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PROVINCIA DEL CHACO

SECRETARÍA DE TRANSPORTE, OBRAS Y SERVICIOS PÚBLICOS

EN EL MARCO DEL PROGRAMA DE DESARROLLO E INTEGRACIÓN DE LAS PROVINCIAS DEL NORTE ARGENTINO

ESTUDIO DE FACTIBILIDAD

PROYECTO

LÍNEA ALTA TENSIÓN DE 132 kV

JUAN JOSÉ CASTELLI – ET 132/33/13,2 kV

Y OBRAS COMPLEMENTARIAS

ABASTECIMIENTO ELÉCTRICO DEL NOROESTE PROVINCIAL

Mayo 2007

ÍNDICE

I. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO 3

1. Fundamentación 3

2. Situación actual del sistema 4

3. Objetivos del proyecto 6

4. Obras que integran el proyecto 7

5. Breve descripción del proyecto 7

II. EVALUACIÓN ECONÓMICA DEL PROYECTO 9

1. Costos del proyecto 9

2. Evaluación económica 11

2.1. Enfoque metodológico 11

2.2. Información utilizada para la evaluación del proyecto 12

2.3. Información utilizada para la evaluación de la alternativa (Grupo TG) 13

2.4. Indicadores económicos 14

2.5. Momento óptimo de ejecución del proyecto 14

2.6. Análisis de sensibilidad 15

2.7. Conclusiones 16

3. Impacto ambiental del proyecto 19

ANEXOS

ANEXO - I: MARCO INSTITUCIONAL

ANEXO - II: SITUACIÓN ECONÓMICA Y SOCIAL DEL ÁREA

ANEXO - III: EVALUACIÓN ECONÓMICA

APÉNDICE - III - A: DATOS TÉCNICOS COMPLEMENTARIOS

APÉNDICE – III - B: COSTOS DEL PROYECTO

ANEXO - IV: ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL LAT DE 132 kV

ANEXO - V: ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL LMT DE 33 kV

Ministerio de Economía, Obras y Servicios PúblicosSecretaría de Transporte, Obras y Servicios Públicos

I. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO

1. Fundamentación

El mejoramiento de la infraestructura básica y de los servicios conexos constituye uno de los aspectos prioritarios de la política de desarrollo provincial. En este marco, se asume que las deficiencias del sistema eléctrico constituyen un obstáculo para la obtención de tasas de crecimiento que permitan superar el atraso relativo que manifiesta la economía chaqueña. En el caso específico del área del proyecto se requiere mejorar la calidad del abastecimiento de energía eléctrica para contribuir a desarrollar ventajas competitivas que permitan alcanzar un mayor grado de especialización productiva y facilitar su integración a la economía provincial y nacional.

Por otro lado, el proyecto se enmarca en los progresos alcanzados en las últimas décadas por el sistema eléctrico chaqueño, visualizado a través de la expansión de las redes de transmisión y distribución de energía. La provincia cuenta con una malla constituida por líneas e instalaciones de Alta, Media y Baja Tensión a través de la cual se abastece a unos 230.000 usuarios. En el caso del sistema eléctrico rural, vinculado al Sistema Interconectado Provincial, este se compone de alrededor 10.000 km de líneas que abastecen a unas 11.500 familias. El servicio es prestado por 17 Cooperativas de usuarios a las que, en algunas zonas, se suma SECHEEP.

Sin embargo, estos logros se distribuyen en forma desigual y persisten desequilibrios en la calidad del suministro y en las posibilidades de acceso al servicio entre la población residente en zonas urbanas y rurales. Esta situación constituye una característica distintiva del área del proyecto, particularmente en el Departamento General Güemes, y condiciona la realización de inversiones destinadas a incrementar la producción de bienes y servicios. Estas deficiencias, conjuntamente con otras carencias que se observan en la dotación de infraestructura básica, inciden negativamente sobre las posibilidades de desarrollo económico y social del Noroeste Chaqueño. En este sentido, la corrección de estas desigualdades está íntimamente ligadas con:

i. La realización de inversiones que contribuyan a incrementar la generación de valor agregado económico y de empleo productivo, consolidando la integración regional de las cadenas de de valor, fundamentalmente aquellas ligadas al sector agropecuario y forestal;

ii. La aplicación de técnicas apropiadas de producción de bienes y servicios, acorde a la disponibilidad de una fuente de abastecimiento eléctrico confiable y de calidad, que contribuya a mejorar la productividad y la rentabilidad de las actividades económicas; y

iii. El mejoramiento de la calidad de vida de la población y el incremento del capital social, como factor imprescindible y estrechamente vinculado con las posibilidades de aceleración del ritmo de desarrollo económico y social del área del proyecto.

La ciudad de Juan José Castelli, cabecera del Departamento General Güemes, se encuentra interconectada con Presidencia Roque Sáenz Peña a través de una línea de 33 kV. En este marco, el incremento de la disponibilidad de potencia para satisfacer la demanda no resulta factible desde el punto de vista técnico. A esto se suman las deficiencias en la calidad del servicio, aspecto que se manifiesta a través de la magnitud de la Energía No Suministrada (ENS) y de la Energía Fuera de Banda (EFB). Esta situación impide también realizar interconexiones con otras localidades del área, las que poseen generación aislada de energía con motores diesel de combustión interna.

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LAT 132 kV Presidencia Roque Sáenz Peña – Juan José Castelli y Obras Complementarias

En este contexto, la obra principal y las obras complementarias incluidas en el proyecto resultan prioritarias para optimizar el sistema de transmisión de energía eléctrica en el Noroeste Chaqueño. La ampliación de la Red Provincial de Alta Tensión de 132 kV y de Media Tensión de 33 kV resulta indispensable también para avanzar en la concreción de obras de suministro eléctrico por redes en las zonas rurales del Departamento General Güemes. Si bien existen fuentes alternativas para la provisión de electricidad en estas zonas, como el aprovechamiento de la energía solar, esta opción constituye una solución puntual y con un menor grado de confiabilidad, mientras que el uso de combustibles líquidos posee un alto costo de operación y mantenimiento de los equipos.

El Proyecto de mejoramiento de la provisión de energía eléctrica al Noroeste Chaqueño se inserta en una estrategia de desarrollo social y económico provincial destinada a potenciar sus beneficios a través de la complementariedad con otras obras esenciales para mejorar el ambiente de inversión y de negocios del área. En este sentido, se asume que este proceso, como resultado del mejoramiento de la infraestructura básica, depende de otros activos, como la infraestructura complementaria en salud, educación, caminos y comunicaciones, las que también resultan imprescindibles para contribuir a incrementar el capital social.

2. Situación actual del sistema

La distribución de energía eléctrica en las localidades situadas al Noroeste provincial se realiza desde la Estación Transformadora de Presidencia Roque Sáenz Peña y a través de una Línea de Media Tensión (LMT) de 33 kV, con conductores de 120 mm2 de sección de AL/AL. A cincuenta y cinco (55) km de distancia se encuentra un usuario (industrial) que posee un transformador de 33/13,2 kV de uso exclusivo, cuya demanda es de 1,2 MW. A cinco (5) km de este punto se localiza la Estación Transformadora de Tres Isletas de 33/13,2 kV, con un transformador de 5 MVA y capacitares por 3 MVAr en 13,2 kV, cuya demanda máxima es de 3,26 MW.

Desde la localidad de Tres Isletas la LMT de 33 kV continúa sesenta (60) km hasta llegar a la Estación Transformadora de J. J. Castelli de 33/13,2 kV, la que dispone de un transformador que eleva la tensión a 33 kV y desde cuya barra parte una línea de 50 mm2 de sección de AL/AL de sesenta y cuatro (64) km de extensión que alimenta a la Estación Transformadora de Villa Río Bermejito. Esta posee un transformador de 1,6 MVA y una demanda máxima de 0,81 MW y capacitores instalados de 0,5 MVAr. Desde la ET de Villa Río Bermejito se alimenta, con una línea de iguales características y de cuarenta y cinco (45) km de longitud, a la ET de El Espinillo de 33/13,2 kV. Esta cuenta con un transformador de 0,25 MVA y una demanda máxima de 0,15 MW.

A partir del año 2005 se ha restringido el ingreso de plantas industriales dedicadas al desmote de fibra de algodón en el horario pico de la tarde (13:00 a 17:00 horas), como así también en el horario pico nocturno (21:00 a 24:00 horas), con una potencia de 1,5 MW en J. J. Castelli y 1,2 MW en Tres Isletas, lo que representa una energía no suministrada. Además, debieron instalarse dos grupos electrógenos, con una potencia de 1,2 MW, en J. J. Castelli para mejorar el perfil de tensiones. Esto implica que en caso de liberarse la demanda hay que sumarle a la registrada las potencias antes mencionadas. A esto debe adicionarse la cantidad de cortes que se producen por las condiciones de tensión y carga con la que trabaja actualmente la línea.

Por otro lado, SECHEEP ha tomado la decisión de interconectar la Estación Transformadora de J. J. Castelli a las localidades situadas en la zona del denominado “Impenetrable Chaqueño”, con una línea de 33 kV de 180 km de longitud hasta una Estación Transformadora a construirse en Misión Nueva Pompeya. Esta localidad posee actualmente un sistema de generación aislada pero, a su vez, está interconectada con las localidades de Wichí, El Sauzal, El Sauzalito, El Viscacheral y Fuerte Esperanza. Todo este sistema incrementaría la potencia en la barra de 33 kV de la Estación Transformadora de J. J. Castelli en 1,2 MW, aproximadamente.

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Asimismo, en el marco del Programa de Servicios Agrícolas Provinciales (PROSAP), receptor de recursos redireccionados de préstamos en cartera acordados entre el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y la Nación Argentina (Contratos de Préstamo 899/OC-AR-1 y 899/OC-AR-2), la Provincia del Chaco ha presentado un Proyecto de Electrificación Rural en Áreas Productivas que contempla la extensión de las redes de suministro eléctrico a potenciales usuarios localizados en la zona de influencia del presente Proyecto. Esto implicaría un incremento de la potencia en la barra de 33 kV de la Estación Transformadora de J. J. Castelli estimado en 0,4 MW.

La situación actual del Sistema también puede inferirse a partir de las demandas registradas en el Sistema Provincial en 132 kV y, fundamentalmente, por las estadísticas de SECHEEP correspondientes al Subsistema del Noroeste Provincial (zona en evaluación), abastecido desde la ET de Presidencia Roque Sáenz Peña a través de una Línea de Media Tensión de 33 kV.

La demanda de pico alcanzada el 19/12/06 en el Sistema Provincial de 311,23 MW, describe la situación crítica en que se encuentra el abastecimiento eléctrico en el área de influencia directa del Proyecto1. En lo que se refiere a la situación de las localidades de J. J. Castelli, Villa Río Bermejito, Miraflores y El Espinillo, ubicadas en el Departamento General Güemes, muestra niveles de tensiones fuera de los límites establecidos por CAMMESA, para esta condición de demanda, a lo largo de la línea de 33 kV (con una longitud total de 188 Km).

En forma gráfica se indica a continuación el perfil de tensiones asociadas al despacho horario del pico de la demanda registrada en las localidades incluidas en el área del Proyecto:

Los niveles de tensión en 33 kV alcanzan 36,9 kV, 29,9 kV y 26,1 kV en la Estación Transformadora de Presidencia Roque Sáenz Peña y en Tres Isletas y J. J. Castelli, respectivamente. Por otro lado, algunas localidades del área se abastecen a través de un sistema de generación aislado situado en Misión Nueva Pompeya, el que se

11 En el ANEXO – III - A se adjunta el flujo de potencia para la demanda del Subsistema del Noroeste Chaqueño En el ANEXO – III - A se adjunta el flujo de potencia para la demanda del Subsistema del Noroeste Chaqueño (Pág. 4).(Pág. 4).

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Perfil de Tensiones de la Línea de 33 kV

kV; 36,9

kV; 29,9

kV; 26,1

15

20

25

30

35

40

E.T S. Peña 33 kV Tres Isletas J. J. Castelli

Localidades

kV

kV


encuentra interconectado, en una tensión de 13,2 kV, con las localidades de Wichí, El Sauzal, El Sauzalito, El Viscacheral y Fuerte Esperanza.

La situación descripta contribuye a evidenciar las condiciones de operación del Subsistema del Noroeste Chaqueño. Estas también se reflejan a través de las restricciones impuestas para el ingreso de plantas industriales dedicadas al desmote de fibra de algodón en el horario pico de la tarde (13:00 a 17:00 horas) y en el horario pico nocturno (21:00 a 24:00 horas), con una potencia de 1,5 MW en J. J. Castelli y 1,2 MW en Tres Isletas, aspectos mencionados con anterioridad.

Los problemas tienden a agudizarse como consecuencia de las demandas de las industrias instaladas en el área: desmotadoras de algodón; frigoríficos; aserraderos; carpinterías; tornerías; fábricas de muebles, pisos, aberturas y tarimas de maderas; talleres de herrerías y de reparación de tractores y maquinarias agrícolas; entre otras vinculadas con la elaboración de productos alimenticios2. La falta de garantía en el suministro eléctrico, en las condiciones de calidad y confiabilidad requeridas, restringe también la instalación de nuevas plantas industriales dedicadas al procesamiento de bienes de origen agropecuario y forestal.

Otro indicador de la situación actual está constituido por las pérdidas de la Línea de 33 kV para la condición de demanda máxima registrada en el Sistema de SECHEEP, que representó, en el año 2006, el 19,23% en el subsistema evaluado. En el siguiente gráfico se observa que el consumo por pérdidas de la línea es superior, con excepción de las localidades de J. J. Castelli y Tres Isletas, a todas las demás demandas de las localidades que en forma individual componen el subsistema:

3. Objetivos del proyecto

El Proyecto se enmarca en el Programa “Desarrollo e Integración de las Provincias del Norte Argentino”, cuyo objetivo es facilitar la integración de las diversas regiones productivas de las provincias del NOA y NEA al proceso de desarrollo económico. Para esta finalidad se propone el mejoramiento de las condiciones de accesibilidad y

22 Ministerio de la Producción. Dirección de Industria y Minería. Ministerio de la Producción. Dirección de Industria y Minería.

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COMPOSICIÓN DE LAS DEMANDAS DE LAS LOCALIDADES Y PARTICIPACION DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGIA DE LAS LINEAS DE 33 KV AÑO 2006

J.J. Castelli

45%

Tres Isletas

26%

V.R. Bermejito5%

Miraflores4%

El Espinillo1%

Pérdidas19%


conectividad intra e interregional y/o complementando las inversiones y acciones, tanto públicas como privadas, para facilitar el proceso de crecimiento dentro de los diferentes núcleos y circuitos de actividad económica.

En el contexto anterior, el objetivo del Proyecto es resolver las restricciones que ofrece el abastecimiento de energía eléctrica en el Noroeste del Chaco, mediante la construcción de una Línea en Alta Tensión de 132 kV, en una longitud de 110 km, entre Presidencia Roque Sáenz Peña (Departamento Comandante Fernández), pasando por la ciudad de Tres Isletas (Departamento Maipú), y llegando a J. J. Castelli (Departamento General Güemes); y la transformación a Media y Baja Tensión, 132/33/13,2 kV en esta localidad.

La LAT de 132 kV Presidencia Roque Sáenz Peña - J. J. Castelli sustentará el tendido de una Línea de Media Tensión (LMT) de 33 kV que unirá, a través de una extensión de 180 km, este punto con Misión Nueva Pompeya, posibilitando el suministro eléctrico a las localidades de Miraflores, Wichí, El Sauzal, El Sauzalito, Vizcacheral, Fuerte Esperanza, Fortín Lavalle, Villa Río Bermejito y sus zonas rurales de influencia. Esta obra, complementaria a la obra principal, contempla también la construcción de las Estaciones Transformadoras de 33/13,2 kV en Miraflores y Nueva Pompeya.

El proyecto, además, de resolver las limitaciones propias de la Línea de Media Tensión de 33 kV a través de la cual se abastecen actualmente las localidades del área, posibilitará absorber las demandas incrementales de energía; y aumentará la confiabilidad del sistema eléctrico; reducirá los costos implícitos de la Energía No Suministrada (ENS) y de la Energía Fuera de Banda (EFB).

4. Obras que integran el proyecto

Para la consecución del objetivo planteado, el Proyecto se integra de las siguientes obras:

Línea de Alta Tensión de 132 kV, con una extensión de 110 Km., partiendo desde la ET de Presidencia Roque Sáenz Peña (Departamento Comandante Fernández), siguiendo la traza de un ramal ferroviario inactivo hacia el Norte, pasando por la localidad de Tres Isletas (Departamento Maipú) hasta llegar a J. J. Castelli (Departamento General Güemes), donde se construirá la Estación Transformadora de 132/33/13,2 kV.

ET de 132/33/13,2 kV en J. J. Castelli, con un transformador de 20 MVA, campo exterior en 132 kV, interior en 33 kV y 13,2 kV, celdas de seguridad aumentada y salidas con cables subterráneos para suministros a las localidades de Miraflores, Misión Nueva Pompeya, Wichí, El Sauzal, El Sauzalito, Vizcacheral, Fuerte Esperanza, Fortín Lavalle, Villa Río Bermejito y las zonas rurales del Departamento General Güemes.

Línea de Alta Tensión de 132 kV, Doble Terna, con una longitud de 8 km, desde la Estación Transformadora de 500 kV de la Línea de Interconexión NOA - NEA, hasta la Estación Transformadora de Presidencia Roque Sáenz Peña.

Campos de Entrada Línea de 132 KV (Doble Terna) en la ET Presidencia Roque Sáenz Peña; con seis Seccionadores de barra 132 kV, tres Interruptores 132 kV, dos Seccionadores 132 kV con PAT, seis Transformadores de Corriente (TI), seis Transformadores de Tensión (TV), seis Descargadores de sobre tensión, dos Relé de protección a distancia, una Terminal Remota (RTU), un Tablero de Comando e Interconexión, Estructuras, Barras, Cableado Subterráneo, etc.

Campo de Salida de 132 KV en la ET Presidencia Roque Sáenz Peña, con un seis Seccionadores de barra 132 kV, tres Interruptores 132 kV, dos Seccionadores de línea 132 kV con PAT, seis Transformadores de Corriente (TI), seis Transformadores de Tensión (TV), seis Descargadores de sobre tensión, dos

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Relé de Protección de distancia, una Terminal Remota (RTU), un Tablero de Comando e Interconexión, Estructuras, Barras, Cableado Subterráneo, etc.

Completamiento de Campos en la ET Presidencia Roque Sáenz Peña; con once Seccionadores de barra 132 kV, un Interruptor 132 kV, un Seccionador de 132 kV con PAT, tres Transformadores de Corriente (TI), tres Transformadores de Tensión (TV), tres Descargadores de sobre tensión, un Relé de protección a distancia, un Tablero de Comando e Interconexión, Estructuras, Barras, Cableado Subterráneo, etc.

Línea de Media Tensión de 33 kV, con una extensión de 180 km, que partirá desde la ET de J. J. Castelli y se dirigirá hacia el Noroeste, siguiendo la traza de Ruta Provincial Nº 9 (pavimentada) hasta la localidad de Miraflores, continuando luego a la vera rutas de tierra hasta llegar a la Estación Transformadora de Misión Nueva Pompeya.

Estación Transformadora de 33/13,2 kV en Miraflores, con un Campo de Entrada de Línea en 33 kV; un campo de Entrada a Transformador de 33/13,2 KV; un Campo de Salida de Línea en 33 kV y un Edificio de Comando equipado.

Estación Transformadora de 33/13,2 kV en Misión Nueva Pompeya, con un Campo de Entrada de Línea en 33 kV; un campo de Entrada a Transformador de 33/13,2 KV y un Edificio de Comando equipado.

5. Breve descripción del proyecto

La Línea de Alta Tensión de 132 kV, con una extensión de 110 Km, partirá desde la Estación Transformadora de Presidencia Roque Sáenz Peña (Comandante Fernández), siguiendo en la mayor parte de su recorrido la traza de un ramal ferroviario hacia el Norte y el resto por caminos suburbanos y rurales, pasando por Tres Isletas (Maipú) hasta llegar a J. J. Castelli (General Güemes) donde se construirá la Estación Transformadora de 132/33/13,2 kV (Mapa Nº 1).

La LAT de 132 kV se construirá en Simple Terna, soportada con estructuras compuestas por columnas, ménsulas y demás accesorios de Hormigón Armado. En zonas urbanas y suburbanas la distribución de los conductores será del tipo Coplanar Vertical, con una altura mínima de 9,00 metros, mientras que en las zonas rurales se dispondrán en forma Triangular, con altura mínima de 8,00 metros. El conductor a utilizar será de Al/Al de 150/25 mm2 de sección.

El aislamiento previsto es del tipo suspendido, mediante aisladores de porcelana color marrón; con protección ante descargas atmosféricas mediante hilo de guardia de acero. Las fundaciones serán de Hormigón Simple Clase F o de Hormigón Armado, según corresponda al tipo de suelo, con puesta a tierra en todas las estructuras mediante jabalinas hincadas a 1,5 metros de la fundación y a 0,5 metros de profundidad. En el caso de no alcanzarse el valor de resistencia de tierra propuesto se agregarán jabalinas hasta lograrlo, de acuerdo a las Reglamentación de Líneas Aéreas Exteriores de Media Tensión y Alta Tensión de la Asociación Electrotécnica Argentina.

Por su parte, la LAT de 132 kV que vinculará a la Estación Transformadora de 500 kV de la Línea de Interconexión NOA – NEA con la Estación Transformadora de 132 KV de Presidencia Roque Sáenz Peña, localizada sobre lado Sur de la Ruta Nacional Nº 16, tendrá una extensión de ocho (8) km y seguirá una traza rumbo Norte, ocupando la franja de servidumbre del electroducto de la LAT de 132 kV que vincula a las ciudades de Presidencia Roque Sáenz Peña y Villa Ángela.

La Línea constará con Dos Ternas en 132 kV, soportadas con estructuras de columnas, crucetas y demás accesorios de Hormigón Armado. La distribución de conductores por terna será del tipo Coplanar Vertical, previéndose utilizar conductores de Aluminio con alma de Acero de 300/50 mm2 de sección. El aislamiento será suspendido, con aisladores de porcelana y protección ante descargas atmosféricas mediante hilo de

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guardia de acero de 50 mm2. Las fundaciones serán de Hormigón Simple Clase F o de Hormigón Armado, según corresponda al tipo de suelo, con puesta a tierra en las estructuras mediante jabalinas hincadas a 1,5 metros de la fundación y a 0,5 metros de profundidad por debajo del nivel del terreno, de acuerdo a las Reglamentación de Líneas Aéreas Exteriores de Media Tensión y Alta Tensión de la Asociación Electrotécnica Argentina.

En cuanto a la LMT de 33 kV, esta contará con una extensión de 180 Km y partirá desde la ET de J. J. Castelli, siguiendo la traza de la RP Nº 9 hacia el Noroeste, hasta llegar a Miraflores, donde se construirá una ET de 33/13,2 kV. Luego seguirá con rumbo Noroeste unos 10 Km, desviando hacia el Oeste 20 Km para tomar, seguidamente, rumbo Norte otros 20 Km, desviando luego hacia el Oeste un tramo de 40 Km, a partir del cual retoma rumbo Norte recorriendo otros 41 Km, para finalmente desviar hacia el Oeste y llegar a la ET de 33/13,2 KV de Misión Nueva Pompeya (Mapa Nº 2). Su recorrido seguirá las banquinas de rutas y caminos de la red vial provincial.

La LMT de 33 kV será construida en Simple Terna, soportada con estructuras compuestas por columnas, crucetas y ménsulas de Hormigón Armado. En zonas urbanas y suburbanas la distribución de conductores será del tipo Coplanar Vertical, mientras que en la zona Rural se dispondrán en forma Triangular. El conductor a utilizar es de Aluminio con alma de Acero de 120/20 mm2 de sección. El aislamiento será del tipo suspendido mediante aisladores de porcelana; con protección ante descargas atmosféricas mediante hilo de guardia de acero de 25 mm2.

Las fundaciones serán de Hormigón Simple Clase F o de Hormigón Armado, según el tipo de suelo, con puesta a tierra en todas las estructuras mediante jabalinas hincadas a 1,5 metros de la fundación y a 0,5 metros de profundidad por debajo del nivel del terreno. Los soportes dobles llevarán una jabalina por cada columna. En el caso de no alcanzarse el valor de resistencia de tierra propuesto se agregarán jabalinas de acuerdo a las Reglamentación de Líneas Aéreas Exteriores de Media Tensión y Alta Tensión de la Asociación Electrotécnica Argentina.

La morsetería para las estructuras de suspensión, simple o doble, comprenderá desde el péndulo hasta la morsa de suspensión y será antimagnética y de triple articulación, de amplia curvatura en sentido vertical y acampanado a fin de evitar rozamiento con el conductor. Para la retención la morsetería será del tipo doble cadena de aisladores y comprenderá desde el estribo hasta la morsa de retención del tipo cable pasante. Para el cable de guardia en las suspensiones se instalará morsetería de apoyo articulada y en las retenciones del tipo cable pasante.

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II. EVALUACIÓN ECONÓMICA DEL PROYECTO

1. Costos del proyecto

El período de ejecución del Proyecto se ha establecido en veinticuatro (24) meses, lapso considerado necesario para realizar el proceso licitatorio y la construcción de las obras principales y complementarias que lo componen. Los costos totales surgen del cómputo y presupuesto elaborado por SECHEEP en la etapa de preparación del estudio de factibilidad del Proyecto y fueron calculados en función a los precios de mercado vigentes en el mes de abril del año 2007.

Los precios están expresados en pesos y los costos unitarios de los ítems que lo integran incluyen un 15% adicional, calculado sobre el costo base, en concepto de contingencias físicas y de precios. Se ha considerado, además, la incidencia de los impuestos nacionales y provinciales. Asimismo, para cada obra que integra el Proyecto se ha presupuestado el costo de las medidas de mitigación de los impactos ambientales negativos y el costo del Plan de Gestión Ambiental, en consonancia con los resultados de los Estudios de Impacto Ambiental. Los costos del Proyecto incluyen también los gastos inherentes a la inspección de la obra principal y de las obras complementarias.

El siguiente cuadro muestra el costo total del Proyecto, desagregado en los componentes que integran la obra principal y las obras complementarias:

Cuadro II.1: Resumen de los costos totales del proyecto

Obras Costo ($) Participación (%)

I. Obra Principal

1. LAT 132 kV Sáenz Peña - J. J. Castelli 19.528.452,0 38,8%

2. ET 132/33/13,2 kV J. J. Castelli 6.267.059,0 12,4%

3. LAT 132 kV – ET LAT 500 kV – ET Sáenz Peña 2.739.483,5 5,4%

4. Ampliación ET Sáenz Peña 5.180.785,0 10,3%

Subtotal 33.715.779,5 66,9%

II. Obras Complementarias

1. LMT 33 kV J. J. Castelli – M. Nueva Pompeya 13.949.999,9 27,7%

2. ET 33/13,2 kV Miraflores 676.002,0 1,3%

3. ET 33/13,2 kV Misión Nueva Pompeya 574.002,0 1,1%

Subtotal 15.200.003,9 30,2%

III. Otros costos

1. Inspección de Obra Principal 668.038,0 1,3%

2. Inspección de Obras Complementarias 249.022,7 0,5%

3. Plan de Gestión Ambiental 537.692,0 1,1%

Subtotal 1.454.752,7 2,9%

Costo Total 50.370.536,1 100,0%

Fuente: Anexo – III - B. Costos del Proyecto.

El costo total del Proyecto asciende a de $ 50.370.536,1, de los cuales el 24,9% corresponde a impuestos nacionales y provinciales. En este contexto, las obras principales representan el 66,9% del costo total del proyecto, mientras que las obras complementarias constituyen el 30,2% y el 2,9% restante se distribuye entre la

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inspección de las obras y la instrumentación del Plan de Gestión Ambiental. En el Anexo III se adjuntan los cuadros de costos detallados del Proyecto.

A los costos anteriores corresponde agregar aquellos relacionados con ampliación de las redes de distribución de Media y Baja Tensión, las que no están incluidas en el financiamiento solicitado al BID y se realizarán con recursos de contrapartida provincial en el período de post desembolso. Estas obras tienen como finalidad acompañar el crecimiento de la demanda con sus nuevas fuentes de transformación en las localidades incluidas en la zona de abastecimiento y comprenden tanto la expansión de las redes urbanas como de de suministro eléctrico rural.

El siguiente cuadro muestra los costos de estas obras (para los 20 años del período de evaluación), desagregados por localidades y sus áreas rurales de influencia:

Cuadro II.2: Resumen de los costos de las obras de Media y Baja Tensión

Obras Costo ($) Participación (%)

1. Tres Isletas 4.879.067,6 21,6%

2. Tres Isletas (Rural) 1.075.503,2 4,8%

3. Paraje el 71 216.019,4 1,0%

4. Zaparinqui 92.428,4 0,4%

5. Juan José Castelli 8.948.544,5 39,7%

6. Arroyo Malhá 578.037,5 2,6%

7. Fortín Lavalle 235.187,6 1,0%

8. Puerto Lavalle 115.115,1 0,5%

9. Villa Río Bermejito 1.466.284,3 6,5%

10. Paraje El Colchón 94.811,2 0,4%

11. Paraje Paso Sosa 2.244,2 0,01%

12. Miraflores 728.558,5 3,2%

13. Las Hacheras 39.634,1 0,2%

14. Fuerte Esperanza 734.866,6 3,3%

15. Wichí 198.751,9 0,9%

16. El Sauzalito 1.314.311,9 5,8%

17. El Sauzal 100.873,3 0,4%

18. Misión Nueva Pompeya 860.822,5 3,8%

19. El Espinillo 250.227,5 1,1%

20. El Vizcacheral 41.848,6 0,2%

21. Comandancia Frías 354.676,6 1,6%

22. Olla Quebrada 234.789,0 1,0%

Total 22.562.603,4 100,0%

Fuente: Anexo – IIII - B. Costos del Proyecto.

Los datos del cuadro anterior permiten inferir la amplitud de la cobertura geográfica de las obras de distribución en Media y Baja Tensión, aunque el 82% de las inversiones se concentran en jurisdicción de las localidades de Tres Isletas, J. J. Castelli, Villa Río Bermejito, El Sauzalito y Misión Nueva Pompeya. En el Anexo II se adjunta un cuadro

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con el detalle de las inversiones anuales previstas para el período de evaluación del Proyecto, consignándose para cada localidad las obras a realizar desagregadas en Líneas Baja Tensión, Líneas Media Tensión de 13,6 kV y 7,2 kV, Subestaciones Transformadoras 33/13,2 kV y de 13,2 kV y 7,6 kV, entre otras obras menores.

2. Evaluación económica

2.1. Enfoque metodológico

En este análisis se efectúa la evaluación de los costos y de los beneficios atribuibles al Proyecto, con sus respectivos indicadores económicos asociados, considerando la inversión prevista para las obras principales y complementarias en un período de evaluación de 20 años. Esta alternativa se compara con la opción de suministro eléctrico a través de Grupos Turbo Gas (TG), considerando la utilización de combustible líquido para su operación ya que no se dispone de gas en la región.

La técnica utilizada se basa en el análisis de las monótonas de energías para todos los años de evaluación del proyecto, a partir del cubrimiento de la demanda del año 2009 y, considerando:

La tasa media de crecimiento de la demanda definida por la Secretaría de Energía para la Región del NEA (3,6% anual);

La estadística de fallas de la Línea de Media Tensión de 33 kV a reemplazar y las correspondientes a las Líneas de Alta Tensión de 132 kV del sistema provincial3;

Los costos medios de energía utilizados por el Consejo Federal de Energía Eléctrica, considerados en la evaluación de la obra de Interconexión en 500 kV NOA – NEA;

El costo de penalización por energía no suministrada aplicadas por el ENRE de acuerdo a Los Procedimientos (y objetivo de la recomposición del Mercado Eléctrico Argentino);

El valor medio del costo de inversión de los Grupos TG y del equipamiento asociado para la elevación de la tensión a niveles de subtransmisión de 33 kV, a precios de mercado;

El costo de las inversiones adicionales en proyectos de distribución en Media y Baja Tensión a incorporar a partir del año 2010 a fines de acompañar el incremento de la demanda en las localidades comprendidas en el área del Proyecto4;

El valor residual de las inversiones al final del período de evaluación del Proyecto, establecido en 20 años;

Los mínimos técnicos de los Grupos TG para definir su ingreso en operación por caída de tensión cuando se analiza la alternativa correspondiente;

El valor residual de los Grupos TG para la alternativa de inversión considerada; y

Los períodos de mantenimiento asociados a la alternativa de los Grupos TG, considerado y valorizado como ENS a la región a los costos fijados por CAMMESA.

En forma gráfica, las monótonas de energías previstas para los años 2027, 2017 y 2007, explican la base global del análisis económico del Proyecto. La energía a cubrir

33 En el ANEXO - III se adjunta el análisis de la ENS y la EFB para el Proyecto, calculadas a partir de la estadística En el ANEXO - III se adjunta el análisis de la ENS y la EFB para el Proyecto, calculadas a partir de la estadística de fallas en horas anuales por banda horaria del año 2006 de la LMT de 33 kV a ser reemplazada, y el análisis dede fallas en horas anuales por banda horaria del año 2006 de la LMT de 33 kV a ser reemplazada, y el análisis de la ENS calculada a partir de la estadística de fallas en horas anuales por banda horaria del 2006 de las LAT dela ENS calculada a partir de la estadística de fallas en horas anuales por banda horaria del 2006 de las LAT de 132 kV que componen el Sistema provincial.132 kV que componen el Sistema provincial.44 En el ANEXO – III se adjunta el detalle de las inversiones adicionales a realizar en el Sistema de MT y BT en el En el ANEXO – III se adjunta el detalle de las inversiones adicionales a realizar en el Sistema de MT y BT en el área a abastecer con el Proyecto para acompañar el crecimiento de la demanda.área a abastecer con el Proyecto para acompañar el crecimiento de la demanda.

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por el SADI5 es la que se debería transferir a este Proyecto a partir del año 2009, fecha prevista para el inicio de su operación. Las pérdidas de técnicas de subtransmisión y distribución corresponden a los valores medios nacionales (13%), señaladas en el documento “Prospectiva 2002” de la Secretaría de Energía de la Nación y fueron tenidas en cuenta a fines de determinar el beneficio por la venta de energía anual asociada a la ejecución del Proyecto.

El gráfico siguiente muestra las monótonas de energía para los años 2027, 2017 y 2007, como así también la capacidad de transmisión del actual Subsistema de 33 kV que abastece al área del Proyecto. Esta se indica con la línea “Restricciones línea de 33 kV”, y es tenida en cuenta también para definir el ingreso de los Grupos Turbo Gas para la alternativa evaluada.

2.2. Información utilizada para la evaluación del proyecto

A partir de la demanda prevista de energía y potencia de operación, considerando la demanda registrada en la ET de 132/33 kV de Presidencia Roque Sáenz Peña en el año 2006, y sin incorporar la demanda insatisfecha de la región, se ha estimado la energía adicional a requerir al Mercado Eléctrico Argentino. Para esta operación se aplicó una tasa de crecimiento del 6,2% anual para los años 2007 y 2008, mientras que a partir del año 2009 se adoptó una tasa de crecimiento del 3,6% anual. La energía se valorizó a los precios medios monómicos utilizados por el Consejo Federal de Energía Eléctrica para la obra de Interconexión en 500 kV NOA - NEA.

Asimismo, para evaluar los beneficios del Proyecto se ha contemplado que las pérdidas técnicas correspondientes al Sistema de Subtransmisión alcanzan al 13% (trece por ciento), valores medios publicados por la Secretaría de Energía de la Nación.

55 En el ANEXO - III se adjunta los valores diferenciales de energía a cubrir con la compra al SADI durante el En el ANEXO - III se adjunta los valores diferenciales de energía a cubrir con la compra al SADI durante el período de evaluación del Proyecto.período de evaluación del Proyecto.

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Monótonas 2028 - 2018 - 2007Restricciones de suministro LMT 33 kV actual

0

5

10

15

20

25

30

35

1 1350 2700 4200 5700 7200 8700

Horas

MW

Demanda 2008 Demanda 2018Demanda 2028 Restricciones LMT 33kV


Por otro lado, se valoriza la energía no suministrada por fallas de las Líneas de 132 kV (establecidas en forma porcentual a la estadística de fallas de la actual Línea de 33 kV), referidas a los montos de las penalizaciones aplicadas por el ENRE a los Prestadores de la Función Técnica del Transporte establecida en Los Procedimientos.

Los principales valores económicos utilizados en el análisis de esta alternativa se sintetizan en los puntos siguientes6:

i. Monto de inversión inicial del Proyecto (en dos etapas): $ 56.972.142,8

ii. Monto de inversión adicional (posterior al período de desembolso del BID): $ 22.582.403,3

iii. Precios monómicos del Mercado Eléctrico Argentino utilizados para la obra de interconexión NOA – NEA:

Año 2009 : 93,00 $/MWh

Años 2010 – 2028 : 81 $/MWh

iv. Costo de penalización por ENS por reducción de la tasa de falla de la Línea de 33 kV a reemplazar, aplicada por el ENRE, según Los Procedimientos: 4.500 $/MWh.

v. Valorización de la energía fuera de banda (EFB) de la Línea de 33 kV a reemplazar, equivalente al 50% de la penalización aplicada por el ENRE para la ENS: 2.250 $/MWh.

vi. Precio monómico de venta de energía a los usuarios, equivalente al utilizado por el Consejo Federal de Energía Eléctrica para la obra de Interconexión en 500 kV NOA -NEA:

Año 2009 : 242,57 $/MWh

Años 2010 – 2028 : 248,67 $/MWh7

2.3. Información utilizada para la evaluación de la alternativa (Grupo TG)

Como alternativa técnica al Proyecto se ha planteado la incorporación inicial de una (1) unidad Turbo Gas que impone la condición de demanda de potencia máxima de la región, con la finalidad de cubrir la energía adicional por saturación de la transmisión de la operación de la LMT de 33 kV que abaste al área. Para tal fin se valorizaron los costos variables de generación al precio mayorista del gasoil adquirido por SECHEEP para la generación aislada en el área del Proyecto, puesto en el punto de consumo, al igual que el aceite y otros insumos a precio mayorista.

Desde el punto de vista metodológico no se ha incluido en la evaluación de esta alternativa el impacto ambiental causado por las emisiones de gases que contribuyen al efecto invernadero (GEI), fundamentalmente del Dióxido de Carbono (CO2), que emanan de éstos grupos partiendo de la base de la combustión líquida. Asimismo, no se ha contemplado el impacto ambiental negativo, para la población residente en la localidad en donde se instalaría esta unidad, asociado con el nivel de emisión sonora que caracteriza al funcionamiento de estos equipos.

Por otro lado, se aplicaron los mismos conceptos utilizados para la alternativa anterior para la valorización de las pérdidas y de la energía no suministrada (ENS), considerándose como costos de la ENS la demanda insatisfecha por el mantenimiento del Grupo TG cada 15.000 horas de operación. De acuerdo a esta alternativa se requiere incorporar un Grupo TG de 18 MW, a un costo de 1.485 u$s/MW instalado, para cubrir el abastecimiento durante los primeros doce (12 años) de evaluación del

66 Anexo - III. Evalución Económica del Proyecto LAT 132 kV Presidencia R. Sáenz Peña – J. J. Castelli y ObrasAnexo - III. Evalución Económica del Proyecto LAT 132 kV Presidencia R. Sáenz Peña – J. J. Castelli y Obras Complementarias.Complementarias.77 El mayor precio de la energía se debe al incremento del 30% supuesto de los otros componnetes. Anexo -III. El mayor precio de la energía se debe al incremento del 30% supuesto de los otros componnetes. Anexo -III.

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Proyecto. El ingreso del segundo Grupo TG está previsto para el año 2023 por demanda y por costo de ENS al área del proyecto por mantenimiento.

En esta alternativa se ha valorizando también el costo de operación y mantenimiento de los Grupos TG, considerándose que equivalen al 4% de su valor a nuevo. Asimismo, se incorpora al análisis el equipamiento requerido para elevar la tensión de transmisión a 33 kV (nivel de distribución actual), cuyo costo equivale al 15% del valor de las unidades adquiridas. El emplazamiento de los Grupos TG se efectuará en el centro de cargas del área, coincidente con la localidad de mayor demanda (J. J. Castelli). Los valores económicos utilizados en la evaluación de esta alternativa se sintetizan, tomado un dólar de referencia de 3,10 $ = 1 u$s en los siguientes puntos:

i. Monto de inversión por cada grupo Turbo Gas de 18 MW: 26.725 miles de pesos

ii. Monto de equipamiento asociado al proyecto alternativo $ 4.009 miles de pesos

iii. Inversión adicional durante el período evaluado: $ 32.573 miles de pesos

iv. Costos variables de generación (combustible: gasoil 1,70 $/litro): 0,773 $/Kwh.

v. Costo de Operación y Mantenimiento (4% del valor de los grupos en operación).

vi. ENS a la región (costo) por mantenimiento del grupo a realizarse cada 15.000 horas de funcionamiento, valorizados por el ENRE según Los Procedimientos: 4.500 $/MWh.

El análisis comparativo de las alternativas planteadas permite concluir que, desde el punto de vista económico y de acuerdo a las características del suministro, el reemplazo de la LMT de 33 kV por una LAT de 132 kV constituye la mejor opción 8. Esta alternativa otorga una mayor confiabilidad al abastecimiento eléctrico y permite sustentar la extensión de las redes de suministro eléctrico a las zonas rurales del Departamento General Güemes, jurisdicción que presenta uno de los menores índices de cobertura de este servicio en la provincia del Chaco.

2.4. Indicadores económicos

En función al lapso definido para la ejecución de las obras (veinticuatro meses) se prevé el comienzo de la operación del Proyecto en el año 2009, momento en que habrá culminado la ejecución de las obras principales y se realizarán las últimas inversiones complementarias, las que no impiden o afectan la operación de las primeras. La evaluación económica se ha realizado aplicando la metodología descripta en el punto 2.1 y en el siguiente cuadro se resumen los principales indicadores de las alternativas analizadas:

Cuadro II.3: Indicadores económicos

Indicadores Período

Proyecto Básico

Alternativa Evaluada Unidades

Inversión Inicial0 34.776 46.327 miles de

pesos

1 15.594 16.979 miles de pesos

88 Anexo – III. Evaluación Económica del Proyecto. Páginas 17 y 18. Anexo – III. Evaluación Económica del Proyecto. Páginas 17 y 18.

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Total Inversión Inicial 50.370 63.306 miles de pesos

Total Inversión Adicional (*)

22.562 22.562 miles de pesos

VPC Total 93.866 404.161 miles de pesos

TIR 21 %

VAN al 12% 35.323,5 miles de pesos

VAN al 10% 50.401,0 miles de pesos

(*) Inversión posterior al período de desembolsos del BID.

Los datos anteriores permiten visualizar que el valor inicial de la inversión en la alternativa evaluada (Grupos TG) resulta superior en un 25% al Proyecto Básico (LAT 132 kV), mientras que el VPC mas que cuadruplica el VPC del Proyecto Básico. Esta última diferencia se debe a que los costos variables de generación superan en 9,5 veces a los costos de adquisición de energía en el mercado eléctrico. En este sentido cabe destacar que el costo variable de generación con Grupos TG se ha estimado en 773 $/MW, mientras que el costo de adquisición de energía mercado es de 81 $/MW. Por otro lado, un aspecto desfavorable adicional a la alternativa de los Grupos TG está constituido por los mínimos técnicos de generación de estos equipos, situación que se aprecia en el cuadro de costos respectiva como valores negativos en la compra de energía adicional al SADI9.

2.5. Momento óptimo de ejecución del proyecto

La Tasa Interna de Retorno (TIR) del Proyecto resulta superior a la tasa de descuento utilizada para la actualización del flujo de fondos (12%), mientras que el Valor Actual Neto (VAN) es positivo. Por lo tanto, las inversiones previstas resultan rentables y es conveniente la ejecución del Proyecto. Sin embargo, a efectos de determinar el momento óptimo para realizar la inversión se ha realizado el cálculo de la TRI (Tasa de Retorno Inmediata), la cual mide la rentabilidad del primer año de operación respecto de la inversión realizada y se calcula aplicando la siguiente formula:

TRI: B1 > C x io

Donde:

B1 = Beneficio Neto en los primeros años de operación del Proyecto.

C = Costo de Inversión del Proyecto.

io = Tasa de Descuento.

En los proyectos de energía los beneficios, en la mayoría de los casos, resultan temporalmente crecientes, por cuanto su demanda está en función, fundamentalmente, del tiempo y no está afectada por la ejecución o no ejecución del Proyecto. Esto implica que la tasa de crecimiento de la demanda depende de la tasa de crecimiento de la población y de la economía. En estos proyectos el mayor beneficio se obtiene cuando el ingreso neto en el primer año de operación plena es igual o mayor que el costo de capital, situación reflejada a través de la Tasa de Retorno Inmediata.

99 Anexo - III. Anexo - III. Evaluación Económica del Proyecto. Página 18. Evaluación Económica del Proyecto. Página 18.

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El presente Proyecto, donde los beneficios netos en el primer año de operación (B1) son mayores que el costo de capital (C x io), y además su VAN es positivo y su TIR mayor que la tasa de descuento (12%), seguirá manteniendo una rentabilidad positiva, siempre que se cumplan las siguientes condiciones:

(a) que la vida útil del Proyecto sea lo suficientemente extensa como para que al despreciar los beneficios del último año no influya significativa en el resultado final; y

(b) que los costos de ejecución se mantengan relativamente constantes en el corto y mediano plazo.

En el Proyecto evaluado el beneficio neto en el primer año de operación asciende a 8.020 miles de pesos, mientras que la TRI asciende a 6.044 miles de pesos. Por lo tanto, las condiciones anteriores se cumplen y el conjunto de indicadores utilizados para la determinación de la factibilidad económica del Proyecto (TIR, VAN y TRI), pone de manifiesto la conveniencia de su ejecución. Esta situación se mantiene, como se analizará, en el punto siguiente, pese a la introducción de hipótesis que modifican la estructura de costos y la magnitud de los beneficios considerados en la determinación del flujo de fondos del Proyecto.

2.6. Análisis de sensibilidad

En los puntos siguientes se plantea un conjunto de hipótesis relacionadas con la variación de los beneficios y los costos del Proyecto a efectos de constatar su solidez. Los resultados económicos obtenidos se expresan a través de los indicadores de rentabilidad (TIR y VAN)10.

Cuadro II.4: Análisis de sensibilidad. Indicadores económicos

HipótesisVariació

n (%) TIR VAN12% (*)

Sin variación de precios 21% $ 34.687,7

Reducción de los Beneficios - 10 19% $ 24.308,2

Incremento de los Costos+ 10 19% $ 27.840,5

+ 20 17% $ 20.357,6

Reducción de Beneficios e Incremento de Costos

- 10 y + 10

16% $ 16.825,2

(*) VAN expresados en miles de pesos.

Los resultados obtenidos permiten constatar que una disminución de los beneficios del 10%, manteniendo el resto de las variables constantes, continúa siendo conveniente la ejecución del Proyecto. Asimismo, este resiste la ocurrencia de incrementos del 10% y el 20% en sus costos y los indicadores de rentabilidad evidencian que ante variaciones del orden del 10% en los costos (incremento) y de los beneficios (decremento), el Proyecto posee una sensibilidad similar.

Por otro lado, en la hipótesis de la ocurrencia simultánea de una disminución del 10% en los beneficios y un aumento del 10% en los costos, si bien el Proyecto resulta sensible, su TIR se ubica por encima de la tasa de descuento y, por ende, mantiene un VAN positivo. Este resultado resulta levemente inferior al alcanzado en la hipótesis de incremento del 20% en los costos. Respecto a esta última situación, cabe señalar que

1010 En el ANEXO - III se adjuntan los cuadros resúmenes correspondientes a los análisis de sensibilidad En el ANEXO - III se adjuntan los cuadros resúmenes correspondientes a los análisis de sensibilidad efectuados.efectuados.

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en la estructura de costos del Proyecto se ha incorporado un 15% adicional en concepto de contingencias físicas y de precios.

Asimismo, la solidez del Proyecto analizando puede visualizarse a través de la disminución que debiera ocurrir en el precio de venta de la energía a los usuarios para sostener una TIR del 12%, manteniendo constante los costos utilizados para la determinación del flujo de fondos. El cuadro siguiente muestra los resultados obtenidos en esta hipótesis:

Cuadro II.5: Análisis de sensibilidad. Indicadores económicos

Hipótesis AñosPrecios

supuestos de venta de Energía

TIR

Sin variación de costos

2009 242,5721%

2010 - 2028 248,67

2009 - 2010 129,9 12%

Los resultados obtenidos en la hipótesis analizada permiten constatar que el precio de venta de la energía a los usuarios del área del Proyecto debería descender un 48%, respecto al valor utilizado en la mayor parte del período de evaluación (248,67 $/MW) para sostener una TIR del 12%.

2.7. Conclusiones

En el cuadro resumen de la evaluación económica del Proyecto (página 17) se puede apreciar que los beneficios, expresados a través del Flujo Neto, son crecientes en el transcurso del período de evaluación (20 años). Por otro lado, desde el año 2010 el Beneficio Neto (8.020 miles de pesos) supera al Costo de Capital (50.370 x 0,12 = 6.044 miles de pesos), lo que significa:

(a) Que el Proyecto es rentable, como ha quedado demostrado también por el cálculo del VAN y de la TIR;

(b) Que debe ejecutarse de inmediato, dado que el Beneficio Neto del primer año de operación es mayor que el Costo de Capital; y

(c) Que el Beneficio Neto del primer año de operación denota que se ha superado el momento óptimo de ejecución del proyecto, es decir, que habría un atraso en la inversión sectorial en el área de influencia del Proyecto.

Asimismo, en los análisis de sensibilidad (Anexo IV) efectuados muestran la solidez del Proyecto ante la ocurrencia de eventuales variaciones en los Costos y/o en los Beneficios, como así también su comportamiento frente a la variación del precio de la energía vendida al usuario. Las hipótesis más desfavorables están constituidas por el incremento del 20% en los Costos y la ocurrencia simultánea de un aumento de los Costos y una reducción de los Beneficios del 10%. Sin embargo, en ambas situaciones la TIR se mantiene por encima de la tasa de descuento (12%), evidenciando que el Proyecto continúa siendo rentable. En cuanto a la reducción del precio de la energía vendida al usuario, desde los valores previstos en la mayor parte del período de evaluación (248,67 $/MWh), este debe ubicarse en el orden de los 129,9 $/MWh para sostener una TIR del 12%.

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

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

Energía Operada por el Sistema

S. Peña - J. J. Castelli y Zonas Aledañas 20,07 23,22 26,48 29,86 33,37 37,00 40,76 44,65 48,69 52,88 57,21 61,71 66,36 71,19 76,19 81,37 86,73 92,30 98,06 104,03

Inversión Durante el Período de (miles de $) 34.776,3 15.594,2

Desembolsos del BID Monto Total 50.370,5

Inversión Posterior al Período de (miles de $) 315,41 540,45 635,38 716,09 797,10 878,40 959,98 1.041,87 1.124,05 1.206,52 1.289,20 1.372,16 1.455,73 1.623,36 1.654,21 1.684,14 1.717,66 1.740,30 1.810,61


Costo Anual de Energía Adquirida al SADI $/MWh (hasta el 2007) 47,1

(a precios monómicos establecidos para el SADI)$/MWh (hasta el 2009) 93,0 1.866,65

(en miles de pesos) $/MWh (desde 2010) 81,0 1.880,8 2.145,1 2.418,9 2.702,7 2.996,7 3.301,3 3.617,0 3.944,1 4.283,1 4.634,3 4.998,3 5.375,4 5.766,2 6.171,1 6.590,6 7.025,4 7.475,9 7.942,7 8.426,4

347,8 503,7 506,9 509,1 510,1 510,9 511,7 512,5 513,3 514,1 514,9 515,8 516,6 517,4 518,3 519,9 520,2 520,5 520,9 521,1

34.776,3 17.808,6 2.699,9 3.192,4 3.563,4 3.928,8 4.304,6 4.691,4 5.089,5 5.499,3 5.921,3 6.355,8 6.803,2 7.264,1 7.739,3 8.312,7 8.764,8 9.229,8 9.714,1 10.203,9 10.758,1

1.673,0 1.733,2 1.795,6 1.860,3 1.927,2 1.996,6 2.068,5 2.143,0 2.220,1 2.300,0 2.382,8 2.468,6 2.557,5 2.649,6 2.745,0 2.843,8 2.946,1 3.052,2 3.162,1 3.275,92

3.825,0 3.962,7 4.105,4 4.253,2 4.406,3 4.564,9 4.729,2 4.899,5 5.075,9 5.258,6 5.447,9 5.644,0 5.847,2 6.057,7 6.275,8 6.501,7 6.735,8 6.978,3 7.229,5 7.489,74

Venta de Energía al Usuario $/MWh (hasta el 2007) 147,8

(Descontadas las pérdidas del 13% por $/MWh (hasta el 2009) 242,6 4.236,34

Transmisión y Distribución) $/MWh (desde 2010) 248,7 5.024,1 5.730,0 6.461,5 7.219,4 8.004,8 8.818,6 9.661,9 10.535,7 11.441,1 12.379,3 13.351,5 14.358,9 15.402,7 16.484,3 17.605,1 18.766,4 19.969,8 21.216,7 22.508,8

26.491,4

0,0 9.734,3 10.720,0 11.631,0 12.574,9 13.552,9 14.566,3 15.616,4 16.704,3 17.831,7 18.999,8 20.210,1 21.464,1 22.763,6 24.110,0 25.505,0 26.950,6 28.448,3 30.000,3 31.608,3 59.765,9

-34.776,3 -8.074,3 8.020,1 8.438,6 9.011,5 9.624,1 10.261,7 10.924,9 11.614,8 12.332,3 13.078,5 13.854,3 14.660,9 15.499,4 16.370,7 17.192,3 18.185,8 19.218,5 20.286,2 21.404,4 49.007,7

VAN 12% $34.687,74

TIR 21%

GWh

FLUJO DE BENEFICIO NETO ANUAL

Costo Anual de Operación y Mantenimiento (miles de $)

Valor Residual de las Inversiones

COSTO TOTAL (miles de $)

BENEFICIO BRUTO

ANÁLISIS DE BENEFICIOS

ANÁLISIS DE COSTOS

AÑOS

CONCEPTO UNIDADES PRECIOS

Reducción de ENS

Reducción de EFB

en GWh - $/MWh =

en GWh - $/MWh =

4.500,0

2.250,0

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

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

Energía Operada por el Sistema

S. Peña - J. J. Castelli y Zonas Aledañas 20,07 23,22 26,48 29,86 33,37 37,00 40,76 44,65 48,69 52,88 57,21 61,71 66,36 71,19 76,19 81,37 86,73 92,30 98,06 104,03

Inversión Durante el Período de (miles de $) 34.776,3 15.594,2


Inversión Posterior al Período de (miles de $) 315,41 540,45 635,38 716,09 797,10 878,40 959,98 1.041,87 1.124,05 1.206,52 1.289,20 1.372,16 1.455,73 1.623,36 1.654,21 1.684,14 1.717,66 1.740,30 1.810,61


Costo Anual de Energía Adquirida al SADI $/MWh (hasta el 2007) 47,1

(a precios monómicos establecidos para el SADI)$/MWh (hasta el 2009) 93,0 1.866,65

(en miles de pesos) $/MWh (desde 2010) 81,0 1.880,8 2.145,1 2.418,9 2.702,7 2.996,7 3.301,3 3.617,0 3.944,1 4.283,1 4.634,3 4.998,3 5.375,4 5.766,2 6.171,1 6.590,6 7.025,4 7.475,9 7.942,7 8.426,4

347,8 503,7 506,9 509,1 510,1 510,9 511,7 512,5 513,3 514,1 514,9 515,8 516,6 517,4 518,3 519,9 520,2 520,5 520,9 521,1

34.776,3 17.808,6 2.699,9 3.192,4 3.563,4 3.928,8 4.304,6 4.691,4 5.089,5 5.499,3 5.921,3 6.355,8 6.803,2 7.264,1 7.739,3 8.312,7 8.764,8 9.229,8 9.714,1 10.203,9 10.758,1

1.673,0 1.733,2 1.795,6 1.860,3 1.927,2 1.996,6 2.068,5 2.143,0 2.220,1 2.300,0 2.382,8 2.468,6 2.557,5 2.649,6 2.745,0 2.843,8 2.946,1 3.052,2 3.162,1 3.275,92

3.825,0 3.962,7 4.105,4 4.253,2 4.406,3 4.564,9 4.729,2 4.899,5 5.075,9 5.258,6 5.447,9 5.644,0 5.847,2 6.057,7 6.275,8 6.501,7 6.735,8 6.978,3 7.229,5 7.489,74

Venta de Energía al Usuario $/MWh (hasta el 2007) 147,8

(Descontadas las pérdidas del 13% por $/MWh (hasta el 2009) 242,6 4.236,34

Transmisión y Distribución) $/MWh (desde 2010) 248,7 5.024,1 5.730,0 6.461,5 7.219,4 8.004,8 8.818,6 9.661,9 10.535,7 11.441,1 12.379,3 13.351,5 14.358,9 15.402,7 16.484,3 17.605,1 18.766,4 19.969,8 21.216,7 22.508,8

26.491,4

0,0 9.734,3 10.720,0 11.631,0 12.574,9 13.552,9 14.566,3 15.616,4 16.704,3 17.831,7 18.999,8 20.210,1 21.464,1 22.763,6 24.110,0 25.505,0 26.950,6 28.448,3 30.000,3 31.608,3 59.765,9

-34.776,3 -8.074,3 8.020,1 8.438,6 9.011,5 9.624,1 10.261,7 10.924,9 11.614,8 12.332,3 13.078,5 13.854,3 14.660,9 15.499,4 16.370,7 17.192,3 18.185,8 19.218,5 20.286,2 21.404,4 49.007,7

VAN 10% $49.735,12

TIR 21%

GWh

FLUJO DE BENEFICIO NETO ANUAL

Costo Anual de Operación y Mantenimiento (miles de $)

Valor Residual de las Inversiones

COSTO TOTAL (miles de $)

BENEFICIO BRUTO

ANÁLISIS DE BENEFICIOS

ANÁLISIS DE COSTOS

AÑOS

CONCEPTO UNIDADES PRECIOS

Reducción de ENS

Reducción de EFB

en GWh - $/MWh =

en GWh - $/MWh =

4.500,0

2.250,0

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Ministerio de Economía, Obras y Servicios PúblicosSecretaría de Transporte, Obras y Servicios PúblicosDIRECCION GENERAL DE ENERGIA

3. Impacto ambiental del proyecto

Las obras previstas en el Proyecto se caracterizan por ser de tipo lineal y por seguir una modalidad constructiva que responde a metodologías de trabajo que generan impactos puntuales y repetitivos circunscriptos a la franja de servidumbre de las Líneas de 132 kV y 33 kV. Es por ello que su ejecución implica la afectación del área vinculada a estas franjas, sumado al terreno utilizado para la instalación de las Estaciones Transformadores (ET) de J. J. Castelli, Miraflores y Misión Nueva Pompeya, como así también con los obradores y campamentos en los distintos frentes de obra11.

Si bien durante los trabajos de instalación de la red eléctrica se afectará a la vegetación, dado que la mayor parte de las trazas siguen las márgenes de líneas férreas, rutas provinciales, caminos vecinales existentes, se considera que el impacto será mínimo. Con relación a los impactos provocados sobre la fauna estos varían de acuerdo a los grupos de especies y a las etapas del Proyecto (constructiva u operativa). La limpieza de la franja de servidumbre puede resultar en una reducción del hábitat de las especies que hacen uso exclusivo de un ambiente con características particulares, aunque esta situación no se observa sobre los grupos faunísticos preeminentes en el área. Estas líneas, al no constituir una barrera que obstaculice el desplazamiento entre sitios aledaños tampoco provocan impactos directos sobre las poblaciones de mamíferos.

Las trazas de las líneas incluidas en el Proyecto no ingresan a áreas protegidas y, por otro lado, no afectará la biodiversidad por cuanto no incluye componentes o procesos que alteren la riqueza genética de la región. Asimismo, el área, modificada por la ganadería extensiva, el desmonte para aprovechamiento de las especies maderables y la habilitación de tierras para la agricultura, no se han detectado asentamientos de especies protegidas por la legislación ambiental provincial.

Durante la etapa constructiva ciertas acciones tendrán efectos localizados sobre la calidad del aire, como en el caso de la preparación del terreno y la circulación de vehículos y maquinarias que incrementarán el nivel sonoro en las inmediaciones de las obras. Esta perturbación será discontinua y transitoria, ya que desaparecerá una vez que culminen las actividades constructivas. Con respecto al nivel de polvo atmosférico, es posible que las tareas de construcción de las ET produzcan incrementos por encima de los parámetros normales.

Por otra parte, los impactos sobre el suelo están relacionados con el incremento de los riesgos de erosión durante la etapa de construcción, los que se manifestarán con mayor intensidad en zonas con suelos friables, donde la limpieza de la vegetación actuará acelerando los procesos erosivos. Las obras en ningún caso afecta el desarrollo de los sistemas productivos agropecuarios debido a la que las franjas de servidumbre siguen las márgenes de líneas férreas, rutas provinciales, caminos vecinales. Sin embargo, la presencia de las líneas de distribución de energía eléctrica impone una restricción futura, de carácter permanente, para la utilización de los suelos colindantes a estas instalaciones para el desarrollo de cultivos regados con aspersores.

Por las características de las obras no se producirá una interferencia en el escurrimiento de las aguas y no involucra procesos que puedan producir un deterioro de la calidad del agua superficial y subterránea en condiciones normales de construcción. La eventual afectación de estos recursos está asociada a contingencias (vuelco accidental de combustibles y otros líquidos), cuyo riesgo se minimiza mediante la aplicación de una correcta gestión ambiental. En tal sentido, el acopio de materiales durante la construcción (alejados de zanjas, arroyos y lagunas) y la limpieza de equipos en sitios adecuados (obradores), reduce los riesgos de afectación del agua superficial.

1111 Anexo IV (EIA de la obra principal) y Anexo V (EIA de las obras complementarias).Anexo IV (EIA de la obra principal) y Anexo V (EIA de las obras complementarias).

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Durante la construcción y operación de la obra la contratación de mano de obra y la demanda de servicios tendrán efectos positivos sobre la actividad económica de área del Proyecto. El mejoramiento de la calidad del servicio eléctrico constituye una condición imprescindible para la dinamización de proceso de desarrollo económico y social que se visualiza en el área, cuyo principal indicador está constituido por el marcado crecimiento poblacional de los centros urbanos y la reducida tasa de migración rural. Se considera, por lo tanto, que el Proyecto ejercerá un impacto positivo de magnitud alta sobre el medio socioeconómico regional.

El mejoramiento de la calidad del servicio de energía eléctrica por redes en el área de influencia del Proyecto tendrá un efecto positivo para la actividad industrial, situación que contribuirá a consolidar las tramas productivas locales y su integración a las cadenas de agregación de valor. La posibilidad de procesar la producción agropecuaria del área a partir de la instalación de pequeñas y medianas industrias, constituye una alternativa de reconocida importancia para la generación de ingresos para la población en una de las zonas con mayores índices de NBI del Chaco.

Con relación a la instalación de industrias forestales, si bien podría inferirse que implicaría una mayor presión sobre el monte nativo, cabe destacar que en materia de mantenimiento de la capacidad productiva de los ecosistemas forestales es de aplicación la Ley Provincial Nº 2.386. Esta norma estableció un incremento obligatorio, iniciado en el año 2003, en la aplicación de técnicas sustentables para la realización de aprovechamiento del monte nativo, alcanzándose, en el año 2006, su aplicación en el 100% de la superficie autorizada por la Dirección de Bosques.

El Proyecto posibilitará sustentar la extensión del sistema de suministro eléctrico por redes en las zonas rurales. Estas obras tendrán un efecto positivo para la producción agropecuaria y forestal al generar la oportunidad de adoptar tecnologías disponibles y apropiadas a la dotación de recursos económicos de las explotaciones agropecuarias, necesarias para contribuir a incrementar su rentabilidad. Las obras complementarias se ejecutarán en áreas incorporadas a la producción y no implicarán una alteración del ambiente debido a que la disponibilidad de energía eléctrica no provocará la ampliación de la frontera agrícola de las explotaciones sino la adopción de tecnologías que permitan reducir los costos de producción por sustitución de las fuentes de energía, incrementar la productividad de las actividades y diversificar la composición de la base productiva.

Por otro lado, la Provincia del Chaco cuenta con una Comisión de Evaluación y Seguimiento (CES) que dictamina cada una de las solicitudes de Permiso de Regulación de la Frontera Agropecuaria y los Permisos Silvopastoriles, sobre los que previamente se expide la Dirección de Bosques. La CES está integrada por un representante de los Productores; de los Consejos Profesionales; del Instituto Nacional de Tecnología Agropecuaria, de la Administración Provincial del Agua, de la Dirección de Bosques, de la Dirección de Suelos y Agua Rural, del Instituto de Investigación Forestal y Agropecuario, y del Instituto de Colonización. En este marco, se considera que el proyecto ejercerá un impacto directo, positivo y de magnitud media.

En el contexto anterior, la clasificación ambiental del proyecto es la siguiente:

BID Categoría II: operaciones que puedan causar principalmente impactos ambientales negativos localizados y de corto plazo, incluyendo impactos sociales asociados, y para los cuales ya se dispone de medidas de mitigación efectivas12.

Provincia del Chaco: Dado que se trata de un proyecto público requiere de un EIA. Este se ha presentado y fue aprobado por las autoridades ambientales provinciales a través de las Resoluciones del Ministerio de la Producción.

1212 Banco Interamericano de Desarrollo (2006): Políticas de Medio Ambiente y Cumplimiento de Salvaguardias.Banco Interamericano de Desarrollo (2006): Políticas de Medio Ambiente y Cumplimiento de Salvaguardias.

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