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MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS DIRECCION EJECUTIVA DE PROYECTOS
PROYECTO PER/98/G31
“ELECTRIFICACION RURAL A BASE DE ENERGIA FOTOVOL-
TAICA EN EL PERU”
ANALISIS DE PROGRAMAS Y MODELOS DE GESTIÓN EN ELECTRIFICACIÓN RURAL
APLICADOS EN LATINOAMERICA Y EL MUNDO Y PROPUESTAS DE
MODELOS DE APLICACIÓN NACIONAL
Octubre, 2006
ANALISIS DE PROGRAMAS Y MODELOS DE GESTIÓN EN ELECTRIFICACIÓN RU-RAL APLICADOS EN LATINOAMERICA Y
EL MUNDO Y PROPUESTAS DE MODELOS DE APLICACIÓN NACIONAL
PROYECTO PER/98/G31
“Electrificación Rural a base de Energía Foto-voltaica en el Perú”
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INDICE GENERAL
1. INTRODUCCIÓN.......................................................................................1 2. MARCO DE REFERENCIA .......................................................................2
2.1. Modelos a nivel mundial ...................................................................2
2.1.1. Modelo de Solar Electric Light Fund (SELF).........................2
2.1.2. Proyecto de electrificación rural en Indonesia ......................2
2.1.3. Programa de Electrificación rural en Ghana.........................3
2.2. Referencias iberoamericanas...........................................................5
2.2.1. Programa PRONASOL en México........................................5
2.2.2. Modelo de gestión de la Cooperativa de Electrificación Rural (CRE) en Bolivia..........................................................5
2.2.3. Modelo de gestión de la Cooperativa Agropecuaria Integral de NorEste (COAINE) en Bolivia ............................6
2.2.4. Modelo de gestión de Golden Genesis – Fundación Antonio Vilela en Brasil (FTV)...............................................6
2.2.5. Programa SOLUZ en la República Dominicana ...................7
2.3. Casos en el Perú..............................................................................9
2.3.1. Modelo de gestión de ITDG..................................................9
2.3.2. Modelo de gestión de la CER – UNI.....................................9
2.3.3. Modelo de gestión de ADINELSA.......................................10 3. MARCO OPERATIVO (PNER) ................................................................13
3.1. Objetivo ..........................................................................................13
3.2. Principios........................................................................................13
3.3. Características ...............................................................................14
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3.4. Proyecto Masivo de Instalación de Módulos Fotovoltaicos............15 4. PAUTAS PARA EL DISEÑO DE LOS MODELOS DE GESTIÓN...........16
4.1. Objetivo ..........................................................................................16
4.2. Estructura .......................................................................................16
4.2.1. Definición y características generales ................................16
4.2.2. Financiación, gestión y propiedad ......................................16
4.2.3. Valoración económico-financiera........................................16
4.2.4. Análisis de riesgo................................................................16
4.2.5. Ventajas e inconvenientes..................................................17
4.3. Caracterización ..............................................................................17
4.4. Metodología y criterios ...................................................................17 5. MODELOS DE GESTIÓN PROPUESTOS..............................................19
5.1. Modelo A ........................................................................................20
5.2. Modelo B ........................................................................................23
5.3. Modelo C ........................................................................................25
5.4. Modelo D ........................................................................................27
5.5. Modelo E ........................................................................................29 6. CONCLUSIONES....................................................................................31 7. BIBLIOGRAFÍA........................................................................................37
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ANEXOS 39
Anexo I. Modelos de gestión: análisis de rentabilidad a 10 años ....................1
Anexo II. Modelos de gestión: análisis de rentabilidad a 20 años ...................2
Anexo III. Modelo de gestión A: sistema prepago............................................3
Anexo IV. Modelos de gestión: fichas resumen ...............................................6
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INDICE DE TABLAS
Tabla 1 – Comparación de modelos de gestión a nivel mundial......................4
Tabla 2 – Comparación de modelos de gestión en Latinoamérica ..................8
Tabla 3 – Comparación de modelos de gestión en Perú ...............................12
Tabla 5 – Principales características de los modelos de gestión (Análisis I) .34
Tabla 6 – Principales características de los modelos de gestión (Análisis II) ...............................................................................................................35
Tabla 7 – Principales características de los modelos de gestión (Análisis III) ..............................................................................................................36
1
1. INTRODUCCIÓN
Este documento realiza el análisis a los diferentes modelos de concesión y gestión en electrificación rural aplicados a nivel mundial, latinoamericano y local. Su contenido se basa en el Estudio de Electrificación rural en el Perú con Energía Fotovoltaica - Pro-grama Masivo I, realizado en el año 2005.
En el capítulo 2 se realiza un análisis pormenorizado de los modelos de gestión que sobre electrificación rural se han llevado a efecto a nivel mundial, iberoamericano o que han sido aplicados dentro de las fronteras peruanas.
El capítulo 3 recoge la descripción del marco operativo en Perú, es decir, del Plan Na-cional de Electrificación Rural (PNER) 2004-2013 y de su aplicación a nivel de energía solar.
Posteriormente, en el capítulo 4, se presenta la estructura bajo la cual se definen y ca-racterizan los modelos de gestión propuestos, para seguidamente y en el capítulo 5, abordar la descripción de cada uno de ellos concretando sus especificidades.
Finalmente, se recoge en el capítulo 6 las conclusiones donde se resumen los aspec-tos principales abordados a lo largo del documento.
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2. MARCO DE REFERENCIA
2.1. Modelos a nivel mundial
2.1.1. Modelo de Solar Electric Light Fund (SELF)
Descripción: Solar Electric Light Fund, es una organización no guberna-mental internacional, que ha realizado exitosos proyectos de electrifica-ción rural en varios países del mundo (China, India, Vietnam, Brasil, Sri Lanka, etc). La característica principal del modelo que lleva a cabo, se basa en la participación del beneficiario en casi todas las etapas del pro-grama, incluyendo la inversión de una parte del costo del proyecto, parti-cipación en la instalación y la administración del mantenimiento a nivel lo-cal. SELF proporciona el capital inicial, y los mecanismos para que los beneficiarios puedan obtener pequeños préstamos, para la compra de los sistemas solares; las cuotas de estos microcréditos no superan, por lo general, el gasto anterior en keroseno, velas, etc.
Financiación: Los proyectos de SELF son financiados por diversas institu-ciones y donaciones, pero además, con el fondo rotatorio que se genera de todos los proyectos que llevan a cabo.
Propiedad: De los usuarios cuando pagan el préstamo.
Gestión: SELF en colaboración con socios locales, adiestra a técnicos lo-cales en tecnología solar, y tareas de instalación y mantenimiento, de modo, que a medio plazo, sea la gente del lugar la gestione por completo el proyecto. Además, se encarga de instruir a jóvenes y mujeres, en las tareas básicas de mantenimiento.
Usuario: paga las cuotas de su préstamo, y participa en diferentes tareas de utilización de los equipos.
2.1.2. Proyecto de electrificación rural en Indonesia
Descripción: El Banco Mundial, en colaboración con el Gobierno de Indo-nesia y a través del organismo nacional de ciencia y tecnología (BTTP), ha desarrollado un programa de expansión de la energía solar para la electrificación de comunidades aisladas de la red eléctrica. El proyecto proporciona diversas formas de asistencia con el propósito de promover la participación del sector privado, incluida la provisión de asistencia téc-nica en materia gerencial a las nuevas empresas privadas, el desarrollo de una guía de manejo del proyecto, incluyendo especificaciones técnicas para los sistemas fotovoltaicos y la provisión de un capital inicial.
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Financiación: El programa está financiado en parte a través de un prés-tamo para electrificación rural y en parte por una donación del Fondo para el Medio Ambiente Mundial (FMAM) y se canaliza a través de los empre-sarios locales.
Propiedad: Es del empresario local.
Gestión: el organismo nacional es el encargado de asistir a los empresa-rios locales, mediante préstamos y asistencia técnica, que a su vez serán los encargados de instalar los sistemas fotovoltaicos, además de toda su gestión posterior.
Usuario: paga por un servicio eléctrico
2.1.3. Programa de Electrificación rural en Ghana
Descripción: Programa llevado a cabo por el Ministerio de Energía de Ghana, para la electrificación rural tanto para las viviendas que carecen del servicio como para diversos servicios de la comunidad, y para usos comerciales. Llevado a cabo a través del Programa de las Naciones Uni-das para el Desarrollo (PNUD) y con el Gobierno como intermediario, las instalaciones fueron realizadas tanto por personal del proyecto como por empresas privadas. El usuario ha podido elegir entre equipos de diferente potencia (50-100 Wp) en función de sus necesidades.
Financiación: Fondo del PNUD.
Propiedad y gestión: Empresas privadas y públicas, en ciertos casos, que realizan todas las labores de instalación, mantenimiento y contratación del servicio.
Usuario: paga por un servicio eléctrico dos veces al año, para abaratar costos de cobro de tarifas.
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Tabla 1 – Comparación de modelos de gestión a nivel mundial
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2.2. Referencias iberoamericanas
2.2.1. Programa PRONASOL en México
Descripción: El proyecto de electrificación con energía solar está dentro de este programa, auspiciado por el gobierno mexicano para la electrifi-cación con otras fuentes de energía en zonas rurales, en el que una em-presa de servicio público, la Comisión Federal de Electricidad (CFE), bajo la administración de un comité directivo de PRONASOL, se encarga de la implantación de sistemas solares residenciales.
Financiación: Con fondos de contrapartida del Estado y de los gobiernos locales, de en el 40 y 80% en algunos de los casos.
Propiedad: Donación de equipos a los usuarios
Gestión: Participación del sector privado, en función de proveedor de bie-nes y servicios, no como propietario u operador de los sistemas.
Usuario: Los beneficiarios aportan entre un 10 y 15% del costo del pro-yecto, generalmente a través de contribuciones en especie, como mano de obra, o materiales utilizados para la instalación de los equipos.
2.2.2. Modelo de gestión de la Cooperativa de Electrificación Rural (CRE) en Bolivia
Descripción: El modelo llevado a cabo por esta cooperativa se caracteriza principalmente por tratarse de una empresa de servicio público, que no está interesada en vender productos, si no que proporciona servicio eléc-trico, mediante pago de una tarifa, que cubre la totalidad del costo del servicio. Este pago, está ligado al ciclo de ingreso de las comunidades, bien cada dos meses o, en ocasiones, dos veces al año.
Financiación: El proyecto fue financiado por USAID (Agencia de los Esta-dos Unidos para el Desarrollo Internacional), a través de la NRECA (Aso-ciación Nacional de Cooperativas Eléctricas Rurales) pero bajo un acuer-do, en el que la CRE se comprometía a devolver los fondos completos. Aunque en parte este modelo se ha beneficiado de dotaciones de asis-tencia técnica, por lo que ha habido un subsidio indirecto.
Propiedad: La propiedad de los equipos es de la cooperativa.
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Gestión: En principio, todo era gestionado por la propia cooperativa, pero debido a la distancia de algunas localidades, se requirió asistencia técnica en las zonas más remotas.
Usuario: El usuario hace un pago inicial de 100$ y una tarifa establecida de 8,5$ mensuales.
2.2.3. Modelo de gestión de la Cooperativa Agropecuaria Integral de NorEste (COAINE) en Bolivia
Descripción: La NRECA llevó a cabo el modelo, a través de esta coope-rativa cafetera, ya establecida, y que proporcionaba otro tipo de servicios a los usuarios. La cooperativa optó por vender los sistemas a sus miem-bros proporcionando préstamos a una tasa similar a la del mercado.
Financiación: La COAINE paga a la NRECA mediante una tasa de amor-tización fija y recibe apoyo técnico si ocurre alguna falla importante.
Propiedad: Pasa a ser del usuario tras los pagos del préstamo percibido.
Gestión: Tras la puesta en marcha de los sistemas, la COAINE proporcio-na un contrato de mantenimiento que cubre las baterías, el controlador de voltaje y los estabilizadores. Estos componentes tienen una garantía de 1 año y los paneles de diez por parte del fabricante.
2.2.4. Modelo de gestión de Golden Genesis – Fundación Antonio Vilela en Brasil (FTV)
Descripción: Golden Genesis, una empresa privada estadounidense, que ha desarrollado una tecnología para cargar baterías con sistemas fotovol-taicos solares con capacidad de carga de hasta 60 hogares. Se estima que la vida útil del sistema es de 20 años, con una vida de batería de 8 años, según Golden Genesis – FTV.
Financiación: El propietario adquiere el equipo de Golden Genesis a tra-vés de FTV, y la FTV facilita préstamos para el dueño mediante el Banco Nacional de Brasil (BNB). El préstamo se amortiza a lo largo de un perío-do de cuatro años.
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Propiedad: La estación de carga es propiedad de un empresario local que opera el sistema, administra la carga de baterías y recauda las tarifas de carga.
Usuario: El usuario final paga una tasa de 3$ por cada carga, o sea apro-ximadamente 12$ por mes, dependiendo de las veces que cargan las baterías.
2.2.5. Programa SOLUZ en la República Dominicana
Descripción: Soluz es una empresa que ofrece servicio eléctrico a hoga-res dispuestos a pagar una tarifa de conexión y una cuota mensual por el servicio. El servicio ofrecido varía según la capacidad de pago del usuario y la demanda de energía. Se ofrecen varias opciones a los clientes, que varían según el precio y el servicio provisto. El programa emplea a varios técnicos que instalan los sistemas y proporcionan servicios de reparación y mantenimiento. Si se efectúa algún cambio al diseño de los sistemas estándar instalados, los cambios los llevan a cabo los técnicos de Soluz.
Propiedad: Soluz es el propietario y financiador de todo el sistema ener-gético.
Gestión: La empresa tiene completa responsabilidad y autoridad para gestionar los equipos
Usuario: Alquiler de los equipos, además, no están autorizados ni se les requiere efectuar ningún cambio al equipo o llevar a cabo el mantenimien-to del sistema.
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Tabla 2 – Comparación de modelos de gestión en Latinoamérica
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2.3. Casos en el Perú
2.3.1. Modelo de gestión de ITDG
Descripción: Modelo diseñado para pequeños sistemas eléctricos o mi-nihidráulica, en el que el propietario entrega todas las responsabilidades de operación, gestión y administración a una microempresa local privada, bajo un contrato a medio o largo plazo. Esta empresa se responsabiliza de toda la gestión del sistema.
El reclutamiento de esta empresa local es complicado y no inmediato, normalmente en los centros poblados no existen tales empresas. Para ello se convoca un concurso, previamente se capacita a los candidatos a postular y se elaboran las bases. Así mismo, se conforma una comisión evaluadora, se definen criterios de evaluación, etc. En este proceso de reclutamiento participa la asamblea de usuarios y el propietario, además de un comité de vecinos. Se evalúan las candidaturas y se elige la gana-dora.
La población que recibe el servicio eléctrico pagará una tarifa en función de su consumo, para ello, se instalan instrumentos de medición de con-sumo.
Financiación: Se lleva a cabo desde la Administración.
Propiedad: En este caso la propiedad coincide con el financiador, que pueden ser el Gobierno, la Municipalidad, la comunidad.
Gestión: Microempresa local, se encargaría de todas las labores de insta-lación, operación, mantenimiento y recaudación de tarifas.
Usuario: Paga por el servicio eléctrico.
2.3.2. Modelo de gestión de la CER – UNI
Descripción: El gobierno de Perú financió la 1ª Fase de adquisición de 100 SFD (Sistema Fotovoltaico Domiciliario) para la comunidad insular de Taquile, en el Lago Titicaca, Puno. La gestión la desarrolló el Centro de Energías Renovables de la UNI (CER – UNI). La característica principal de este modelo es, que los usuarios adquieren totalmente la propiedad de los equipos tras el pago del 70% del total en 5 cuotas de 150$ durante 3 años, lo que hace un total de 750$; el 30% restante es subsidiado por el Estado. Con la recaudación de estas cuotas se ha creado un fondo revol-vente y se han financiado otros 72 SFD.
La 2ª fase de este proyecto se realizó sin ayuda del gobierno, por lo que se añade una cuota más, también de 150$, en total 900$, para eliminar el
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subsidio inicial. Para ello, la propia Universidad ha concedido un préstamo bancario de US$100,000, que debe ser pagado en 5 cuotas anuales por la UNI a un 7,5% de interés. La licitación posterior de los equipos resultó ser de precio inferior a lo previsto, y esto ha permitido eliminar la cuota añadida volviendo a ser 5 cuotas de 150$.
Financiación: Gobierno (1ª fase), UNI en fases posteriores.
Propiedad: Usuario, tras el pago de las cuotas pertinentes.
Gestión: La UNI se encarga de la adquisición y petición del préstamo, (no queda clara la asistencia post-venta).
Usuario: Es el propietario de la instalación.
2.3.3. Modelo de gestión de ADINELSA
Descripción: La DEP-MEM financia y ejecuta la instalación de los SFD pa-ra posteriormente transferirlo a la Empresa Administradora de Infraestruc-tura Eléctrica (ADINELSA). La administración de los SFD son gestionados por un Comité Pro Electrificación compuesto de:
• Presidente (preside, convoca y toma las decisiones del comité).
• Secretario (custodia archivos, levanta actas de las reuniones, etc).
• Tesorero (dedicado al cobro de tarifas y/o multas).
• Soporte Técnico (tareas de operación, mantenimiento, reposición, etc).
El proceso de capacitación técnica y administrativa del Comité Pro Electri-ficación (CPE), fue realizado por el Centro de Energías Renovables de la Universidad Nacional de Ingeniería. Dicho proceso tuvo una duración de una semana. La capacitación comprendió el manejo de cada uno de los componentes que conforman el Sistema Fotovoltaico Domiciliario-SFD, en la instalación del mismo y en su mantenimiento preventivo y correctivo. Adicionalmente, se diseñaron los recibos para la cobranza y los formatos para reportes del estado situacional de los componentes, y las actas del servicio de mantenimiento. Así mismo, se diseñó el sistema administrativo relacionado con las cobranzas y los depósitos en la cuenta bancaria de ADINELSA por el uso de los SFD, deduciéndose los gastos por manteni-miento preventivo y correctivo en los que se incurría. A la fecha, el man-tenimiento lo realiza el Soporte Técnico del CPE, a través de visitas men-suales que se efectúan a las viviendas, para observar el funcionamiento de cada componente del SFD e informar a la Dirección Regional de Ener-gía y Minas.
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Financiación: Donación y Tesoro Público.
Propiedad: ADINELSA.
Gestión: corre a cargo del Comité Pro Electrificación (CPE).
Usuario: El rasgo fundamental del modelo administrativo es la participa-ción de los usuarios. En las comunidades en las que se han instalado los SFD, se ha seguido, en forma estandarizada, un Convenio entre ADI-NELSA y el CPE que especifica lo siguiente:
(a) Pago único por derecho de conexión de S/. 150.00 por usuario.
(b) Pago mensual de S/. 20.00 por usuario por el uso del SFD.
(c) El compromiso de los usuarios de custodiar el SFD, no trasladarlo, ni modificar sus instalaciones.
(d) La obligación de devolver a ADINELSA los equipos que conforman el SFD, en el caso de que la red pública resulte, en el futuro, accesible a la comunidad.
Electrificación de comunidades del Amazonas (PER 98)
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Tabla 3 – Comparación de modelos de gestión en Perú
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3. MARCO OPERATIVO (PNER)
Ante la evidencia de que una parte importante de Perú se encuentra sin cobertura eléctrica y que esta situación se agrava, de manera sustancial, en las zonas rurales, en mayo del año 2002 el Gobierno Nacional aprueba la Ley de Electrificación Rural y de Zonas Aisladas y de Frontera que se irá desarrollando con la promulgación de un Re-glamento que tenga como uno de los objetivos básicos la mejora de la calidad de vida de la población rural.
Con posterioridad la DEP/MEM desarrolla el Plan Nacional de Electrificación Rural 2004-2013 (PNER), con el compromiso de actualizarlo anualmente. Este plan que en-caja dentro del diseño de la política energética estatal, está coordinado con los Go-biernos Regionales al objeto de compatibilizar estrategias y aunar esfuerzos.
3.1. Objetivo
El objetivo general del PNER es “ampliar la frontera eléctrica, con tecnologías adecuadas que minimicen costos de inversión, como un medio para acelerar el desarrollo socio-económico y mejorar la calidad de vida de los habitantes de las localidades aisladas y rurales de Perú”.
3.2. Principios
Además, el PNER pretende cumplir otros principios básicos como:
• Desarrollar, en modo integral y coordinado, los planes de electrificación rural entre el Gobierno Nacional y los Gobiernos Regionales y Locales.
• Mantener la presencia del Estado en actividades eléctricas menos des-arrolladas.
• Incrementar el coeficiente de electrificación nacional del 76% en el año 2003 al 91% en el horizonte del año 2013, con especial incidencia en aquellas zonas geográficas donde el coeficiente está por debajo del 50% (actualmente sucede en 89 provincias).
• Propiciar la presencia de la inversión privada en proyectos de electrifica-ción rural.
• Enmarcar la electrificación rural dentro de un Plan de Desarrollo Rural Integral, orientando la electrificación a potenciar el desarrollo de la zona.
• Promover la preservación del medio ambiente de los impactos negativos que pudieran generar los proyectos eléctricos.
• Estimular el uso productivo y el ahorro de la energía eléctrica, en los centros poblados rurales y asilados del país, que cuentan con servicio eléctrico.
• Concertar acuerdos con otros sectores de actividad del país para inten-tar complementar proyecto de interés común.
• Proseguir con la ejecución de los Pequeños Sistemas Eléctricos (PSE’s) y la expansión del sistema eléctrico interconectado del país.
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• Utilizar tecnologías apropiadas y de mínimo costo en el diseño de pro-yectos, como pueden ser aquellas que están relacionadas con el apro-vechamiento de las energías renovables.
• Conseguir el apoyo y participación financiera de instituciones públicas y privadas de Perú y del extranjero.
3.3. Características
Como ha quedado dicho con antelación la meta principal del PNER es alcanzar, en el año 2013, un coeficiente de electrificación del 91% para el conjunto del pa-ís. De esta manera se conseguirá beneficiar, desde un punto de vista social y económico, a más de 4,3 millones de habitantes, para lo que se requerirá una inversión total de US$ 858,6 millones.
Las estrategias y acciones técnicas identificadas en el PNER van orientadas a desarrollar proyectos como:
• Líneas de transmisión y subestaciones asociadas. Para suministrar energía eléctrica a zonas aisladas y reforzar los sistemas eléctricos exis-tentes.
• Pequeños sistemas eléctricos. Distribución de electricidad en zonas geográficas localizadas.
• Pequeñas centrales hidroeléctricas. Implantación de sistemas de gene-ración eléctrica mediante el aprovechamiento de la energía hidráulica, para la electrificación de localidades aisladas.
• Centrales térmicas. Instalación de grupos electrógenos en localidades si-tuadas en zonas aisladas.
• Paneles solares. Alternativa de suministro eléctrico para localidades ru-rales y/o nativas aisladas con bajos consumos de energía. (Proyecto Masivo de Instalación de Módulos Fotovoltaicos)
• Aerogeneradores. Utilización de la energía eólica para producir electrici-dad mediante el uso de pequeños aerogeneradores.
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Minicentral hidroeléctrica en Perú
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Un aspecto fundamental para poder cumplir los objetivos que se presentan en el PNER es su financiación económica. En tal sentido, la Ley de Electrificación Ru-ral y de Zonas Aisladas y de Frontera crea el Fondo de Electrificación Rural (FER) que será administrado por la DEP/MEM y cuyos recursos no podrán ser inferiores al 0,85% del Presupuesto General de la República de Perú.
El FER queda constituido por recursos financieros provenientes de las siguientes fuentes:
• Empresas generadoras, transmisoras y distribuidoras del sector eléctrico.
• Recursos que se obtengan de la privatización de las empresas eléctricas del sector Energía y Minas.
• Sanciones que imponga OSINERG.
• Transferencias del Tesoro Público.
• Financiación externa.
• Convenios de ejecución de obras de electrificación rural entre el Gobierno Nacional y los Gobiernos Regionales y/o Locales.
• Otros medios (donaciones, aportes de comunidades, fondos de inversionis-tas, entre otrso).
3.4. Proyecto Masivo de Instalación de Módulos Fotovoltaicos Una de las estrategias contempladas en el PNER, como ya se ha comentado, es la de electrificar zonas aisladas con bajo consumo energético mediante instala-ciones de energía solar fotovoltaica.
Una primera actuación en este campo se está desarrollando el Proyecto PER/98/G31 “Electrificación Rural a base de energía Fotovoltaica en el Perú”, con el Gobierno peruano como contraparte local y el Fondo Mundial para el Me-dio Ambiente (Global Enviromental Facility – GEF), y se ha requerido una inver-sión de US$ 3,8 y US$ 3,9 millones respectivamente.
Una segunda actuación es, el establecimiento del Proyecto Masivo de Instala-ciones de Módulos Fotovoltaicos que se desarrollará en 3 etapas:
• Fase I. Instalación de 20.000 SFD durante los años 2006-2013.
• Fase II. Instalación de 50.000 SFD en el período 2007-2013.
• Fase III. Instalación de 50.000 SFD a lo largo del intervalo 2008-2013.
A través de este proyecto se prevé beneficiar a un conjunto de 610.000 habitan-tes, con una inversión total para el período 2006-2013 de US$ 96,2 millones. Desde un punto de vista técnico se puede decir que se instalarán 122.000 pane-les con una potencia total de 6.100 kW (50 W por panel instalado).
Es bajo esta estrategia concreta donde se encaja el Estudio de Factibilidad que es objeto del presente informe.
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4. PAUTAS PARA EL DISEÑO DE LOS MODELOS DE GESTIÓN
En los distintos apartados de este capítulo se identifican las pautas seguidas para es-tablecer los modelos de gestión propuestos para implementar proyectos de energía so-lar fotovoltaica en zonas rurales de Perú.
4.1. Objetivo
Establecer patrones (instrumentos de gestión) para la administración de los sis-temas fotovoltaicos que se instalen dentro de los programas y proyectos a ejecu-tarse con sistemas fotovoltaicos, impulsado por el Gobierno de Perú según el Plan Nacional de Electrificación Rural, mediante la determinación de la propie-dad, costo de los equipos, cuotas a cobrar a los usuarios de los servicios y nive-les de subsidio, mantenimiento, entre otros.
4.2. Estructura
Con el objeto de definir, identificar y entender mejor la caracterización de los mo-delos de gestión que se proponen para la implantación de sistemas fotovoltaicos en zonas rurales de Perú, se ha creído conveniente establecer la estructura que se describe seguidamente.
4.2.1. Definición y características generales En este primer apartado se realiza una descripción del modelo objeto de análisis, identificando, a nivel general, sus principales características. Asimismo, se especificarán aquellos detalles que no se recogen en los si-guientes apartados de este capítulo.
4.2.2. Financiación, gestión y propiedad Se recogen e identifican los actores fundamentales que intervienen en el modelo. De una parte, los promotores financieros del modelo (Gobiernos, entidades bancarias, etc) y los mecanismos de financiación (créditos, subsidios, etc.). En segundo lugar, los gestores de la instalación y mante-nimiento de las instalaciones solares fotovoltaicas (empresas públicas, privadas,.etc). Por último, los propietarios de las instalaciones (Gobiernos, gestores, usuarios, etc.) y el tipo de relación contractual (propiedad, alqui-ler, concesión, etc.).
4.2.3. Valoración económico-financiera Se realiza una valoración económico-financiera del modelo cuestionado, estableciendo los indicadores económicos estándares utilizados en este tipo de análisis.
4.2.4. Análisis de riesgo Se analizan los diferentes riesgos económicos, legislativos, sociales y medioambientales que se pueden derivar de la aplicación del modelo de gestión seleccionado.
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4.2.5. Ventajas e inconvenientes Se detallan las principales ventajas y los inconvenientes más reseñables que presenta la aplicación del modelo objeto de estudio.
4.3. Caracterización
Se trata de una inversión que va a ser financiada con fondos públicos y con re-torno de parte del importe invertido.
La inversión a realizar en la ejecución del Programa Masivo I se caracteriza, en-tre otras, cosas por estar altamente fraccionada. Efectivamente, la ejecución se va a prolongar, según el programa previsto durante 10 años (2004-2013) y que va a constar de 20.000 puntos de instalación en siete regiones diferentes de la geografía nacional..
Por otro lado, el perfil de los usuarios es diferente, la mayoría son unidades fami-liares pero también existen centros comunales. Además, la capacidad de pago de los usuarios para hacer frente a las cuotas de abono es diferente, así como la periodicidad con la que los ingresos son obtenidos. La necesidad de prestación del servicio es alta, siempre igual para la familia que carece del servicio, pero di-ferente en cada comarca o localidad por el grado de electrificación de la misma.
Independientemente del modelo de gestión que se adopte, es necesario que el Gobierno tenga garantizada la inversión, para lo cual sería conveniente estable-cer un programa anual de Auditoria con varios propósitos fundamentales:
• Mejorar los objetivos marcados, por lo que es necesario comparar las proyecciones con los resultados reales.
• Mejorar las gestiones del modelo de gestión en aras a buscar un desem-peño con nivel de eficiencia más alto.
• Hacer una inspección del estado de las instalaciones y proponer acciones correctoras cuando existan evidencias de deterioro de las mismas por un uso deficiente imputable al usuario o bien por un mal servicio de mante-nimiento.
4.4. Metodología y criterios
Primeramente se han diseñado los modelos basados en distintas alternativas de propiedad, que se ha venido a denominar estructura. Se pretende en este apar-tado describir el modelo y definir el régimen de propiedad.
En base a los modelos de gestión se han realizado los estudios económicos ba-sados en el cálculo del VAN. Se han establecido las cuotas de abono a cobrar a los usuarios por el servicio prestado y se han establecido niveles de subsidio.
Se ha elaborado una tabla comparativa de los resultados económicos de un mo-delo frente a otro con el objeto de analizar las ventajas, diferencias y oportunida-des para cada uno de los agentes implicados.
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El horizonte temporal contemplado para los cálculos de VAN realizados ha sido de 10 años (también se ha hecho el análisis a 20 años). Los estudios técnicos in-forman que la vida útil estimada de las instalaciones, puede superar los 10 años, pudiendo ésta alcanzar los 20. Sin embargo, en los 10 primeros años de vida, el rendimiento óptimo de las instalaciones esta totalmente garantizado, por lo que es posible el cobro de un canon al usuario del servicio de la misma cuantía que el primer año, lo que en definitiva simplifica la gestión y evita que se tengan que establecer nuevos precios a partir del momento en que la calidad del servicio sea inferior por deterioro de algunas placas, con el agravante añadido de que el gra-do de deterioro no se presentará por igual en todas ellas, pues dependerá de muchos factores, exposición a humedades, roturas, etc.
En el modelo de gestión en el que las instalaciones son patrimonio del Estado se ha contemplado el dar la oportunidad al usuario a ejercitar una opción de compra del sistema en el décimo año. A partir de este momento el usuario del servicio que ejecute la opción de compra se convertirá en propietario y el Estado dejará de percibir el canon.
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5. MODELOS DE GESTIÓN PROPUESTOS
El objetivo de este apartado es desarrollar unos modelos de gestión que definan la forma en que los sistemas fotovoltaicos van a ser implementados de acuerdo a las condiciones geográficas y socioeconómicas de los habitantes de las poblaciones rura-les en el Perú.
En primera instancia se deben destacar algunas características comunes a todos los modelos de gestión:
• El análisis económico se ha realizado a nivel individual para una única instala-ción. El desconocer de antemano el número de instalaciones que se abordará desde cada modelo e incluso su periodificación, obliga a realizar un plantea-miento individual.
• Se considera el cobro de una cuota inicial que asegure la implicación del bene-ficiario en el proyecto.
• La reposición de las baterías de los SFDs se realiza cada 4 años.
• Las cuotas mensuales a lo largo del periodo analizado (10 o 20 años) se consi-deran constantes.
• La viabilidad económica de cada modelo de gestión se analiza a través del VAN, siendo el Gobierno Peruano quien decida su factibilidad.
• En los análisis económicos no se han incluido los seguros de las instalaciones ni los costos medioambientales de las mismas.
Al margen de estas premisas, se presentan 3 escenarios diferentes que tienen, cada uno de ellos, las siguientes especificidades:
Escenario I
Esta alternativa es la que se detalla posteriormente, para cada modelo de gestión, en este mismo apartado del informe. Cada modelo cuenta con una parte preliminar de de-finición, establecimiento del régimen económico en el que se sustenta, fuentes de fi-nanciación, relación de los agentes que intervienen en el mismo, definición del perfil de los destinatarios e indicación de las ventajas de los mismos.
Sus características básicas son:
• Período de amortización de la inversión de 10 años.
• Tasa de actualización del 5% (inversión privada para empresa pequeña).
• Buscar un equilibrio en la apuesta económica desde la administración. Cual-quier beneficiario, independientemente del modelo escogido, recibe la misma ayuda económica.
En el Anexo I se aportan los estudios económicos elaborados para el análisis de la rentabilidad y determinación de las cuotas mensuales, subvención y otros conceptos, basados en el régimen económico de cada uno de ellos.
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Escenario II
En el Anexo II se recogen los análisis económicos realizados. Sus características son:
• Período de amortización de la inversión de 20 años.
• Tasa de actualización del 14% (VAN social).
• A los 10 años se realiza la reposición del regulador.
Escenario III
En el mismo Anexo II se recogen, también, los análisis económicos realizados. En es-te caso, las características principales son:
• Período de amortización de la inversión de 20 años.
• Tasa de actualización del 12% (VAN privado).
• A los 10 años se realiza la reposición del regulador.
Finalmente, en el Anexo IV, se presentan las fichas que sintetizan esquemáticamente la caracterización de cada uno de los 5 modelos de gestión seleccionados.
5.1. Modelo A
Definición y características generales
Las instalaciones y obras que se realicen formarán parte del patrimonio del Esta-do, quien cederá la propiedad a ADINELSA a título gratuito, el particular que opte por este modelo se convertirá en usuario de un bien público, contra abono de un canon a la Administración, en este caso a ADINELSA quien será el agente que este presente en la fase de explotación.
Financiación, gestión y propiedad
La inversión inicial será ejecutada y financiada por la DEP/MEM con cargo al los recursos para la Electrificación Rural contemplado en el Artículo 7º de la Ley Ge-neral de Electrificación Rural – Ley Nª 28749.
El modelo contempla un horizonte temporal de 10 años y establece en el décimo año una opción de compra por 1 US$. A partir de este momento el propietario de la instalación es el usuario, quien será el responsable del mantenimiento y con-servación para un buen uso. El precio de la opción de compra es simbólico pero puede tener un efecto positivo en el periodo de explotación, por la mayor implica-ción que puede tener en el buen uso y conservación la persona, que sabe que la instalación puede ser suya contra el pago de 1 dólar en el décimo año.
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Por otro lado, desde el punto de vista del Estado mediante las cuotas habrá re-cuperado el costo de la inversión inicial minorada por la subvención que le ha si-do concedida a través de los precios públicos.
Una vez instaladas las placas solares, durante la fase de explotación se requiere el seguimiento en estos tres aspectos:
• Cobro de las cuotas.
• Mantenimiento y conservación.
• Auditoria al menos con periodicidad anual.
Los gastos de mantenimiento de las instalaciones correrán por cuenta de ADI-NELSA, quien lo podrá realizar con personal propio o bien teniendo en cuenta estas otras alternativas:
• Subcontratar el servicio de mantenimiento a las empresas instaladoras.
• Responsabilizar del servicio de mantenimiento a personal de las mismas comunidades mediante la capacitación de personal local. Esta alternativa va en línea con las sugerencias realizadas por los habitantes de las zonas rurales y tiene la ventaja del abaratamiento de los costos.
Valoración económico-financiera
El usuario por la utilización de las instalaciones deberá abonar a ADINELSA una cuota. La cuantificación del precio a pagar se ha hecho teniendo en cuenta el co-sto de la instalación y su encaje en la capacidad de pago de la población objeto del Programa Masivo I que ha sido declarada en las encuestas realizadas con ocasión del Estudio de Mercado incluido en este mismo proyecto.
En el modelo se ha calculado el monto anual, pero el cobro puede tomar otra pe-riodicidad.
Del estudio de mercado se desprende que la periodicidad en los ingresos de las familias es muy variable, unas veces es mensual, otras cada tres meses, otras en función de cosechas de café, etc. Por otro lado, los habitantes de estas zonas rurales han declarado en las encuestas que no están habituados a trabajar con bancos, por lo que la gestión de cobro es difícil que se puede hacer a través de entidades bancarias y deba ser cobrado a domicilio. Una dificultad unida a la otra aconsejan el establecimiento del cobro con una periodicidad como mínimo de tres meses y canalizarlo a través de las organizaciones comunales.
El canon a pagar adquiere aquí la figura de precio público. Efectivamente, del es-tablecimiento de una contraprestación pecuniaria por la cual el usuario de un servicio en régimen de derecho publico no cubre en su totalidad los costos del servicio que recibe se desprende una bonificación en el precio. La cuantificación de esa bonificación supone en definitiva una subvención concedida por el Estado y cuyo beneficiario es el usuario del servicio.
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Desde el punto de vista del Estado mediante las cuotas habrá recuperado el co-sto de la inversión inicial minorada por la subvención que le ha sido concedida a través de los precios públicos. Por último, en el año décimo hay un cobro extra-ordinario por 1 US$ por la venta de los equipos para aquellos usuarios que opten por la opción de compra.
Análisis de riesgo
• Riesgos económico-financieros: La falta de dotación a los recursos pa-ra la Electrificación Rural, o prioridad a otros proyectos contemplados en el PNER en detrimento del Programa Masivo I. En caso de materializarse este riesgo se darían retrasos en la ejecución de las obras o bien una pa-ralización total si es que la falta de dotación al fondo se da en todos los años del calendario de ejecución del Programa Masivo I. Los agentes de este riesgo son el Estado como parte autora, y los usuarios como parte perjudicada.
El incremento de precios de los equipos o mano de obra tanto en la insta-lación como en la fase de explotación para el servicio de mantenimiento y reparación de los sistemas.
• Riesgos en la administración del programa: Se pueden producir impa-gos o retrasos en el cobro de las cuotas que deben abonar los usuarios que disfrutan del servicio eléctrico. Esta circunstancia se puede dar en casos aislados o presentarse en grupo, poblado, por estar afectado todo un colectivo por el mismo problema (p.e. mala cosecha, sequía, inunda-ciones, etc). Al diseñar el procedimiento de cobro se deberán contemplar estas situaciones e indicar las medidas a adoptar en caso de que se pro-duzcan: concesión de aplazamientos, recargos por demora en el pago, embargos, etc.. En cualquier caso, al contrario que el riesgo anterior, éste no afecta a la implantación del proyecto.
• Riesgos técnicos: Por mal uso o falta de mantenimiento de las instala-ciones. Para minimizar el riesgo, se deben establecer inspecciones perió-dicas y fijar de antemano en el momento de la adjudicación de la instala-ción una serie de medidas cautelares tales como retirada de la misma en caso de uso deficiente, etc.
• Riesgos naturales o medioambientales: Tales como catástrofes natura-les, inundaciones, tormentas, fuertes vientos etc. Y aún no siendo de tipo natural, se corre el riesgo de robo o destrozo de los equipos al no estar ubicadas las placas en zonas totalmente vigiladas. Se debe prever la co-bertura de estos siniestros mediante la inclusión de estos equipos en las pólizas de seguro que tenga contratadas el Estado para el resto de sus elementos patrimoniales.
Ventajas e inconvenientes
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Las ventajas de este modelo de gestión radican en que permite acceder al servi-cio de electrificación rural mediante sistemas fotovoltaicos a usuarios con escaso poder adquisitivo o bien que no desean adquirirlo en propiedad.
NOTA
En el caso concreto de este modelo, en el Anexo III se presenta un análisis para la gestión con regulador de sistema prepago.
5.2. Modelo B
Definición y características generales
Los usuarios que opten por este modelo adquieren la propiedad de los equipos mediante pago de la inversión al Estado. El Gobierno adquiere el rol de promotor de la implantación de las instalaciones solares fotovoltaicas, mediante la conce-sión de ayudas económicas a los inversores.
Financiación, gestión y propiedad
La financiación de los equipos corre por cuenta de los usuarios, a través de los siguientes mecanismos:
• Con subvención a fondo perdido concedida por el Gobierno.
• Con fondos propios tras la instalación y puesta en marcha del sistema.
• Con fondos ajenos, mediante la obtención de un préstamo en una entidad financiera. Los gastos financieros que originen este endeudamiento serán asumidos por el usuario no formando parte de los costos del sistema a los efectos de este análisis económico.
• Los gastos de mantenimiento y conservación serán por cuenta del usua-rio.
En el aspecto del endeudamiento con entidades financieras, es posible pensar en una variante de este de este modelo, introduciendo un marco de relación con las entidades financieras operantes en Perú. Consistiría en la firma de un conve-nio entre la Administración de la Republica y las entidades bancarias operantes en Perú que quieran adherirse al mismo, para el establecimiento de créditos blandos encaminados a la implantación del Proyecto Masivo I.
El mantenimiento de las instalaciones será responsabilidad del propietario. El propietario podrá realizarlo por su cuenta o bien mediante la contratación del ser-vicio total o parcialmente en aquellos casos en que no se vea capacitado para ello.
Valoración económico-financiera
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Este modelo contempla la concesión de una subvención por cuenta de la Admi-nistración, ya que de lo contrario, sin la presencia del Estado no sería una inver-sión objeto del Proyecto Masivo.
Consecuentemente se requiere del análisis y establecimiento de un programa de concesión de subvenciones, cuyo contenido básico sería: cuantía de la ayuda, plazos de concesión, acreditación de la inversión, órgano que la concede y forma de pago (directamente o minorando el costo), gestión de las ayudas, etc.
Del análisis de costos realizado en el modelo de gestión A, donde la propiedad de las instalaciones recae en el Gobierno, se desprende un VAN negativo de 270,86 US$. Éste supone una subvención al usuario que ha optado por este modelo.
La subvención que recibe el propietario que opte por el modelo B deberá ser equivalente a la que perciba en usuario del modelo A, llegándose a este equili-brio con la cifra anteriormente mencionada de con esta medida que la elección de un modelo u otro no constituya discriminación entre los beneficiarios.
Análisis de riesgo
• Riesgos económico-financieros: De la misma manera que en el Modelo A, la falta de dotación de recursos para la Electrificación Rural, o prioridad a otros proyectos contemplados en el PNER en detrimento del Programa Masivo I supondría, en caso de materializarse este riesgo, retrasos en la ejecución de las obras o bien una paralización total si es que la falta de dotación al fondo se da en todos los años del calendario de ejecución del Programa Masivo I. Los agentes de este riesgo son el Estado como parte autora, y los usuarios del Modelo B, que al perder el apoyo económico de la subvención tendrían más dificultades económicas para acceder a la compra del equipo.
Por falta de atención a las cuotas de amortización del préstamo solicitado a las entidades financieras. De producirse esta situación las entidades fi-nancieras adoptarán las medidas previstas para impagos: cobro de inte-reses de demora, embargos etc. Este riesgo afecta a las personas que se encuentren en esta situación, no supone paralización del proyecto.
• Riesgos técnicos: El mantenimiento es un gasto imputable al usuario, por tanto no afectaría a la explotación del programa. Sin embargo, si se dejara de hacer un mantenimiento correcto por ser un servicio caro y por ello las instalaciones no alcanzasen un rendimiento optimo, podría perju-dicar los índices de electrificación que se pretenden alcanzar al final del programa.
Por lo anteriormente mencionado, se cree oportuno intensificar la capaci-tación de los usuarios de este modelo por lo que en el informe corres-pondiente a la “Organización de Comunidades y Programas de Capacita-ción” se incluye un anexo donde se presenta un temario adecuado a sus previsibles necesidades.
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• Riesgos naturales o medioambientales: Tales como catástrofes natura-les, inundaciones, tormentas, fuertes vientos etc. Y aún no siendo de tipo natural, se corre el riesgo de robo o destrozo de los equipos al estar las placas ubicadas en zonas aisladas. Estos siniestros pueden quedar cu-biertos con la contratación de pólizas de seguro. En este modelo el riesgo lo corre el usuario por ser el propietario.
En este modelo el Estado no tiene absoluta garantía de que la instalación de pla-cas solares siga funcionando durante toda la vida útil estimada para estos ele-mentos. La responsabilidad del buen uso y conservación en buen estado del equipo se deja en manos del propietario. El propietario es la parte más interesa-da en sacar el mejor rendimiento a la instalación, por el esfuerzo económico rea-lizado y por el cambio en las condiciones de vida que supone disfrutar de electri-cidad. Un mal uso o mantenimiento deficiente supondría una pérdida económica para él y un retroceso a los antiguos hábitos de vida sin electricidad.
Ventajas e inconvenientes
Las ventajas para el Programa Masivo I son que el Estado requiere de menos fondos para cumplir con el objetivo de instalación de las 20.000 placas. En este modelo el desembolso del Estado son los 270,86 US$ que concede en concepto de subvención, frente a los 780 US$ del costo inicial del modelo A.
Cuantas más personas se acojan a este modelo menos fondos públicos serán necesarios para el cumplimiento del objetivo total o bien el objetivo se puede co-rregir y ampliar el número de personas beneficiadas.
Otra ventaja es la derivada de que el Estado no se ve obligado a gestionar las placas instaladas gracias a su impulso en este modelo, sin olvidar que además, este modelo contribuye a que se consiga antes e incluso se supere el objetivo de electrificación en las zonas rurales.
5.3. Modelo C
Definición y características generales
Este modelo está basado en un régimen económico de arrendamiento de las ins-talaciones. Considerando que el beneficiario final de las instalaciones es el usua-rio se le haría participe en mayor medida de los costos de la instalación y mante-nimiento, esta reversión de los costos ofrece proyectos empresariales generadores de ingresos, por tanto, el usuario paga un precio de mercado por el alquiler de la instalación.
Este modelo puede ampliarse con una variante de arrendamiento financiero y con opción de compra al valor residual, de tal manera que tras un periodo de tiempo, la propiedad revierta a los usuarios.
Financiación, gestión y propiedad
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Podría definirse este modelo como una cofinanciación público - privada. Este modelo favorecería la movilización de las capacidades empresariales, tanto fi-nancieras como de gestión, que es uno de los objetivos de la política económica de la Republica de Perú.
La propiedad de las instalaciones es de las empresas arrendatarias, quienes re-cuperan costos mediante el establecimiento de un precio de mercado.
El Estado haría las correspondientes aportaciones a este modelo mediante la concesión de una subvención, de lo contrario no seria un modelo de gestión que tuviese encaje en el Programa Masivo I. A partir de ahí seguirían las reglas de mercado.
El mantenimiento de las instalaciones es responsabilidad de la propiedad, de tal manera que hasta el momento en que el arrendador no ejecute la opción de compra la responsabilidad del servicio recae en ADINELSA o la empresa pública o privada que gestione los sistemas y posteriormente por el usuario que ya se habrá convertido en propietario.
Valoración económico-financiera
En el alquiler que la empresa privada cobra mensualmente repercute todos los costos en los que incurre desde su puesta a disposición del cliente hasta los gas-tos de mantenimiento y conservación, más un margen de beneficio empresarial.
Análisis de riesgo
• Riesgos económico-financieros: La falta de dotación de los recurso pa-ra la Electrificación Rural que diese lugar a la no concesión de la subven-ción que minora el costo de los equipos, obligaría al arrendatario a incre-mentar las cuotas de alquiler. Los nuevos precios de mercado conseguirían que el modelo no fuese atractivo para el usuario.
El incremento de precios de los equipos también supone un riesgo en la viabilidad del modelo.
• Riesgos en la administración del programa: Por falta de atención a las cuotas de alquiler por parte del arrendador. De producirse esta situación las empresas arrendatarias tomarían las medidas previstas para impagos: retirada de los equipos, etc. Este riesgo afecta a las personas que se en-cuentren en esta situación, no supone paralización del proyecto.
• Riesgos naturales o medioambientales: Tales como catástrofes natura-les, inundaciones, tormentas, fuertes vientos etc. Y aún no siendo de tipo natural, se corre el riesgo de robo o destrozo de los equipos al estar las placas ubicadas en zonas aisladas. Estos siniestros pueden quedar cu-biertos con la contratación de pólizas de seguro. En este modelo el riesgo lo corre la empresa arrendataria, por poseer la propiedad.
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Aplicabilidad territorial
Esta pensado para usuarios que ven en la formula de arrendamiento de los bie-nes una solución al problema del suministro eléctrico, pero sin ningún compromi-so a largo plazo, ni en la adjudicación por parte del Gobierno (Modelo A) ni en propiedad (Modelo B). Es para personas que tienen prevista una movilidad geo-gráfica, matrimonios jóvenes que tienen otros proyectos más inmediatos o gente que de entrada quieren probar.
Ventajas e inconvenientes
Este modelo viene a paliar el hecho de que la inversión pública a realizar por el Gobierno de la Nación en la Electrificación Rural sería un gasto por no contribuir a la generación de riqueza en este caso (en el supuesto de que la energía no se vende, es para uso exclusivo de las familias).
Se trata de un modelo de gestión donde la intervención del Estado se minimiza y se puede conseguir una reducción del plazo de implantación de las 20.000 sis-temas fotovoltaicos contemplados en el Programa Masivo I, porque se liberan fondos públicos.
5.4. Modelo D
Definición y características generales
Configurando una red formada por el Estado, ADINELSA, empresas istaladoras y usuario, con el fin de delegar en las empresas instaladoras parte de la gestión administrativa.
Este modelo requiere que la DEP/MEM haga un registro de empresas instalado-ras homologadas que reúnan unos requisitos básicos tales como solvencia eco-nómica, capacidad técnica y administrativa para la labor de instalación y segui-miento.
Financiación, gestión y propiedad
La financiación será la contemplada en los modelos A y B ya que la propiedad no varía sino el intermediario.
El régimen económico en este modelo puede ser de propiedad estatal y cobro de tarifa al usuario (igual que modelo A) o de propiedad del usuario con pago de la instalación subvencionada por el Estado (modelo B). Es una derivación de los dos modelos anteriores pero introduciendo un nuevo elemento en la gestión, las empresas instaladoras.
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La subvención a conceder por el Estado se hará mediante la empresa instalado-ra, minorando el costo de adquisición y liquidando directamente el Estado con las empresas instaladoras.
La responsabilidad del mantenimiento sigue el mismo esquema descrito para los modelos A y B.
Valoración económico-financiera
Como ha quedado patente, la novedad de este modelo de gestión radica en que entre el Gobierno (DEP/MEM o ADINELSA) y el usuario hay un intermediario, que es la empresa instaladora.
Pensado por ser la empresa instaladora la organización que está más cercana al usuario y con una estructura empresarial suficiente para mantener relación con ADINELSA a la hora de efectuar las liquidaciones correspondientes (p.e.: cobro de cuotas mensuales).
Análisis de riesgo
En este caso, y en función de la alternativa seleccionada (esquema de modelo A o B), los riesgos se corresponderán con los descritos anteriormente para cada modelo.
Cabe añadir sin embargo, que en este modelo hay un riesgo de fracaso en caso de incumplimiento por parte de las empresas instaladoras de las funciones que le han sido delegadas. Con el fin de minimizar en lo posible que este riesgo se pro-duzca, será necesario disponer de unas bases precisas y un procedimiento que regule las relaciones entre los agentes implicados, a saber ADINELSA, empresas instaladoras o intermediarios, y usuarios.
Ventajas e inconvenientes
Desde el punto de vista de la Administración, en este modelo el Gobierno se ve liberado de la gestión de mantenimiento y cobro de cuotas ya que recae sobre terceros, las empresas instaladoras.
Las empresas instaladoras son organizaciones que se encuentran cerca del usuario, repartidas por toda la geografía nacional, más próximas a las localida-des donde se van a instalar los sistemas fotovoltaicos. Generalmente están do-tadas de una estructura empresarial adecuada que conecta, por un lado, con los usuarios para el cobro de los recibos y, por otro, con ADINELSA a la hora de efectuar las liquidaciones correspondientes.
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5.5. Modelo E
Definición y características generales
Régimen de propiedad pública en Gobiernos Regionales o Locales mediante traspaso de fondos del Gobierno Central a los Regionales. Este modelo podrá ser gestionado como el modelo A o como el Modelo B, ya que la variedad está en la descentralización de la Administración Central.
Financiación, gestión y propiedad
La financiación de las inversiones se hará mediante el traspaso del Fondo de Electrificación Rural a los Gobiernos Regionales para poder seguir los modelos de gestión A y B, anteriormente expuestos.
En relación al mantenimiento se seguirán las pautas establecidas tanto para el modelo A como para el B.
Valoración económico-financiera
Se ha observado que las localidades visitadas cuentan un alto grado organizati-vo, por lo que el cobro de los cánones sería aconsejable canalizarlos a través de los comités locales o centros comunales.
Análisis de riesgo
Los riesgos descritos en los modelos A, B y D le son de aplicación a este mode-lo.
Un riesgo especifico de este modelo es un retraso en la transferencia de fondos económicos del Gobierno Nacional a los Gobiernos Regionales y Locales, que supondría un incumplimiento del Programa Masivo I o, al menos, una variación en el calendario de ejecución previsto.
La Ley Nº 27.783 Ley de Bases para la Descentralización es una marco jurídico para que el traspaso de competencias entre Gobierno Nacional y Gobiernos Re-gionales y Locales sea posible. Sin embargo, las gestiones burocráticas para la aplicación de esta Ley pueden hacer que el inicio de las obras se demore en el tiempo.
Ventajas e inconvenientes
Los habitantes de las zonas rurales han manifestado preferencia porque la rela-ción sea con las instituciones públicas que para ellos son más cercanas, las re-gionales o locales.
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Comunidad beneficiada por proyecto de electrificación rural
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6. CONCLUSIONES
A pesar de la novedad que puede suponer la aplicación de los sistemas de energía so-lar fotovoltaica para la producción de electricidad y su ubicación en zonas aisladas, existen numerosas experiencias sobre modelos de gestión que se han ido desarrollan-do a lo largo de los últimos años.
Estas experiencias, en ciertos casos replicadas de unos países a otros, varían en fun-ción de las variables que definen e intervienen en cada modelo de gestión, a saber la financiación, la propiedad, la gestión y el usuario, entre otros.
De los numerosos programas llevados a cabo por gobiernos u otro tipo de institucio-nes, se desprende que éstos deben evitar subsidios continuos y establecer metas para la recuperación de costos y normas mínimas de calidad del servicio para garantizar el éxito del programa y asegurar la satisfacción del usuario.
También es importante que las instituciones no se vean sobrecargadas con costosos sistemas administrativos, y que estén bien capacitadas y preparadas para ofrecer un servicio de calidad a precios razonables.
Un hecho que no debe descuidarse es que el éxito o el fracaso de un programa pue-den afectar la confianza generada entre el proveedor del servicio y las comunidades atendidas. La implicación de todas las partes, desde las instituciones hasta la del pro-pio usuario, es esencial para el buen funcionamiento de cualquiera que sea el modelo adoptado.
El reducido nivel de electrificación en zonas rurales de Perú ha obligado al Gobierno Nacional a elaborar distintas normativas para su desarrollo e implantación. La Ley de Electrificación Rural y de Zonas Aisladas y de Frontera, por un parte, y su posterior de-sarrollo en el Plan Nacional de Electrificación Rural (PNER) son los principales hitos llevados a cabo.
Uno de los primeros problemas que se plantean para desarrollar el PNER es su modo de financiación. En este sentido, la Ley General de Elecrificación Rural promulgada el 30 de mayo de 2006 contempla la asignación de Recursos para la Electrificación Rural (Art. Nº 7), cuyos recursos financieros se consiguen a través de fuentes diversas como las empresas eléctricas, los recursos obtenidos por la privatización de empresas públi-cas, financiación externa, etc.
Una de las principales estrategias recogidas en el PNER es la electrificación de zonas aisladas con reducido consumo energético mediante sistemas de energía solar fotovol-taica. En este sentido, se ha establecido el Programa Masivo de Instalaciones de Mó-dulos Fotovoltaicos que se desarrollará en 3 etapas desde el año 2006 al 2013, con una inversión total de US$ 96,2 millones y se prevé beneficiar a 610.000 personas, siendo la que nos ocupa la Fase 1 donde se instalarán 20.000 Sistemas Fotovoltaicos Domésticos (SFD).
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La definición y caracterización de los modelos de gestión para la implementación de instalaciones de energía solar fotovoltaica en zonas rurales de Perú, se convierte en uno de los apartados fundamentales del trabajo desarrollado en este proyecto. A tal efecto, además de seguir una metodología concreta se han tenido en consideración una serie de criterios generales que han marcado la definición y selección de los mo-delos de gestión, entre otros los siguientes:
• Sólo se tendrán en cuenta aquellos modelos en los que el Gobierno de Perú o los Gobiernos Regionales y Locales tengan una participación activa, es decir, que exista realmente una promoción pública. Este criterio se entiende que que-da recogido, de forma evidente, en el Plan Nacional de Electrificación Rural (Programa Masivo I) y otras leyes y ordenamientos jurídicos.
• La gestión económica de compra-venta de las instalaciones solares y su pro-ducción eléctrica no quedará regulada bajo un sistema tradicional de tarifas sino que se han establecido otro tipo de mecanismos económicos como los subsi-dios, cuotas de abono, etc.
• El horizonte temporal contemplado para el cálculo del VAN ha sido de 10 años, entendiendo que en este período el rendimiento óptimo de la instalación solar está garantizado y, por lo tanto, se pueden establecer las fórmulas de financia-ción correspondientes. También se han realizado los análisis económicos del VAN para el horizonte de los 20 años, tiempo de vida útil de los paneles solares fotovoltaicos.
• Los modelos de gestión planteados, desde una óptica estrictamente económica, han seguido un criterio común en relación a la participación de la Administra-ción. Así, por ejemplo, en el análisis a 10 años en todos los casos el apoyo económico gubernamental es el mismo por lo que no existirán diferencias por la aplicación de modelos entre las diferentes regiones, localidades, viviendas, per-sonas, etc.
• En alguno de los modelos planteados se permite al Estado recuperar parte de la inversión inicial, lo que podrá permitir liberar recursos económicos para, por ejemplo, acelerar el proceso de implantación de las instalaciones solares.
Seguidamente se comentan los resultados más interesantes obtenidos a partir de los escenarios planteados.
Escenario I
En la tabla 5 se presentan las características fundamentales de este escenario, donde nos encontramos con todos los modelos de gestión (A, B, C, D y E, en estos dos últi-mos casos con sus correspondientes 2 alternativas). Destacar que en todos los casos el Gobierno Peruano destina la misma cantidad económica quedando, por lo tanto, la elección del modelo a disposición del beneficiario sin que existan privilegios desde la administración.
La no aplicación, en este escenario, del VAN social hace que todos los modelos de gestión presenten un VAN negativo (salvo el modelo C).
Escenario II
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En este caso, los modelos de gestión aplicables son aquellos donde tiene sentido in-troducir el concepto de VAN social, es decir, A, B, C, D y E. Sus características se re-cogen en la tabla 6.
La aplicación del VAN social hace que todos los modelos de gestión presenten un VAN positivo lo que, de alguna manera, justifica la participación de la administración (Go-biernos) en este proyecto.
Escenario III
Los fundamentos de los modelos aplicados (A, C, DI y EI), en esta ocasión, quedan re-cogidos en la tabla 7. En el caso concreto del modelo C, teniendo en cuenta que los agentes privados que intervienen en el proceso (empresas pequeñas) no buscan la misma rentabilidad económica que las grandes compañías eléctricas, se ha considera-do para la comparación una tasa de actualización del 5%.
El VAN para todos los modelos planteados, salvo el modelo C, bajo este escenario sa-le negativo, lo que indica que, en principio, la iniciativa privada no tendrá demasiado in-terés en participar en este tipo de proyectos, bajo las consideraciones establecidas.
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Tabla 4 – Principales características de los modelos de gestión (Análisis I)
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Tabla 5 – Principales características de los modelos de gestión (Análisis II)
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Tabla 6 – Principales características de los modelos de gestión (Análisis III)
37
7. BIBLIOGRAFÍA
• Decreto Ley Nº 25.844 donde se establece la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE).
• Decreto Supremo Nº 009-93 EM donde se define el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (RLCE).
• Ley Nº 27.232 donde queda estructurada la Ley Marco de Organismos Reguladores de la inversión Privada en Servicios Públicos.
• Ley Nº 28059 - Ley Marco de Promoción de la Inversión Descentralizada.
• Ley Nº 28749 - Ley General de Electrificación Rural.
• PROYECTO PER/98/G31 “Electrificación Rural a base de Energía Fotovoltaica en el Perú”, Informes de gestión 2003 y 2004.
• Plan Nacional de Electrificación Rural de Perú (Agosto, 2004).
• Ley 27.744 de 31 de mayo de 2002 sobre Electrificación Rural y de Zonas Ais-ladas y de Frontera.
• Rural electrification in the developing world: Lessons from successful programs, World Bank Infrastructure Knowledge Base on the Internet.
• Evaluación de programas de electrificación rural - Banco Mundial:
⇒ República Dominicana (1995)
⇒ Indonesia (1995)
⇒ Filipinas (1995)
⇒ Sri Lanka (1995)
• Institutional and finantial models – Hansen, R.D 1994.
• Modelos y métodos de provisión de servicios eléctricos rurales - Daniel B. Wa-ddle, NRECA Internacional, LTD,1997:
⇒ Bolivia
⇒ Brasil
⇒ Solar Electric Light Fund
• México: Programa de electrificación rural con energía renovable PRONASOL – Huacuz, J.M y A.M. Martínez, México, 1994.
• Rural electrification : A review of World Bank and USAID – Finanaced Projects – World Bank Background paper 1990.
• Solar Photovoltaics in Africa: Experiences with financing and delivery models – United Nations Delivery Programme – Global Environment Facility, 2004.
• Proyecto Taquile (Perú) - Manfred Horn, Centro de Energías Renovables de la Universidad Nacional de Ingeniería (CER-UNI).
• Modelo de gestión de servicios eléctricos aislados - Teodoro Sánchez Campos y Rafael Escobar ITDG.
38
• Modelo de administración de la energía eléctrica no convencional con sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) – ADINELSA.
• Aproximación a una metodología para abordar proyectos de electrificación rural fotovoltaica – Eduardo Lorenzo, septiembre 1999.
• La electrificación rural en el ámbito de cooperación - Eduardo Lorenzo, sep-tiembre 1999.
• Energía solar fotovoltaica para la agricultura y desarrollo sostenibles – B. Van Campen, D. Guidi y G. Best, FAO 2000.
• The GEF Solar PV Portfolio: Emerging Experience and Lessons - E. Martinot, R. Ramankutty and F. Rittner, 2000.
• Artículo “Solar energy from the weekly market” – Iris Krampitz Sun & Wind En-ergy Magazine 1- 2005
39
ANEXOS
1
Anexo I. Modelos de gestión: análisis de rentabilidad a 10 años
2
Anexo II. Modelos de gestión: análisis de rentabilidad a 20 años
3
Anexo III. Modelo de gestión A: sistema prepago
El modelo que se presenta en este Anexo, en el que también se incluye el análisis económico-financiero (analizando tanto la opción del VAN social como del VAN priva-do), no es más que el modelo de gestión A adaptado. Por este motivo, entre otros (p.e.: el nivel de inversión inicial es distinto), el análisis no es comparable con el resto de modelos.
Alguna característica especial de este modelo es:
• A través del establecimiento de la tarjeta prepago se busca una compensación de la gestión administrativa con el mantenimiento.
• Las cuotas mensuales no están vinculadas con la inversión sino con cánones establecidos con criterios comerciales (nivel de uso semanal/mensual/... del equipo).
Características técnicas de los contadores prepago
A medida que el mercado fotovoltaico evoluciona van apareciendo nuevos productos con prestaciones diseñadas específicamente para cada aplicación, y el caso de los SFDs no es una excepción.
Por ejemplo, existe la innovación de ofrecer en una sola pieza un sistema de almace-namiento, regulación y control que desempeña, además de las funciones conocidas del acumulador y del regulador fotovoltaico, la función de controlar el pago que el usuario ha satisfecho por la utilización del sistema. En este caso, mediante el pago de una cantidad, el usuario recibe una clave a introducir en su sistema que le da derecho a la utilización del mismo durante un determinado número de días, en función del des-embolso efectuado. Al término de dicho plazo, si el usuario no ha adquirido e introduci-do mediante un teclado una nueva clave en el sistema, el suministro eléctrico quedará interrumpido hasta que el pago se efectúe.
Este sistema, denominado contadores de prepago, presenta la aparente ventaja de gestionar el pago de las cuotas a satisfacer por el cliente, con el supuesto beneficio de la rápida acción punitiva de cortar el suministro al moroso. Otra ventaja puede ser la de crear una cierta actividad económica con la comercialización de claves del sistema que puede venir a paliar la merma que en la comercialización de queroseno puedan tener los agentes que hasta la llegada de los SFDs vendían a los usuarios el queroseno de las lámparas, en caso de ser estos los nuevos comercializadores de claves.
Lógicamente, para evitar que un mismo código sea introducido en varios contadores de prepago, es necesario un sistema de códigos que a partir del número de serie de cada contador de prepago sea capaz de generar una clave que proporcione informa-ción al sistema, a cada sistema en concreto, del número de días por el que el pago ha sido realizado (es de suponer que pueda no ser un número fijo de días). El número de claves necesario por cada regulador ha de ser muy elevado para que estas claves no se agoten antes del fin de vida útil del sistema y, además, ante la contingencia de que la clave pudiera ser comprada a distintos comercializadores de claves, se ha de controlar que, dado que cada clave ha de ser de un solo uso, distintos comercializadores no venden dos veces la misma clave ya que el contador de prepago no aceptará la clave dos veces; es decir, los puntos de comercialización han de estar comunicados entre sí. Es de suponer que estos condicionamientos ya han sido resueltos por los comercializadores de los contadores de prepago y que disponen de
4
mercializadores de los contadores de prepago y que disponen de sistemas capaces de acomodarse a las mencionadas especificaciones.
Controlador prepago
Más allá del costo de adquisición de los contadores de prepago -más complicados que los acumuladores y reguladores convencionales, por lo que serán más caros-, parece que el costo de los equipamientos que han de acompañar al sistema de comercializa-ción completo ha de ser muy elevado, dado que el programa de electrificación rural tendrá que incluir la adquisición de los terminales de venta que, a partir del número de serie, generan los códigos sin posibilidad de agotamiento de claves, ni de repetición, y con un servicio de venta de claves cercano al usuario de los SFDs -por lo menos ha de haber tantos puntos de comercialización de códigos como puntos de venta de quero-seno para que el usuario no note una merma de servicio-.
Conjunto cofre de batería - controlador
Además, los suministradores de contadores de prepago han de responder satisfacto-riamente a las siguientes cuestiones:
5
Interrogantes a los contadores prepago
¿Es el sistema de introducción de claves adecuado para lugares en los que el nivel de educación es bajo? ¿Es una persona en esas condiciones será capaz de utilizar el sis-tema sin dificultad?
¿La red de comercialización de claves será lo suficientemente extensa? Si el punto de adquisición de claves no es cercano al usuario, existe la posibilidad de cortes de sumi-nistro por imposibilidad física de desplazarse a efectuar el pago, por ejemplo, por ser un desplazamiento que se viene efectuando cada varios días. Esto se evita mediante el prepago de suficientes días como para salvar las posibles contingencias, pero a cos-ta de un esfuerzo económico por adelantado que quizá no sea fácil de satisfacer por muchos usuarios. Esto puede dar lugar a la infrautilización de los SFD sin que concu-rra falta de recursos económicos.
¿Cuál es el número mínimo de días que se puede comprar mediante la adquisición de claves? ¿Son días consecutivos o pueden utilizarse aleatoriamente? Dependiendo las respuestas a estas preguntas la rentabilidad de la administración del sistema puede ser, cuando menos, dudosa.
En caso de corte de suministro por impago, a la hora de comprar la clave para el reen-ganche ¿es necesario pagar por los días que no se ha utilizado? En caso afirmativo, esto puede dar lugar a que en un momento dado los sistemas se dejen de usar por ser grande la deuda contraída, y por tener que pagar por unos días en que no se ha obte-nido ningún servicio.
¿Cuál será el plazo de respuesta del administrador local de los sistemas en el caso de que, por vandalismo o por accidente –niños-, alguien manipule el contador de prepago, dejando al usuario, por activarse la alarma de fraude, sin suministro? ¿A cargo de quién será la intervención? Parece lógico que recaiga sobre el propietario del sistema, siendo éste un costo que en los sistemas convencionales no existe, un costo exclusivo de este sistema de gestión.
Existe la posibilidad de que un usuario opte por desconectar el panel del contador de prepago, conectarlo a otra batería (incluso sin regulador) a la que conectaría también directamente las cargas, y opte por utilizar el SFD la mitad del mes según este esque-ma y la otra mitad según el sistema de claves (reconectando el panel y las cargas al contador de prepago). ¿Cuál sería la respuesta del sistema de administración? ¿Cabe la posibilidad de retirarle el SFD por utilizarlo solamente quince días al mes, si no se detecta el fraude de los otros quince días? Es decir, ¿a alguien que sólo paga quince días al mes, porque no tiene dinero para más, se le retiraría el SFD? En caso negativo, ¿cómo afecta este uso a la rentabilidad del sistema?
Y por último, el que posiblemente es el interrogante más importante a la hora de tomar la decisión: ¿Qué sucederá en caso de una segunda o de una tercera fase de electrifi-cación rural con SFD? Es necesario que la red de comercialización de códigos sea la misma en el hipotético caso de un nuevo programa de electrificación rural con SFDs. Para ello, si no se quiere duplicar la red de comercialización de códigos (lo que signifi-ca duplicar gastos de administración del sistema) el sistema utilizado para la genera-ción de claves ha de ser abierto a los diversos fabricantes que quieran ofertar (cosa harto dudosa) o de lo contrario, el suministrador de contadores de prepago será siem-pre el mismo, con lo que significa quedar atado en un primer concurso a un único su-ministrador de sistemas.
6
Anexo IV. Modelos de gestión: fichas resumen