24 7.24 8.26 9.20 10.25

34 Puerto Alegre 2.47 2.80 3.18 3.60 3.94

35 Quebrada Honda 1.13 1.21 1.31 1.77 1.92

36 Agua Blanca 0.66 0.73 0.82 0.92 1.04

37 Aguaruna 9.14 10.53 11.80 13.22 14.81

38 Quebrada Paco 1.46 1.56 1.80 1.94 2.09

39 Prusia 1.97 2.20 2.46 2.74 2.93

40 Esmeralda 2.44 2.68 2.96 3.26 3.81

41 Centro Café 1.13 1.21 1.31 1.77 1.92

42 Ishpihuacazu 3.90 4.30 4.87 5.39 6.11

43 Nueva Oroya 6.55 7.25 8.24 9.36 10.93

44 La Esperanza 2.47 2.77 3.11 3.49 3.79

45 Rio Negro 10.26 11.42 12.92 14.90 16.60

46 Villa Progreso 0.66 0.73 0.82 0.92 1.04

47 San Cristobal 27.33 30.68 34.72 39.24 44.53

Perfil


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------


48 Alto Huipuz 3.05 3.26 3.61 3.86 4.26

49 Bajo Huipuz 0.66 0.73 0.82 0.92 1.04

50 Agua Blanca (Huanuco) 25.91 29.39 33.28 37.63 42.52

51 Puerto Mayro 23.26 26.24 29.97 33.45 38.10

52 Nuevo Consuelo 2.28 2.52 2.79 3.09 3.41

53 Centro Huampomayo 1.66 1.88 2.13 2.28 2.58

54 Shanshuy 2.28 2.52 2.79 3.09 3.41

55 Bajo Quintora 2.13 2.36 2.63 2.92 3.24

56 Alto Quintora 4.41 4.89 5.42 6.21 6.87

57 Nueva Esperanza(Huanuco) 2.78 3.10 3.44 3.84 4.27

58 San Luis 2.94 3.26 3.61 4.01 4.67

59 Golondrinas 5.41 6.25 7.15 8.03 9.04

60 Flor de Un Dia 1.81 2.04 2.30 2.45 2.75

61 Yamushimas 1.96 2.13 2.45 2.69 2.95

62 Hauswald 7.67 8.87 10.13 11.35 12.72

63 Buenos Aires 0.81 0.89 0.98 1.09 1.35

487 547 617 696 784

Cuadro N° 20

Resumen factores considerados para la proyección de la máxima demanda

ITEM PARAMETROS CONSIDERADOS

LOCALIDAD LOCALIDAD

TIPO I TIPO II

1 Numero de Localidades 33.00 30.00

2 Tasa de Crecimiento Poblacional [%]

1.49% 1.49%

3 Coeficiente de Electrificacion Año Inicial 93% 92%

Año Final 96% 95%

4 Consumo Unitario Domestico por Año [kWh/Año] Año Inicial 345.582 231.000

Año Final 513.517 343.254

5 Tasa de Crecimiento anual del Consumo Unitario Domestico [%] 2.00% 2.00%

6 Calificacion Electrica Abonado Domestico [W/Lote] Año Inicial 219.614 188.451

Año Final 276.945 239.637

7 Calificacion Electrica para el sector Domestico para Diseño [W/Lote] 600 400

8 Consumo Unitario Comercial por Año [kWh/Año] Año Inicial 489.575 346.443

Año Final 727.482 514.796

9 Tasa de Crecimiento del Consumo Unitario Comercial [%] 2.00% 2.00%

10 Consumo Unitario Uso General por Año [kWh/Año] Año Inicial 1325 909

Año Final 1968 1350

11 Tasa de Crecimiento del Consumo Unitario Uso General[%] 2.00% 2.00%

12 Consumo Unitario Uso Pequeñas Industrias por Año [kWh/Año] Año Inicial 1931.58 1209.98

Año Final 2870.23 1797.96

13 Tasa de Crecimiento del Consumo Unitario Uso Pequeñas Indust. [%] 2.00% 2.00%

14 Horas de Utilizacion al Año 8760.0 8760.0

15 Factor de Carga Año Inicial 0.263 0.251

Año Final 0.313 0.301

Fuente: Elaboración Propia

Perfil


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------


La proyección de la máxima demanda (kW) asi como la proyección de la energía

total por localidades del (MWh-año), se muestra en los Cuadros del Anexo

Estudio del Mercado Eléctrico.

Calificación Eléctrica

Para los fines de la ejecución de Diseño de Redes Secundarias, las normas

existentes definen la calificación eléctrica para determinados tipos de localidades.

Sobre la base de esta calificación, los resultados del estudio de mercado eléctrico y

datos de consumo típicos de la zona, se ha considerado para un eventual diseño de

las redes de distribución secundaria, las siguientes calificaciones:

Calificación Eléctrica

Tipo Localidad Calificación Eléctrica (W/ lote)

Para Estudio (Asumido) Según Norma

I 400 400

II 400 400

4.3 ANÁLISIS DE LA OFERTA DE ENERGIA ELÉCTRICA:

La energía es procedente de la Central Hidroeléctrica de Yaupi, ubicada en el Dpto.

de Junin, con una potencia de Generacion de 108 MW

La Energía Eléctrica es trasladada a los centros de carga a través de una línea de

Transmisión en 138 KV,a la S.E.T.Oxapampa,y con una línea de Sub Transmisión

en 60 KV. Interconectar con la S.E.T. de Villa Rica, pará luego con una Línea de

Sub. Transmisión en 60 KV. Llevar la energía a la S.E.T. de Puerto Bermúdez.

Las localidades de este PSE será alimentado desde la barra de 33 kV de la S.E.T.

Puerto Bermúdez de 7 MVA 60/33 kV a través de la línea Primaria perteneciente al

Sistema Eléctrico Rural Pozuzo-Puerto Bermúdez; la potencia efectiva disponible

total es de 6.060 MW; asegurando así la oferta de potencia para la demanda de la

Perfil


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------


Ampliación de Electrificación Rural de las Localidades entre Alto Huipuz y Bella

Esperanza que asciende a 0.321 MW

4.4 BALANCE OFERTA-DEMANDA (DEFICIT)

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.

La oferta del producto debe ser igual o mayor a la demanda del mismo. En el caso

de un PSE, la demanda es la potencia eléctrica que requieren las cargas del mismo y

la oferta es la capacidad de las instalaciones. El balance oferta – demanda sirve para

verificar la condición de satisfacción de la demanda. La demanda esta dada por el

proyecto y la oferta por la capacidad de la S.E T.Puerto Bermúdez interconectada

con el SINAC (Sistema Interconectado Nacional)

En el cuadro siguiente se muestran los resultados obtenidos para los 20 años de

proyección del estudio. Balance Oferta – Demanda

FORMATO 4

BALANCE OFERTA-DEMANDA EN EL MERCADO DEL

AMPLIACION DEL SISTEMA DE ELECTRIFICACION RURAL DE LAS LOCALIDADES ENTRE ALTO HUIPUZ Y

BELLA ESPERANZA-PALCAZU-OXAPAMPA-PASCO - ALTERNATIVA 1

CANTIDAD

DEMANDADA CANTIDAD

DEMANDADA

CANTIDAD

DEMANDADA TOTAL

CANTIDAD OFRECIDA

SUPERAVIT O DÉFICIT

AÑO

O

(DEFICIT)

(kW) (kW) (kW) (kW) (kW)


(EXISTENTE)

A.S.E.R.ENTRE LAS

LOCALIDADES

ALTO HUIPUZ Y BELLA

ESPERANZA

(PROYECTO)



(EXISTENTE)

A B C=A+B D E = D-C

2012 1140.00 368.40 1508.40 7200.00 5691.60

2013 1178.19 375.77 1553.96 7200.00 5646.04

2014 1217.66 383.53 1601.19 7200.00 5598.81

2015 1258.45 391.33 1649.78 7200.00 5550.22

2016 1300.61 399.54 1700.15 7200.00 5499.85

2017 1344.18 407.80 1751.98 7200.00 5448.02 2018 1389.21 416.48 1805.69 7200.00 5394.31

2019 1435.75 425.23 1860.98 7200.00 5339.02

2020 1483.85 434.41 1918.26 7200.00 5281.74

2021 1533.55 443.67 1977.23 7200.00 5222.77

2022 1584.93 453.67 2038.59 7200.00 5161.41

2023 1638.02 463.66 2101.69 7200.00 5098.31 2024 1692.90 473.75 2166.65 7200.00 5033.35

2025 1749.61 484.33 2233.94 7200.00 4966.06

2026 1808.22 495.00 2303.23 7200.00 4896.77

2027 1868.80 506.49 2375.28 7200.00 4824.72

2028 1931.40 518.00 2449.40 7200.00 4750.60

2029 1996.10 529.64 2525.74 7200.00 4674.26

2030 2062.97 542.12 2605.09 7200.00 4594.91

2031 2132.08 554.66 2686.74 7200.00 4513.26

2032 2203.51 567.33 2770.84 7200.00 4429.16

(*) Se considera como oferta la capacidad disponible en la S.E.T.PUERTO BERMUDEZ Y LA C.H. DELFIN.

Perfil


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------


4.5 CRONOGRAMA DE ACCIONES

El Perfil será aprobado por la OPI /GRP en el mes de agosto, seguidamente se

procederá a la selección del Consultor para encargar la elaboración del Expediente

Técnico , el plazo máximo debe ser de 4 meses y se estima que sea culminado a

fines del mes de marzo del 2013.

El proyecto ingresará al plan de inversiones el mes de Abril del 2013 para lo cual se

efectuará la Licitación para las Obras dándose inicio a las obras, se calcula que el

plazo de ejecución será de 210 días para la ejecución de las obras y los recursos

necesarios que se debe tener para la construcción son:

Disponibilidad de materiales y Equipos

Disponibilidad de Contratistas y Equipos de Montaje

Transporte

Actividades de la Alternativa 1

Proyecto Alternativo 1: Ampliación del Sistema Eléctrico Rural de las Localidades

de Haswald y Bella Esperanza, Distritos. De Palcazú y Ciudad Constitución, Prov.

Oxapampa.

Actividades Duración

FASE I: INVERSIÓN 210 días

Etapa I: Instalación de Líneas y Redes Primarias 120 días

Suministros de Equipos y Materiales 40 días

Trabajos Preliminares 12 días

Montaje Electromecánico de Líneas Primarias 80 días

Montaje Electromecánico de Redes Primarias (Subestaciones) 50 días

Etapa II: Instalación de Redes Secundarias y Conexiones Domic. 120 días

Suministro de Equipos y Materiales 40 días

Trabajos Preliminares 20 días

Montaje Electromecánico 85 días

FASE II: POST INVERSIÓN 20 años

Operación y Mantenimiento de las redes primarias y secundarias 20 años Fuente: Elaboración Propia

4.6 COSTOS CON PROYECTO A PRECIOS DE MERCADO

COSTOS PRIVADOS


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 mas

adelante.

Alternativa 1

Los costos a precio de mercado considerado para la ejecución del proyecto de

Líneas , Redes Primarias y Redes secundarias son :

Perfil


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COSTOS ALTERNATIVA 01





SUMINISTRO IMPORTADO 323,448.44 126,884.20 306,576.80 281,693.44 1,038,602.89


TRANSPORTE 282,813.36 106,039.61 213,024.94 118,844.24 720,722.16

COSTO DIRECTO 4,320,693.48 1,322,570.95 2,935,117.33 1,446,135.26 10,024,517.02

GASTOS GENERALES (10% CD) 432,069.35 132,257.10 293,511.73 144,613.53 1,002,451.70

UTILIDADES (10% CD) 432,069.35 132,257.10 293,511.73 144,613.53 1,002,451.70

SUB TOTAL 5,184,832.17 1,587,085.14 3,522,140.80 1,735,362.31 12,029,420.43

I.G.V. 933,269.79 285,675.33 633,985.34 312,365.22 2,165,295.68

TOTAL 6,118,101.96 1,872,760.47 4,156,126.14 2,047,727.53 14,194,716.10



I.G.V. 18%

Estos costos fueron obtenidos en base a un promedio de línea por km, redes

primarias y redes secundarias por localidad. A estos costos hay que añadirle los

Gastos Pre operativos (iguales al 2% del monto total de obra).

Además hay que considerar el costo de compra de energía para alimentar al PSE.

Según OSINERGMIN-GART el Precio de la Energía de la Barra Equivalente en MT

Alternativa 2

Los costos a precio de mercado considerado para la Instalación de Paneles solares

son los que se muestran a continuación:

Perfil


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------


COSTOS ALTERNATIVA 02

MONTO DE INVERSION



DESCRIPCION Costo

Unitario (US$)

Total US$ Total S/.

Intangibles 23.1 101,645 274,441




Batería 68.5 301,576 814,255




Montaje Electromecánico

Instalación de un Módulo Fotovoltaico 86.5 380,477 1,027,287

Transporte 9.6 42,275 114,143

Gastos preoperativos (2%) Inv. 83,924 226,594


Gastos Generales y Utilidades (22%) 738,361 1,993,576





Estos costos fueron obtenidos en base a promedio por módulo fotovoltaico según lo

estimado por la DEP/MEM.

Como costos también se tienen las reposiciones a lo largo del horizonte del proyecto

como son:

Baterías : 2 años

Controladores : 9 años

Luminarias : 3 años

Perfil


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------


V.- EVALUACIÓN

Perfil


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------


5.1 FLUJO DE INGRESOS

BENEFICIOS PRIVADOS


Alternativa 1

Los Beneficios Privados en la situación “Con Proyecto” consisten en la venta de

energía a los abonados en BT, a los usuarios en MT y por alumbrado público a las

tarifas vigentes publicadas y aprobadas por el Osinergmin, las cuales son las

siguientes:

Cuadro N° 01

Precios de Venta de Energía

Tarifa de venta de energía

BT5B (ctm S/./kWh) 49.28

Tarifa de venta de energía

BT5C (AP) (ctm S/./kWh) 44.21

Fuente: Osinergmin y Electrocentro para el Sector 5

Para obtener el beneficio total se multiplica la energía consumida por la tarifa

respectiva año a año.

En el Anexo Evaluación se adjunta el flujo de ingresos para el horizonte del

proyecto

Alternativa 2

Los Beneficios Privados en la situación “Con Proyecto” consisten en el Ingreso por

Cuota Mensual por abonado, la cual según información de la DEP/MEM es igual a 5

US$ (13.50 S/.). Para obtener el beneficio total se multiplica la cantidad de

abonados por la Cuota Mensual por los 12 meses del año.

En el Anexo Evaluación se adjunta el flujo de ingresos para el horizonte del

proyecto



BENEFICIOS SOCIALES


Los Beneficios Sociales consisten en la cuantificación del beneficio que percibe la

sociedad al tener los servicios básicos a los que permite acceder la energía eléctrica

como son iluminación, radio y televisión (información) y refrigeración.

La determinación del valor contable de cada uno de estos beneficios han sido

obtenidos en campo y se basan en la voluntad de pago de los pobladores, en el

Perfil


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------


ahorro de fuentes alternativas de energía como son pilas, velas, kerosene. y en el

excedente del consumidor. Estos valores son anuales y son obtenidos por usuario.

Cuadro N° 02

Beneficios Económicos de la Electricidad en la Zona de Estudio:

NECESIDAD FUENTE ACTUAL

DE ENERGIA

UNIDADES

CONSUMIDAS

MENSUALES

Precio

Unitario

(S/.)

Gasto

Mensual

(S/.)

Total

Anual

(s/.)

Total

Anual

($/.)

Iluminiacion

Kerosene (lt) 4 4 16.00 192.00 71.11

Velas (Und) 45 0.4 18.00 216.00 80.00

Pilas (Und.) 8 1 8.00 96.00 35.56


Radio y Tv.

Baterias (Rec.) 2 5 10.00 120.00 44.44

Pilas (Und.) 6 1 6.00 72.00 26.67


Refrigeracion

Kerosene (lt) 7 4 28.00 336.00 124.44

Gas (Balon) 0.3 35 10.50 126.00 46.67


otros Disel (lt)

Total Anual

Asimismo para efectos de comparación se ha actualizado los Indicadores

establecidos por el SNIP, de una consultora NRECA,cuyos resultados son los

siguientes:

Cuadro N° 03

BENEFICIOS ECONOMICOS DE ELECTRICIDAD -NRECA DIC. 1999

NECESIDAD REGION NRECA

DIC. 1999

IPC

MAYO

2012

IPC

DICIEMB.1999

Total

MAYO

2012 (s/.)

Total

MAYO

2012 ($/.)

Iluminiacion

COSTA 402.87 377.3 273.130 556.52 206.12

SIERRA 514.8 377.3 273.130 711.14 263.39

SELVA 332.28 377.3 273.130 459.01 170.00

Radio y Tv.

COSTA 290.55 377.3 273.130 401.36 148.65

SIERRA 196.56 377.3 273.130 271.53 100.57

SELVA 188.37 377.3 273.130 260.21 96.38

Refrigeracion

COSTA 751.14 377.3 273.130 1,037.62 384.30

SIERRA 0 377.3 273.130 0.00 0.00

SELVA 451.23 377.3 273.130 623.33 230.86

Tipo de Cambio 2.7

Perfil


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------


Podemos apreciar que en la Zona de Selva el beneficio por Iluminación en los

trabajos de campo es mayor que los indicadores de NRECA,para efectos de

selección y adecuación a la normatividad vigente estableceremos los beneficios de

NRECA para nuestro proyecto.

Los beneficios sociales se calculan multiplicando la cantidad anual de usuarios

resultante de la proyección de mercado por estos valores año a año.



5.2 EVALUACIÓN ECONÓMICA DEL PROYECTO

EVALUACIÓN PRIVADA

Para realizar la evaluación privada se tienen los beneficios incrementales que resultan


situación “Sin Proyecto”.

También se tiene los costos incrementales que resultan de la diferencia de los costos

en la situación “Con Proyecto” menos los de la situación “Sin Proyecto”.

Luego se obtienen los beneficios netos totales que resultan de la diferencia de los

beneficios incrementales menos los costos incrementales, estos son obtenidos año a

año.

Solo en el año cero los beneficios netos resultan negativos ya que es el año en el que

se efectúa la inversión. En los años siguientes los beneficios netos dan valores

positivos, lo que quiere decir que las ventas de energía son superiores a los costos de

compra de energía y de operación y mantenimiento llegando a un punto en donde la

Relación Costo – Volumen – Utilidad se hace presente y es el momento en que no

ganamos ni perdemos, a este se le denomina Punto de Equilibrio y viene a constituir

la intersección de la curva de los ingresos y la curva de los Costos cuando el Valor

Actual neto es cero.

Para poder apreciar mejor los resultados económicos del proyecto se trabaja con

indicadores económicos. Los más utilizados son el VAN (Valor Actual de Beneficios

Netos) y la TIR (Tasa Interna de Retorno) y el período de recupero de la Inversión. El

VAN da el valor para el año de inversión del beneficio total del proyecto para los 20

años de proyección.

La tasa interna de retorno da la tasa de interés a la cual el valor actual neto se hace

cero. La tasa de descuento utilizada para la evaluación privada es igual a 10%. Los

valores obtenidos de estos indicadores son los siguientes:

Perfil


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------


Cuadro N° 04

Indicadores del proyecto a precios privados

INDICADORES VAN 10% TIR



N. A. : No aplica

Se puede apreciar que el VAN es negativo y que la TIR no tiene valor por lo tanto el

proyecto no es rentable desde el punto de vista privado.

5.3 COSTOS A PRECIOS SOCIALES


Los costos sociales se obtienen considerando modificaciones a los precios de

mercado originadas a raíz que el proyecto es de interés social. En este caso las

modificaciones que se puede realizar son al costo de montaje y de obras civiles, pues

se considera que en este caso la mano de obra será local, por lo tanto tendrá menor

precio al no requerirse transporte y significará un ingreso económico para la zona.

El costo del suministro importado será igual al costo privado multiplicado por los

factores de corrección indicados en la Guía General de Identificación, Formulación

y Evaluación Social de Proyectos de Inversión Pública del Ministerio de Economía

y Finanzas, de igual forma se procede con el costo del montaje electromecánico y

obras civiles. Los factores de corrección que se han aplicado son:

a) 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 (18%) y el Impuesto a la Renta

(30%).

b) 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).

c) Factor de corrección de la mano de obra

Las remuneraciones que se ha aplicado es lo establecido por CAPECO, sin el IGV.

Perfil


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------


Cuadro N° 05

Costos a precios sociales alternativa 1





SUMINISTRO IMPORTADO 196,883.07 77,234.41 186,613.30 171,466.80 632,197.58


TRANSPORTE 239,684.33 89,868.57 180,538.64 100,720.49 610,812.03

COSTO DIRECTO 3,326,499.06 1,039,483.71 2,268,954.62 1,106,613.66 7,741,551.06

GASTOS GENERALES (10% CD) 332,649.91 103,948.37 226,895.46 110,661.37 774,155.11

UTILIDADES (10% CD) 332,649.91 103,948.37 226,895.46 110,661.37 774,155.11

SUB TOTAL 3,991,798.88 1,247,380.46 2,722,745.55 1,327,936.39 9,289,861.27

I.G.V. 718,523.80 224,528.48 490,094.20 239,028.55 1,672,175.03

TOTAL 4,710,322.67 1,471,908.94 3,212,839.75 1,566,964.94 10,962,036.30



I.G.V. 18%

Cuadro N° 06

Costos a Precios Sociales de Alternativa 2

MONTO DE INVERSION



DESCRIPCION Costo

Unitario (US$)

Total US$ Total S/.

Intangibles 23.1 101,645 274,440.7




Batería 41.7 183,569 495,637




Montaje Electromecánico 0

Instalación de un Módulo Fotovoltaico 73.2 322,264 870,112

Transporte 8.1 35,828 96,736

Gastos preoperativos (2%) INV. 83,924 226,594


Gastos Generales y Utilidades 580,558 1,567,507





Perfil


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------




5.4 FLUJO DE COSTOS A PRECIOS DE MERCADO

Alternativa 1 y 2

Este se construye a partir del Cronograma de ejecución teniendo como inicio el año

2013, este flujo contiene la programación anual a lo largo del horizonte de estudio

El Flujo de Costos a Precio de Mercado, se adjunta en Anexo Evaluación.

5.5 EVALUACIÓN SOCIAL

Para realizar la evaluación social se tienen los beneficios incrementales que resultan


situación “Sin Proyecto”. Respecto a los costos incrementales, la situación es similar

a la evaluación privada, pero afectados de los factores de corrección.

En la misma forma que la evaluación privada, se obtienen los beneficios netos

totales resultantes de la diferencia entre los beneficios incrementales menos los

costos incrementales.

El precio social refleja el verdadero costo que significa para la sociedad el uso del

servicio eléctrico es decir sin impuestos, subsidios etc. Por esta razón el MEF ha

estimado factores de corrección para algunos rubros.

En forma similar a la evaluación privada, se necesita obtener los indicadores

económicos que nos indiquen la viabilidad o no del proyecto, estos serán también el

VAN y la TIR. A diferencia de la evaluación privada, para la evaluación social se

utiliza una tasa de descuento de 9%, que es lo normado para proyectos de interés

social. Los valores obtenidos de los indicadores sociales son los siguientes:

Cuadro N° 7

Indicadores del Proyecto a precios sociales

INDICADORES VAN 9% TIR

ALTERNATIVA 1 12´280,411 21.90%

ALTERNATIVA 2 9´666,414 21.50%

N. A. : No aplica

Se puede apreciar que el VAN es positivo y que la TIR es mayor a 9%, por lo tanto

los proyectos son viables desde el punto de vista social.

Además del beneficio económico existen otros beneficios al nivel de bienestar social

que no pueden ser cuantificables como es la disminución de los actos delictivos por

la mejora en el alumbrado público, el aumento de las horas de atención médica, el

aumento de las horas de educación pública, el aumento del potencial turístico de la

zona.

5.6 ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD

Dado a que en el medio ambiente donde se toman las decisiones existe la

incertidumbre de los valores que pueden tomar las variables de estado que

intervienen en el proyecto, se hace necesario realizar un análisis de sensibilidad de

Perfil


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------


las variables relevantes en el resultado de rentabilidad, dado su estado de

información que podrían hacer cambiar la decisión de una alternativa por otra.

Determinación de las variables relevantes y su rango de variación:

En el estudio se han considerado como variables relevantes del los indicadores de

rentabilidad a los siguientes:

Alternativa 1

Precio de Venta de Energía


Costo de Inversión



Alternativa 2

Cuotas Mensuales


Costo de Inversión

Costo de Operación y Mantenimiento


Precio de venta de energía

Se realizó la evaluación de sensibilidad considerando variaciones en la tarifa de

venta a usuarios finales, dado que estos influyen de manera directa en los

indicadores del proyecto. El resultado se presenta a continuación:


en la

variable 2 privados (soles) sociales (soles) sociales VAN a PP VAN a PS

15%

-16,623,179 12,280,411 21.90% 0.28 0.00

0%

-17,348,447 12,280,411 21.90%

-15%

-18,119,018 12,280,411 21.90% 0.30 0.00

-30% -18,903,237 12,280,411 21.90% 0.30 0.00

Puede notarse que cuando aumenta/disminuye la tarifa de venta en 15% el VAN social

permanece positivo y constante con lo cual se observa que aún en estos escenarios el

proyecto es socialmente viable.

Por otro lado, el índice de elasticidad nos indica el grado de sensibilidad de los

indicadores de rentabilidad del proyecto ante cambios en la variable crítica

seleccionada (tarifa de venta)


VAN privado es muy sensible a los cambios de la tarifa de venta puesto que un

aumento (o disminución) de 15% de la tarifa de venta significaría un aumento del 4 %

del VAN privado, mientras que el VAN Social es insensible a cambios en la tarifa de

venta.

Perfil


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------


Beneficio económico por Electrificación

Cuadro 9

Variaciones porcentuales VAN a precios VAN a precios TIR a precios Índice de Elasticidad

en la variable

1 privados (soles) sociales (soles) sociales VAN a PP VAN a PS

15%

-17,348,447 16,356,885 25.77% 0.00 2.21

0%

-17,348,447 12,280,411 21.90%

-15%

-17,348,447 8,203,936 17.91% 0.00 2.21

-30% -17,348,447 4,127,462 13.69% 0.00 2.21

Como se aprecia que el VAN social del proyecto es dependiente de los beneficios

económicos que los usuarios perciban por la iluminación, Este beneficio económico

dependerá del ahorro de las fuentes alternativas para iluminación y del consumo de

electricidad destinado a iluminación cuando las localidades ya cuentan con el

servicio.

Del cuadro anterior se observa que la TIR social para la alternativa 01 es de 21.90%,

este dato depende de los beneficios por Electrificación para la Selva calculados, en

41.44 US$/mes (111.88 S/. /mes) ,en este cuadro se puede apreciar que si el

beneficio por electrificación en la zona de la selva disminuye en 30%, es decir pasa

de 41.44 US$/mes a 29.0US$/mes, se tendría una TIR equivalente a 13.69%

siguiendo la Alternativa 1 viable hasta tener una disminución del 45% donde la TIR

es igual a 9% .


VAN privado es insensible a los cambios de esta variable puesto que un aumento (o

disminución) de 15% de los Beneficios económicos por Electrificación significaría

un aumento del 0 % del VAN privado, mientras que el VAN Social es sensible a

cambios de esta variable.

Costo de Inversión Cuadro N° 10

Variaciones



15%

-19,783,007 10,628,158 18.94% -0.94 -0.90

0%

-17,348,447 12,280,411 21.90%

-15%

-14,913,888 13,932,663 25.81% -0.94 -0.90

-30% -12,479,328 15,584,915 31.28% -0.94 -0.90

El rango de variación de esta variable, para la alternativa 1 será de –15% a un +15%

de la inversión inicial, debido a que los costos suelen subir debido a la subida en el

mercado mundial del precio de los minerales, y así mismo; en esta alternativa hay una

mayor probabilidad de tener imprevistos en cuanto a transporte, fabricación de

equipos y materiales, problemas con oferta de mano de obra, entre otros.





Perfil


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------





10%

-17,525,406 12,087,694 21.73% -0.10 -0.16

0%

-17,348,447 12,280,411 21.90%

-10%

-17,171,545 12,473,127 22.08% -0.10 -0.16

-20% -16,996,419 12,665,844 22.25% -0.10 -0.16


VAN privado y VAN social son sensibles a los cambios del costos de compra de

energía puesto que un aumento (o disminución) de 10% de los Costos de compra de

energía significaría un aumento del VAN privado y social.




15%

-17,676,808 11,987,325 21.62% -0.13 -0.16

0%

-17,348,447 12,280,411 21.90%

-15%

-17,028,686 12,573,496 22.19% -0.12 -0.16

-30% -16,713,724 12,866,582 22.47% -0.12 -0.16


VAN privado y VAN social son sensibles a los cambios de los costos de Operación

y Mantenimiento puesto que un aumento (o disminución) de 15% de los Costos de

esta variable significaría un aumento del VAN privado y social.


Cuota Mensual



15%

-26,989,581 9,666,414 21.50% 0.11 0.00

0%

-27,459,085 9,666,414 21.50%

-15%

-27,928,589 9,666,414 21.50% 0.11 0.00

-30% -28,398,093 9,666,414 21.50% 0.11 0.00

Se observa que la Alternativa 02 es poco sensible a los cambios en la cuota mensual

aportada por los beneficiarios del proyecto. Sin embargo, aún ante un descuento del

30% en la cuota mensual aportada por los beneficiarios del proyecto, la Alternativa

02 sigue siendo insensible frente a la variación, manteniéndose viable.

Perfil


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------





15%

-27,459,085 13,742,889 26.27% 0.00 2.81

0%

-27,459,085 9,666,414 21.50%

-15%

-27,459,085 5,589,940 16.53% 0.00 2.81

-30% -27,459,085 1,513,416 11.17% 0.00 2.81

En el caso de los indicadores de sensibilidad, podemos observar a partir del

cuadro anterior que el VAN privado es insensible ante cambios en el beneficio

económico por iluminación mientras que el VAN social es muy sensible al

cambio de dicha variable.

Costo de Inversión



15%

-29,524,121 8,270,796 18.46% -0.50 -0.96

0%

-27,459,085 9,666,414 21.50%

-15%

-25,394,049 11,062,033 25.54% -0.50 -0.96

-30% -23,329,012 12,457,652 31.29% -0.50 -0.96








15%

-27,605,246 9,538,122 21.34% -0.04 -0.09

0%

-27,459,085 9,666,414 21.50%

-15%

-27,312,924 9,794,707 21.66% -0.04 -0.09

-30% -27,166,763 9,923,000 21.81% -0.04 -0.09


VAN privado y VAN social son sensibles a los cambios de los costos de

Operación y Mantenimiento puesto que un aumento (o disminución) de 20% de

los Costos de esta variable significaría un aumento del VAN privado y social.

5.7 SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA

Después de un análisis técnico, económico, social y ambiental concluimos que la

Alternativa 1 es la óptima. Por consiguiente, se recomienda al Gobierno Regional

Pasco para que construya este Pequeño Sistema Eléctrico, denominado

“AMPLIACION DEL SISTEMA ELECTRICO RURAL DE LAS

Perfil


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------


LOCALIDADES ENTRE HASWALD Y BELLA ESPERANZA-CHATARRA,

DISTRITOS DE PALCAZU Y CIUDAD CONSTITUCION - OXAPAMPA,

PASCO”

Ventajas de la Alternativa Seleccionada

a. El servicio de las Redes eléctricas es ininterrumpido durante las 24 horas del día

con algunas excepciones que puedan existir por descargas atmosféricas en la

estación de invierno o cuando se efectúe labores de mantenimiento.

b. La operación y maniobra del sistema estará a cargo de Electrocentro S.A.A.

c. Las líneas y redes primarias de este Pequeño Sistema Eléctrico estarán conectados

al Sistema Interconectado Nacional (SEIN)

d. Los Impactos Ambientales negativos que pueden ocasionar son casi nulos,

porque la energía eléctrica en corriente alterna no deja residuos.

Conclusiones

- El Valor Actual Neto y la Tasa interna de retorno nos señalan que el pequeño

sistema eléctrico no permitirá recuperar las inversiones ni el costo de la

Inversión, debido a que la demanda atendida es baja, desde el punto de vista

privado el proyecto no es rentable.

- Debido a que este es un proyecto de interés social y el mayor beneficio que se

obtiene es la posibilidad de impulsar el desarrollo de los pueblos que serán

electrificados, se requiere que la participación del estado para que el proyecto se

haga económicamente viable.

- De acuerdo a los resultados obtenidos en la evaluación costo-beneficio, del

impacto ambiental, así como del análisis de sensibilidad y sostenibilidad se

concluye que este proyecto es Viable

Recomendaciones

- Se recomienda que el presente proyecto pase a la etapa de Inversión, debido que

en la evaluación efectuada arroja resultados de rentabilidad social positiva y el

proyecto es auto sostenible.

5.8 ANÁLISIS DE SOSTENIBILIDAD

El presente proyecto es una ampliación del SER Pozuzo-Puerto Bermúdez, por lo

tanto, la infraestructura eléctrica deberá estar a cargo de Electrocentro S.A.A, por ser

ésta la encargada de la administración de las redes existentes.

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 (Empresa de Administración de Infraestructura

Eléctrica S.A.), por ser la encargada de la administración del servicio de operación,

Perfil


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------


mantenimiento y comercialización de los PSEs que ejecuta el estado en el ámbito

rural, por lo tanto cuenta con el suficiente respaldo técnico, administrativo y logístico.

De los flujos de costos e ingresos a precios de mercado generados por el proyecto, se

observa en el índice de cobertura que los ingresos son suficientes para cubrir los

costos de operación y mantenimiento durante el periodo de estudio lo que hace

sostenible el proyecto. Dicho esto el proyecto no necesitará de ningún subsidio por

parte del estado para poder cubrir sus costos de operación y mantenimiento

requeridos.

CUADRO N° 17

FLUJO DE COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

COSTOS Y FUENTES AÑOS

2013 2018 2023 2028 2032

Compra de energía 133,419 156,873 184,743 217,733 248,440

Costos de operación y mantenimiento 134,474 142,607 151,231 160,378 168,092

Costo por Derecho de Conexión 194,207 0 0 0 0

Tarifas o Cuotas 371,633 437,534 515,893 608,701 695,123

Cobertura 211% 146% 154% 161% 167%

5.9 IMPACTO AMBIENTAL

El área del proyecto abarca un área delimitada por el trazo de las líneas y el ancho de

franja de la servidumbre de 11 metros, además se considera el área ocupada por los

poblados beneficiados con este proyecto.

En el área del proyecto no se ha encontrado no se ubica zona de reserva natural;

durante los trabajos de campo no se identificaron restos arqueológicos, al realizar el

estudio definitivo se deberá obtener el Certificado de Inexistencia de restos

Arqueológicos CIRA.

El clima de la zona en el distrito de Pacucha es en su mayor parte frio a templado

porque se encuentra entre las altitudes de 2 500 y 3 200 m.s.n.m, la temperatura

promedio es del orden de 18° C.

El clima de la zona en el distrito de Pacucha en su mayor parte frígido porque se

encuentra entre las altitudes de 1 200 y 4 200 m.s.n.m, y comprende cuatro regiones

naturales, Yunga, Quechua, Jalca y Puna, la temperatura promedio es del orden de

28° C.

Hidrografía

En el distrito de Pacucha el recurso hídrico es abundante, lo más representativo son

sus lagunas: Pacucha y Pucullococha, existe también un único rio “San Juan de

Huayccon”.

Para el distrito de Andarapa la cuenca principal es del río Pampas, y sus afluentes

principales son los ríos Chumbao y Cocas.

La subcuenca del distrito se denomina rio Toxama.

Perfil


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------


Fauna y Flora

Entre la Flora tenemos rodales de tuna silvestre, de la que se extraen la Tuna y la

cochinilla, entre otros están: Totora, tara, molle, cabuya, aliso, etc.

En Andarapa, es muy variado, frutales, caña de azúcar, maíz, trigo, árboles frutales,

Quinua, tarhui.

La Fauna esta compuesto, por Patos, gaviotas y garzas, entre los mamíferos que

hay en la zona se cuenta al venado gris, puma, zorro, zorrino.

La Fauna para Andarapa, está compuesto de las aves como el loro macho, zorzal, la

huallata y el pito. Entre los mamíferos tenemos a la vizcacha y la vicuña.

DESCRIPCIÓN DE IMPACTOS AMBIENTALES DE LAS ALTERNATIVAS

Alternativa 1. INSTALACIÓN DE LÍNEAS y REDES PRIMARIAS

Impactos Positivos

Los impactos ambientales positivos del proyecto se dan en el ambiente socioeconómico

durante su etapa de operación, contribuyendo significativamente a mejorar la calidad de

vida de la población beneficiada con dicho proyecto. Entre estos impactos podemos

considerar:

Capacitación de la mano de obra local, incrementando el número de personas

activas por la generación de empleos temporales.

Leve mejoramiento en el aprovechamiento del suelo: El control de la vegetación

a través del cultivo de pastos y plantaciones agrícolas de tallo corto mejorarán el

aprovechamiento de la tierra cultivable en el sector agrícola.

Existirá mayor comodidad por el uso de la Energía.

Revalorización de las fincas rurales o turísticas por tenencia de energía eléctrica.

Expansión de industrias auxiliares debido a la energía eléctrica.

La inserción en el mundo globalizado a través de las telecomunicaciones y el

Internet

Mejora en los servicios básicos y se impulsará otros servicios.

Impactos Negativos

Estos se presentarán solo en la etapa de construcción y son:

Depredación de fauna con caza esporádica de especies animales

Contaminación por desechos de material reciclable, como residuos de embalaje,

envases de cemento, etc.

Alteración del hábitat en la franja de servidumbre

Todos estos impactos negativos causados por el proyecto se consideran como

de menor nivel, los que pueden ser evitados con medidas de prevención y control

Alternativa 2. INSTALACIÓN DE PANELES SOLARES

Impactos Positivos

Perfil


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------


Los impactos ambientales positivos del proyecto se dan en el ambiente socioeconómico

durante su etapa de operación, contribuyendo significativamente a mejorar la calidad de

vida de la población beneficiada.

Mejora en los servicios básicos de la población.

Impactos Negativos

Como los Módulos solares se componen de partes que deben acumular energía, éstos al

cumplir su vida útil deben ser desechados, ofreciendo un alto grado de contaminación por

residuos tóxicos y será necesario aplicar el monitoreo de impactos ambientales.

Las diferentes comunidades o localidades beneficiarias, tomando en cuenta criterios

fisiográficos de accesibilidad, de menor interferencia con áreas agrícolas , condiciones

ambientales naturales y socioeconómicos, de acuerdo a una rápida visita de campo y

con ayuda de mapas y planos, tomando en consideración lo siguiente::

Se ha evitado el paso de la línea y redes por: zonas arqueológicas establecidas, áreas

naturales protegidas, Unidades de conservación o Santuarios Nacionales, igualmente

atravesar pantanos o zonas inundables permanentes de alto riesgo, y otras zonas de

exclusión inapropiadas para el caso de esta obra.

En los estudios posteriores deberá considerarse, el caso del trazo de la línea si

tuviera que ir forzosamente por el centro de la zona urbana o sub urbana, se

procurará bordear calles o caminos, y en el caso de cruce de carreteras o vías

similares, el ángulo de la línea con respecto a la calle deberá ser mayor de15º.

No habrá impactos sociales negativos en la población residente, durante el tránsito

de vehículos y personal técnico con equipos, transporte de material, instalación y/o

montaje tanto de los conductores, postes y componentes metálicos, equipos

electromecánicos y dispositivos electrónicos.

5.10.-Matriz de Marco Lógico para la Alternativa Seleccionada

Adjuntemos el Cuadro N° 18, donde se puede apreciar el Fin, El Propósito, Los

Componentes y las Acciones de la Alternativa Seleccionada, para la Evaluación y

Monitoreo Ex – post del proyecto.

5.1055 CUADRO N° 18

5.10 MATRIZ DEL MARCO LÓGICO PARA LA ALTERNATIVA

SELECCIONADA

Perfil



Resumen de

objetivos

Indicadores Medios de

Verificación

Supuestos

FIN

Desarrollo Productivo y

socioeconómico de las

localidades del distrito de

Palcazú-provincia de

Oxapampa-departamento de

Pasco

*Disminución del Índice de pobreza humano

*Aumento del consumo de energía eléctrica de

la provincia de Palcazu.

*Estadísticas del INEI-PNUD

*Registros de Consumo eléctrico de

Electrocentro S.A.A.

Estabilidad Económica, Política y

Legal propicia para la realización

de la Inversión.

PROPOSITO

Acceso de la población al

servicio de electricidad en el

distrito de Palcazú y Ciudad

Constitución -Provincia de

Oxapampa-Pasco

Aumento del Coeficiente de Electrificación

Global de la provincia de a partir del 2013.

Informes del MEM-DGER

OSINERG (Regulación de Tarifas)

Interés de los pobladores por el

desarrollo productivo y social de

sus localidades con el

aprovechamiento de la energía

eléctrica.

Informe PNUD

COMPONENTES

S.E. T. Puerto Bermúdez

Infraestructura Eléctrica en

33/19 kv; Sistema Eléctrico de

Lineas,Redes Primarias , Redes

Secundaria y conexiones

Domiciliarias por construir.

135.67

41

Km de Longitud de Línea

primaria monofásica

MRT.

Sub-Estaciones de

Distribución

41 Sud

Informes de supervisión por el

GRP/GRI

*Cuaderno de Obras.

*Durante la ejecución de la obra se

respeta las Normas y Códigos de

Electricidad, sin atentar contra la

salud ni el medio ambiente.

* La población y autoridades no se

oponen y cumplen sus funciones.

1,257 Acometidas

domiciliarias.

*Informe de Liquidación de Obra

ACCIONES

*Proceso de Estudios de

Ingeniería.

*Proceso de Licitación para la

ejecución de la obra

*Convocatoria de los diferentes procesos ( 6

meses )

* Inversión para la ejecución de la

obra(Incluye Gastos Generales, Utilidades e

IGV):

Base de Datos del GRP Participación organizada de la

población a ser beneficiada.

*Suministro de materiales.

*Ejecución de la obra.

*Entrega y Liquidación final.

*Concesión a Electrocentro

S.A.A

S/.14,194,716.10

Informes del GRP

Plan de Inversiones del Proyecto.

Reportes estadísticos del GRP

OBSERVACIONES

El proyecto será ejecutado por el Gobierno Regional Pasco desde la etapa de diseño.

Perfil



Perfil



VI.- CONCLUSIONES

Perfil



6.- CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES:

CONCLUSIONES:

El Gobierno Regional Pasco tiene prevista que el Pequeño Sistema Eléctrico inicie

sus operaciones el año 2013, con el cual se logrará electrificar 63 localidades, a través

del desarrollo de Líneas y Redes Primarias.

Los indicadores sociales son positivos por lo que el proyecto se hace socialmente

rentable en la alternativa Nº 1.

Por ser un proyecto de interés social se hace necesario la participación del Estado para

que este sea económicamente viable. El mayor beneficio se obtiene por la posibilidad

de generación de desarrollo de los pueblos a los que se va a suministrar energía

eléctrica.

La evaluación económica realizada, concluye que la alternativa N° 1 es la más

conveniente, por tener el VAN social y la TIR mayor que la otra alternativa.

El proyecto es sostenible desde el primer año, por lo que no necesitará de ningún tipo

de subsidio para cubrir los Costos de Operación y Mantenimiento.

Del análisis de sensibilidad, se tiene que, la alternativa N° 1, siempre será la

alternativa más conveniente.

Ambas alternativas producen impactos ambientales positivos sobre el medio ambiente

local, y aumentan en consecuencia el bienestar socioeconómico de la población.

En la alternativa N° 1, los factores ambientales de mayor impacto negativo ocurren en

la etapa de construcción, principalmente en el medio físico (contaminación y erosión

de suelos), y que su gran mayoría son transitorios.

RECOMENDACIONES:

Se recomienda que el presente proyecto pase a la etapa de Inversión, debido que en la

evaluación efectuada arroja resultados de rentabilidad social positiva y el proyecto

es auto sostenible.

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VII.- ANEXOS

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VIII.- MERCADO ELÉCTRICO

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IX.- FORMATOS SNIP

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X.- PLANOS

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