energÍa renovable para la electrificaciÓn rural

ENERGÍA RENOVABLE

PARA LA

ELECTRIFICACIÓN RURAL DESCENTRALIZADA

PROYECTO PAR/00/G41

Documento De Proyecto Versión Final

Autor

Ing. Ricardo Jahns

Para el

Gabinete del Viceministro de Minas y Energía San Lorenzo, Paraguay

2002 GVME/PNUD

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AG

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Y

MINISTERIO DE OBRAS PÚBLICASY COMUNICACIONES

GABINETE DEL VICEMINISTRODE MINAS Y ENERGÍA

Energía Renovable para la Electrificación Rural Descentralizada GVME / PNUD / GEF

Documento de Proyecto (versión final) Página 2 de 2

Project Brief versión 5.0 Septiembre 2002 2002 Ing. Ricardo Jahns [email protected] Tel.: +595 21 608559 Quesada 5766 casi Ulrico Schmidl Asunción, Paraguay



DOCUMENTO DE PROYECTO DATOS GENERALES. Número de Proyecto: PAR/00/G41 Numero de PIMS: Título del Proyecto: Energía Renovable para la Electrificación Rural

Descentralizada Área focal FMAM: Cambio Climático Programa Operacional FMAM: OP#6: Adopción de la Energía Renovable mediante la

remoción de barreras y la reducción de los costos de implementación.

País: Paraguay Elegibilidad: Paraguay ratificó la UNFCCC el 4 de noviembre de 1993 Agencia de Implementación: Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo Agencia de Ejecución: Viceministerio de Minas y Energía Duración: 5 años RESUMEN. Per cápita, la República del Paraguay tiene una capacidad hidroeléctrica instalada de 1,8 Kw. y una generación eléctrica anual de unos 15 MWh por habitante. Sin embargo, el consumo promedio anual en el año 2000 fue de 809 kWh/hab y el 15% de la población paraguaya, aproximadamente 150.000 viviendas rurales, no tienen acceso al SIN. Estas viviendas satisfacen sus necesidades de energía eléctrica con fuentes fósiles como candelas, GLP y diesel oil, que emiten GEI perjudicando el ambiente global. La baja demanda potencial, la alta dispersión rural y la reducida densidad habitacional hacen que la solución convencional para electrificar estas comunidades sean los electro-generadores diesel. Se pueden alcanzar reducciones significativas de las emisiones de CO2, de por lo menos 1.038.283 toneladas en el año 20 del proceso, promoviendo la utilización de fuentes renovables para electrificar aproximadamente 4.550 comunidades aisladas, especialmente para usos productivos, a las cuales la empresa eléctrica nacional no va electrificar con la extensión convencional de la red. Sin embargo, existe un conjunto de barreras que obstaculizan esta promoción. Este proyecto ha diseñado actividades específicas en los ejes de Legislación, Instituciones, Capacitación, Financiación, Estandarización y Difusión para la remoción de esas barreras en un plazo de 5 años. El objetivo de largo plazo es que las tecnologías renovables a pequeña escala para electrificación rural en sitios aislados, complementen en igualdad de condiciones, la alternativa convencional, promoviendo a la vez el desarrollo rural integrado. El costo total de las actividades diseñadas, incluyendo la Coordinación, Administración, Monitoreo y Evaluación del FSP, es de 10.200.380 US$ . El GEF aportará 2.586.072 US$, lo que resulta en un ratio de 2,49 US$ por cada tonelada de reducción potencial de CO2.



TABLA DE CONTENIDOS

Índice General de Contenidos

ENERGÍA RENOVABLE .............................................................................1 I ANTECEDENTES Y CONTEXTO. ................................................................................. 7

I.1 Country Context .......................................................................................................7 I.2 El Sector Energético ................................................................................................ 8 I.3 El Sector Eléctrico....................................................................................................8

I.3.1 La estructura Institucional del sector................................................................ 8 I.3.2 Las características del sector.........................................................................11

I.4 La Electrificación Rural ..........................................................................................13 I.5 Lecciones aprendidas............................................................................................15 I.6 La Línea Base........................................................................................................16 I.7 Las energías renovables en Paraguay..................................................................16 I.8 Planes y Programas Nacionales ...........................................................................17 I.9 Barreras..................................................................................................................18 I.10 Sinergia con otros Proyectos.................................................................................20

II SITUACIÓN ACTUAL....................................................................................................21 III JUSTIFICACIÓN Y OBJETIVOS DEL PROYECTO (Alternativa)................................22 IV COMPONENTES, ACTIVIDADES Y RESULTADOS ESPERADOS.......................26 V FACTORES EXTERNOS Y SOSTENIBILIDAD...........................................................37 VI MECANISMOS DE PARTICIPACIÓN Y ARREGLOS DE IMPLEMENTACIÓN. .....38

VI.1 Mecanismos de Participación. ...............................................................................38 VI.2 Mecanismos de Implementación. ..........................................................................40

VII COSTOS INCREMENTALES Y FINANCIAMIENTO DEL PROYECTO..................41 VIII MONITOREO, EVALUACIÓN Y DISEMINACIÓN....................................................42 ANEXO A – ANALISIS DE LOS COSTOS INCREMENTALES ..........................................44

TABLA A.2. – MATRIZ DE COSTOS INCREMENTALES...............................................48 ANEXO B – MATRIZ DE PLANEAMIENTO DEL PROYECTO (MARCO LÓGICO)..........52 ANEXO G.1 – MECANISMO FINANCIERO........................................................................56 ANEXO G.2 – ESQUEMA DE PAGOS POR SERVICIO ....................................................64 ANEXO G.3 – METODOLOGÍA DE CÁLCULOS................................................................71 ANEXO G.4 – ESTUDIOS DE PREFACTIBILIDAD DE LOS PROYECTOS......................80 ANEXO G.5 – CÁLCULO DE LAS EMISIONES Y COSTOS INCREMENTALES..............94 ANEXO G.6 – ACTIVIDADES PARTICIPATIVAS DURANTE EL PDF – B........................97 ANEXO G.7 – ANÁLISIS DEL MODELO DE AGUATEROS EN PARAGUAY ................. 100 ANEXO G.8 – ANÁLISIS DE USOS PRODUCTIVOS POSIBLES CON FRE.................. 103 Índice General de Tablas TABLA I.1: TARIFAS ACTUALIZADAS DE LA ANDE.....................................................................13 TABLA I.2: INDICADORES DE EXPANSIÓN DE LA ANDE DURANTE EL PERIODO 1990-1999 ............14 TABLA I.3: METAS DE COBERTURA DU RANTE EL FSP Y PERIODO POSTERIOR DE REPLICACIÓN ......25 TABLA I.4: ESTIMACIÓN DEL NÚMERO DE EMPRESAS TIPO RESCO ..............................................25 TABLA VI.1. RESUMEN DE COSTOS Y FUENTES DE FINANCIACIÓN DEL PROYECTO (EN US$)..........42 TABLA A.1.: RESULTADOS DE SIMULACIÓN PARA GENERADORES DIESEL .....................................45



TABLA G.1.1.: DISTRIBUCIÓN DE LAS OPERACIONES DE CRÉDITO RESPALDADAS POR EL FONDO EN FUNCIÓN DE LOS USOS FINALES. .........................................................................................58

TABLA G.1.2.: ESQUEMA DE IMPLEMENTACIÓN DEL FONDO DE GARANTÍAS. ...............................59 TABLA G.2.1.: DISTRIBUCIÓN DE INGRESOS POR PERSONA ENTRE LA POBLACIÓN RURAL. 1998...65 TABLA G.2.2.: PAGOS POR SERVICIO Y SUS VPN A DIFERENTES TASAS DE DESCUENTO.................68 TABLA G.2.3.: FLUJO DE CAJA DESDE LA MIRA DEL EMPRENDEDOR PARA UNA SOLUCIÓN PV

INDEPENDIENTE ................................ ................................ ................................ ................69 TABLA G.2.4.: SEGMENTACIÓN DE LAS SOLUCIONES TECNOLÓGICAS SEGÚN RANGO DE CAPACIDAD

DE PAGOS POR SERVICIO....................................................................................................70 TABLA G.4.1.: VALORACIÓN DE LOS RECURSOS RENOVABLES DISPONIBLES.................................81 TABLA G.4.2.: RESULTADOS DE SIMULACIÓN PARA GENERADORES DIESEL ..................................89 TABLA G.4.3.: RESULTADOS DE SIMULACIÓN PARA SOLUCIONES SOLARES Y EÓLICAS ..................90 TABLA G.4.4.: SOLUCIONES POR RANGO DE PAGOS POR SERVICIOS, PARA GENERADORES DIESEL..90 TABLA G.4.5.: SOLUCIONES POR RANGO DE PAGOS POR SERVICIOS, PARA SOLUCIONES SOLARES Y

EÓLICAS ...........................................................................................................................91 TABLA G.4.6.: RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN PARA SOLUCIONES MICROHIDRO........................91 TABLA G.4.7.: INVERSIONES TOTALES PARA LOS PROYECTOS DEL FSP ................................ ........93 TABLA G.5.1.: ESTIMACIÓN DEL POTENCIAL DE REDUCCIÓN DE EMISIONES DEL FSP .............94



LISTA DE ABREVIATURAS UTILIZADAS. ANDE Administración Nacional de Electricidad CLYFSA Compañía Luz y Fuerza Sociedad Anónima CONENER Consorcio de Energías Renovables DNEEC Dirección Nacional de Estadísticas, Encuestas y Censos FSP Full Size Project GHG Gases de Efecto Invernadero por sus siglas en inglés GVME Gabinete del Viceministerio de Minas y Energía HOMER® Hybrid Optimization Model for Energy Renewables INTN Instituto Nacional de Tecnología y Normalización IVA Impuesto al Valor Agregado MEC Ministerio de Educación y Cultura MOPC Ministerio de Obras Públicas y Comunicaciones NREL National Renewable Energy Laboratory PECC/PNUD Programa de Energía y Cambio Climático para Latinoamérica y el Caribe

del Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo PNUD Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo SEAM Secretaría del Ambiente SIN Sistema Interconectado Nacional STP Secretaría Técnica de Planificación TEP Toneladas Equivalentes de Petróleo RESCO Rural Electrification Services Company GLP Gas Licuado de Petróleo



I............ANTECEDENTES Y CONTEXTO. I.1 .........Country Context 1. El Paraguay es un país con abundancia de recursos hídricos, que han sido aprovechados parcialmente con la construcción de dos grandes hidroeléctricas: Itaipú (Paraguay-Brasil), con una capacidad de 14.000 MW, y Yacyreta (Paraguay-Argentina), con una capacidad de 4.600 MW. Esta enorme capacidad instalada permite al país tener cubierta la demanda potencial de electricidad de los próximos 25 años. Sin embargo, a pesar de esta abundancia de energía, el país está económicamente estancado, ya que en los últimos 20 años, el PIB ha crecido en promedio igual que la tasa promedio de natalidad (crecimiento real nulo). 2. La población estimada actualmente es cercana a los 6 millones de habitantes, que crece a una tasa promedio de 2,46% anual; un 48% de esta población sigue siendo rural con bajos niveles de desarrollo. La población esta distribuida en 406 mil km2 de superficie, concentrada principalmente en la región Oriental del país. La densidad poblacional del país es relativamente baja, de unos 15 hab/km2, especialmente en las áreas rurales. 3. El PIB creció en la década de 1990 en promedio un 2,9%. El Producto en el año 2001 fue de 7.920 millones de US$, lo que da un PIB per cápita de 1.510 US$. La ganadería, la agricultura y la explotación forestal constituyen la base de la economía paraguaya, representando en su conjunto el 27% del PIB (16,5% la agricultura, 7,8% la ganadería y 2,7% la explotación forestal). La agricultura aporta, especialmente con el algodón y la soja, más del 50% de las exportaciones nacionales. 4. Paraguay está dividido en dos regiones: el Oeste, llamado Chaco, que cubre el 61% del territorio, habitada nada más que por el 3% de la población del país; y el Este, o región Oriental, con el 39% de la superficie total, que es la más pequeña pero a la vez la más poblada del país. El Chaco, en la generalidad de su territorio, presenta densidades poblacionales de 1 habs/km2 (tonos verdes en el mapa) o menos, mientras que la mayor parte de la región Oriental presenta densidades entre 5 y 25 habs/km2. Solamente alrededor de los tres polos urbanos (Asunción, Ciudad del Este, Encarnación), las densidades son superiores (tonos rojos en el mapa). 5. La agricultura se asienta en dos tipos de producción vinculados al carácter de la propiedad de la tierra. En las áreas más densamente pobladas del país (Región Oriental), predominan los minifundios y se desarrolla un tipo de agricultura de subsistencia, donde son más comunes las propiedades medias, se desarrollan los cultivos industriales y de exportación como el algodón y la soja. Estas nuevas áreas de colonización, creadas por el Instituto de Bienestar Rural (IBR) desde 1963, no logran asegurar la disponibilidad de energía eléctrica en todos los casos, principalmente por su alta dispersión y su ubicación alejada de la red pública. Las colonias del IBR sin acceso a la electricidad son, por tanto, un nicho de mercado inicial para este Proyecto.



6. La Región Oriental se caracteriza por ser principalmente una productora agrícola y agroindustrial. Los cultivos de soja, el mayor rubro de exportación, de trigo y de algodón dominan la superficie cultivada. Existen establecimientos procesadores de materia prima (soja y algodón), concentrados en el este y noreste de la región, en el centro y en el suroeste. Los rubros no tradicionales son incipientes, pero presentan un buen potencial de largo plazo (por ejemplo, el cultivo y procesamiento de stevia rebaudiana (edulcorante natural) y la cría de tilapias. La Región Occidental es fundamentalmente ganadera, dominando el ganado vacuno. La mayor parte de la carne vacuna de consumo interno y de exportación se produce en esta región. En el centro, en el área de las colonias menonitas, se concentran los establecimientos procesadores de materia prima, especialmente de lácteos y derivados. Esta zona es la mayor productora de lácteos y derivados del país, tanto para consumo interno como para exportación. 7. En el contexto paraguayo, el crecimiento de la energía rural descentralizada está basada en la productividad (productivity-led growth), a diferencia del paradigma convencional basado en pobreza (poverty- led growth), donde el servicio eléctrico se caracteriza por la cultura del no pago y la creencia de que la electricidad es un deber del Estado. Al igual que en muchos países, en Paraguay, las líneas de transmisión de alta tensión cruzan regiones donde la gente no tiene electricidad. Así, este Proyecto demuestra como es posible orientar un subsidio directo de los mega-proyectos a las inversiones iniciales en energía rural descentralizada para usos productivos. I.2 .........El Sector Energético 8. La producción primaria de energía, principalmente conformada por la hidroelectricidad, fue de 8.642 miles de TEP en el año 2000. De este total, la producción de biomasa aportó aproximadamente un 23%. Las importaciones energéticas totales durante ese año fueron de 1.436 miles de TEP, y las exportaciones, en forma de electricidad cedida a los socios de las entidades binacionales Itaipú (Brasil) y Yacyreta (Argentina) fueron de 4.075 miles de TEP, donde la matriz de oferta energética del Paraguay está dominada por la generación hidroeléctrica. 9. El consumo energético final total, durante el año 2000, fue de 4.040 miles de TEP. El 34% de este consumo correspondió al sector Residencial y Comercial (básicamente electricidad y biomasa en los sectores rurales), el 32% al sector Transporte (principalmente derivados del petróleo) y 33% al sector Industria. Este consumo final representa un crecimiento de 3,5% con respecto al año anterior, basado en el aumento de las importaciones de derivados del petróleo para satisfacer básicamente el crecimiento de demanda energética en el del sector transporte. 10. La Primera Comunicación Nacional a la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático, citando al Inventario Nacional de Gases de Efecto Invernadero del año 1994, reporta que el sector que más contribuye a las emisiones totales de GHG es el de la Agricultura, con un 73,48%. Al sector agrícola le sigue el de Cambio y Uso de la Tierra, con un aporte del 22%. Luego aparece el sector Energético con un aporte de 3,64% de las emisiones totales. Este sector incluye al transporte tanto de carga como de pasajeros, por lo que la cifra anterior refleja las emisiones de los derivados del petróleo. La generación de electricidad es en su totalidad hídrica. El CO constituye el 62,5% de las emisiones totales, seguido por el CO2 con un aporte de 26,5%. I.3 .........El Sector Eléctrico I.3.1.......La estructura Institucional del sector. 11. El sector eléctrico está bajo el control directo del Estado, a través del ente descentralizado autárquico denominado Administración Nacional de Electricidad, ANDE. Este ente, creado



mediante la Ley NQ 966, de fecha 12 de Agosto de 1964, tiene el monopolio de la generación, transmisión y distribución de electricidad en el Paraguay. Asimismo, es propietario de la participación que el Paraguay tiene en las centrales hidroeléctricas binacionales de Itaipú (Paraguay-Brasil), y Yacyretá (Paraguay-Argentina), que es de un 50% en cada una de ellas. La ANDE se relaciona con el Poder Ejecutivo a través del Ministerio de Obras Públicas y Comunicaciones. 12. La Ley atribuye a ANDE el desarrollo del sector eléctrico para la satisfacción del bienestar general, mediante el aprovechamiento preferente de los recursos naturales de la Nación. Lo anterior es indicativo del carácter monopólico de esta empresa. Desde que sea aceptada la descentralización y desmonopolización del servicio y se configuren las distintas actividades de todo el proceso de producción de energía eléctrica, estas funciones necesariamente deberán ser revisadas para adecuarlas ala condición de un prestador competitivo de servicios. Aparte de las atribuciones normales que toda empresa comercial requiere para cumplir su objeto, ANDE tiene atribuciones propias de una entidad normativa y reguladora, en cuanto le corresponde: " coordinar y orientar el desarrollo eléctrico del país y fomentar el consumo de energía. (Art. 5 f), y .reglamentar todo lo pertinente a la energía eléctrica que genere, transforme, transmita, distribuya y/o suministre. (Art. 5, e). 13. La entidad binacional Itaipú fue creada por medio del Tratado de Itaipú, suscrito entre la República del Paraguay y la República Federativa del Brasil el 23 de Abril de 1973. Las propietarias en nombre de los respectivos estados paraguayo y brasileño son ANDE y ELETROBRÁS respectivamente, con una participación del 50% cada una. Itaipú tiene por finalidad el aprovechamiento hidroeléctrico de los recursos hidráulicos del río Paraná, en el trecho que pertenece a los dos países, desde el Salto del Guairá hasta la desembocadura del río Iguazú, limítrofe entre Argentina y Brasil. La Central Hidroeléctrica Itaipú, es la mas potente del mundo, con una capacidad inicial de 12.600 MW, que en estos días se está incrementando a 14.000 MW. 14. La entidad binacional Yacyretá fue creada por medio del Tratado de Yacyretá, suscrito entre la República del Paraguay y la República Argentina el 3 de Diciembre de 1973. Las propietarias en nombre de los respectivos estados paraguayo y argentino son ANDE y Aguas y Energía respectivamente, con una participación del 50% cada una. La EBY tiene por finalidad el aprovechamiento hidroeléctrico y el mejoramiento de las condiciones de navegabilidad del río Paraná a la altura de la isla Yacyretá. La entidad tiene una potencia instalada de 3.100 MW (20 unidades de 155 MW c/u), de los cuales se encuentran funcionando 1.000 MW en abril de 1996 (10 unidades que a la cota 76 m.s.n.m. tienen 100 MW c/u). 15. La Compañía Paraguay de Luz y Fuerza (CLYFSA), la única concesionaria privada que existe en el país, distribuye electricidad en la localidad de Villarrica. Operaba con anterioridad a la creación de ANDE como una empresa generadora y distribuidora, pero le vendió a ANDE las unidades generadoras y quedó sólo como distribuidora. La concesión se le ha ido renovando cada 10 años, mediante una autorización dada por la ANDE y el Municipio respectivo. Actualmente es una concesionaria “de hecho”, es decir no tiene respaldo jurídico, sea en forma de ley o en forma de contrato. En la ANDE solo está categorizada como “grandes consumidores”. 16. Las empresas distribuidoras mennonitas del Chaco Central se constituyeron alrededor de las Cooperativas de Producción de las colonias Mennonitas. Inicialmente generaban su propia energía mediante leña y distribuían entre los asociados, constituyendo pequeños sistemas aislados. Con la llegada del SIN – Sistema Interconectado Nacional al Chaco Central, dejaron de generar pero siguen distribuyendo la energía adquirida de ANDE y producida por las hidroeléctricas. La situación jurídica es similar a la de CLYFSA, estos, son concesionarias “de hecho”, sin respaldo



jurídico, sea en forma de ley o en forma de contrato. En la ANDE solo están categorizadas como “grandes consumidores”. 17. El Ministerio de Obras Públicas y Comunicaciones , creado por la ley 167, es el organismo encargado de elaborar, proponer y ejecutar las políticas y disposiciones del Poder Ejecutivo referente a las infraestructuras y servicios básicos para la integración y desarrollo económico del país. El Ministerio tiene como objetivo principal facilitar las infraestructuras públicas de su competencia y establecer normas al respecto, que sean de utilidad a la producción, comercialización y consumo del país. Corresponde a esta cartera Ministerial las responsabilidades de bienes y servicios públicos siguientes (Ley 167, artículo 3, incisos...):

a) ejercer el gobierno de todas las reparticiones dependientes del Ministerio y servir de vínculo entre las Entidades Autárquicas pertinentes y el Poder Ejecutivo; c)... La administración patrimonial de los Entes Descentralizados relacionados a la Cartera serán ejercidos conforme a lo dispuesto en sus respectivas Cartas Orgánicas; e) programar, elaborar y proponer el Presupuesto de la Cartera a las autoridades correspondientes, y una vez aprobado, ejecutarlo en conformidad con las disposiciones legales al respecto. Los Entes Descentralizados relacionados a la Cartera, referente a esta materia, deberán proceder conforme a lo dispuesto en sus respectivas Cartas Orgánicas;

18. El Gabinete del Vice-Ministro de Minas y Energía tendrá a su cargo (Ley 167, artículo 25, incisos...):

a) establecer y orientar la política referente al uso y el manejo de los recursos minerales y energéticos; b) estudiar los aspectos técnicos, económicos, financieros y legales para promover el aprovechamiento industrial de los recursos disponibles en el país; y, c) fiscalizar sobre el uso adecuado de los recursos correspondiente a sus funciones.

19. La Dirección de Recursos Energéticos tendrá las siguientes funciones (Ley 167, artículo 28, incisos...):

a) estudiar, identificar y proponer las alternativas de energía de acuerdo a las necesidades actuales y potenciales de consumo del país; b) considerar en todos sus aspectos el desarrollo energético nacional e internacional disponible en la materia, sean estos convencionales o no convencionales; y, c) proponer políticas, reglamentaciones y aplicaciones que sean de interés al desarrollo nacional, orientando sobre el mejor uso de las disponibilidades al respecto.

20. La Ley N°. 1561/00 del 21 de julio de 2000, crea el Sistema Nacional del Ambiente, el Consejo Nacional del Ambiente y la Secretaria del Ambiente. Ley N° 294/93 crea la figura de la Evaluación de Impacto Ambiental. De acuerdo al Decreto N° 14.281 del 31 de julio de 1996, en la que se reglamenta la Ley N° 294/93, en el Art. 5°, son actividades sujetas a la EvIA (evaluación de impacto ambiental) y consecuentemente presentación del EIA (estudio de impacto ambiental) y sus respectivo RIMA (relatorio de impacto ambiental), como requisito indispensable para su ejecución las siguientes:

a) Obras Hidráulicas en general: Las presas con áreas de embalse superior a las 5 hectáreas y/o que estén proyectas en cercanías a áreas de protección de vida silvestre y/o afecten a poblaciones situadas aguas abajo. b) Usinas y líneas de transmisión eléctrica: Centrales térmicas y otras instalaciones de combustión con potencia nominal de al menos 100 MW. Líneas de transmisión eléctrica con una potencia superior a los 100.000 voltios, en especial cuando éstas pasan por áreas ecológicas importantes (bosques), centros de gran urbanización, y/o cercanas a aeropuertos o pistas de aviación.



21. Existe una estructura institucional de financiamiento del desarrollo, en general, y del desarrollo rural, en particular. Los actores principales de esta estructura son el Banco Nacional de Fomento, el Fondo de Desarrollo Campesino, el Fondo de Desarrollo Industrial, el Fondo Ambiental, y el Crédito Agrícola de Habilitación. Si bien cumplen funciones específicas en áreas de desarrollo diferentes, el Proyecto plantea integrar varias de ellas con la ERD para lograr sostenibilidad. Estas instituciones cuentan con recursos financieros, que serán movilizados hacía la ERD cuando se eliminen las barreras del sector. A la estructura desarrollista de financiamiento se suma el sector tradicional de la banca comercial, que en la coyuntura actual cuenta con liquidez pero que por acción de las mismas barreras no dirige recursos hacia la ERD. 22. El sector privado también aporta actores fundamentales. Destacan las empresas suplidoras de equipos y servicios de tecnologías renovables; si bien no son muchas, es importante su know-how acumulado por ser pioneras (TecnoUnión y Rieder/SIEMENS, las más importantes). Las asociaciones de profesionales de la electricidad también son importantes, destacando ELECTRÓN entre ellas (por su cobertura nacional). Los electricistas serán, en el contexto del Proyecto y sus efectos, los desarrolladores de las soluciones renovables rurales, ya sea como emprendedores o como los técnicos al servicio de los mismos. En el diseño del FSP, se ha puesto mucho énfasis en la participación y formación de este sector. 23. El sector No Gubernamental tiene una estructura consolidada y un alcance importante en el Paraguay. Muchos de los servicios que el sector gubernamental no alcanza a cubrir son cubiertos por las ONG’s. Destacan CEDESOL por su trabajo pionero en el aprovechamiento de las energías renovables (solar), la Fundación Moisés Bertoni en el sector del desarrollo sustentable, la Red de ONG’s Ambientalistas. Este sector cumplirá en el FSP dos roles fundamentales: por una parte, serán desarrolladores de soluciones en sus áreas de acción; por otra, serán formadores de capacidad, principalmente entre los beneficiarios, como parte de los programas de capacitación del FSP. 24. Las instituciones de Formación también constituyen un sector importante. Destacan, por sus funciones, tres estamentos: el Servicio Nacional de Promoción Profesional, responsable del apoyo estatal a la formación de técnicos de mando medio; la Universidad Nacional, en la formación de profesionales terciarios; y las Universidades privadas, representadas principalmente por la Universidad Católica, la Universidad Americana, y la Universidad del Cono Sur. Estas instituciones tienen un rol fundamental en la formación de los potenciales emprendedores para el modelo propuesto en el Proyecto. I.3.2.......Las características del sector. 25. La capacidad instalada de generación es de aproximadamente 7.500 MW (en el caso de las binacionales se considera sólo la mitad correspondiente al Paraguay). La oferta nacional de electricidad se ha duplicado en el periodo 1990-2000, pasando de 27.179 GWh anuales en 1990, a 53.460 GWh en el ano 2000. Esto se debe, principalmente, a la entrada en operación de las últimas turbinas de Itaipú, y a la puesta en funcionamiento de la represa de Yacyreta. 26. La demanda nacional de electricidad también se ha duplicado en el periodo 1990-2000, pasando de 2.087 GWh en 1990 a 4.670 GWh en el año 2000. La tasa de crecimiento promedio del periodo ha sido de 12,4%, pero el mayor crecimiento se concentró en el periodo 1990-1996, durante el cual la demanda creció en un 84%. La estructura de la demanda está dominada por el sector Residencial/Comercial, con un 61% de preponderancia, seguido por el sector Industrial con un 20%. Esto indica claramente que la demanda nacional de electricidad está conducida por energía de consumo, sin mucho peso de la energía productiva.



27. La estructura del sector eléctrico nacional está dominada, hasta el presente, por el ente (autárquico) estatal ANDE (Administración Nacional de Electricidad). La ANDE posee el monopolio de la generación, transmisión y distribución de la energía eléctrica en todo el territorio nacional. Existe un caso, único en el contexto del Paraguay, de generación privada en el Departamento del Guairá. La empresa privada Compañía Luz y Fuerza (CLYFSA) tiene un permiso de concesión en Villarrica, otorgado por la ANDE en uso de sus atribuciones legales, para la generación de electricidad en el territorio departamental. La transmisión y la distribución de la electricidad son un monopolio de hecho y de derecho en todo el país. 28. La ANDE lanzó a inicios de la década de 1990 un ambicioso plan denominado “Ningún Paraguayo a Oscuras en el 2000”, cuya meta era lograr una cobertura de 100% de la población al final del periodo 1990-2000. A inicios del periodo, la población urbana estaba cubierta en su totalidad por el Sistema Interconectado Nacional (SIN), representada por el índice de cobertura de 1990 de 48%; sin embargo, las zonas rurales del país, donde residía más de la mitad de la población, no contaban con electricidad. Un plan complementario de autogestión, denominado “Plan de Autoayuda”, sirvió de soporte a la financiación del programa de electrificación masiva. En ese esquema, la ANDE financiaba la infraestructura y las comunidades beneficiadas aportaban básicamente la mano de obra y los materiales de menor componente tecnológico como los postes de los tendidos eléctricos. La cobertura del SIN pasó a ser de un 48% en 1990 a un 75% a fines de 1996. A partir de ese año, la ANDE comenzó a sufrir las consecuencias de los problemas estructurales, tanto del sector como de la economía nacional, y su capacidad de financiación disminuyó considerablemente. Esta disminución resultó en una rápida desaceleración del Plan, y el indicador de cobertura terminó siendo del 83% al final del periodo. El restante 17% representa, en su mayor parte, a la población de las comunidades sin acceso al SIN, y sin probabilidades de obtenerlo a mediano plazo. 29. La capacidad instalada de generación propia de la ANDE es de 220 MW, de los cuales el 97,2% corresponde a la central hidroeléctrica de Acaray. La potencia instalada en grupos térmicos alcanza 5,8 MW y corresponde a grupos generadores diesel instalados en algunas localidades aisladas como Villa Mestre, Pedro Juan Caballero, Bahía Negra, entre otros. El Sistema Interconectado Nacional alcanzó en el 2000 los 2.900 Km. de líneas de transmisión de 66 y 220 KV. La red de media tensión aérea alcanzó una extensión de 26.488 Km., con una capacidad de distribución de 2.120 MVA.1 30. La Ley 966 del 12 de agosto de 1964 reglamenta el funcionamiento de la ANDE y su relación con los actores del sector energético. Esta ley otorga a la ANDE el monopolio de la generación, transmisión y distribución de electricidad en el Paraguay. Así mismo, atribuye al ente el desarrollo del sector eléctrico para la satisfacción del bienestar general mediante el aprovechamiento preferente de los recursos naturales de la nación. Aparte de las atribuciones nombradas, la ley 966

1 Memoria Anual 2000. Administración Nacional de Electricidad (ANDE). Asunción, Paraguay.

Población y Cobertura ANDE

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1.000.000

2.000.000

3.000.000

4.000.000

5.000.000

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1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000

Años

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itan

tes

Cobertura ANDE Población



otorga a la ANDE atribuciones propias de una entidad normativa y reguladora, en cuanto le corresponde “coordinar y orientar el desarrollo eléctrico del país y fomentar el consumo de energía, y reglamentar todo lo pertinente a la energía eléctrica que genere, transforme, transmita, distribuya o suministre”.2 31. El mecanismo de electrificación rural de la ANDE acentúa diversas dificultades existentes en el país, i.e.: carencia de visión integrada de desarrollo sustentable en el medio rural, el subsidio para la electrificación rural se da mediante subsidio cruzado en la diferenciación de tarifas, dispersión y escaso grado de coordinación entre agencias de gobierno y ausencia total de los empresarios particulares. 32. Los precios de la energía eléctrica están por debajo del Costo Marginal de Largo Plazo (CMLP) para la ANDE. En el 2000, la relación Tarifa/CMLP promedio fue de 0,6739 (67%)3. Este hecho introduce una seria distorsión en el mercado eléctrico del Paraguay, por cuanto las tarifas no reflejan las inversiones (realizadas y necesarias) para entregar la energía a los clientes. La Tabla No. 1 que sigue resume las tarifas y categorías más importantes existentes en la actualidad:

Tabla I.1: Tarifas actualizadas de la ANDE GRUPO DE CONSUMO TARIFA mils US$/kWh

Consumo “Social” BT* (hasta 20 Kwh.-mes) 18,16 Consumo “Social” BT (21-50 Kwh.-mes) 26,70 Residencial en BT (hasta 50 Kwh.-mes) 55,36 Comercial en BT (más de 50 Kwh.-mes) 69,22 Industrial en BT (más 500 Kwh.-mes) 52,69 General en BT (más de 50 Kwh.-mes) 63,73 Tarifa media 47,64

* Baja Tensión Fuente: Pliego de Tarifas N. 19, ANDE, Decreto de reajuste 16600 del 7 de marzo del 2002.

I.4 .........La Electrificación Rural 33. La electrificación de las zonas rurales del país se basó en el Plan “Ningún paraguayo a oscuras en el 2000” de la ANDE. El costo promedio de las conexiones por el sistema de autogestión de la ANDE oscila alrededor de 2.320 US$/usuario4, incluyendo costos de infraestructura de transmisión & distribución, y compra de energía. La primera fase, que logró casi duplicar el porcentaje de cobertura de la ANDE, pudo ser sostenida financieramente aunque en detrimento de las inversiones necesarias en transmisión (alta tensión), gracias a que las tarifas reales se mantenían por encima de los costos marginales. En los últimos años de la década, sin embargo, éste dejó de ser el caso; el desfase tarifario sumado a problemas de tipo estructural tanto al interior de la ANDE como en la economía en general, pusieron a la institución en una delicada situación financiera. Además, las comunidades que aún permanecen aisladas son de un tamaño relativo pequeño, con patrones de demanda muy bajos, y alta dispersión geográfica, lo que coloca a la opción de extensión de la red por debajo de otras alternativas más costo-eficientes. 34. En términos generales, no existen planes oficiales de utilización de las energías renovables como fuente para la electrificación rural descentralizada. No existe ningún tipo de reglamentación, ley o plan que promueva las fuentes renovables para la ERD. Los esfuerzos medioambientales son 2 “Eliminación de Barreras Legislativas, Reglamentarias e Institucionales”. Documento preparado para el PDF. Ing. Guillermo López Flores, Asunción, Paraguay. Mayo de 2002. 3 Memoria Anual 2000. Administración Nacional de Electricidad. Asunción, Paraguay. 4 APPLIMAR Project: Country Study Paraguay. European Commission, DG XVII. Victorio Oxilia et all. Asunción, Paraguay, April 1998.



relativamente recientes a nivel oficial, por lo que la prioridad, reflejada en el marco legal e institucional, aún es la biodiversidad, el manejo de los recursos forestales y las diversas formas de contaminación ambiental. 35. Las estadísticas de expansión de la ANDE del periodo 1990-2000 son las que siguen: Tabla I.2: Indicadores de Expansión de la ANDE durante el periodo 1990-1999

Principales Indicadores 1990 1999 * Cambio %Demanda máxima de potencia (MW) 425,10 1100,00 158,76%Extensión de la red de transmisión (km) 2271,50 2981,44 31,25%Extensión de la red de media tensión (km) 6587,00 27079,36 311,10%Extensión de la red de baja tensión (km) 7470,16 25765,25 244,91%Cobertura nacional (base población) % 48,00 83,00 72,92%Cantidad de usuarios facturados 406.419 892.988 119,72% Los datos reflejan la fuerte concentración del Plan en la expansión de las redes de Media y Baja Tensión. La proporción de la expansión en media y baja tensión (distribución) supera ampliamente a la expansión de la demanda y de la cobertura. En estas condiciones, la sostenibilidad técnica del Plan estaba comprometida por un aumento desproporcionado de la distribución en Baja Tensión en detrimento de la capacidad de Transmisión de todo el sistema. De igual forma, tal nivel de crecimiento de la distribución alcanzaba ya los límites de la rentabilidad económica de las extensiones del SIN. Ambos hechos, combinados, condicionaban fuertemente la continuidad del Plan más allá de los niveles alcanzados a finales de la década.. 36. Otro estudio de febrero de 2001 para el PECC/PNUD5 estimó que las localidades sin acceso al SIN cuyo tamaño varía entre 11 y 100 viviendas concentran el 45% de la población sin electricidad (1559 localidades, 65069 viviendas). Aquellas comunidades en el rango entre 100 y 200 viviendas concentran otro 28% de la población afectada (291 localidades, 40126 viviendas). Este es un fuerte indicador de la muy baja probabilidad de que la extensión del SIN sea costo-eficiente para todas las personas que aún no tienen acceso a la electricidad. Esto sumado a la baja densidad poblacional de las zonas donde se encuentran estas comunidades, aproximadamente 2,35 hab/km2, prácticamente elimina la alternativa de extensión de la red. La opción más costo-eficiente para electrificar estas comunidades, en la situación actual, y en el largo plazo (horizonte de tiempo no mayor a 10 años), es el electro-generador alimentado con diesel oil. 37. Las comunidades rurales sin acceso a la electricidad satisfacen sus necesidades de iluminación y comunicaciones sociales con fuentes alternativas: candelas de parafina, GLP, gasoil, diesel oil y

5 “Electrificación Rural con energías renovables en Paraguay: Evaluación del potencial para la generación de CER”, febrero 2001, Ricardo Jahns, Programa de Energía y Cambio Climático para Latinoamérica y el Caribe PNUD

Localidades rurales sin acceso al SIN en Paraguay



en algunos casos, baterías de automóvil. El estudio APPLIMAR de 1998 ha cuantificado el gasto de las viviendas rurales en estos ítems, el cual se mueve en el rango entre los 4 US$/mes y los 38 US$/mes (dólares de 1998), con un promedio de aproximadamente 10 US$/mes. Según las encuestas del estudio, un porcentaje de viviendas superior al 50% manifestó su disposición a pagar 10 a 12 US$/mes por un sistema fotovoltaico de 50 Watts-pico. El gráfico representa un modelo matemático que simula el comportamiento de las viviendas rurales en el rubro de gastos por energía, basado en datos reales; los detalles del cálculo que llevó a dicho modelo se pueden ver en el Anexo G.4. Este parámetro es fundamental en el esquema planteado para la financiación del proyecto y su sostenibilidad, como se verá más adelante. 38. En términos residenciales, la demanda a satisfacer es la equivalente a iluminación y comunicaciones que actualmente están siendo cubiertos por medios tradicionales: kerosén, candelas, diesel oil, baterías. El PDF-B ha definido tres patrones de demanda totalmente diferentes. Los dos primeros corresponden a las cargas principales (cargas primarias) y el tercero está diseñado para simular cargas “diferibles” pero con la prioridad ajustable incluso hasta hacerla la carga crítica. En base a esto, se ha definido lo siguiente:

a. La Carga Primaria 1 representará el patrón de demanda de las familias rurales relativo a sus necesidades de comunicaciones e iluminación. Los datos se basarán en parte en las experiencias y estudios anteriores a este proyecto, y en parte en las definiciones del Anexo G.2. b. La Carga Primaria 2 representará las necesidades comunitarias de iluminación y comunicaciones (escuelas, centros de salud, centros comunitarios) y los potenciales usos productivos de la electricidad en la comunidad. Se ajustarán los parámetros del simulador para que esta carga sea prioritaria por sobre las otras, reflejando la decisión de la Unidad Ejecutora de dar prioridad a los usos productivos. c. Los usos productivos a considerar serán de bajo consumo y baja demanda de potencia, para garantizar la ventaja comparativa de las tecnologías renovables en las zonas aisladas. d. Las colonias del IBR identificadas por el PDF son de tamaños diferentes, variando entre 50 y 200 familias. Los análisis de esta Unidad Ejecutora determinaron que utilizando una comunidad tipo de 100 familias. En esta etapa de diseño se utilizó la comunidad tipo de 100 familias para los cálculos.

I.5 .........Lecciones aprendidas. 39. Existen casos muy aislados de aplicación de estas tecnologías y de métodos de operación y mantenimiento en el Paraguay, basados principalmente en dos empresas privadas y una fundación sin fines de lucro que se especializa en la utilización térmica de la radiación solar, aunque últimamente incursionó en la ERD instalando equipos sola res en una comunidad indígena del Chaco paraguayo. Aún así, la mayor parte de las experiencias de estas organizaciones se concentra en sistemas rurales de electrificación para establecimientos agroganaderos, en el esquema de venta de equipos; no existen antecedentes de operación de sistemas bajo el esquema sostenible de un servicio de electricidad pagado mensualmente.



40. Existen, en el contexto paraguayo, antecedentes y datos al respecto originados en estudios anteriores del tema . Esos antecedentes demuestran lo siguiente:

a. Existe una preferencia declarada entre las familias rurales por recibir un servicio eléctrico antes que recibir un equipo en propiedad. Prefieren pagar mensualmente por el servicio antes que pagar una cuota de propiedad de los equipos de generación y transmisión que considere la amortización de la inversión inicial. b. La cantidad mínima que están dispuestos a pagar por un servicio de electricidad basado en tecnologías alternativas es equivalente a los gastos mensuales en los que incurren actualmente para satisfacer sus necesidades de comunicaciones e iluminación; es decir, los gastos equivalentes por compras de candelas, kerosén, GLP, o baterías secas. c. Las encuestas realizadas presentaron un rango bastante disperso de gastos: entre 4 y 38 US$/mes-familia, en concepto de fuentes de energía para comunicaciones e iluminación, con un promedio de 10 US$/mes-familia (dólares americanos de 1998). d. La disposición de pago de las familias encuestadas se manifestó ligeramente superior al promedio de gastos mensuales en concepto de iluminación y comunicaciones, ubicándose en el rango de 10 a 15 US$/mes-familia (valores de 1998).

I.6 .........La Línea Base 40. Para continuar el Plan iniciado por la ANDE en la década de 1990, y dar acceso a la electricidad al 100% de la población del país, en base únicamente a criterios de rentabilidad económica y en un horizonte de 10 años, la solución convencional, en la gran mayoría de las comunidades rurales aisladas, es la instalación de pequeños grupos electro generadores alimentados con diesel oil. Esta sería la alternativa seleccionada para continuar el Plan sin intervención del GEF. 41. Las emisiones que resultarán de la implementación de la alternativa diesel en las comunidades aisladas del SIN se han calculado con la ayuda del simulador HOMER®, del National Renewable Energy Laboratory (NREL), según se resumen en el Anexo G.4. Los supuestos y parámetros principales de cálculo se detallan en dicho anexo. Bajo estos supuestos, las emisiones por familia variarán entre 361 Kg. de CO2 (para el año 1) y 723 Kg. de CO2 (para el año 20) . Si el Plan de la ANDE beneficiara a las 150.000 viviendas que aún no acceden a la electricidad en todo el país, las emisiones totales se calculan en 1.038.283 toneladas de CO2 en un horizonte de 20 años. Al añadir usos productivos el impacto sobre el medio ambiente global será aún mayor. I.7 .........Las energías renovables en Paraguay El concepto de las fuentes renovables de energía para usos aislados no está muy desarrollado en el país. La abundancia del recurso hídrico, representada por los dos megaproyectos existentes, influye en la percepción de autosuficiencia perenne en el sector. El taller de análisis FODA realizado en diciembre del 2001 en el marco del PDF-B, con la participación de una diversidad de actores, identificó como la mayor barrera a la difusión de las energías renovables a la falta de información. Según los participantes, esta falta de transferencia de los conocimientos es el mayor obstáculo6. 42. A pesar de la existencia de un gran mercado potencial para la electrificación rural descentralizada, sólo existen en el país dos entidades proveedoras de equipos / servicios de energía solar. La primera es una ONG, CEDESOL con sede en Asunción, que trabaja con comunidades rurales e indígenas enfocándose en el beneficio social de las soluciones alternativas basadas en la energía solar. La segunda es una empresa privada (TecnoUnion), que provee sus servicios dentro de

6 Taller FODA “Marco Institucional de las Energías Renovables en Paraguay”. Salón Auditorio PNUD, Asunción, Paraguay. 18 de diciembre de 2001. Moderado por el Dr. Victorio Oxilia.



un esquema típicamente comercial, brindando soluciones fotovoltaicas a establecimientos agro-ganaderos aislados que necesitan de electricidad y servicios como bombeo de agua, balizamiento, y en algunas ocasiones, iluminación residencial. Ambas organizaciones, han identificado como sus principales barreras que impiden una mayor penetración de sus servicios a la falta de financiamiento para la compra de equipos y a la falta de difusión de información. 43. Las alternativas renovables de energización, en general, y de electrificación descentralizada, en particular, están, sin embargo, en la mira de las ONG del sector ambientalista como prioridad para los próximos años. Existen varias de estas organizaciones, como la Fundación Moisés Bertoni, Alter Vida, Sobrevivencia, que ya están desarrollando planes de acción en el sector renovable. En el contexto del PDF-B, estas organizaciones participaron en el diseño de las actividades, ya sea como parte del Comité de Coordinación, como también en el desarrollo de los talleres de trabajo realizados (véase Anexo G.6). 44. Los recursos renovables alternativos para sistemas aislados más importantes están liderados por la energía solar. Las ventajas de este recurso por sobre los demás se resumen en dos características

fundamentales: una gran uniformidad en términos geográficos de los niveles de radiación solar; y niveles de intensidad que alcanzan valores pico de poco más de 6,0 kWh/m2-día, con un promedio cercano a los 4,5 kWh/m2-día. El recurso eólico, si bien existente, presenta patrones muy irregulares tanto geográfica como estacionalmente. Los vientos alcanzan velocidades promedio registradas oficialmente de hasta 5 m/s en algunas zonas, pero en general el recurso no reúne características como para ser utilizado como fuente única de generación de electricidad. El recurso hídrico para las PCHs, abundante en la región Oriental, tropieza con un serio obstáculo de ausencia de información . Muy pocos sitios han sido explorados, y por lo general, presentan capacidades mayores que lo necesario para electrificar las pequeñas comunidades dispersas que permanecen aisladas en el país. El mapa de la izquierda resume las tecnologías de

mayor potencial por región; estas tecnologías serán las promovidas por el FSP. Los detalles del análisis de la oferta de recursos puede consultarse en el Anexo G.4. I.8 .........Planes y Programas Nacionales 45. . Los planes o programas que influyen decisivamente en el contexto de este proyecto son dos: el Plan de la ANDE “Ningún paraguayo a oscuras”, lanzado a mediados de la década de 1990; y el “Plan Estratégico Económico y Social” (PEES), presentado por la Secretaría Técnica de Planificación (STP) y convertido en decreto ley 12.519 el 19 de marzo del 2001. El primero tiene que ver directamente con la electrificación de las comunidades aisladas, y se desarrolló sin pausas hasta 1999. Aunque oficialmente sigue vigente, en términos efectivos se detuvo en el momento en que la alternativa de extensión del SIN dejó de ser la más costo-eficiente. La situación se agravó por los problemas estructurales del sector eléctrico que reducen los recursos disponibles de la ANDE. Para cumplir con los objetivos de este Plan, la ANDE, eventualmente, y bajo el criterio de Costo / beneficio convencional, cubriría las comunidades aisladas con electro generadores diesel.



46. El Proyecto PNUD/GEF apunta a la alternativa ambientalmente amigable del Plan de la ANDE. El análisis de los recursos renovables (Anexo G.4) identificó los tres de mayor potencial: la radiación solar, los vientos y los cauces hídricos, junto con su distribución geográfica. Igualmente, se identificaron las regiones con mayor potencial: el norte del Chaco, el eje noreste-este-sureste de la región Oriental, y el suroeste de la misma. El mercado total de electrificación rural descentralizada (ERD) suma 143.729 viviendas, con una población de 719.842 personas. El objetivo cuantificado del componente demostrativo de este Proyecto es cubrir hasta el 5% (7.500 viviendas) del mercado total en los cinco años de ejecución, en dos etapas: el año 1, con proyectos para 1.000 viviendas en un esquema de inversiones no reembolsables; y del año 2 al 5, en el esquema del Mecanismo Financiero propuesto (ver ANEXO G.1). 47. El PEES de la STP enfatiza claramente el agotamiento del modelo intervencionista estatal cuando dice que “para dar respuestas a las necesidades de trabajo y bienestar de la población, el Gobierno Paraguayo ya no puede recurrir a los conceptos tradicionales de intervención estatal” y propone una mayor preponderancia del sector privado cuando asegura que “El Gobierno reconoce que el desarrollo económico del Paraguay vendrá como resultado de la inversión y gestión privadas, orientadas a la producción de bienes y servicios”. En consecuencia, diagnostica que “La estrategia de crecimiento de la economía se apoya decisiva y fundamentalmente en la inversión privada, correspondiendo al Estado facilitar las condiciones de seguridad y estabilidad macroeconómica y la remoción de obstáculos institucionales.”. Como reafirmación de la coyuntura nacional, propone la revalorización de las ventajas comparativas del país, entre las que se reconoce “La abundancia de fuentes de energía no contaminantes”.7 48. Así mismo, el PEES especifica su objetivo como “Sentar las bases de UN NUEVO MODELO DE DESARROLLO APOYADO EN LA INICIATIVA PRIVADA, eliminando los OBSTÁCULOS E INEFICIENCIAS ESTRUCTURALES de nuestro sistema productivo e institucional para lograr el incremento sostenido y sostenible del PIB real per cápita, el aumento de puestos de trabajo y la reducción de la pobreza.”. Este objetivo incorpora elementos fundamentales que coinciden con los identificados en el desarrollo del PDF-B. 49. El PNUD da prioridad al combate a la pobreza en todos sus ejes de acción desarrollistas. Este énfasis se complementa perfectamente con los objetivos de este Proyecto. Todos los componentes diseñados buscan promover el uso de las fuentes renovables como un medio para el desarrollo sustentable y ambientalmente amigable de las comunidades rurales del Paraguay. Uno de los proyectos más importantes, en esta línea, está siendo ejecutado por el Instituto de Bienestar Rural (IBR) con financiación y administración del PNUD (Proyecto PAR/00/003 “Programa de Desarrollo Rural Integrado en Zonas Críticas”). El mismo fortalece el esquema de desarrollo rural en las áreas más importantes de acción: infraestructura, capacitación, energía. El Proyecto GEF complementa este último sector, incorporando un elemento clave en el combate a la pobreza y el desarrollo sostenible, mediante la promoción de los sistemas descentralizados de energía renovable para usos productivos, iluminación y uso comunitario. I.9 .........Barreras 50. . Durante el desarrollo del PDF-B se han analizado las barreras que obstaculizan el potencial de las tecnologías renovables alternativas como solución para la electrificación rural descentralizada. Dichas barreras abarcan las siguientes áreas: Legislación y Reglamentación, Institucionalidad y Capacitación, Información y Transferencia de Tecnologías, y Financiación.

7 "Plan Estratégico, Económico y Social". Secretaría Técnica de Planificación. Marzo de 2001, Asunción Paraguay.



51. Las barreras de Legislación y Reglamentación más importantes incluyen:

a. Ausencia de un Marco Regulatorio del sector eléctrico que descentralice y desmonopolice la generación, transmisión y distribución de la electricidad, y coloque en igualdad de oportunidades a las tecnologías renovables.

b. La necesidad de obtener concesiones de la ANDE, como única alternativa, para explotar oportunidades de generación y comercialización de electricidad, en virtud de la Ley 966 del 12 de agosto de 1964.

c. Ausencia de una figura institucional reglamentada que coordine y dirija los esfuerzos y planes del sector eléctrico, incluyendo la generación con fuentes alternativas.

d. El monopolio de hecho y de derecho que ostenta la ANDE en virtud de la Ley 966. e. Ausencia de un Reglamento de Concesiones que establezca un procedimiento para las

concesiones de la ANDE. f. Leyes en conflicto, como la Ley 966 que contradice la ley que descentraliza la

administración a favor de los gobiernos locales o Gobernaciones departamentales. 52. Las barreras de Institucionalidad y Capacitación incluyen:

a. Ausencia de programas de capacitación en tecnologías renovables en todos los niveles educativos y de formación profesional, i.e.: formal e informal.

b. Ausencia de programas de capacitación en evaluación financiera de riesgos y variables de sensibilidad en análisis financiero de proyectos de energía renovable.

c. Instituciones educativas con estructuras débiles relativas a promoción y desarrollo de las energías renovables.

d. Ausencia de formadores de formadores, o formadores de opinión del sector. e. Ausencia de una estructura institucional específicamente asignada a la energía renovable a

pequeña escala, con fuerza para liderar y promover el acceso de la electricidad en zonas aisladas no integradas al SIN.

f. La conexión entre actores es muy difusa y existe muy poca definición de la institucionalidad para la energía renovable a pequeña escala.

53. Las barreras en Información y Transferencia de Tecnologías incluyen:

a. Desconocimiento en todos los niveles de la existencia de opciones alternativas basadas en fuentes renovables de energía y sus tecnologías relacionadas.

b. Ausencia casi total de experiencias en la utilización de las energías renovables alternativas como fuente de generación de electricidad a pequeña escala o para usos descentralizados, y en la administración y gestión de proyectos.

c. Muy poca información relevada, principalmente en lo que respecta al recurso hidrológico (a pequeña escala), al recurso biomásico y al recurso eólico.

d. Falta de articulación en los esfuerzos aislados de organizaciones ambientalistas o educativas con iniciativas para desarrollar y promocionar el uso de las energías renovables.

e. Debilidades estructurales en las instituciones relacionadas con la difusión y transferencia de este tipo de tecnologías.

f. Ausencia de reglamentación y procedimientos de estandarización y certificación de los equipos de tecnologías renovables.

g. Inexistencia de campañas de promoción y educación general sobre estas tecnologías. 54. Las barreras en Financiación se resumen en:

a. Ausencia completa de mecanismos y herramientas de financiación de proyectos de energías renovables a pequeña escala.

b. Percepción de alto riesgo en operaciones relacionadas con estas tecnologías.



c. La combinación de dos factores se conjugan negativamente: alto costo de inversiones iniciales & limitada capacidad de pago de los beneficiarios de las comunidades rurales.

d. Falta de incentivos fiscales y arancelarios que coloquen a las tecnologías renovables en igualdad de condiciones para competir con las opciones tradicionales.

e. Las familias sin acceso al SIN no son Sujetos de Crédito de acuerdo a las normas de la banca comercial tradicional, principalmente por no poseer propiedad privada (o poseerla hipotecada en virtud de la Reforma Agraria), y por no tener suficientes ingresos.

f. Fallas de percepción que impiden mostrar, tanto al sector financiero como al emprendedor, las oportunidades de negocios subyacentes a este tipo de tecnologías.

I.10 .......Sinergia con otros Proyectos 55. En el contexto de este Proyecto, existe la oportunidad de compartir experiencias con el Proyecto Tamaño Grande en el OP#6 PNUD/GEF que se ejecuta en Chile, en particular, la elaboración de normas técnicas para sistemas aislados de electrificación rural. Paraguay es uno de los estados miembro del Mercado Común del Sur (MERCOSUR), que posee un mercado de 200 millones de personas. Chile, por su parte, es miembro observador y entre ambos proyectos se puede establecer la coordinación para la ejecución de esta actividad en particular, común a ambos proyectos y de interés para otros países en Latinoamérica. Se han realizado contactos preliminares en el marco de este PDF para coordinar actividades conjuntas en el contexto del componente de Normalización y Certificación. 56. También existe complementaridad con el proyecto PNUD PAR/00/003 “Programa de Desarrollo Rural Integrado en Zonas Críticas”, ejecutado por el IBR. Dicho programa busca implementar mecanismos de desarrollo rural sostenibles e integrales, contemplando todas las variables clave del desarrollo y el combate a la pobreza. Una de estas variables es la energía; en principio dicho componente sería cubierto con la colaboración de la ANDE, pero debido a los problemas ya mencionados, esta entidad tiene dificultades para seguir apoyando el programa. El Proyecto GEF brinda la oportunidad de llenar ese vacío incorporando el cuidado del medio ambiente global y local. A su vez, el proyecto del IBR permite aumentar las posibilidades de éxito del mecanismos al aportar los elementos complementarios del desarrollo a la electrificación. Por estos motivos, en este PDF se ha trabajado desde el inicio en conjunto con el IBR, en la identificación, localización, cuantificación y análisis de las colonias sin electrificar como objetivo de desarrollo nacional del Proyecto GEF. 57. El Proyecto del Consorcio CONENER también se complementa perfectamente con los objetivos de la intervención GEF. El consorcio, formado por las ONG’s Alter Vida y Sobrevivencia, ha remitido un PDF A al GEF/Banco Mundial posterior a la aprobación del STP como Punto Focal Operativo, el 20 de junio del 2001. CONENER plantea su proyecto priorizando los usos productivos de las fuentes de energía renovables, mediante el aprovechamiento directo de las fuentes, es decir sin pasar por la electrificación. Esta diferencia hace que el proyecto de CONENER apunte a nichos donde los usos productivos puedan ser energizados directamente a partir de la fuente renovable, como la molienda (vientos), la irrigación (vientos), o el secado solar. Esta complementaridad refuerza el mecanismo propuesto por este proyecto GEF. En el marco de este PDF, se están coordinando las actividades con el consorcio CONENER para evitar duplicación de esfuerzos y maximizar los resultados posibles. 58. Una experiencia muy valiosa en el contexto paraguayo es la de los Aguateros. Ante la deficiencia de cobertura de la empresa estatal de aguas, se desarrolló en todo el país una estructura de provisión de agua potable basada exclusivamente en la iniciativa privada. En las dos últimas décadas, y principalmente en los ’90, se desarrolló un mercado de servicios de agua potable con el



impulso de microempresarios que invirtieron en la infraestructura necesaria para proveer el servicio a las comunidades. El modelo es exitoso y presenta valiosas lecciones de las que aprender. En este PDF, se ha tomado el modelo de los Aguateros como base para el diseño de la estructura sobre la que se basará el FSP. Más detalles de la experiencia del agua se pueden ver en el ANEXO G.7. El concepto sectorial que mejor se adapta a este modelo es el de las empresas RESCO (Rural Electrification Service Company). Estas empresas, que pueden ser administradas por cualquier tipo de emprendedor (privados, ONG’s, cooperativas, municipios, etc), proveen de un servicio de electricidad a las comunidades rurales, cobrando por ello un fee mensual y manteniendo la propiedad de los equipos y su administración. Dadas las características identificadas por el PDF del contexto local, este modelo es el que mejores resultados potenciales presenta. II ..........SITUACIÓN ACTUAL. 59. El PDF construyó un modelo matemático representativo del comportamiento de las familias rurales en cuanto al gasto en el que incurren para iluminación y comunicaciones; esto es muy importante para el análisis financiero del esquema de pagos. Para confirmar la validez del modelo, se calculó la mediana para compararla con la declaración equivalente de las encuestas. El valor de la mediana de este modelo es de 13 US$, comparada con la conclusión de las encuestas de que “un porcentaje superior al 50% de los habitantes rurales sin suministro eléctrico estarían dispuestos a

pagar entre 10 y 12 US$ mensuales por el servicio que podría brindar un Solar Home System de 50 Wp”8 . La mediana representa ese “porcentaje de 50% o más”, tomada de mayor a menor; es decir, el modelo predice que la mitad o más de las familias estaría gastando menos de 13 US$ mensuales en fuentes sustitutas, y por ende, según el análisis al inicio del anexo, la mitad o más de las familias estarían

dispuestas a pagar 13 US$ o menos por un servicio de electricidad. Esto coincide con los resultados de las encuestas y valida el modelo. Estas conclusiones se aprecian mejor si se representa el mismo modelo en términos acumulativos. Asumiendo que la Predisposición de Pago será como mínimo igual al gasto actual en sustitutos, la representación acumulativa nos muestra la figura más probable para estimar la penetración del proyecto en función del monto mensual a pagar. El gráfico que sigue presenta dicha figura. El área azul delimita la estimación de penetración del proyecto en función de los pagos mensuales por el servicio. 60. El generador diesel es una solución “centralizada” ideal. En general, para comunidades como las contempladas en este proyecto, se utiliza un generador para toda la comunidad, incluyendo los usos comunitarios y productivos. Esta misma situación se representó en el modelo HOMER. La

8 “APPLIMAR: Country Study Paraguay”, Oxilia Victorio et all, European Comission DG XVII, April 1998, Asunción, Paraguay. Página 57.

PENETRACIÓN DEL PROYECTOen función del pago mensual

0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%

100%

4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38

Monto mensual en US$

Po

rcen

taje

de

pen

etra

ció

n



tabla resume los resultados obtenidos para una comunidad tipo de 100 familias, con un costo del diesel de 0,45 US$/litro y una tasa real de descuento de 6%; la extensión equivalente del SIN (a 10 años) es la distancia de la comunidad a la red a la cual las opciones son equivalentes en costo. La tabla presenta los resultados más importantes; el modelo cubre con mayor detalle las alternativas posibles. La primera opción, de 25 Kwh. -día de uso doméstico, representa un consumo familiar muy bajo (unos 7,5 Kwh. -mes). Según la información analizada y las encuestas, el caso más probable está representado por la tercera fila, con 50 Kwh.-día de consumo doméstico y 50 Kwh.-día de consumo comunitario, la mayor parte del cual es para usos productivos. Este consumo doméstico equivale a unos 15 Kwh.-mes por familia, que coincide con el equivalente actual en base a sustitutos.

III.........JUSTIFICACIÓN Y OBJETIVOS DEL PROYECTO (Alternativa) 62. El PDF ha identificado la falta de una política de Estado en el sentido de promover alternativas para la electrificación rural, de manera que sin una asistencia del GEF, en el contexto paraguayo no se producirá ningún cambio significativo en el paradigma actual. Por ello, se requiere estructurar un marco normativo que oriente el cambio hacia una complementariedad, entre los desarrollos de los megaproyectos hidroeléctricos y los sistemas descentralizados de energía renovable. 61. Paraguay es un caso único en el contexto latinoamericano. Aún teniendo una alta disponibilidad a largo plazo de energía limpia y abundante basada en mega-proyectos hidroeléctricos, el Proyecto PNUD/GEF demuestra como los pequeños sistemas de energía renovable descentralizados en regiones con alta dispersión, baja densidad poblacional y usos productivos de baja demanda de potencia, pueden ser una alternativa costo-eficiente al paradigma tradicional. 62. La alternativa más costo-eficiente en el contexto actual para electrificar a las viviendas sin acceso al SIN, y sin tener en cuenta consideraciones ambientales, es la generación con diesel. Sin la intervención GEF, se estima que las 143.729 viviendas afectadas serán electrificadas en los próximos 20 años con equipos electrogeneradores diesel, como ya lo demuestran las tendencias actuales. 63. El perfil de la Carga Primaria se ha utilizado para simular el comportamiento de la demanda a nivel residencial, emulando el comportamiento de las familias rurales respecto a sus necesidades de iluminación y comunicaciones. El promedio de la demanda se ha definido como variable de sensibilidad, y se simularon valores de 25, 50, 75 y 100 Kwh.-mes (para una comunidad tipo de 100 familias), representativos del rango posible de capacidad y disponibilidad de pago identificadas en las encuestas. El perfil de la Carga Secundaria se ha utilizado para representar actividades comunitarias (iluminación y comunicaciones para escuelas, centro de salud, y centro de reuniones), y las actividades productivas, a las que el PDF definió como prioritarios. El promedio de demanda productiva también se definió como variable de sensibilidad y se simularon 11 valores en todo el rango representativo (de 5 a 50 Kwh. -mes para una comunidad de 100 familias). De esta manera, los proyectos demostrativos del Full Size seguirán la misma distribución geográfica y tecnológica

Carga Primaria kWh-día

Carga Secundaria

kWh-día

Capacidad kW

Inversión Inicial US$

VPN10 Costo US$

VPN10 Costo

US$/familia

VPN25 Costo US$

VPN25 Costo

US$/familia

Emisiones tnCO2/año

Emisiones kgCO2/flia-

año

Extensión equivalente SIN 10 años

(km)25 25 4 3.036 37.309 373 55.879 559 17,94 179 2,3150 25 6 4.554 55.490 555 96.377 964 26,5 265 3,4275 50 9 6.831 85.860 859 117.682 1.177 41,8 418 5,06100 50 11 7.612 100.971 1.010 175.371 1.754 50,3 503 5,88



que la de la población afectada. La tabla que sigue resume esta distribución para los proyectos demostrativos:

64. Se distribuyeron los proyectos demostrativos a ser ejecutados durante el año 1 del FSP, y que beneficiarán a 1.000 viviendas rurales en todo el país, según los criterios siguientes:

a. La oferta de recursos b. Los usos finales c. La Predisposición y Capacidad de Pago

Es importante separar claramente los usos finales porque el análisis de la Predisposición de Pago se basó en encuestas que identificaron los gastos mensuales actuales en concepto de sustitutos para satisfacer las necesidades domésticas (iluminación y comunicaciones) de electricidad. También es importante aclarar la separación física, en la generalidad de los casos, de la demanda doméstica y la demanda comunitaria. En este PDF se ha identificado que la opción más conveniente para satisfacer la demanda doméstica es con sistemas individuales. 65. Se propone un énfasis inicial en usos productivos, para ir migrando gradualmente a los usos domésticos una vez logrado un impacto positivo en los ingresos de las viviendas rurales. El 60% de las inversiones en el año 1 serán destinadas a proyectos de usos productivos. Para lograrlo, se invertirá el 100% del potencial para dichos usos (593.802 US$), y el 50% del potencial para usos domésticos (398.696 US$), totalizando inversiones por 992.498 US$. 66. La conclusión del PDF fue que la mejor forma para satisfacer la demanda a nivel doméstico son los sistemas individuales donde esto aplique, principalmente por motivos de control de demanda. En general, los sistemas fotovoltaicos dominan buena parte del territorio paraguayo. Esta conclusión se previó cuando se analizaron los recursos disponibles en el país; las características de la radiación solar, tanto en sus valores nominales como en su distribución geográfica uniforme, la hacen el recurso por excelencia. El modelo simulado confirmó esto. En aquellos lugares donde la velocidad promedio anual de los vientos ronda los 5 m/s, los sistemas híbridos tienen un excelente potencial, aunque restringen la arquitectura del sistema a uno centralizado. 67. La falta de información precisa sobre los cauces existentes en el país, particularmente los pequeños, que son el target de este proyecto, obstaculiza un diseño detallado a nivel del PDF. Sin embargo, se modeló el rango más probable para los parámetros necesarios (principalmente caudal) con el fin de acotar los proyectos a su marco potencial. Un parámetro importante es el producto HxQ (caída x caudal), como indicador previo de las condiciones que debería presentar el cauce que se pretende utilizar. Como los antecedentes lo indicaban, la incidencia de los costos de distribuir la electricidad generada, en comunidades pequeñas y dispersas, es muy importante. 68. El Objetivo Global del Proyecto es asistir al Paraguay a reducir el crecimiento en el largo plazo, de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), que resultan del uso actual y futuro de los combustibles fósiles en áreas rurales no conectadas al Sistema Interconectado Nacional. El potencial de reducción de emisiones totaliza, para el año 20 del proyecto, 1.038.283 toneladas de CO2. Ver anexo G.4. para los detalles de cálculo y supuestos principales.

Opciones Tecnológicas

% de los Proyectos

demostrativos

Familias afectadas

Población afectada

SOLAR-EOLICO 26% 1950 9750 SOLAR 51% 3825 19125MICRO-&NANO HIDRO 23% 1725 8625

100% 7500 37500



69. El Objetivo de Desarrollo del Proyecto es establecer y consolidar las condiciones de mercado para remover las barreras en torno a la energía renovable para la electrificación rural descentralizada. El proyecto incluye:

i. generar el marco institucional adecuado para facilitar condiciones de mercado a las pequeñas empresas de energía renovable,

ii. fortalecer los esquemas de desarrollo rural, principalmente priorizando el uso productivo de energía renovable, y

iii. movilizar recursos financieros convencionales hacia el desarrollo de micro-empresas de energía renovable.

70. Para cumplir ambos objetivos principales se han identificado varios objetivos inmediatos. Ellos son:

1. Promover y ayudar a generar un marco legal, reglamentario e institucional que garantice la competencia en igualdad de condiciones entre las opciones tradicionales de generación de electricidad (mega-proyectos), y las opciones alternativas renovables (sistemas aislados). 2. Asistir y promover el fortalecimiento institucional del sector relacionado a las tecnologías energéticas renovables por medio de la capacitación y formación de las personas involucradas. 3. Promover e impulsar la difusión, tanto generalizada como enfocada, de la información referente a las tecnologías alternativas renovables y sus potenciales usos, principalmente como fuente de generación para la electrificación rural descentralizada. 4. Asistir al sector financiero en la capacitación de sus recursos humanos con vistas a la movilización de los recursos financieros tradicionales hacia proyectos de ERD. 5. Desarrollar un mecanismo operacional técnico y administrativo para implementar proyectos de electrificación rural descentralizada a partir de las fuentes alternativas renovables, y ejecutar proyectos coherentes con dicho mecanismo, tal que permita demostrar la efectividad de las alternativas y logre su validación. 6. Garantizar la sostenibilidad técnica de los proyectos de ERD por medio de la creación de una base normativa y de procedimientos sólida para las tecnologías renovables. 7. Promover y catalizar el desarrollo de empresas tipo RESCO para la implementación de proyectos de electrificación rural descentralizada a partir de las fuentes renovables alternativas a través de la movilización de recursos financieros tradicionales hacia los proyectos de energías renovables alternativas. 8. Garantizar la replicabilidad de las lecciones y experiencias del proyecto mediante la diseminación de la información resultante de un proceso continuo de monitoreo y evaluación de los resultados.

71. La intervención GEF, como alternativa a la situación actual, está diseñada para enfocar la creación de un marco estructural favorable a las fuentes renovables de energía para la electrificación rural. Todos los componentes fundamentales de la estructura son sujetos de acción por parte del Proyecto GEF: la estructura legal, la financiera, la técnico-formativa, y la educativa. Como consecuencia de la intervención GEF, el curso alternativo de acción resultante, en el corto y en el largo plazos, se puede resumir como sigue:

a. Las alternativas de ERD basadas en fuentes renovables se tornan competitivas, en igualdad de condiciones, ante las opciones tradicionales basadas en combustibles fósiles (principalmente diesel).

b. La estructura financiera local se adapta a las necesidades de proyectos de ERD basados en fuentes renovables, y acumula experiencia y "know-how" en el análisis de proyectos de este tipo.

c. Surge y se consolida una red de transferencias de tecnologías y conocimientos en la forma de programas de capacitación técnica y profesional relacionada con las tecnologías renovables, y en la forma de normas de certificación de equipos y procedimientos.



d. Las actividades de la intervención sobre los ejes legal y financiero, principalmente, y complementadas por las actividades del Eje Técnico, impulsan corrientes de mercado que resultan en la creación y consolidación de empresas tipo RESCO para satisfacer las necesidades de ERD con fuentes renovables.

72. La meta cuantificada para el componente de los proyectos demostrativos de la intervención GEF es un mínimo de 7.500 viviendas (5% del mercado de ERD). El conjunto de las actividades en las diversas áreas, incluido este componente, producirán un efecto multiplicador que se estima hará surgir y desarrollarse al mercado de ERD según la siguiente evolución: Tabla I.3: Metas de cobertura durante el FSP y periodo posterior de replicación

73. La meta de cobertura será consecuencia del surgimiento de nuevas micro-empresas de energía renovable y la consolidación de las existentes en el mercado de ERD impulsado por la intervención GEF. Estas empresas serán emprendimientos privados, cooperativas, ONG’s y gremios o asociaciones de técnicos. En los años 1 al 5 (FSP) los proyectos de dichos emprendedores competirán en el marco del componente de Proyectos Demostrativos. Luego de la intervención GEF, se estiman los resultados presentados en la tabla anterior. Estos se complementan con los siguientes:

Tabla I.4: Estimación del número de empresas tipo RESCO

El crecimiento del número de empresas se estima exponencial en la fase de explosión del mecanismo, y luego se estabiliza, reflejando el desarrollo de las mismas al final de la curva de aprendizaje 9. 74. Los beneficios para el medio ambiente global con la intervención GEF son como mínimo de 1.038.283 toneladas de CO2 reducidas en un horizonte de 20 años, si se considera la línea base definida, en que las viviendas rurales reciben la solución más costo-eficiente, la generación diesel. De ese total, 74.439 toneladas de CO2 corresponden a las 7.500 viviendas del FSP. La metodología de cálculo se puede revisar con detalle en el Anexo G.4.

9 Estimaciones basadas en las entrevistas con emprendedores privados existentes (incluida una ONG), y en la experiencia del mercado de aguateros, documentada en el ANEXO G.6.

PERIODO

(AÑOS) VIVIENDAS cubiertas

% acumulado de COBERTURA

MERCADO ERD (fin del periodo)

1 1000 1% Proyectos demostrativos (FSP sin Mecanismo Financiero) 2 al 5 6500 5% Creación de Corrientes de Mercado (FSP + Mecanismo Financiero) 6 al 9 37500 28% Arranque del Proceso de mercado y consolidación del mecanismo

10 al 14 97500 83% Explosión del mecanismo 15 al 17 22500 93% Arranque del Proceso de estabilización del mecanismo

18 al 20 (y +) 7500 95% Estabilización del mecanismo para cubrir crecimiento vegetativo

FASE

PERIODO (AÑOS)

VIVIENDAS cubiertas

(acumulado fin del periodo)

% acumulado de COBERTURA

MERCADO ERD (fin del periodo)

Número de empresas de energía renovable

Promedio familias por

empresa 1 1000 1% 3 333

2 al 5 7500 5% 10 750 6 al 9 45000 28% 20 2250

10 al 14 142500 83% 50 2850 15 al 17 165000 93% 60 2750

18 al 20 (y +) 172500 95% 60 2875



75. Los beneficios locales más importantes: el impulso al desarrollo rural de las comunidades resultante del enfoque integrado del proyecto (en trabajo conjunto con proyectos de desarrollo como el del IBR); un impacto positivo en los ingresos de las viviendas rurales, en el corto plazo, como consecuencia del énfasis del proyecto en los usos productivos de la energía generada (se pueden ver detalles de los usos productivos propuestos en el Anexo G.8); condiciones ambientales mejoradas para las viviendas rurales; y una movilización de recursos humanos, técnicos y financieros hacia un mercado surgente, con sus consecuencias económicas previsibles. IV.........COMPONENTES, ACTIVIDADES Y RESULTADOS ESPERADOS 76. El proyecto PNUD/GEF está específicamente diseñado para remover las barreras especificas que obstaculizan la utilización de las tecnologías renovables alternativas para la electrificación rural descentralizada en el Paraguay. Para alcanzar este objetivo, el proyecto está organizado en 10 componentes. Cada componente, sus actividades, y los resultados esperados se describen en los parágrafos siguientes. Los indicadores de progreso, medios de verificación y supuestos críticos se describen en detalle en el Anexo B – Matriz de Planeamiento Estratégico. 77. El proyecto propuesto apunta a la creación de corrientes de merc ado que resulten en la incorporación y consolidación de empresas rentables desarrolladoras de servicios de ERD con fuentes renovables. 78. Componente 1: Adecuación del Marco Legal, Reglamentario e Institucional para la promoción de las tecnologías renovables alternativas en la electrificación rural descentralizada. Este componente lidiará con la ausencia de un Marco Legal del sector eléctrico que descentralice y desmonopolice la generación, transmisión y distribución de la electricidad, y coloque en igualdad de oportunidades a las tecnologías renovables descentralizadas. Esta ausencia se debe a la falta de experiencia en sistemas descentralizados renovables, por lo que la legislación paraguaya no incorpora ni conceptos ni incentivos al desarrollo de inversiones en este sector. Este componente actuará sobre la reformulación de las políticas energéticas nacionales para incorporar las alternativas renovables a las políticas de desarrollo de largo plazo relativas a la ERD, incluyendo también el fortalecimiento del Marco Institucional relacionado y la adecuación de reglamentos y procedimientos existentes, y la creación de incentivos fiscales y arancelarios para la inversión en el sector. 79. Sub-componente 1.1. Implementación de las recomendaciones del PDF en el Marco Legal del sector eléctrico relativas a las fuentes renovables de energía para la ERD. Total: 336.000 US$ GEF: 309.000 US$ Co-financiamiento: 27.000 US$ Objetivo: Garantizar condiciones de mercado competitivas para las tecnologías renovables alternativas en torno a la electrificación rural descentralizada. Resultado esperado : Un conjunto de leyes y reglamentaciones sectoriales que promuevan mercados competitivos a las fuentes renovables de energía para la electrificación de las zonas rurales dispersas y aisladas del SIN.



Actividad 1.1.1. Adecuar el Marco Regulatorio del Sector Eléctrico10 a las necesidades del mercado de ERD para promover las tecnologías renovables. En particular, se dará énfasis en los siguientes aspectos:

1. elaborar e introducir lo referente a las energía renovables en general y a la electrificación de áreas dispersas en particular;

2. el marco regulatorio deberá prever una definición precisa de la competencia del Estado para regular y fiscalizar que sí le debe ser exclusivamente atribuida, con indicación clara de la entidad que asumirá dicha competencia;

3. si el Estado continuara la prestación del servicio, deberá delimitarse la competencia: a) del Estado Nacional, b) de los Gobiernos Departamentales y c) de las Municipalidades separando claramente -en el caso de energía eléctrica- la producción o generación, de la trasmisión y distribución;

4. eliminar la figura del monopolio: en la legislación no existe una sola norma constitucional que le imponga al Estado el monopolio de la prestación del servicio lo que implica que los servicios pueden ser prestados tanto por el Estado, como ahora ocurre, cuanto por la empresa privada;

5. Y suprimir el monopolio legal que ostenta la ANDE en la explotación del suministro eléctrico debido a que la nebulosa jurídica desincentiva la participación privada.

Actividad 1.1.2. Introducir las modificaciones necesarias y apropiadas en las leyes y reglamentos que rigen el funcionamiento de los organismos públicos asociados con el desarrollo rural: ANDE, IBR, BNF, FDI, Gobernaciones y Municipios. En general, las instituciones del sector energía, agricultura, educación y salud deben trabajar juntos para promover las tecnologías renovables, y crear mercados sustentables para estas tecnología. 80. Sub - Componente 1.2. Adecuación de los procedimientos vigentes. La necesidad de obtener concesiones de la ANDE, como única alternativa, para explotar oportunidades de generación y comercialización de electricidad (en virtud de la Ley 966/64), representa un obstáculo importante para la promoción y el desarrollo de un mercado de ERD basado en fuentes renovables. Este componente pretende desarrollar una opción legal que permita iniciar el proceso de creación de corrientes de mercado sin necesidad de esperar los resultados de acciones de más la rgo plazo (como los del Componente 1). La opción existe en la adecuación del reglamento de la ANDE para fomentar proyectos de ERD basados en fuentes renovables. Total: 132.000 US$ GEF: 114.000 US$ Co-financiamiento: 18.000 US$ Objetivo: Adecuar la legislación actual (Ley 966/64) para promover el desarrollo de la inversión privada en la energía renovable. Resultado esperado: La gestión de los permisos de explotación, gestionados y decididos por la ANDE, se adaptan a las necesidades del mercado potencial de electrificación rural descentralizada. Actividad 1.2.1. Análisis e identificación de los aspectos fundamentales de la Ley 966/64 que desincentivan y obstaculizan el desarrollo de un mercado de electrificación rural descentralizada, en general, y en base a las fuentes renovables, en particular. Esta actividad se llevará a cabo coordinadamente con la ANDE. Actividad 1.2.2. Diseñar e implementar las modificaciones a la Ley 966/64 que ayuden a promover el desarrollo de la inversión privada en la ERD con FRE, con énfasis en la descentralización de la

10 El Anteproyecto de Ley está en estudio desde hace varios años por parte del Poder Ejecutivo y del Congreso



administración y gestión de las concesiones de generación, transmisión y distribución de la electricidad. Actividad 1.2.3. Difundir la información de las modificaciones y su impacto en el desarrollo del mercado de ERD a todos los actores involucrados. 81. Sub - Componente 1.3. Programa de Fortalecimiento Institucional. Este componente actuará sobre los efectos de la ausencia de una figura institucional reglamentada que coordine y dirija los planes del sector eléctrico, incluyendo la generación con fuentes alternativas a pequeña escala. Esta ausencia, agravada por el monopolio de hecho y derecho de la ANDE en virtud de la Ley 966, así como por conflictos en el marco legal vigente, hace necesaria la intervención para la creación y/o fortalecimiento de dicha figura institucional de regulación y coordinación. Total: 388.000 US$ GEF: 329.000 US$ Co-financiamiento: 58.800 US$ Objetivo: Crear el marco institucional adecuado para la regulación y fiscalización del mercado de electrificación rural descentralizada. Resultado esperado 1: Reestructuración y fortalecimiento del Viceministerio de Minas y Energía como organismo que coordine la normativa institucional para la promoción y desarrollo de la electrificación rural descentralizada en el Paraguay. Actividad 1.3.1.1. Analizar e identificar los aspectos administrativos , legales y presupuestarios que sean críticos para el fortalecimiento del GVME. Actividad 1.3.1.2. En base a la identificación de 3.1.1., diseñar y desarrollar un Plan de Fortalecimiento de la entidad, con énfasis en los aspectos que refuercen su rol como coordinador de los esfuerzos dirigidos a la ERD y como regulador-fiscalizador de las actividades correspondientes al mercado emergente de ERD con FRE. Activ idad 1.3.1.3. Implementar el Plan diseñado en 3.1.2. Actividad 1.3.1.4. Difundir los nuevos aspectos legales y reglamentario y los nuevos procedimientos derivados del fortalecimiento del GVME a todos los actores involucrados en el mercado de ERD, en particular, y en el sector eléctrico-energético, en general. Resultado esperado 2: Ajustes a la legislación actual que promuevan la electrificación descentralizada con FRE desde la capacidad institucional instalada. Actividad 1.3.2.1. Identificar a las entidades gubernamentales que tengan potencial para cooperar en el desarrollo de un mercado de ERD con FRE en base al concepto de Desarrollo Rural Integrado. Actividad 1.3.2.2. Diseñar e implementar las modificaciones necesarias en las leyes y reglamentos de las entidades identificadas para que puedan dar soporte al desarrollo del mercado de ERD. Actividad 1.3.2.3. Difundir las modificaciones implementadas a todos los actores involucrados. Resultado esperado 3: Reglamento de Concesiones para la operación de sistemas de energía renovable descentralizados para la electrificación rural.



Actividad 1.3.3.1. Diseñar y desarrollar un instrumento reglamentario que soporte a las modificaciones de la Ley 966/64, con particular énfasis en un Reglamento de Concesiones tipo "fast track" que permita acelerar el proceso, en conjunto con la ANDE. Actividad 1.3.3.2. Implementar los instrumentos legales o reglamentarios diseñados. Actividad 1.3.3.3. Difundir los nuevos reglamentos y procedimientos creados para incentivar el desarrollo de un mercado de ERD con FRE a todos los actores de relevancia. 82. Sub – Componente 1.4. Marco de Incentivos fiscales y arancelarios. Las alternativas renovables están en clara desventaja con respecto a las opciones tradicionales (fósiles), principalmente por la falta de inclusión de las externalidades (sobre todo las ambientales) en la estructura de costos de estos últimos. Este componente abarca las actividades que compensan esa falencia, por el lado de los incentivos a las opciones renovables. Se trabajará en conjunto con el Congreso y el Ministerio de Hacienda del Gobierno del Paraguay para garantizar el diseño óptimo (y consensuado) de las herramientas de incentivos propuestas. Total: 80.000 US$ GEF: 80.000 US$ Co-financiamiento: 0 Objetivo: Compensar la falta de inclusión de las externalidades económicas y ambientales en las alternativas de generación eléctrica utilizando combustibles fósiles. Resultado esperado: Un marco legal de incentivos fiscales y arancelarios para promover inversiones en las FRE a pequeña escala. Actividad 1.4.1. Analizar los aspectos legales de la modificación de los esquemas impositivos y arancelarios para los equipos de FRE destinados a la ERD, considerando especialmente el marco regulatorio y fiscal del Paraguay. Actividad 1.4.2. Analizar e identificar los componentes de la estructura impositiva local cuya modificación optimice la promoción de las tecnologías renovables para la ERD, con particular atención al IVA (10%), al Impuesto a la Renta sobre las utilidades de las empresas (30%) y al arancel de importación (17,5%). Actividad 1.4.3. Desarrollar las modificaciones adecuadas a la estructura impositiva vigente. Actividad 1.4.4. Desarrollar los procedimientos de implementación y verificación de las modificaciones propuestas. Actividad 1.4.5. Gestionar y obtener la implementación de los incentivos fiscales y arancelarios identificados y propuestos por la vía del instrumento legal que corresponda según el marco vigente en el Paraguay. Actividad 1.4.6. Difundir la información de la nueva estructura impositiva favorable a las RET a todos los actores involucrados, en particular a los emprendedores y desarrolladores existentes y potenciales. 83. Componente Número 2: Programa de Formación y Capacitación. Este componente actuará sobre la ausencia de programas de capacitación en tecnologías renovables a pequeña escala en los niveles educativos formales, así como en los niveles técnicos medios. La capacitación en todos los niveles permitirá apoyar el surgimiento de empresas proveedoras de servicios de ERD basados en fuentes renovables. Los programas de capacitación y formación incluirán los niveles técnicos,



profesionales y de post-grado. El Proyecto trabajará en conjunto con los centros de formación técnica, universidades y escuelas de post grado. El trabajo conjunto ya se inició en el marco del PDF-B, principalmente con las universidades, para la elaboración de módulos y programas relativos a la capacitación formal de las tecnologías renovables. Total: 290.840 US$ GEF: 251.872 US$ Co-financiamiento: 38.968 US$ Objetivo: Formar la capacidad para diseñar, implementar y administrar proyectos de electrificación rural descentralizada basados en fuentes renovables de energía (FRE). Resultado esperado: Creación de la capacidad empresarial para el desarrollo de empresas energéticas para la electrificación rural con fuentes renovables de energía. Actividad 2.1. Implementar los programas de capacitación y formación de técnicos electricistas e instaladores, incluyendo a los técnicos de la ANDE, para aplicaciones de las energías renovables, principalmente como fuente para la ERD, según las recomendaciones del PDF. Los programas enfatizarán:

1. Una formación integral en las normas técnicas y estándares, y en los procedimientos de certificación de equipos;

2. La formación en los procedimientos de instalación y mantenimiento; 3. Y aspectos fundamentales de la seguridad en sistemas de FRE.

La ejecución de las actividades de capacitación y formación se desarrollará en el marco del Sistema Nacional de Formación y Capacitación Laboral, que cuenta con una red de 500 Instituciones de Formación y Capacitación Laboral (IFCL). Se iniciará el proceso dentro del FSP con el SNPP, la Asociación de Electricistas del Paraguay (ELECTRÓN), y la Fundación CEDESOL, que son las IFCL con mayor know how en el sector. Los programas de formación y capacitación ya han sido diseñados durante la ejecución del PDF11. Se pueden ver más detalles en el Anexo G.6. Actividad 2.2. Implementar los programas de capacitación y formación, recomendados por el PDF, para los profesionales del área eléctrica que se especializarán en aplicaciones basadas en FRE, principalmente para ERD. Los programas enfatizarán:

1. Los conocimientos técnicos necesarios acerca de las tecnologías renovables disponibles; 2. Las metodologías de diseño de las diferentes soluciones basadas en tecnologías renovables; 3. El análisis financiero y económico de las opciones; 4. La formación integral acerca de las normas técnicas y procedimientos de certificación de

equipos y de instala ción y mantenimiento. La ejecución de esta actividad se desarrollará en las universidades que formen parte de la Red Renovables. Los primeros trabajos y la conformación básica de esta Red se desarrolló durante el PDF, así como el diseño de los programas de formación en este nivel12. Véase el Anexo G.6. Actividad 2.3. Implementar los programas de capacitación para los clientes y beneficiarios finales de las tecnologías según recomendaciones del PDF. Los programas enfatizarán:

1. El conocimiento para la correcta operación de los sistemas instalados; 2. La formación acerca de las condiciones de operación y administración del mecanismo

implementado en base al Esquema de Pagos por Servicio y al esquema de Desarrolladores tipo RESCO.

La ejecución de estos programas se realizará a través, principalmente, de las empresas y desarrolladores que vayan insertándose en el mercado de la ERD con fuentes renovables. El

11 “Fortalecimiento Institucional y Capacitación”, Informe Final para el PDF. Victorio Oxilia. Asunción, Paraguay, Mayo de 2002. 12 Idem anterior



objetivo es que esta capacitación sea parte de las operaciones de las empresas RESCO porque beneficia la sostenibilidad técnica de los proyectos. También participarán las cooperativas y otras formas de organización de los beneficiarios. Actividad 2.4. Implementar los programas de formación que introduzcan la temática de las energías renovables y sus medios y usos potenciales en la educación escolar básica y media. Esta actividad es de largo plazo y está destinada a reforzar la sostenibilidad del mecanismo que el FSP promoverá. Esta actividad es de largo plazo, y se realizará a través del Ministerio de Educación y Culto, para dar carácter oficial a la introducción de la temática en la educación básica. Los colegios y escuelas del país serán responsables de su ejecución. Actividad 2.5. Implementar los programas y herramientas de formación para los tomadores de decisión relacionados con el sector energético y económico según las recomendaciones del PDF. Los programas enfatizarán:

1. El conocimiento de las regulaciones, normas y procedimientos de certificación de equipos e instalaciones vigentes o en proceso de adecuación por el FSP;

2. La formación necesaria para identificar y recomendar políticas, herramientas y sistemas de FRE basados en los datos y tecnologías disponibles.

La ejecución de estas actividades estará coordinada por el GVME, con apoyo del INTN y de las universidades que formen parte de la Red Renovables y que participen de los Programas de Postgrado en Energías Renovables. Los trabajos de coordinación y la conformación de una mesa de trabajo que incluye a las principales universidades del país se realizó durante el PDF13. Véase Anexo G.6. para más detalles. 84. Componente Número 3: Campañas de Educación y Divulgación. No existe ningún tipo de transferencia o difusión del conocimiento, principalmente hacia los beneficiarios potenciales de estas tecnologías. Este componente garantizará que dichos conocimientos lleguen a todos los actores relacionados con la ERD, para hacer conocer el potencial de las tecnologías renovables tanto en usos productivos como en usos domésticos . En el largo plazo las campañas llegarán a la educación escolar básica, como una forma de asegurar la sostenibilidad del proyecto. Total: 482.500 US$ GEF: 400.000 US$ Co-financiamiento: 82.500 US$ Objetivo: Implementar campañas de difusión enfocadas al usuario final y otros actores del mercado de la electrificación rural descentralizada. Resultado esperado: La “democratización” de la información y los conocimientos relativos a las energías renovables alternativas y su potencial de utilización. Actividad 3.1. Identificar los objetivos, el target, el contenido y los resultados esperados de la campaña de promoción y realizar el diseño. Este incluirá: objetivos, cobertura y alcance, foco, la audiencia target, los recursos y medios, y el mercado. Se considerará:

1. El desarrollo de la publicidad y los programas en los medios; 2. El desarrollo de las campañas de difusión durante la ejecución del FSP; 3. La promoción a través de talleres y eventos especializados relacionados con las FRE; 4. la promoción a través de medios especializados (revistas técnicas, programas radiales, etc.); 5. y la promoción de los programas de capacitación y formación en todos los niveles.

13 “Fortalecimiento Institucional y Capacitación”, Informe Final para el PDF. Victorio Oxilia. Asunción, Paraguay, Mayo de 2002.



Actividad 3.2. Ejecutar la campaña de difusión según el diseño en 3.1., y en base a las recomendaciones del PDF, y evaluar en forma continua los resultados de la misma. Actividad 3.3. Establecer acuerdos inter-institucionales con organizaciones y empresas relacionadas para el diseño y la implementación de un sitio de Internet del proyecto, destinado a difundir toda la información relacionada a la ejecución del FSP. Rediseñar y mantener el sitio Web14. Actividad 3.4. Diseñar y equipar dos automotores denominados CAMION SOLAR, destinados a llevar las tecnologías y los conocimientos a los potenciales clientes y beneficiarios. Los camiones solares incluirán todos los equipos necesarios para la difusión de las tecnologías con mayor potencial en el Paraguay y sus usos; en particular, la tecnología fotovoltaica, la eólica y la microhidro. También incluirán todos los equipos de soporte para la difusión: material audiovisual, reproductores, etc. Actividad 3.5. Movilizar los camiones solares en todo el territorio nacional durante la ejecución del FSP. El objetivo será llegar a por lo menos 50.000 viviendas rurales con las demostraciones en los 5 años del FSP. Actividad 3.6. Entregar, sin costo para los beneficiarios, herramientas basadas en las fuentes renovables a las viviendas dentro del marco de la Actividad 3.5. Por ejemplo, una linterna solar a cada familia, lo que tiene un costo manejable y un impacto fuerte dada la importancia de las linternas en la movilización nocturna de las viviendas rurales. 85. Componente Número 4: Programa de Capacitación Financiera. Uno de los factores por los que no existen opciones de financiación hacia proyectos de ERD es la absoluta falta de conocimientos acerca de las tecnologías, así como de herramientas de análisis del riesgo asociado. Este componente incorpora programas de capacitación para los actores del sector financiero, que les ayudarán a comprender mejor el potencial de las tecnologías renovables como promotoras de negocios rentables en el mercado de la ERD. Total: 46.000 US$ GEF: 46.000 US$ Co-financiamiento: 0 Objetivo: Compensar la falta total de conocimientos, información y capacitación para movilizar recursos de la banca comercial e intermediarios financieros hacia las proyectos de electrificación rural descentralizada. Resultado esperado: Recursos financieros comprometidos de la banca comercial hacia este nuevo nicho de mercado. Actividad 4.1. Análisis e identificación de los aspectos técnicos, financieros y económicos críticos que necesitan reforzarse entre los analistas, evaluadores y tomadores de decisión del sector financiero paraguayo15. Actividad 4.2. Implementación de los Programas de Capacitación en FRE recomendados por el PDF para las entidades financieras del Paraguay, que tengan una influencia actual o potencial fuerte en el desarrollo de un mercado de ERD con fuentes renovables de energía, desde el punto de vista de la facilitación de mecanismos financieros adecuados para dicho desarrollo. Esto incluye a la

14 Actividad adelantada durante el PDF. Visitar www.undp.org.py/energiarenovable. 15 Actividad adelantada durante el PDF-B. “Fortalecimiento Institucional y Capacitación”, Informe Final para el PDF. Victorio Oxilia. Asunción, Paraguay, Mayo de 2002.



banca comercial, a las cooperativas de crédito y de producción, a las entidades de apoyo al desarrollo rural. Actividad 4.3. Difusión de las experiencias y conocimientos a todos los actores financieros. 86. Compone nte Número 5: Programa de Implementación de Proyectos Piloto. Existe falta de experiencia en la utilización de las energías renovables descentralizadas como fuente de generación de electricidad, así como en la gestión y administración de proyectos. Este componente aliviará esa falencia implementando proyectos demostrativos que abarquen toda la geografía nacional y las opciones tecnológicas de mayor factibilidad técnico-económica: fotovoltaica, eólica y microhidro. La implementación se hará en dos etapas: la primera, durante el año 1 del FSP, se realizará bajo el esquema de inversiones no reembolsables, y abarcará 1.000 viviendas rurales de todo el país. Esta etapa servirá para apuntalar el mecanismo de corrientes de mercado, cuyo proceso arrancará una vez que el Mecanismo Financiero esté diseñado (durante el año 1). La segunda etapa será parte de este proceso: captando líneas de crédito de la banca local en base al Mecanismo Financiero diseñado (ver detalles en el Anexo G.1.), las empresas y organizaciones existentes (o surgentes) proveerán de servicios de electricidad a 6.500 viviendas rurales más. Se pueden ver detalles del Análisis de prefactibilidad y los términos de referencia de los proyectos en el Anexo G.4. Total: 1.328.498 US$ GEF: 276.000 US$ Co-financiamiento: 1.052.498 US$ Objetivo: Detonar el desarrollo de un mercado alternativo de servicios de electrificación rural descentralizada con las fuentes renovables de energía más factibles: solar, eólica e hídrica a pequeña escala. Resultado esperado 1: formación de un mercado de servicios de electrificación descentralizada para las comunidades rurales aisladas de la red. Actividad 5.1.1. Elaborar el Plan Nacional de Electrificación Rural Descentralizada con Energías Renovables, que incluye:

1. el inventario de energías renovables del Paraguay, con énfasis en la generación detallada de datos de pequeños cauces hídricos y de vientos;

2. el inventario de potenciales consumidores, con énfasis en la generación de datos estadísticos socio-económicos relacionados con la energía;

3. el desarrollo de un sistema de Información Geográfica que incluya los datos anteriores; 4. la identificación de los sitios con mayor potencial para cada tipo de tecnología, en base a la

información detallada anteriormente; 5. y la creación de un Centro de Referencia de Energías Renovables que colecte y difunda la

información relativa a estas tecnologías. Actividad 5.1.2. Diseñar e implementar proyectos demostrativos para 1.000 viviendas rurales durante el año 1 del FSP, en trabajo conjunto con los desarrolladores y organizaciones con capacidad ya existentes. El alcance de los proyectos demostrativos será nacional y se basará en los lineamientos definidos en el Anexo G.4 – Estudios de Prefactibilidad de los Proyectos Demostrativos. Actividad 5.1.3. Diseñar e implementar proyectos para 6.500 viviendas rurales en el marco del Mecanismo Financiero diseñado e implementado según el Componente 9. El alcance de estos proyectos será nacional, y serán diseñados e implementados por las organizaciones y desarrolladores existentes y que surjan en el periodo del año 2 al año 5 del FSP. Se seguirán los lineamientos del Anexo G.4.



Actividad 5.1.4. Difundir de manera continua las experiencias y lecciones aprendidas durante el desarrollo de los proyectos. Resultado esperado 2: los proyectos de electrificación rural implementados en el marco del "Full Size Project" complementan los programas de desarrollo rural integrado del IBR. Actividad 5.2.1. Identificar, en trabajo conjunto con el IBR, las colonias que no tienen acceso a la electricidad ni lo tendrán por sus características geográficas y demográficas, y el potencial de cada una al respecto de las fuentes renovables existentes16. Actividad 5.2.2. Diseñar e implementar proyectos en las colonias identificadas en conjunto con las organizaciones y desarrolladores con capacidad para realizarlo, en el marco de las actividades 5.1.2. (año 1 del FSP) y 5.1.3 (años 2 al 5 del FSP). Resultado esperado 3: Los resultados de la ejecución de los proyectos piloto complementan los resultados de los Programas de Formación y Capacitación y Promoción. Actividad 5.3.1. Promover la participación en el diseño y la ejecución de los proyectos, de los participantes de los programas de capacitación en todos los niveles, pero principalmente en los niveles técnicos electricistas. Actividad 5.3.2. Difundir en detalle la información y las experiencias acumuladas durante la ejecución de los proyectos, como parte de los programas de capacitación diseñados en los diferentes niveles de formación. 87. Componente Número 6: Programa de creación de Normas y procedimientos de certificación. En la ejecución de la Asistencia Preparatoria, se identificó la ausencia de reglamentación y procedimientos de estandarización y certificación de los equipos de tecnologías renovables. Es importante que estos existan, para garantizar la sostenibilidad técnica del proyecto en el largo plazo. Este Componente abarca las actividades planeadas para asegurar la existencia de un marco normativo que soporte la estructura diseñada para el FSP y el proceso posterior. Se trabajará en conjunto con el INTN en la identificación, adaptación y creación de las normas y procedimientos necesarios para asegurar la calidad de los equipos (importados o fabricados localmente). Así mismo, el PDF-B está coordinando los esfuerzos con el Proyecto GEF de Chile, en esta área, con el fin de compartir experiencias y unificar esfuerzos y resultados17. Total: 148.000 US$ GEF: 135.000 US$ Co-financiamiento: 13.000 US$ Objetivo: Asegurar la vida útil de los equipos de FRE para la electrificación rural descentralizada. Resultado esperado: Conjunto de normas y procedimientos de certificación de equipos que asegure un nivel de calidad acorde con la vida útil de los equipos. Actividad 6.1. Analizar los aspectos legales de la elaboración y aplicación de normas técnicas y procedimientos de certificación para sistemas de ERD basados en FRE.

16 Esta actividad ha sido adelantada durante la ejecución del PDF y se han identificado 33 colonias con aproximadamente 3.000 viviendas rurales que tienen alto potencial para ser incluidos en el proyecto. 17 El contacto con el Proyecto PNUD/GEF Chile es el Sr. Luis Costa ([email protected] )



Actividad 6.2. Analizar el marco normativo tanto a nivel nacional como a nivel regional para identificar normas y procedimientos de certificación relativos a estas tecnologías existentes y adaptarlos a la realidad el Paraguay. Actividad 6.3. Analizar e identificar los aspectos técnicos críticos que requieren de normas y procedimientos de certificación para garantizar la sostenibilidad técnica del Proyecto. Actividad 6.4. Realizar los estudios para la definición de las normas y los procedimientos necesarios y preparar los documentos necesarios para proceder a la elaboración de las normas. Actividad 6.5. Elaborar las Normas Técnicas y los Procedimientos de Certificación según los procedimientos del INTN. Actividad 6.6. Difundir la información y las normas y procedimientos elaborados para sistemas de ERD basados en las tecnologías renovables alternativas y fiscalizar su cumplimiento. 88. Componente Número 7: Fondo de Garantía para proyectos de electrificación rural descentralizada con FRE. La ausencia de mecanismos financieros para proyectos de energías renovables a pequeña escala se basa, principalmente, en una percepción sobredimensionada del riesgo asociado. Esta percepción proviene de la falta de conocimientos y de experiencias relacionadas con este tipo de tecnologías en el sector financiero. Este Componente comprende las actividades necesarias para minimizar esa percepción y ajustarla a su dimensión real. Esto se logrará movilizando los recursos financieros tradicionales con ayuda de un Fondo de Garantía (o equivalente, según la ingeniería financiera del año 1 del FSP), para crear el "know-how" y los conocimientos en el sector. Se trabajará en conjunto con la banca local y los socios aportantes al Fondo para el diseño más adecuado y satisfactorio, según el Mecanismo Financiero propuesto por el PDF-B y que se adjunta en el Anexo G.1 . Esta herramienta se complementa con el Esquema de Pagos por Servicios, cuyo detalle se puede consultar en el Anexo G.2. Total: 6.386.542 US$ GEF: 144.000 US$ Co-financiamiento: 6.242.542 US$ Objetivo: Movilizar recursos financieros de la banca comercial local hacia los proyectos de electrificación rural descentralizada con FRE. Resultado esperado: Inversiones de la banca comercial local canalizadas hacia este nuevo nicho de mercado. Actividad 7.1. Analizar los aspectos legales y administrativos del sector financiero paraguayo que sean fundamentales para el diseño y la constitución del mecanismo financiero innovador. Actividad 7.2. El diseño del Mecanismo Financiero: se realizará por subcontratación de la Ingeniería Financiera en colaboración con el PNUD, y la Unidad Ejecutora del FSP (PMU). Los detalles del anteproyecto del Mecanismo Financiero se adjuntan en el Anexo G.1. Actividad 7.3. Desarrollar la metodología y los criterios de selección de los proyectos que se presenten para ser considerados por el Mecanismo Financiero. Actividad 7.4. Desarrollar e implementar los procedimientos administrativos para la operación del Mecanismo Financiero, incluyendo la participación de los actores más importantes de este proceso: el PNUD, el GVME, las entidades financieras involucradas, los socios aportantes y los potenciales beneficiarios. Los socios aportantes más importantes serán las entidades binacionales de generación de electricidad que operan en Paraguay. Este hecho hace único al caso paraguayo entre los



Proyectos GEF y es una manera de que el sector dominante en la matriz energética nacional apoye la iniciativa que apunta a dar solución a la demanda insatisfecha de electricidad en las zonas rurales aisladas. Actividad 7.5. Desarrollar y preparar la documentación legal necesaria para la constit ución y operación del Mecanismo Financiero. Actividad 7.6. Presentación y difusión de los objetivos y características del Mecanismo Financiero diseñado a los actores más importantes involucrados en este componente del proyecto. Actividad 7.7. Constitución y Operación del Mecanismo Financiero: solamente una vez que el mecanismo fue diseñado y aprobado por el PNUD en Paraguay, el PNUD/GEF y el Comité Director del Proyecto, se podrá constituir y volver operacional. Ver más detalles en el Anexo G.1. Actividad 7.8. Seguimiento y análisis de los resultados obtenidos y las experiencias acumuladas en la operación del Mecanismo Financiero, y difusión de los resultados del análisis y de las lecciones aprendidas. 89. Componente 8: Programa de Monitoreo y Diseminación de la experiencia . La sostenibilidad del Proyecto en el tiempo está influenciada por la replicabilidad, tanto local como regional, de la iniciativa. Este componente trabajará sobre los elementos fundamentales para garantizar la replicabilidad de los proyectos de ERD basados en FRE en todo el territorio nacional y a nivel regional. Total: 582.000 US$ GEF: 501.000 US$ Co-financiamiento: 81.000 US$ Objetivo: Asegurar que los resultados obtenidos por el FSP sean monitoreados eficientemente y difundidos hacia los actores relacionados con el fin de impulsar la replicabilidad. Resultado esperado 1: El monitoreo y la evaluación continua de los resultados obtenidos en el FSP. Actividad 8.1.1. Desarrollo de la documentación de proyecto necesaria para la diseminación de los resultados. Actividad 8.1.2. Implementación de las actividades de Monitoreo y Evaluación de forma continua basadas en los procedimientos de la Sección 7.0 del Manual de Programas PNUD. Resultado esperado 2: La Diseminación de los resultados y lecciones a nivel regional. Actividad 8.2.1. Identificación y desarrollo de las herramientas más eficientes para la difusión de la información generada. Esta actividad incluirá, pero no se limitará a, la creación de una red regional de información, el diseño e implementación de un sitio web (actividad iniciada en el PDF), y los medios de comunicación de masas más eficientes. Actividad 8.2.2. Organización y participación en reuniones y seminarios, tanto a nivel local como regional, para difundir la información generada en el FSP. La finalidad de las reuniones y seminarios será principalmente fomentar el interés de potenciales actores que puedan participar en la replicación de las experiencias del modelo planteado en el FSP, a nivel nacional y regional.



V ..........FACTORES EXTERNOS Y SOSTENIBILIDAD. Los riesgos más importantes por su impacto en el potencial del proyecto se resumen a continuación, junto con las medidas planeadas para minimizarlos: 90. Extensiones del SIN: existe el riesgo de que la ANDE decida extender la red más allá de lo económicamente factible, basada principalmente en criterios políticos de la administración de turno. Existen antecedentes al respecto, en un proyecto de la Universidad Católica con la GTZ para la implementación de una planta microhidro en el noreste de la región Oriental. Cuando su construcción se estaba terminando, la extensión del SIN alcanzó a la comunidad beneficiaria. Se ha identificado la principal causa del problema: la falta de coordinación de esfuerzos entre ANDE y la unidad ejecutora del proyecto UCA/GTZ. Por esa razón, se ha integrado a la ANDE al Comité de Coordinación del PDF (ver Anexo G.6. para más detalles) y se hará lo mismo para la ejecución del FSP. Se ha trabajado en conjunto con el Departamento de Planificación de la ANDE desde el inicio del PDF-B, y se coordinarán los trabajos de diseño e implementación de proyectos demostrativos durante el FSP con la entidad, en particular con su Departamento de Planificación y con las 21 Oficinas Regionales distribuidas territorialmente en todo el país. 91. Limitada Capacidad de pago: las condiciones socioeconómicas del país están en franco deterioro desde hace varios años.. Las tendencias, de continuar, pueden disminuir la capacidad de pago de las viviendas beneficiadas, sobre todo en las áreas rurales. Este riesgo se disminuye por el diseño mismo de la estructura comercial: el esquema de Pagos por Servicio deja la propiedad del equipo en manos del proveedor, y como el equipo es de larga vida, todavía tiene potencial de recuperación de la inversión en caso de no-pago. Si los equipos sufren algún daño, actúa el Fondo de Garantía respaldando las inversiones, hasta tanto se genere el "know-how" y la experiencia necesaria para el correcto análisis y gestión de los créditos hacia este nicho. También se adecuará la oferta de soluciones a las posibilidades de cada familia (ver Anexo G.2 para más detalles), de forma a no sobrepasar con la solución alternativa el gasto que cada familia está realizando en concepto de combustibles sustitutos (candelas, kerosén, baterías, etc). Todos estos factores han sido tenidos en cuenta en el diseño del Fondo de Garantía. 92. Rechazo a las nuevas tecnologías: la población beneficiada puede no comprender el potencial de las tecnologías renovables para satisfacer sus necesidades de electrificación e incluso asumir, por ejemplo, que es obligación del Estado la provisión del servicio. Este riesgo se reducirá en la medida que se maximice la participación de los beneficiarios del proyecto en el diseño e implementación de las soluciones técnicas, por lo que desde el inicio de este PDF-B se ha trabajado en conjunto con el IBR. . La entidad posee la capacidad institucional para organizar e implementar la capacitación y participación de los asentamientos campesinos de la manera más eficiente; conjuntamente se han realizado visitas y encuestas en colonias representativas. que no tienen acceso al SIN. Está en proceso la información resultante del Censo de Colonias 2001, cuyos resultados parciales fueron utilizados en el PDF-B para identificar las colonias con potencial de ser incluidas en el componente de Proyectos Demostrativos. El trabajo con el IBR continuará más allá de la finalización de este documento y durante la ejecución del FSP. La participación de esta institución minimiza este riesgo. 93. Estructura de las tarifas convencionales: la estructura de tarifas de la ANDE cubre, en promedio, sólo el 67% del Costo Marginal de Largo Plazo. La tarifa “Social” es el 33% de la tarifa Residencial para consumos de hasta 50 Kwh.-mes. Estas distorsiones de la estructura de precios en el sector energético del Paraguay es grave, y constituye un riesgo para el FSP. En general, es esa tarifa “social” la que se aplica a las viviendas rurales que se conectan al SIN bajo el Programa de Autoayuda de la ANDE. Sin embargo, de las encuestas realizadas en viviendas rurales se identifica una percepción de parte de las mismas de que “la energía más cara es aquélla que no se tiene”. Este



concepto se ve reforzado por los gastos declarados en concepto de fuentes sustitutas. El FSP reducirá este riesgo por medio de la oferta de soluciones a la medida para cada familia (como en el caso de la Capacidad de Pago) sin sobrepasar los gastos actuales en sustitutos. Por otra parte, el Marco Regulatorio del sector eléctrico que está en estudio en el Congreso contempla el ajuste de las distorsiones en los precios. 94. La sostenibilidad financiera: el PDF-B ha identificado y diseñado la estructura más eficiente, en el contexto local, para asegurar la sostenibilidad financiera no sólo del FSP, sino del proceso que éste arrancará. La visión empresarial de un mercado de ERD con fuentes renovables, complementada por los esquemas de Pagos por Servicios y el desarrollo de un mecanismo financiero movilizador de recursos tradicionales, es el pilar de la sostenibilidad. Cuando el FSP alcance sus objetivos, estará en marcha un proceso de empresarialismo en el nicho de ERD, que se podrá sostener por sí mismo en el largo plazo, sin necesidad de una estructura permanente de subsidios (que en general no son sostenibles en el tiempo). El proceso de empresarialismo no perderá el foco de CLIENTES, que es como se considerará a las viviendas rurales que se incorporen gradualmente al proceso. Esta relación Cliente -Proveedor, reforzada por la gran ventaja de la modularidad de las soluciones renovables (sobre todo la solar), garantizará, en conjunto con los otros factores citados, la sostenibilidad del esquema en el largo plazo. 95. La sostenibilidad desde el punto de vista institucional: la estructura del FSP se desarrolla sobre un marco legal e institucional que promueve la utilización de las fuentes renovables para proyectos de ERD a pequeña escala. La migración del marco vigente hacia ese nuevo contexto institucional y reglamentario es parte fundamental de las actividades diseñadas en el PDF-B. Los componentes 1, 2 y 3 del FSP abarcan las medidas necesarias para crear el marco adecuado que soporte al resto de la estructura planteada y que promueva el desarrollo de las tecnologías renovables como opción para el mercado de ERD. Sólo asegurando un marco institucional de esas características se puede garantizar la sostenibilidad del proceso más allá del FSP. VI .........MECANISMOS DE PARTICIPACIÓN Y ARREGLOS DE

IMPLEMENTACIÓN. VI.1.......Mecanismos de Participación. Para la ejecución del FSP, se han identificado los siguientes actores claves. 96. Viceministerio de Minas y Energía (GVME): tiene a su cargo “establecer y orientar la política referente al uso y el manejo de los recursos minerales y energéticos en Paraguay”18. Así mismo, “estudiar los aspectos técnicos, económicos, financieros y legales para promover el aprovechamiento de los recursos disponibles en el país, y fiscalizar sobre el uso adecuado de los recursos”. Esta unidad debe ser el organismo coordinador de esfuerzos y regulador de las políticas energéticas en Paraguay. La ley le otorga esas características, pero su corta existencia la mantienen en una posición institucional débil respecto a sus funciones legales. Por eso el PDF-B incluyó actividades de fortalecimiento para esta unidad, dado que es un actor fundamental en el diseño y desarrollo de políticas energéticas, incluyendo las fuentes renovables. Este organismo será el aglutinador de los esfuerzos gubernamentales en el FSP, sirviendo de interfase entre el Programa y los demás actores de gobierno.

18 Ley 167 de la Nación, Artículo 25.



97. Ministerio de Obras Públicas y Comunicaciones (MOPC): este organismo es el encargado de “elaborar, proponer y ejecutar las políticas y disposiciones del Poder Ejecutivo referente a las infraestructuras y servicios básicos para la integración y desarrollo económico del país19”. En el contexto del FSP, es el soporte político del sector energético ante el gobierno. El GVME reporta a esta unidad. Su participación en la ejecución del FSP es fundamental porque proveerá del apoyo político necesario para la adaptación del marco institucional y legal. En el contexto del PDF-B se ha trabajado con el MOPC sobre todo manteniendo al organismo al tanto de las decisiones de diseño. El MOPC será políticamente responsable por el Proyecto FSP y presidirá el Comité Director del Proyecto . El Ministro de Obras Públicas y Comunicaciones será el Director Nacional del Proyecto PNUD/GEF. 98. Administración Nacional de Electricidad (ANDE): la ANDE es parte del Comité de Coordinación del PDF-B desde el inicio; ha colaborado con información relevante sobre las proyecciones de cobertura del territorio nacional con el SIN. Ha sido parte activa de las reuniones en que se presentaron las decisiones de diseño del PDF y las ha apoyado. En el FSP, la institución será parte del Comité Director y participará activamente en la implementación de las actividades del eje Legal. Su participación es clave debido a que la Ley 966 deberá ser adaptada a las necesidades del nuevo mercado de ERD; además, posee el "know-how", la experiencia y el contacto directo con las comunidades a través de sus oficinas regionales. 99. Instituto de Bienestar Rural (IBR): este organismo tiene por objeto “transformar la estructura agraria del país y la incorporación efectiva de la población campesina al desarrollo económico y social de la Nación”20. El IBR participó, a través de su Departamento de Planificación, desde el inicio de las actividades del PDF en la identificación de las colonias sin acceso al SIN y sus caracterización socio-económica. El trabajo conjunto incluyó su participación en el Comité de Coordinación del PDF-B, y en el consenso de las decisiones de diseño. El IBR tiene una extensa red de oficinas regionales con contacto directo con las comunidades rurales, a más del "know-how" y la experiencia en la capacitación para usos productivos de las mismas. En el FSP, el organismo será parte del Comité Director, y trabajará activamente en el soporte de las actividades del eje Técnico (diseño e implementación de los proyectos demostrativos). 100. Las Organizaciones No Gubernamentales: ha participado activamente desde el inicio en el Comité de Coordinación del PDF. En dicha instancia está representada por las ONG’s más representativas21 del medio local en el contexto de las energías renovables. En la ejecución del FSP, estarán representadas en el Comité Director y participarán activamente de las actividades en el eje INSTITUCIONAL (Formación y Capacitación, principalmente a las comunidades rurales) y en el eje TÉCNICO (como desarrolladores de proyectos demostrativos). Sus fortalezas principales son la experiencia en el trabajo comunitario con las poblaciones rurales y su capacidad de desarrollar soluciones para esas comunidades. Las colonias, comunidades y sus representaciones (cooperativa s o asociaciones) también son parte fundamental de este segmento participan desde el inicio del PDF a través del Instituto de Bienestar Rural. En el FSP su participación será más activa y directa, principalmente en la implementación de los proyectos. 101. Las Entidades Binacionales: este sector incluye a las dos grandes empresas de generación de electricidad compartidas por el Paraguay con Brasil y Argentina. Estas entidades tienen una capacidad financiera considerable y son el socio ideal para la financiación de las actividades del FSP. Su participación es importante para resolver la paradoja de ser un país con una altísima

19 Ley 167, Artículo 2. 20 Ley 852, del 22 de marzo de 1963, Artículo 2. 21 La Fundación Moisés Bertoni y la Fundación CEDESOL (Centro de Desarrollo Solar).



disponibilidad de energía eléctrica per cápita, pero con 15% de su población total sin acceso a esta electricidad, con mecanismos que incorporen beneficios ambientales globales. 102. Los Emprendedores: este segmento engloba a varios grupos de stakeholders igualmente importantes: los suplidores de equipos de tecnologías renovables, las asociaciones de electricistas del país, las ONG’s con capacidad para desarrollar soluciones de ERD con visión empresarial, y las cooperativas de producción o asociaciones de los beneficiarios. En el contexto del PDF-B se ha trabajado en conjunto con los proveedores de equipos y las ONG’s en la cuantificación de los costos reales actuales de los sistemas basados en fuentes renovables. Han participado también en la elaboración de estimaciones de las proyecciones de penetración del mercado de ERD una vez iniciado el proceso con el FSP. En la ejecución del FSP, los emprendedores son el pilar fundamental sobre el que gira toda la estructura diseñada; serán los responsables de las empresas tipo RESCO(Rural Electrification Services Companies) que diseñarán, implementarán y operarán las soluciones técnicas para las viviendas rurales en el esquema de Pagos por Servicio. En el mismo contexto, serán corresponsables de la capacitación de las viviendas para la operación de los sistemas. 103. La Banca Comercial y de Desarrollo: será parte fundamental en el diseño y la implementación del mecanismo financiero en el FSP. Este sector incluye a la banca comercial privada, tanto full branches de las multinacionales operando en el mercado local, como la banca privada local; entidades de desarrollo como el Banco Nacional de Fomento, el Fondo de Desarrollo Campesino, el Fondo de Desarrollo Industrial, y el Crédito Agrícola de Habilitación; y entidades multilaterales como el BID . En el FSP, movilizarán los recursos financieros hacia los proyectos de ERD basados en fuentes renovables que se ejecuten. 104. El sector Educativo: está representado por todos los niveles de formación y capacitación del sistema nacional. En el contexto del PDF, se ha conformado un grupo de trabajo a nivel universitario para coordinar los esfuerzos tendientes a la creación de los programas de grado y de postgrado en Energías Renovables (nombrarlas ustedes ó por ejemplo la Asociación de Decanos de Ingeniería) . El grupo de trabajo está activo y en proceso de definición de los programas. También se ha adelantado el trabajo con las instituciones de formación técnica profesional (como el Servicio Nacional de Promoción Profesional) para la adecuación de sus programas de capacitación a las necesidades del nicho de ERD.. VI.2.......Mecanismos de Implementación. 105. El GVME ejecutará el Proyecto con el soporte de la Oficina Nacional del PNUD en Paraguay. El proyecto integral será supervisado por un Comité Director que estará compuesto por las siguientes instituciones u organizaciones:

a. El Ministerio de Obras Públicas y Comunicaciones (MOPC), Quién lo preside b. El Instituto de Bienestar Rural (IBR) c. El PNUD d. La Administración Nacional de Electricidad (ANDE) e. Representantes de los Desarrolladores y emprendedores f. Representantes de las ONG’s g. Representantes de la Banca Comercial y de Desarrollo

La estructuración del Comité responde a la necesidad de garantizar un proceso participativo de los actores más importantes en la ejecución del PDF. La naturaleza del MOPC como coordinador / ejecutor de las políticas del Poder Ejecutivo relativas a infraestructura y energía lo posicionan con



presencia política importante en el Gobierno, lo que justifica su liderazgo del Comité y del Proyecto PNUD/GEF 106. La Program Management Unit (PMU) se instalará físicamente en el GVME. Estará compuesta por el Viceministro de Minas y Energía , el Coordinador del Proyecto y el Director de Recursos Energéticos del GVME (o en su defecto, el funcionario que el Viceministro designe). El PMU será responsable de la gestión y el flujo de la información entre todos los actores del FSP, asegurará el desarrollo efectivo y eficiente del proyecto, y mantendrá permanente comunicación con el Comité Director; también será responsable de la gestión financiera del proyecto. Esta unidad contratará a un Director de Programa Full Time, que será responsable de la administración integral del FSP y de la coordinación y ejecución de todas las actividades previstas en el diseño del PDF. El Director tendrá soporte técnico y administrativo de la estructura del GVME. 107. La PMU gerenciará la ejecución de las actividades distribuidas en cuatro ejes principales. Los actores participarán en el contexto de estos ejes de acuerdo a su área de influencia, y como sigue:

a. Eje LEGAL: los participantes activos fundamentales serán la ANDE y los Consultores en Legislación que serán contratados para las actividades específicas relacionadas.

b. Eje INSTITUCIONAL / FORMACIÓN: los participantes serán las Unidades de Capacitación, la Banca Comercial y de Desarrollo, los Desarrolladores de proyectos (sector privado, cooperativas, ONG’s, IBR), y los Clientes (las viviendas rurales).

c. Eje TÉCNICO: participarán la ANDE, el IBR, los Desarrolladores y el INTN. d. Eje FINANCIERO: participarán la Banca Comercial y de Desarrollo, y los Consultores

Financieros a ser contratados para las actividades relacionadas (el diseño del Mecanismo Financiero).

108. El PMU también será responsable de la gestión del Mecanismo Financiero a ser diseñado en el año 1 del FSP, a través del Comité de Administración del Mecanismo (ver detalles en el Anexo G.1), el cual reportará directamente al PMU. Dicho Comité elevará informes acerca de los proyectos aprobados y respaldados por el Mecanismo Financiero con la frecuencia que la PMU requiera. 109. El PMU y el Comité Director establecerán una frecuencia de reuniones al comienzo de la ejecución del FSP. Esta frecuencia no podrá ser mayor a 3 meses, y de preferencia mensual. Las reuniones servirán para informar al Comité Director de los avances de las actividades del FSP, así como para evaluar, en un proceso participativo, ajustes que deban hacerse en los planes del siguiente periodo trimestral. Cualquier modificación de las actividades y plazos previstas en el Documento de Proyecto, deberá ser aprobada por el Comité Director. VII .......COSTOS INCREMENTALES Y FINANCIAMIENTO DEL PROYECTO. 110. El análisis y la matriz de los costos incrementales se presentan en detalle en el Anexo A. La financiación de los costos incrementales relacionados con la consolidación del marco estructural será a través de contribuciones in-kind de los socios locales (universidades, GVME, MOPC, asociaciones de técnicos, ONG’s) y en efectivo del GEF. Aquellos costos relacionados con los proyectos demostrativos, serán cubiertos por el mecanismo financiero, cuyo principal aportante será la entidad binacional Itaipú.



Tabla VI.1. Resumen de costos y fuentes de financiación del proyecto (en US$). Componentes GEF Co-financiamiento TOTAL

Componente 1 832.200 103.800 936.000 Componente 2 251.872 38.968 290.840 Componente 3 400.000 82.500 482.500 Componente 4 46.000 0 46.000 Componente 5 276.000 1.052.498 1.328.498 Componente 6 135.000 13.000 148.000 Componente 7 144.000 6.242.542 6.386.542 Componente 8 501.000 81.000 582.000

TOTALES 2.586.072 7.614.308 10.200.380 111. El esquema de financiación de los costos del proyecto básicamente plantea lo siguiente: los costos incrementales relacionados con la consolidación del marco estructural (esto es, legal, financiero y de capacitación) favorable a la promoción de las tecnologías renovables en el mercado de ERD, concentrarán la mayor parte de la financiación GEF; en tanto los costos incrementales relacionados con la creación de infraestructura (sistemas renovables de generación en los proyectos demostrativos), concentrarán la mayor parte de la financiación de contrapartida. Se propone que el GEF co-financie las actividades de remoción de barreras por un monto total de 2.586.072 US$ , con un impacto, en conjunto con las actividades del eje Técnico, de 1.038.283 toneladas de CO2 reducidas en el año 20 (cálculo conservador; ver Anexo G.4. para detalles). Esto da un índice de 2,49 US$/tn CO2. VIII......MONITOREO, EVALUACIÓN Y DISEMINACIÓN. 112. El Proyecto será revisado periódicamente en concordancia con los procedimientos y políticas establecidos por el PNUD/GEF, siguiendo las regulaciones internas de evaluación y control de la Agencia de Ejecución (el GVME/MOPC). Tanto la Oficina Nacional del PNUD como el GVME serán corresponsables por el monitoreo continuo del progreso del proyecto. La frecuencia y agenda del monitoreo será definida en conjunto por el Director Nacional del Proyecto y el Oficial de Programa designado por el PNUD. Una reunión tripartita será organizada por el PNUD por lo menos una vez al año, con el Gobierno (Ministro de Obras Públicas y Comunicaciones y Viceministro de Minas y Energía) y la Agencia de Ejecución. 113. El Proyecto será sujeto a Reportes de Avance de Implementación anuales de acuerdo a los procedimientos establecidos por el PNUD/GEF. Adicionalmente, se realizará una evaluación de medio término para monitorear la ejecución financiera y el cumplimiento de las actividades y sus resultados esperados de acuerdo al Plan de Trabajo y objetivos pre-establecidos. El Director Nacional del Proyecto remitirá un Reporte Final a la conclusión del proyecto, siguiendo las instrucciones y procedimientos generales del PNUD/GEF. 114. Los indicadores para monitoreo y evaluación de los componentes del proyecto se muestran en el Anexo B. Los procedimientos de evaluación y monitoreo para ciertas áreas y ejes de acción del proyecto serán objeto de especial atención. La performance del mecanismo financiero será evaluada por expertos en el área, para asegurar una correcta evaluación de los resultados. Los proyectos demostrativos ejecutados a través del mecanismo financiero serán objeto de auditorías técnicas y operativas. 115. El Director de Programa revisará internamente el avance y los indicadores del proyecto y proveerá de retroalimentación al respecto para ajustar los esfuerzos en la dirección definida por



diseño del proyecto. Así mismo, presentará reportes de avance de actividades y del programa con una frecuencia semestral al Comité Director, , que serán distribuidos entre los actores participantes de la ejecución del FSP. De ser necesario, y luego de la aprobación del Comité Director, se podrán decidir modificaciones al presupuesto y al cronograma del programa. La participación del Comité Director en el proceso de monitoreo y evaluación garantizará la participación de los actores involucrados, representados en dicho Comité. 116. La PMU designará una persona por cada eje de acción que será responsable de la elaboración de reportes mensuales sobre el avance de las actividades en cada eje. Estas personas serán integrantes de alguno de los actores participantes en cada eje según el parágrafo 78. Esto facilitará el seguimiento detallado y continuo de las actividades en cada componente del proyecto, y los ajustes necesarios para mantenerlos focalizados. Así mismo, facilitará las actividades de diseminación de las experiencias y lecciones acumuladas en cada eje de acción durante la ejecución del FSP. 117. El desarrollo de un sistema abierto de información garantizará la amplia diseminación de las lecciones aprendidas, tanto durante la ejecución del FSP como en el proceso posterior. Este desarrollo será responsabilidad de la Agencia de Ejecución (el GVME) y se iniciará con el proyecto mismo, de forma a asegurar que esté listo cuando comience a generarse el "know-how" y las lecciones aprendidas. El proyecto se esforzará en identificar y documentar tanto las experiencias exitosas como las fallidas para acelerar el paso por la curva de aprendizaje de todos los actores involucrados. Esto ayudará a los emprendedores interesados en incorporarse al incipiente mercado de ERD a tomar mejores decisiones de inversión basadas en la información más actualizada sobre las experiencias de las tecnologías renovables en el contexto paraguayo. 118. El diseño del FSP incluye un componente de difusión y diseminación de las tecnologías renovables y sus aplicaciones. Parte de esa campaña de divulgación se dedicará, durante la ejecución del FSP, a informar sobre las experiencias que se vayan acumulando en todos los ejes de acción del proyecto. En particular, se hará énfasis en la difusión de las lecciones aprendidas con la implementación de los proyectos demostrativos, y con el funcionamiento del mecanismo financiero adoptado. Esto reforzará la replicabilidad del mecanismo planteado por el diseño del FSP. 119. Si bien la experiencia en el Paraguay relacionada con sistemas de generación de electricidad basados en fuentes renovable s es mínima, los casos más destacados se han tenido en cuenta en el diseño del FSP. El primer caso se refiere al proyecto UCA/GTZ; la lección aprendida de esta experiencia claramente apunta a la falta de participación en el proceso de actores fundamentales como la ANDE. El otro caso tiene que ver con los contados proveedores de equipos que existen: ante la falta de herramientas de financiación, y en parte por una baja disposición a asumir riesgos por falta de experiencias, las empresas comercializan sus equipos en el esquema tradicional (la venta del equipo). El diseño del FSP se ha adaptado a esta lección, incorporando un esquema integrado que tiende a una visión de servicios más que de infraestructura, permitiendo considerar la predisposición y capacidad de pago reales de las viviendas rurales. Para esta decisión se han tenido en cuenta también experiencias regionales y globales22. 120. Las actividades de Coordinación, Administración, Monitoreo y Evaluación del Proyecto tendrán un costo total de 582.000 US$ , de los cuales el GEF aportará 501.000 US$ .

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ANEXO A – ANALISIS DE LOS COSTOS INCREMENTALES

Antecedentes. A nivel latinoamericano el Paraguay tiene una capacidad hidroeléctrica instalada relativamente alta de 1,8 Kw. por habitante y una generación eléctrica anual de unos 15 MWh por habitante, mientras que el consumo promedio anual en el año 2000 fue de 809 kWh/hab. Sin embargo, el 15% de la población paraguaya, aproximadamente 150.000 familias rurales, no tienen acceso al SIN. Estas familias viven en comunidades o colonias de tamaño relativamente pequeño, muy dispersas y a distancias del SIN superiores a los umbrales de rentabilidad económica de las soluciones basadas en la extensión convencional de la red eléctrica nacional, operada por la Administración Nacional de Electricidad (ANDE). En el contexto del subsector eléctrico basado en megaproyectos hidroeléctricos, el potencial de energía renovable permite desarrollar soluciones costo-eficientes basadas en el alto potencial de los recursos solar, eólico y de pequeñas centrales hidroeléctricas, que permitan incorporar beneficios ambientales globales a la ERD desplazando la solución convencional de los sistemas aislados de generación eléctrica que operan diesel. A.1. Objetivos generales de Desarrollo. El objetivo general de desarrollo es asistir al Paraguay a incorporar las tecnologías renovables a pequeña escala como alternativa costo-eficiente para la Electrificación Rural Descentralizada, de manera que estas alternativas puedan competir en igualdad de condiciones con las opciones tradicionales (consumo del diesel, principalmente) para usos aislados, en áreas que no serán cubiertas por la extensión convencional de la red publica. La asistencia preparatoria para la ejecución de un proyecto tamaño grande demuestra la viabilidad técnico-económica para electrificar entre 75 y 100 colonias (aproximadamente 7,500 viviendas rurales) y la instalación de hasta 2.057 Kw. de capacidad instalada para usos domésticos y hasta 1.910 Kw. para usos productivos y comunitarios, con tecnologías de energía renovable, a fin de crear una corriente de mercado en torno a los servicios de electrificación rural descentralizada basados en las fuentes renovables de energía, una vez que se hayan removido el conjunto de las barreras identificadas en el PDF-B.. A.2. Línea Base. El estado Paraguayo previo la cobertura eléctrica del país en 100% para el año 200023. El plan estaba pensado para lograr el objetivo a través de la extensión convencional del SIN, pero la dinámica del mercado meta (comunidades aisladas y muy dispersas), así como los problemas estructurales del sector eléctrico en el país, demostraron que la extensión del SIN alcanzó el punto de equilibrio económico para ANDE, habiéndose logrado un 85%. La alternativa convencional, ha sido, desarrollar sistemas aislados mediante la instalación de pequeños electro-generadores diesel (la propia ANDE tiene 5,8 MW de capacidad térmica instalada con plantas diesel en las colonias del Chaco, y del noreste de la región Oriental). Para la s colonias aisladas, y aun sin la intervención del estado, la mejor alternativa, en las condiciones actuales del mercado y de la estructura legal en Paraguay es la generación diesel. Esta alternativa al SIN es más costo-eficiente, principalmente por su bajísimo costo inicial, y está comercialmente disponible en todo el territorio del país. El costo del combustible, si bien no está subsidiado, tiene un margen de ganancia ínfimo; se puede decir que el

23 Plan Nacional de Electrificación: “Ningún paraguayo a oscuras en el 2000”. ANDE, abril de 1993.



margen de ganancia de los demás combustibles financia al del diesel. El diesel cuesta 0,33 US$/litro en Asunción, y llega a costar hasta 0,45 US$/litro en las regiones más alejadas del país. Sin una intervención del GEF, la misma ANDE y las iniciativas privadas/comunales aisladas del SIN continuaran la electrificación rural con generadores diesel, de tal manera, que si se mantienen las tendencias actuales, el análisis del PDF estimó que el escenario más realista es que la ANDE pueda llegar a cubrir el 100% de la población aproximadamente en el 2015 sistemas aislados de baja potencia con electro-generadores diesel. En general, para comunidades como las contempladas en este proyecto, se utiliza un generador para toda la comunidad (R.: favor de poner atención, si utilizamos comunidades o colonias, como unidad de planificación), incluyendo los usos comunitarios y productivos. A partir de estas estimaciones, la línea base del proyecto comprende la electrificación de las 143.729 familias rurales, en 4.550 comunidades (más su crecimiento vegetativo) para el año 2015, con el uso de pequeñas unidades generadoras diesel; las emisiones de este escenario para el 2020 se estimaron en 1.038.283 toneladas de CO2. La estimación incluye una demanda equivalente a la actual, más la necesaria para usos productivos de bajo consumo, según se describen en el Anexo G.3. La tabla que sigue resume los resultados obtenidos para una comunidad tipo de 100 familias donde la extensión equivalente del SIN (a 10 años) es la distancia de la comunidad a la red a la cual las opciones son equivalentes en costo. Tabla A.1.: Resultados de simulación para generadores diesel

La tabla presenta los resultados más importantes; el modelo cubre con mayor detalle las alternativas posibles. La primera opción, de 25 Kwh. -día de uso doméstico, representa un consumo familiar muy bajo (unos 7,5 Kwh. -mes). Según la información analizada y las encuestas, el caso más probable está representado por la tercera fila, con 50 Kwh. -día de consumo doméstico y 50 Kwh.-día de consumo comunitario, la mayor parte del cual es para usos productivos. Este consumo doméstico equivale a unos 15 Kwh.-mes por familia, que coincide con el equivalente actual en base a sustitutos. Es interesante saber que si sólo se considerara el uso doméstico de la electricidad, con 50 Kwh.-día, el mismo generador de 6 Kw. sería suficiente, pero el VPN25 del costo por familia bajaría a 686 US$. El monto correspondiente de la inversión (Valor Presente a 25 años) para electrificar las 4,550 comunidades se calculó en 160 millones US$, incluyendo un costo del diesel de 0,45 US$/litro y una tasa real de descuento de 6%. A.3. Objetivo ambiental global. El objetivo ambiental global es la reducción de las emisiones de carbono resultantes del uso actual y potencial de combustibles fósiles en la electrificación rural descentralizada en Paraguay. El Proyecto es consistente con el Programa Operacional 6 del GEF: “Promoción de la adopción de las energías renovables mediante la remoción de las barreras y la reducción de los costos de implementación”, y apunta a eliminar las barreras identificadas en las áreas legal, institucional, de formación y capacitación, técnica y financiera, con el fin de crear corrientes de mercado que


Carga Secundaria

kWh-día

Capacidad kW


VPN10 Costo US$

VPN10 Costo

US$/familia

VPN25 Costo US$

VPN25 Costo

US$/familia



año


(km)25 25 4 3.036 37.309 373 55.879 559 17,94 179 2,3150 25 6 4.554 55.490 555 96.377 964 26,5 265 3,4275 50 9 6.831 85.860 859 117.682 1.177 41,8 418 5,06100 50 11 7.612 100.971 1.010 175.371 1.754 50,3 503 5,88



resulten en la incorporación y consolidación de empresas rentables desarrolladoras de servicios para las tecnologías de energía renovable, a fin de reducir efectivamente las emisiones de GHG. A.4. Escenario alternativo GEF. La población afectada por cada tipo de tecnología renovable se resume en la Tabla siguiente. El

análisis de la zonificación de las opciones tecnológicas según la totalidad de la demanda insatisfecha proyectada a 20 años que se identificó en el PDF-B, permitió agrupar las tecnologías de acuerdo a la distribución de las familias afectadas. Después de la remoción

de las barreras, el potencial de replicación de los proyectos para el resto de las familias rurales aisladas permitirá reducir 1.030.180 toneladas de CO2 para el año 2020. La metodología utilizada para el cálculo de las emisiones se presenta en el Anexo G.5. El monto correspondiente de la inversión de línea base, a valor presente de 25 años, para electrificar 4,550 comunidades se calculó en 160 US$ millones, incluyendo un costo del diesel de 0,45 US$/litro y una tasa real de descuento de 6%. El costo total de la alternativa renovable, en las mismas condiciones de cálculo, es de 285 US$ millones, de los cuales la inversión inicial sería de 202 millones US$. La estructura del proyecto tamaño grande descansa sobre cuatro pilares fundamentales: • un marco legal e institucional adaptado y consolidado que promueva la utilización de las FRE

en los proyectos de ERD a pequeña escala igualando las condiciones de competencia con respecto a las opciones tradicionales;

• un programa de formación, capacitación y difusión de las tecnologías renovables y sus usos potenciales a todos los niveles;

• un mecanismo financiero, el cual se describe en al Anexo G.1, que ayude a movilizar los recursos tradicionales de la banca y a minimizar la percepción de riesgo inherente a este tipo de proyectos. Se ha proyectado que a la conclusión del Proyecto Tamaño Grande, la puesta en marcha del mecanismo financiero alcance

a un mínimo de 7.500 familias (incluyendo los proyectos demostrativos del año 1) en todo el país, equivalentes a un 5% del mercado total; según las proyecciones de la Tabla adjunta. El potencial directo de reducción de emisiones de los proyectos para las 7.500 viviendas equivale a 8,103 toneladas de CO2 , con una inversión inicial de 7.187.040 US$ en los 5 años del proyecto.

A.5. Límites del Sistema. En términos geográficos, la frontera del proyecto es el mercado de electrificación rural descentralizada a pequeña escala en Paraguay, que no tiene acceso al SIN y que utilizan la opción de electrificación rural con unidades de generación diesel. En la actualidad, el PDF-B estimó este mercado en 143.729 familias de escasos recursos situadas en comunidades pequeñas, con alta dispersión geográfica y alejadas del SIN, las cuales se encuentran ubicadas en 4,550 colonias. El


Población afectada sin acceso a la

red

Familias afectadas

% Población afectada

SOLAR-EOLICO 188672 36842 26%SOLAR 368813 71872 51%MICRO-&NANO HIDRO 162357 35015 23%

719842 143729 100%


% de los Proyectos

demostrativos

Familias afectadas

Población afectada


100% 7500 37500



crecimiento vegetativo actual, descontando las proporciones de migración a centros urbanos (capital e interior del país), llevará esta cifra a por lo menos 180.000 familias en el 2020. Las tecnologías que se promoverán son las que se basan en los recursos que mayor potencial presentan en todo el territorio del país: el recurso solar, los vientos y los pequeños cauces hídricos. Los detalles del análisis del potencial de los recursos se puede ver en el Anexo G.4. Se utilizó como base de partida un perfil de demanda equivalente al consumo actual de sustitutos (candelas, kerosén, baterías) de las familias rurales, al que se agregó demandas por usos productivos y comunitarios y niveles de demanda crecientes para representar el rango de disposición de pagos detectado en las encuestas. Ese perfil de demanda, así definido, se utilizó para simular el comportamiento de todas las opciones identificadas como factibles, incluyendo la generación diesel como línea base. A.6. Beneficios locales del proyecto. En el contexto de un proyecto GEF tamaño grande, el beneficio local principal es el desarrollo económico asociado al aumento de la cobertura de electrificación del país, impulsado por la movilización de hasta 285 millones de US$ en los próximos 20 años, canalizados por nuevos emprendedores en el mercado eléctrico local. Para las poblaciones beneficiados, se movilizarán recursos financieros locales que actualmente se destinan principalmente al consumo. Otros beneficios locales se obtienen de la reducción de las importaciones nacionales de diesel para generación eléctrica, reducción del consumo de hidrocarburos (diesel y gasolina), para transportar el diesel para generación eléctrica, posibilidad de aumentar la potencia eléctrica instalada al contar con una fuente local, confiable y disponible 24 horas diarias, aumento en la calidad de vida de las poblaciones rurales al tener la posibilidad de contar con mejor infraestructura educativa, centros de salud mejor equipados y mejores servicios de comunicación, y la creación de fuentes de empleo a nivel local durante la construcción de los proyectos y posteriormente, para su operación y mantenimiento. A.7. Beneficios adicionales del proyecto. Los beneficios adicionales más importantes son: un aumento en la calidad de la vida de las familias rurales, tanto desde el punto de vista ambiental local, como desde el punto de vista de la educación; un impacto en el aumento de los ingresos familiares a través de las actividades productivas basadas en la electricidad generada; el acceso a las comunicaciones garantizado; y un efecto impulsor muy importante en la conciencia de comunidad en las familias, una debilidad reconocida por varios estudios en la organización de las colonias del Instituto de Bienestar Rural. A.8. La Matriz de Costos Incrementales. El costo total del Proyecto se estima en US$ 10.200.380, mientras que el costo del escenario de línea de base se ha estimado en US$ 4.522.328. De esta manera, el costo incremental total es US$ 5.678.052, de los cuales se solicita al GEF US$ 2.586.072 (el 25% del costo total del proyecto), para eliminar las barreras identificadas en las áreas legal, institucional, de formación y capacitación, técnica y financiera, así como la ejecución de un conjunto de proyectos demostrativos a nivel nacional. Mientras que otros actores de la cooperación al desarrollo, incluyendo a las comunidades locales, aportan un co-financiamiento de US$ 7.614.308.



TABLA A.2. – MATRIZ DE COSTOS INCREMENTALES

Componente Costos / Beneficios

Línea Base Alternativa Incremento

Componente 1: Adecuación del Marco Legal, Reglamentario .

Global Environmental Benefits

Un marco regula torio del sector energético que no incorpora consideraciones ambientales globales al no incluir a las FRE como opción.

El nuevo marco regulatorio incorpora consideraciones ambientales y promociona el uso de las FRE como opción para la ERD.

Las FRE se incorporan al marco legal / reglamentario eléctrico paraguayo como alternativa competitiva.

Domestic Benefits

El sector eléctrico paraguayo se re-estructura sin considerar a las FRE

El sector se re-estructura dando espacio a las FRE como opción competitiva.

Se reducen los costos operativos de producción de energía en sistemas aislados.

Sub - Componente 1.1: Implementación de las recomendaciones del PDF en el Marco Legal del sector eléctrico relativas a las fuentes renovables de energía para la ERD.

Costos 27.000 US$ 336.000 US$ 309.000 US$ Global Environmental Benefits

Los procedimientos de concesión de la ANDE (Ley 966) obstaculizan del desarrollo del mercado de ERD

Los procedimientos son adaptados para favorecer el desarrollo del mercado de ERD con FRE.

Desarrollo de soluciones de ERD con FRE consecuencia de las mayores facilidades de los procedimientos adaptados

Domestic Benefits

Los procedimientos desincentivan el desarrollo de soluciones de ERD

Los procedimientos adaptados promueven el desarrollo de soluciones de ERD

El mercado de ERD se desarrolla en el corto plazo aprovechando las facilidades de los procedimientos adaptados.

Sub - Componente 1.2: Adecuación de los procedimientos vigentes

Costos 18.000 US$ 132.000 US$ 114.000 US$ Sub - Componente 1.3: Programa de Fortalecimiento Institucional.


El desarrollo hidroeléctrico del país gira en torno a Itaipú y Yacyreta

El GVME se fortalece y consolida como la figura institucional que coordina el sector eléctrico incluyendo el mercado de ERD con FRE.

Incremento significativo de la capacidad institucional para promover el uso integral de las FRE.



Domestic Benefits

No existe figura institucional reglamentada e integrada que coordine y dirija los planes del sector eléctrico. La ANDE ostenta un monopolio de generación, transmisión y distribución en virtud de la ley 966. No existe Reglamento de Concesiones.

El GVME se fortalece y consolida como la figura institucional faltante. El mercado de ERD se desmonopoliza y descentraliza favoreciendo al desarrollo de soluciones de ERD. El nuevo Reglamento de Concesiones favorece al desarrollo de la ERD.

Incremento en la capacidad institucional para coordinar esfuerzos y regular el sector eléctrico. Desarrollo del mercado de ERD consecuencia de la desmonopolización y descentralización de la gestión y concesión.


Las alternativas basadas en FRE no compiten en igualdad de condiciones con las tradicionales basadas en combustibles fósiles en el mercado de ERD.

Los incentivos fiscales y arancelarios compensan las externalidades no incluidas en la estructura de costos de los combustibles fósiles. Las RET compiten en igualdad de condiciones.

Desarrollo de un mercado de ERD basado en las FRE.

Domestic Benefits

El mercado eléctrico depende de ANDE.

Desarrollo de emprendedores para el Mercado de ERD basado en FRE.

Nuevas empresas y oportunidades de negocios. Desarrollo de las economías locales.

Sub - Componente 1.4: Marco de Incentivos fiscales y arancelarios

Costos 0 80.000 US$ 80.000 US$ TOTAL Componente 1 Costos 103.800 US$ 936.000 US$ 832.200 US$ Componente 2: Programa de Formación y Capacitación


Los programas de capacitación en todos los niveles incluyen información muy limitada sobre las tecnologías renovables como alternativa para la ERD.

Los programas en todos los niveles de formación incorporan la temática de las energías renovables y sus usos en la ERD.

Incremento significativo en la concientización de los actores del mercado de ERD hacia las energías renovables. Capacidad empresarial para el desarrollo de soluciones de ERD con FRE.



Domestic Benefits

Los enfoques de los programas actuales son muy genéricos.

Programas técnicos y profesionales ampliados hacia el Mercado de ERD con FRE.

Incremento en las opciones profesionales relacionadas. Desarrollo del mercado local de ERD.


No existe concientización ni conocimientos adecuados acerca de las RET en la población.

La información y conocimientos sobre las RET y sus usos potenciales llegan a la sociedad.

Las barreras relacionadas con la información y el conocimiento se remueven gradualmente.

Domestic Benefits

La percepción general es que la problemática del sector eléctrico se refiere a ANDE y las binacionales.

Se incorpora la energía renovable en sitios aislados al desarrollo del sector agropecuario.

Mayor capacidad de la oferta energética en las áreas rurales.

Componente 3: Campañas de Educación y Divulgación


No existen conocimientos suficientes en el sector financiero para analizar y evaluar el riesgo real de los proyectos de ERD con FRE

El sector financiero recibe los conocimientos y herramientas necesarias para hacer la evaluación objetiva de los riesgos de estos proyectos.

Los recursos financieros fluyen hacia proyectos de ERD con FRE.

Domestic Benefits

La banca comercial es muy tradicionalista.

La financiación para proyectos de ERD con FRE existe. Surge un potencial de negocios importante tanto para los desarrolladores como para el sector financiero.

Desarrollo del mercado de ERD basado en las nuevas opciones de financiación. Nuevos negocios rentables para desarrolladores y banca.

Componente 4: Programa de Capacitación Financiera

Costos 0 46.000 US$ 46.000 US$ Componente 5: Programa de Implementación de Proyectos Piloto


El mercado de ERD se comienza a desarrollar en base a la opción diesel. No existe experiencia en proyectos de ERD con FRE.

Surge un mercado de ERD basado en FRE. Los desarrolladores adquieren experiencia en diseño, operación y administración de compañías tipo RESCO.

Potencial de reducción de emisiones del Proyecto (7.500 hogares): 8.103 tn de CO2, al final del Proyecto. Potencial por replicación del mecanismo post-FSP: 1.038.283 tn de CO2 (180.000 viviendas en el 2020)



Domestic Benefits

La ERD se desarrolla con generadores diesel.

La ERD se desarrolla con sistemas basados en FRE.

Se reducen las importaciones de combustibles importados Se generan nuevas fuentes de empleo.

Costos 606.110 US$ 1.328.498 US$ 722.388 US$ Global Environmental Benefits

No existe la capacidad ni los procedimientos para certificar la calidad de equipos e instalaciones de RET.

Normas y procedimientos de certificación de equipos e instalaciones RET.

La certificación de equipos e instalaciones RET garantiza la sostenibilidad de los proyectos de ERD con FRE.

Domestic Benefits

No se requieren especificaciones ni estándares para la importación de electro-generadores diesel.

Aumenta la oferta de equipamiento para generación aislada de electricidad.

Mayor competencia en el mercado eléctrico de sistemas aislados.

Componente 6: Programa de creación de Normas y procedimientos de certificación


No se han operativizado mecanismos de financiamiento para las FRE a pequeña escala.

Recursos financieros dirigidos hacia proyectos de ERD con FRE. Percepción de riesgo de los proyectos minimizada. Experiencia y "know–how" en el sector financiero acerca de proyectos de ERD con FRE.

Desarrollo del mercado de ERD con FRE: incremento directo de 7.500 viviendas (FSP), e indirecto de 180.000 viviendas para el año 2020. Potencial total de reducción de emisiones: 1.038.283 tn de CO2 para el año 2020.

Domestic Benefits

La cobertura de ERD llega al 100% en el 2015 (según tendencias de los últimos 5 años) con generadores diesel.

La cobertura de ERD llega al 100% en el 2015 con sistemas basados en FRE.

Reducción de la factura energética por importación de combustibles.

Componente 7: Fondo de Garantía para proyectos de electrificación rural descentralizada con FRE

Costos 3.677.950 US$ 6.386.542 US$ 2.708.592 US$ No existe Actividades relacionadas con la

gestión del FSP El Proyecto se ejecuta según las condiciones de diseño de este PDF. Los resultados y lecciones se diseminan a nivel regional.

Componente 8: Programa de Monitoreo y Evaluación, Administración y Coordinación del Proyecto.

Costos 0 582.000 US$ 582.000 US$ TOTALES 4.522.328 US$ 10.200.380 US$ 5.678.052 US$



ANEXO B – MATRIZ DE PLANEAMIENTO DEL PROYECTO (MARCO LÓGICO)

Estrategia del Proyecto Indicadores Medios de verificación Supuestos críticos Objetivo GLOBAL: Reducir las emisiones de GHG resultantes de la utilización de combustibles fósiles en la ERD.

Emisiones de CO2 reducidas directamente por el FSP. Emisiones de CO2 reducidas por replicación del mecanismo del FSP.

Estadísticas y documentos oficiales de las instituciones del Gobierno relacionadas al Medio Ambiente.

El mecanismo del FSP se implementa con éxito en TODOS sus componentes.

Objetivo de DESARROLLO: establecer y consolidar las condiciones de mercado para remover las barreras en torno a la energía renovable para la Elec-trificación rural descentralizada.

FSP: 7.500 viviendas electrificadas con FRE. FSP: 10 empresas desarrolladoras de soluciones de ERD con FRE. Replicación: 180.000 viviendas electrificadas por 60 empresas desarrolladoras de ERD en el 2020.

Reporte Final del FSP. Estadísticas oficiales de instituciones del Gobierno relacionadas con: Medio Ambiente, Energía, Estadísticas.

La ANDE no extiende su sistema en base a decisiones que no consideren la costo-eficiencia de las extensiones.

Resultado 1.1: Un conjunto de leyes y reglamentaciones secto-riales que promuevan mercados competitivos a las fuentes renovables de energía para la electrificación de las zonas rurales dispersas y aisladas del SIN.

Número de leyes sectoriales relativas a ERD con FRE. Número de artículos incluidos en leyes sectoriales existentes. Número de reglamentaciones relativas a ERD con FRE.

Publicaciones oficiales legales del Gobierno (Poder Ejecutivo y Congreso).

Soporte político de las instituciones y poderes del Estado paraguayo para adecuar el marco legal e institucional.

Resultado 1.2: La gestión de los permisos de explotación, gestiona-dos y decididos por la ANDE, se adaptan a las necesidades del mercado potencial de electrifica-ción rural descentralizada.

Número de permisos de concesión gestionados por la ANDE durante el FSP.

Informes oficiales de la ANDE. Reportes del Proyecto. Estadísticas oficiales (DNEEC).

Soporte político, técnico y administrativo de la ANDE.

Resultado 1.3.1.: Reestructuración y fortalecimiento del Vice-ministerio de Minas y Energía como organismo que coordine la normativa institucional para la promoción y desarrollo de la

Decreto del Poder Ejecutivo o Ley de la Nación otorgando esas facultades al GVME. Presupuesto del GVME destinado a los fines relacionados con ERD en base a FRE.

Publicaciones legales oficiales del Gobierno. Ley de Presupuesto de la Nación del ejercicio correspondiente.

Soporte político del Poder Ejecutivo y del Congreso del Paraguay.



promoción y desarrollo de la electrificación rural descentralizada en el Paraguay.

base a FRE.

Resultado 1.3.2.: Ajustes a la legislación actual que promuevan la electrificación descentralizada con FRE.

Número de artículos incluidos o adaptados en las leyes existentes para favorecer a las FRE.

Publicaciones legales del Poder Ejecutivo y el Congreso.

Soporte político de las instituciones relacionadas.

Resultado 1.3.3.: Reglamento de concesiones para la operación de sistemas de energía renovable descentralizados para la electrificación rural.

Un reglamento de concesiones tipo fast-track que promueva y facilite el desarrollo de la ERD en base a FRE.

Informes de la ANDE. Publicaciones legales del Gobierno.

Soporte político y administrativo de la ANDE. Soporte político de las instituciones relacionadas.

Resultado 1.3.4.: Un marco legal de incentivos fiscales y arancelarios para promover inversiones en las FRE a pequeña escala.

Reducción absoluta del Impuesto al Valor Agregado (ideal 10%). Reducción absoluta del Arancel de Importación (ideal 17,5%). Reducción del Impuesto a la Renta de las empresas tipo RESCO.

Informes del Proyecto. Decretos del Poder Ejecutivo o Leyes de la Nación del Congreso paraguayo.

Soporte político de las instituciones del Gobierno relacionadas.

Resultado 2: Capacidad Empresarial para el desarrollo de empresas energéticas para la electrificación rural con fuentes renovables de energía.

Número de profesionales formados en FRE. Número de técnicos formados para instalar, operar y mantener sistemas de FRE.

Publicaciones oficiales de las unidades académicas involucradas. Publicaciones oficiales del MEC. Informes del Proyecto.

Una masa crítica de profesionales y técnicos del sector interesados en ampliar sus horizontes laborales y de negocios.

Resultado 3: La “demo-cratización” de la información y los conocimientos relativos a las energías renovables alternativas y su potencial de utilización.

Indicadores de alcance de las actividades de difusión.

Informes del Proyecto. Reportes oficiales de las instituciones relacionadas con datos (DNEEC). Mediciones de mercado.

Existencia de medios con alcance nacional efectivo.

Resultado 4: Capacitación en FRE para el sector financiero con el fin de movilizar recursos hacia proyectos de ERD con FRE.

Número de entidades financieras del sistema local incorporadas al Programa de Capacitación. Número de analistas, oficiales de crédito y tomadores de decisión formados.

Informes del Proyecto. Reportes de las unidades académicas involucradas.

Existencia de interés en el sistema financiero local para explorar nuevas posibilidades de negocios en el mercado de ERD.



Resultado 5.1.: Formación de un mercado de servicios de electrificación descentralizada para las comunidades rurales aisladas de la red.

Número de viviendas atendidas por empresas tipo RESCO (7.500 durante el FSP). Número de empresas tipo RESCO formadas y consolidadas (10 durante el FSP).

Informes del Proyecto. Informes oficiales de las instituciones involucradas (principalmente ANDE).

La existencia de una masa crítica de emprendedores (organizaciones o personas) con interés en explorar el potencial de negocios del mercado de ERD con FRE.

Resultado 5.2.: Los proyectos de electrificación rural implementados en el marco del "Full Size Project" complementan los programas de desarrollo rural integrado del IBR.

Número de colonias del IBR electrificadas con el mecanismo planteado por el FSP.

Informes del IBR. Un pool de colonias del IBR formadas recientemente o por formar en los siguientes cinco años que no tengan posibilidades de ser alcanzadas por el SIN en base a criterios de costo-eficiencia.

Resultado 5.3.: Los resultados de la ejecución de los proyectos piloto complementan los resultados de los Programas de Formación y Capacitación y Promoción.

Número de profesionales y técnicos formados con pasantías en el diseño, implementación y administración de los proyectos del FSP.

Informes del Proyecto. Informes de las unidades de formación involucradas.

La existencia de interés en los profesionales y técnicos en formación para aprovechar los proyectos demostrativos como field training.

Resultado 6: Un conjunto de normas y procedimientos de certificación de equipos que asegure un nivel de calidad acorde con la vida útil de los equipos.

Número de Normas elaboradas y puestas en vigencia. Número de certificaciones de equipos y procedimientos realizados.

Informes del Proyecto. Informes oficiales del INTN.

Capacidad técnica y operativa del INTN para el análisis, adecuación y elaboración de normas y procedimientos relativos a las FRE en Paraguay.

Resultado 7: Un Mecanismo Financiero que promueva inver-siones del sistema financiero local canalizadas hacia el nuevo nicho de mercado de ERD con FRE.

Número de créditos otorgados para proyectos de ERD basados en FRE. Número de mecanismos financieros analizados.

Informes del Proyecto. Informes de las entidades financieras locales.

La posibilidad legal de implementar y operar el mecanismo financiero diseñado. Soporte político para la implementación del mecanismo.

Resultado 8.1: El monitoreo y la evaluación continua de los resultados obtenidos en el FSP.

Documentos informativos generados.

Informes del Proyecto. Reportes PNUD.

Ninguno.

Resultado 8.2: La Diseminación de los resultados y lecciones a nivel regional.

Número de seminarios y reuniones organizados y asistidos.

Informes de Proyecto. Reportes PNUD.

Ninguno.



ANEXOS G

Documentos de Referencia



ANEXO G.1 – MECANISMO FINANCIERO

Antecedentes. El análisis del sector financ iero en el contexto de las tecnologías renovables en Paraguay, realizado como parte de este PDF, permitió identificar los factores que, desde el punto de vista de la financiación, obstaculizan el desarrollo y promoción de dichas tecnologías como alternativa válida para la electrificación de las comunidades sin acceso al SIN. De entre los factores identificados resaltan dos:

1. La Capacidad de Pago de las viviendas sin acceso a la electricidad. 2. La Inversión Inicial requerida para la instalación de las alternativas basadas en las fuentes

renovables de energía. La combinación de ambos factores se convierte en una traba muy fuerte para el desarrollo y promoción de las tecnologías renovables en el sector que las necesita más. Ambos factores, en conjunto, implican la imposibilidad de que las viviendas rurales puedan adquirir los equipos de generación renovable de electricidad, por sus propios medios, y sin financiación de ningún tipo. Sin embargo, las posibilidades de financiación para estas viviendas también se ven obstaculizadas por los siguientes factores:

1. No son Sujetos de Crédito de acuerdo a las normas de la banca comercial tradicional, principalmente por no poseer propiedad privada (o poseerla hipotecada en virtud de la Reforma Agraria), y por no tener suficientes ingresos.

2. Si bien podrían ser Sujetos de Crédito de la Banca de Desarrollo, en ésta no existen herramientas ni líneas de financiación destinadas a la electrificación rural basada en las tecnologías renovables, ni existe la experiencia ni el conocimiento para desarrollarlas.

3. Las contadas empresas proveedoras de equipos de tecnologías renovables tampoco consideran Sujetos de Crédito a estas viviendas, por razones similares a las de la banca comercial.

Las empresas proveedoras están dispuestas a trasladar financiamiento a estas viviendas, toda vez que las mismas empresas obtengan el financiamiento para la compra de los equipos de tecnologías renovables24. A su vez, este financiamiento tropieza con las trabas resultantes de los siguientes factores:

1. La falta absoluta de conocimientos y experiencia, en el sector financiero local, con respecto a proyectos basados en este tipo de tecnologías, lo que deriva en la ausencia de mecanismos de financiación específicos para estos proyectos y en la dificultad de desarrollarlos.

2. La percepción de alto riesgo de proyectos basados en estas tecnologías, derivada principalmente de lo expuesto en el punto 1, sumado a la falta de capacitación en evaluación de riesgos para este tipo de proyectos.

El análisis anterior, resumidamente, refleja la cadena completa de financiamiento que es válida para cualquier tipo de producto o proyecto “convencional25”. Las trabas se presentan a lo largo de toda la

24 En base a las entrevistas realizadas en el marco de este PDF con los directores-propietarios de las empresas proveedoras existentes. 25 Se utiliza “convencional” en el sentido de tecnologías y productos derivados con alto grado de madurez y conocimiento difundido entre usuarios y proveedores.



cadena, y por consiguiente sugieren diversas aproximaciones para la remoción de la barrera. La Unidad Ejecutora de este PDF identificó las características fundamentales que debería poseer la herramienta propuesta, para luego seleccionar la herramienta más eficiente; estas características son:

1. Debe movilizar los recursos financieros existentes en la banca comercial hacia proyectos basados en tecnologías renovables.

2. Debe minimizar la percepción de riesgo existente en el sector financiero respecto a este tipo de proyectos.

3. Debe promover la sostenibilidad de los efectos del proyecto en el largo plazo. 4. Debe promover el impulso y creación de corrientes de mercado en el nicho de la

electrificación rural descentralizada basada en tecnologías renovables. Estas características fundamentales permitieron identificar el mecanismo financiero más óptimo: un Fondo de Garantías. Dicha herramienta cumple con los cuatro requisitos, lo que ninguna de las otras opciones logra. El Fondo de Garantía será un componente del Proyecto Full Size. Objetivos. El objetivo principal del Fondo de Garantía será respaldar líneas de crédito de la banca comercial dirigidas a los proveedores de equipos y microempresarios que deseen generar las soluciones específicas de electrificación descentralizada basada en tecnologías renovables para las comunidades aisladas de la red. El cumplimiento de este objetivo principal es un punto crítico dados los efectos que tiene la herramienta como soporte de toda la estructura diseñada para el Proyecto Full Size. Dichos efectos serán:

1. Compensar la alta percepción de riesgo existente en el sector financiero respecto proyectos con tecnologías renovables y disminuirla con el desarrollo de la experiencia.

2. Movilizar recursos financieros del sistema (caracterizado actualmente por su alta liquidez) hacia proyectos basados en tecnologías renovables.

3. Soportar la creación de un mercado sostenible de electrificación rural basada en tecnologías renovables por medio de la disminución de una de las barreras de entrada principales para los emprendedores del sector.

4. Impulsar la creación de la experiencia necesaria en el sector financiero para la administración de créditos dirigidos hacia este tipo de proyectos.

El Fondo de Garantías ataca específicamente al eslabón más alto de la quebrada cadena de financiamientos: los créditos a los emprendedores y desarrolladores. La Unidad Ejecutora de este PDF identificó a este punto como el crítico de la cadena; por tanto, y en base al análisis realizado a todo lo largo de la misma, movilizando el crédito a los desarrolladores, se movilizarán los restantes eslabones, de una manera sostenible en el largo plazo, y con una fuerte influencia en la creación de las corrientes de un mercado de electrificación rural descentralizada basada en fuentes renovables. Características del Fondo de Garantías. El Fondo deberá cumplir con un conjunto de requisitos y características indispensables que garantizarán la consecución del objetivo principal y sus efectos resultantes. Estas características se resumen a continuación:



1. El Fondo de Garantías funcionará respaldando las operaciones de crédito a los proveedores de equipos & servicios de electrificación rural descentralizada basada en tecnologías renovables.

2. Los créditos deberán provenir de la banca comercial y/o de desarrollo, privada o pública, movilizando recursos financieros hacia este tipo de emprendimientos.

3. El Fondo de Garantías ejecutará desembolsos solamente en casos en que se demuestre concretamente la imposibilidad de recuperación de una inversión que fuera sujeto de crédito en el contexto del Proyecto Full Size. La función principal del Fondo será, entonces, compensar la percepción (sobrevaluada en la opinión de esta Unidad Ejecutora) del riesgo inherente a este tipo de proyectos y que es justamente el principal factor inmovilizador de los recursos financieros tradicionales.

4. El Fondo de Garantías solamente respaldará las operaciones de crédito dirigidas a las inversiones iniciales de los proveedores de equipos & servicios, específicamente aquellas inversiones en infraestructura (paneles solares, baterías, rectificadores, inversores, conductores, micro turbinas hídricas, turbinas eólicas, etc).

5. El Fondo dará prioridad, principalmente en el inicio del Proyecto Full Size, a respaldar los créditos dirigidos a soluciones de electrificación descentralizada con énfasis en los usos productivos como solución final, fortaleciendo la sostenibilidad financiera del proyecto y sus efectos en el largo plazo, y según el siguiente esquema:

Tabla G.1.1.: Distribución de las operaciones de crédito respaldadas por el Fondo en función de los usos finales.

Usos finales AÑO 126 AÑO 2 AÑO 3 AÑO 4 AÑO 5 Usos Productivos 60% 55% 50% 45% 40% Usos de Iluminación y Comunicaciones 30% 30% 35% 35% 40% Usos comunitarios 27 10% 15% 15% 20% 20%

6. El Fondo se podrá constituir a partir de las fuentes de recursos financieros existentes, y cuyas reglamentaciones y legislación lo permitan. Esto incluye pero no se limita a las entidades bi- y multilaterales, organismos de apoyo al desarrollo, y sectores financieros en general (locales e internacionales). También se incluyen a entidades públicas o privadas, con o sin fines de lucro, que acepten financiar el proyecto Full Size a través de un aporte a la constitución del Fondo de Garantías.

7. De ser necesario algún tipo de subsidio como parte del Proyecto Full Size, se introducirá solamente a través de la herramienta financiera del Fondo, y toda vez que el subsidio planteado cumpla con tres características críticas: temporalidad, focalización, transparencia. De esta forma, el subsidio nunca será al consumo (presenta características menos sostenibles en el tiempo), y sí al desarrollo de soluciones; por ejemplo, en la forma de respaldar créditos blandos en términos de tasas de interés y/o de plazos.

8. Los intereses que genere el Fondo se aplicarán, en una parte que se definirá durante el Diseño del mismo como parte del Proyecto Full Size, a sostener financieramente cualquier tipo de subsidio según las características del punto 7.

26 En el año 1 del Proyecto Full Size el Fondo será diseñado; las inversiones de los proyectos demostrativos de ese primer año, para 1.000 viviendas rurales, se financiarán con un fondo de inversión no reembolsable. 27 Usos comunitarios en este contexto se refiere a usos recreativos (centros comunitarios, por ejemplo), así como a usos de impacto en el desarrollo (centros de salud, escuelas, etc), que no impliquen un impacto directo en la generación de ingresos de las comunidades.



Alternativas para el Mecanismo Financiero del proyecto. El análisis del contexto financiero durante la ejecución del PDF concluyó en la propuesta del Fondo de Garantía como la más eficiente. La Unidad Ejecutora del PDF recomienda que dicho mecanismo sea el prioritario. Sin embargo, durante la Ingeniería Financiera del mismo, como parte del Proyecto Full Size, se deberán evaluar opciones financieras alternativas, toda vez que cumplan con los requisitos enumerados en el parágrafo Antecedentes), y que persigan dos fines bien claros:

1. Igualar las condiciones de financiación de los proyectos renovables con respecto a los convencionales; y/o

2. Mitigar la percepción de riesgo asociada con los proyectos basados en tecnologías renovables.

Diseño y Constitución del Fondo. El diseño del Fondo será una de las actividades fundamentales del Proyecto Full Size. Se llevará a cabo durante el Año 1 del proyecto, y seguirá los lineamientos presentados en este documento anexo, incluyendo el análisis detallado de las opciones financieras válidas que presenten características similares. Para el efecto el Proyecto Full Size subcontratará los servicios de consultoría necesarios, cuyos términos de referencia se incluyen al final del anexo. Los compromisos de financiación del Fondo estarán atados a la concretización del diseño final de la herramienta. El proceso de diseño deberá ser participativo, incluyendo a la banca local y a las entidades & organizaciones que se hayan comprometido a aportar al Fondo. La participación activa de dichos actores es crítica para que la herramienta diseñada sea consistente con las normas y regulaciones del sector financiero del Paraguay. Una vez completado el diseño del Fondo, se liberarán los aportes comprometidos por cada organización o entidad. La vida útil del Fondo coincidirá con el horizonte de tiempo del Proyecto Full Size: 5 años, incluyendo la etapa de diseño. Una vez que al final del periodo se hayan obtenido los resultados esperados, el Fondo dejará de operar en el contexto para el que fue diseñado. La Ingeniería Financiera de diseño incluirá en su análisis la forma óptima de finalizar las operaciones, considerando como mínimo dos opciones:

1. La continuidad del Fondo en las mismas condiciones del FSP. 2. La continuidad del Fondo, luego de una transformación de su diseño para adecuarse a las

nuevas condiciones del mercado impulsadas por los ejes de acción del Proyecto Full Size; por ejemplo, como un Fondo de Energías Renovables para ampliar el efecto multiplicador del proyecto hacia sectores diferentes al de la electrificación rural.

La implementación del mecanismo a lo largo del Proyecto Full Size seguirá el siguiente esquema: Tabla G.1.2.: Esquema de Implementación del Fondo de Garantías.

AÑO 1 AÑO 2 AÑO3 – AÑO 5 1. Diseñar el Fondo 2. Asegurar participaciones

comprometidas

3. Constituir el Fondo 4. Operativizar el Fondo por

medio de los Proyectos demostrativos, a través de las empresas existentes y ONG’s

5. Validar la operación del Fondo

6. Multiplicar el efecto à impulso a la creación de nuevas empresas desarrolladoras



La operativización del Fondo tendrá dos componentes: una base constituida por los proveedores ya existentes y las ONG’s interesadas y con capacidad de implementación de las soluciones, con la cual se iniciará el proceso desde el año 2; y un complemento, que se constituirá a medida que se manifiesten los efectos del conjunto de componentes del Proyecto Full Size en la creación de condiciones de mercado competitivas para las tecnologías renovables, y que atraerán a nuevos emprendedores y desarrolladores. El objetivo cuantitativo de la fase operativa del Fondo coincide con el objetivo del componente de proyectos demostrativos: dar acceso a la electricidad basada en fuentes renovables alternativas a un mínimo de 7.500 viviendas rurales, equivalentes al 5% del mercado total (cuantificado en 150.000 viviendas), siguiendo las prioridades de la tabla 1 en cuanto a los usos finales. Las inversiones necesarias para dicho objetivo son de 7.187.040 US$. La sostenibilidad financiera del esquema. El Fondo es parte del esquema financiero cuyo objetivo es impulsar la creación de las corrientes de mercado de electrificación rural descentralizada basada en renovables. Las líneas de crédito respaldadas por el Fondo y dirigidas a los proveedores de equipos & servicios, tendrán su retorno a través del concepto de Pagos por Servicio 28. El análisis detallado de este concepto se trata en el Anexo G.2. correspondiente. En este contexto, cabe destacar, brevemente, que este es un esquema por el cual el beneficiario del servicio aporta a la recuperación del capital invertido, de acuerdo a sus posibilidades, una mensualidad fija durante un periodo determinado. El Valor Presente Neto de sus aportes cubre parte o la totalidad de la inversión realizada en cada caso particular (soluciones individuales) o su proporción (soluciones comunitarias). Se recomienda ver el Anexo G.2. para mas detalles. El concepto de Pagos por Servicios cierra el circuito de recuperación de las inversiones y de repago de los créditos contraídos por las empresas proveedoras de equipos & servicios, toda vez que los parámetros más importantes (tasas de interés del crédito, plazo de devolución, plazo de gracia, monto mensual del pago por servicio, periodo de pagos) sean ajustados de manera coherente y sostenible para todos los actores. Este ajuste será parte de la Ingeniería Financiera a realizarse en el Proyecto Full Size, basado en la estructura básica propuesta en el Anexo G.1. Los antecedentes en Paraguay demuestran que hay una preferencia de los beneficiarios hacia el esquema de Pagos por Servicio29 más que hacia el pago fraccionado por la propiedad de los equipos. Esto constituye un soporte importante para el esquema propuesto en este PDF. Los mismos antecedentes demuestran que la predisposición de pago de las viviendas rurales es por lo menos equivalente a la cantidad que gastan actualmente en sustitutos: kerosén, candelas, GLP. Encuestas del Estudio APPLIMAR30 cuantificaron esta cantidad en un promedio de 10 US$ (valor de 1998) por mes por familia. Este es un parámetro fundamental del esquema. Referirse al Anexo G.2.

28 El esquema de Pagos por Servicio ha demostrado ser el más eficiente desde el punto de vista de la sostenibilidad financiera de este tipo de proyectos en varias experiencias analizadas a nivel regional y mundial. Ver Anexo G.4. para más detalles. 29 “APPLIMAR: Country Study Paraguay”, Oxilia Victorio et all, European Comission DG XVII, April 1998, Asunción, Paraguay. 30 Idem anterior



Términos de Referencia para el Diseño del Mecanismo Financiero. 1. Antecedentes. En el Proyecto GEF propuesto, un portafolio de proyectos de energía renovable no convencional se generará para competir con los proyectos tradicionales de generación diesel para la electrificación rural descentralizada. Para impulsar la creación de corrientes de mercado en dicho sector y proveer de incentivos para la entrada en ese mercado, se creará un Mecanismo Financiero (Fondo) de 7 millones de US$. La intención detrás del Fondo es movilizar los recursos financieros tradicionales hacia proyectos, incluidos los del portafolio, que busquen dar una solución de electrificación rural en base a renovables para por lo menos 5.000 viviendas rurales. El contrato proveerá un diseño concreto del mecanismo financiero para hacerlo operacional. El propósito del mecanismo a ser diseñado bajo este contrato, será doble:

a. Igualar las condiciones de financiación de los proyectos renovables con respecto a los convencionales; y/o

b. Mitigar la percepción de riesgo asociada con los proyectos basados en tecnologías renovables.

2. Objetivo del Contrato. El objetivo del contrato es diseñar el mecanismo financiero con la estrecha colaboración de la Oficina del PNUD en Paraguay, la oficina regional del PNUD-GEF, y la Unidad de Gerenciamiento del Proyecto (PMU). Serán exploradas todas las opciones que cumplan con los siguientes requisitos, pero dando prioridad a la figura del Fondo de Garantías:

1. Compensar la alta percepción de riesgo existente en el sector financiero respecto proyectos con tecnologías renovables y disminuirla con el desarrollo de la experiencia.

2. Movilizar recursos financieros del sistema (caracterizado actualmente por su alta liquidez) hacia proyectos basados en tecnologías renovables.

3. Soportar la creación de un mercado sostenible de electrificación rural basada en tecnologías renovables por medio de la disminución de una de las barreras de entrada principales para los emprendedores del sector.

4. Impulsar la creación de la experiencia necesaria en el sector financiero para la administración de créditos dirigidos hacia este tipo de proyectos.

Para complementar el diseño del mecanismo financiero y garantizar la operatividad del mismo, el contrato también requiere:

a. El desarrollo de los procedimientos de administración del Mecanismo Financiero b. El desarrollo de procedimientos y metodologías claros para apoyar a los inversores en

el proceso de aplicación al mecanismo c. El desarrollo del formato y contenido de las solicitudes de aplicación d. El desarrollo de los procedimientos operativos e. Los procesos de selección de las entidades financieras participantes f. Cualquier otra metodología o procedimiento relacionados

El desarrollo del mecanismo financiero requiere un trabajo cooperativo con las instituciones bancarias existentes en Paraguay para garantizar la consistencia del mecanismo propuesto con las



normas y procedimientos bancarios del Paraguay. El trabajo cooperativo incluirá también a las entidades y organizaciones que hayan comprometido su aporte al mecanismo a desarrollar. 3. Actividades y re sultados esperados. El contratado desarrollará integralmente, y como mínimo, dos propuestas de diseño para el mecanismo financiero que cumplan con los requisitos enumerados más arriba, una de los cuales deberá ser un Fondo de Garantía. El contratado también describirá detalladamente la metodología de selección de los proyectos, el proceso de administración del mecanismo, y los procedimientos y normas según lo descrito en el punto 2. a. – f. La propuesta del Fondo de Garantía: el contratado resolverá las siguientes cuestiones básicas:

a. Identificar los requisitos de selección para las compañías candidatas b. Determinar la proporción óptima del crédito que debería ser respaldada c. Identificar la entidad o entidades que otorgarán el crédito d. Identificar la entidad o entidades que resguardará el Fondo e. Desarrollar los procedimientos de ejecución y provisión de las garantías f. Determinar el destino más eficiente de los recursos del Fondo una vez finalizada la

intervención GEF. La Metodología de Selección y Tamaño del Proyecto: Previo al diseño del mecanismo, el contratado definirá los límites mínimo y máximo del valor monetario de los proyectos a ser cubiertos por el mecanismo financiero. El tamaño de los proyectos considerará todos los gastos administrativos y asociados a la operación del mecanismo. Así mismo, el contratado:

g. Desarrollará una metodología específica de evaluación para la selección de los proyectos candidatos a ser considerados por el mecanismo financiero

h. Desarrollará y establecerá las regulaciones administrativas para el mecanismo financiero, incluyendo la participación del PNUD, de la PMU, de los bancos y de los posibles beneficiarios, así como toda la documentación legal requerida.

Los Procedimientos de Administración del Mecanismo Financiero: El contratado preparará documentación acerca de las obligaciones, responsabilidades y el organigrama del Comité de Administración del mecanismo, de forma consistente con el diseño del mismo. El Comité de Administración reportará al Director Nacional del Proyecto y estará compuesto por representantes de la Agencia de Implementación (PNUD) y de la Agencia Nacional de Ejecución (MOPC). Las personas representantes de dichas instituciones serán designadas por el Representante Residente del PNUD en Paraguay y por el Ministro de Obras Públicas y Comunicaciones del Gobierno del Paraguay. En líneas generales las responsabilidades y atribuciones del Comité de Administración del Mecanismo Financiero deben garantizar la consistencia de la administración del mecanismo financiero con los objetivos del Proyecto GEF. Las responsabilidades detalladas del Comité serán elaboradas por el contratado, de acuerdo a los lineamientos siguientes:

i. Trabajar estrechamente con la institución bancaria seleccionada para resguardar los recursos del Mecanismo Financiero



j. Recibir las aplicaciones para consideración del mecanismo k. Requerir un reporte del Asesor Técnico Principal del Proyecto GEF, que incluya un

análisis de factibilidad técnica del proyecto candidato l. Evaluar, aprobar y rechazar aplicaciones o requerir información adicional relevante

para las decisiones m. Establecer las condiciones para la aprobación de las aplicaciones n. Determinar como se utilizarán los recursos del Mecanismo Financiero para fines

relacionados con los objetivos del Proyecto GEF o. Requerir reportes anuales administrativos, operativos y financieros relativos al

Mecanismo Financiero p. Preparar reportes periódicos, o cuando requeridos, de la administración del Mecanismo

Financiero para el Director Nacional del Proyecto GEF. Los Procedimientos y Metodología del Fondo: El contratado completará el diseño del Fondo de Garantías (u opción equivalente) con lo que sigue:

q. Desarrollar metodologías y procedimientos claros para dar soporte a los inversores en el proceso de aplicación

r. Desarrollar el formato y el contenido de las solicitudes de aplicación s. Elaborar los procedimientos operativos t. Elaborar los procedimientos de selección de las instituciones bancarias u. Desarrollar cualquier otra metodología o procedimiento requeridos

4. Perfil del Consultor (o consultores) El Consultor o empresa consultora contratada presentará experiencia comprobada en Evaluación Financiera de proyectos, el sistema financiero y bancario del Paraguay, la elaboración, diseño e implementación de mecanismos financieros y en lo posible proyectos relacionados con el sector energético. También deberá demostrar conocimientos y experiencia en la legislación bancaria del Paraguay. 5. Duración del contrato. El contrato tendrá vigencia durante un periodo de nueve meses. El diseño integral de las propuestas de Mecanismo Financiero (incluyendo el Fondo de Garantías) será presentado a la PMU (Viceministerio de Minas y Energía), la Agencia de Implementación (PNUD) y la Agencia de Ejecución (MOPC) 6 meses después de iniciado el contrato, de forma oral y escrita, para discusión y aclaraciones. Una vez realizados los ajustes y cuando la Oficina del PNUD en Paraguay esté satisfecha con el diseño, el reporte escrito será enviado a las oficinas centrales del GEF-PNUD para revisión, consideraciones y aprobación final. El Mecanismo Financiero se volverá operacional (y por tanto será constituido) una vez que el diseño haya sido aprobado por la Oficina en Paraguay del PNUD, el MOPC y el PNUD-GEF.



ANEXO G.2 – ESQUEMA DE PAGOS POR SERVICIO 1. Antecedentes. La estructura planteada para el Proyecto Full Size basa su sostenibilidad financiera en la participación de los beneficiarios en la recuperación de las inversiones. Una de las decisiones de diseño más importantes tomadas en la elaboración de este PDF es la de no subsidiar el consumo (o demanda). Esta decisión soporta sólidamente el objetivo de la creación de corrientes de mercado para la electrificación rural descentralizada basada en renovables en el Paraguay y el manejo transparente de los subsidios a la inversión inicial. Implica, para los beneficiarios, que tendrán que asumir, de la forma que les sea posible y aceptable, el pago de la energía que recibirán. Existen, en el contexto paraguayo, antecedentes y datos al respecto originados en estudios anteriores del tema31. Esos antecedentes demuestran lo siguiente:

a. Existe una preferencia declarada entre las viviendas rurales por recibir un servicio eléctrico antes que recibir un equipo en propiedad. Prefieren pagar mensualmente por el servicio antes que pagar una cuota de propiedad de los equipos de generación y transmisión que considere la amortización de la inversión inicial.

b. La cantidad mínima que están dispuestos a pagar por un servicio de electricidad basado en tecnologías alternativas es equivalente a los gastos mensuales en los que incurren actualmente para satisfacer sus necesidades de comunicaciones e iluminación; es decir, los gastos equivalentes por compras de candelas, kerosén, GLP, o baterías secas.

c. Las encuestas realizadas presentaron un rango bastante disperso de gastos: entre 4 y 38 US$/mes-familia, en concepto de fuentes de energía para comunicaciones e iluminación, con un promedio de 10 US$/mes-familia (dólares americanos de 1998).

d. La disposición de pago de las viviendas encuestadas se manifestó ligeramente superior al promedio de gastos mensuales en concepto de iluminación y comunicaciones, ubicándose en el rango de 10 a 15 US$/mes-familia (valores de 1998).

Los resultados del análisis llevado a cabo en el Paraguay coinciden con la s experiencias investigadas tanto a nivel regional como a nivel mundial. En general, el concepto de Pagos por Servicio (fee-for-service) para el mercado de la electrificación descentralizada basada en renovables ha demostrado ser el más sólido y sostenible ; principalmente, porque se basa en una capacidad de pago real, existente, manifestada como un gasto que se está efectuando antes de la implementación de la solución alternativa. En términos generales, el análisis de los antecedentes locales y de las expe riencias internacionales permite concluir:

e. La cantidad mínima que las viviendas están dispuestas a pagar por un servicio de electricidad es la misma que ya están gastando para la compra de las fuentes disponibles: candelas, kerosén, GLP, baterías y acumuladores.

f. Al momento de la implementación del servicio, las viviendas están dispuestas a pagar un plus por la calidad superior de la energía sustituta.

g. El esquema es sostenible en el largo plazo, principalmente si tiene un impacto, directo o indirecto, en la productividad de la familia, aunque sea en el largo plazo.

31 “APPLIMAR: Country Study Paraguay”, Oxilia Victorio et all, European Comission DG XVII, April 1998, Asunción, Paraguay.



h. El esquema funciona en condiciones muy similares a las existentes en las zonas rurales del Paraguay. Por ejemplo, en Honduras y República Dominicana una empresa está ofreciendo, con éxito, paquetes de soluciones fotovoltaicas con el sistema de Pagos por Servicio, con gran crecimiento de demanda en los primeros meses y una altísima tasa de cumplimiento en los pagos 32.

2. La realidad socio-económica de las viviendas rurales en Paraguay. El desarrollo del PDF incluyó el análisis de la realidad socio-económica y demográfica de la población meta, para adaptar el esquema de Pagos por Servicio a la misma y garantizar su sostenibilidad. Dicho análisis se realizó con los antecedentes y los datos disponibles al momento del desarrollo del PDF. La Unidad Ejecutora de la Asistencia Preparatoria considera que el nivel de detalle y actualización de los datos disponibles son suficientes para hacer estimaciones realistas acerca de la capacidad de pago de las viviendas rurales y el impacto de esta variable en la sostenibilidad financiera del esquema propuesto. Las principales fuentes investigadas fueron:

a. “Estimación y Proyecciones de la población del Paraguay”. Dirección Nacional de Estadísticas, Encuestas y Censos. Asunción, Paraguay. 1996.

b. “Indicadores básicos para focalizar el gasto social en Paraguay”. Marcos Robles. Dirección Nacional de Estadísticas, Encuestas y Censos. Asunción, Paraguay. 2000.

c. “Perfil Socioeconómico del Paraguay”. Secretaría Técnica de Planificación. Asunción, Paraguay. 1999.

d. “Encuesta Integrada de Hogares en Paraguay” (EIH). Dirección Nacional de Estadísticas, Encuestas y Censos. Asunción, Paraguay. 1998.

e. “APPLIMAR: Country Study Paraguay”, Oxilia Victorio et all, European Comission DG XVII, April 1998, Asunción, Paraguay.

El documento base es la Encuesta Integrada de Hogares (EIH) de 1998. Esta encuesta se realiza sobre una muestra representativa de la población del país y sus resultados permiten realizar ajustes y proyecciones a partir del último Censo Nacional. El Censo se realiza cada 10 años, por lo que es necesario actualizar los datos con los recursos y el tiempo mínimo posibles en ese periodo entre censos. La herramienta de la EIH posibilita estos ajustes. Se realizó por última vez en 1998 en los departamentos más representativos. La tabla que sigue resume los resultados de la distribución de ingresos entre la población rural Económicamente Activa, en Guaraníes de 199833. Tabla G.2.1.: Distribución de Ingresos por persona entre la población RURAL. 1998

32 Soluz, Inc. Contact: Mr. John Rogers, Vice President. 55 Middlesex Street, Unit 221 • N. Chelmsford, Massachusetts 01863-1561 • 978-251-5290 • 978-251-5291 fax. www.soluz.net 33 En 1998: 1,00 US$ = 2.800 – 3.000 Guaraníes.

1998 TOTAL HOMBRES MUJERES TOTAL HOMBRES MUJERESRural 986.536 695.102 291.434 100.00% 100.00% 100.00%SIN INGRESO 214.383 165.280 49.103 21.73% 23.78% 16.85%MENOS DE 200.000 Gs. 298.220 183.441 114.779 30.23% 26.39% 39.38%DE 200.000 A 399.999 Gs. 191.096 134.996 56.100 19.37% 19.42% 19.25%DE 400.000 A 599.999 Gs. 112.355 80.496 31.859 11.39% 11.58% 10.93%DE 600.000 A 799.999 Gs. 67.595 48.561 19.034 6.85% 6.99% 6.53%DE 800.000 A 999.999 Gs. 41.229 32.805 8.424 4.18% 4.72% 2.89%1.000.000 A 1.499.000 Gs. 35.294 27.674 7.620 3.58% 3.98% 2.61%DE 1.500.000 Y + Gs. 26.364 21.849 4.515 2.67% 3.14% 1.55%



Cabe destacar que el salario mínimo legal en 1998 era de 591.445 Guaraníes, equivalentes a 210 US$. La distribución porcentual consecuencia de los datos de la EIH de 1998 permiten representar gráficamente el histograma de ingresos de la población rural y, por medio del mismo, hallar la mejor curva de ajuste representativa de dicha estructura de ingresos. El siguiente gráfico presenta el histograma, y en azul, la línea de la función de ajuste. Se trata de una Función Gamma con valores de Alpha = 2,85 y Beta = 0,95 . Las experiencias internacionales analizadas sugieren claramente que el gasto de las viviendas rurales en concepto de fuentes de energía para iluminación y comunicaciones sociales es proporcional al nivel de ingresos de los integrantes de la familia. En general, la proporción del ingreso destinada a cubrir dichas necesidades se mantiene constante, variando el monto nominal de acuerdo al nivel de ingresos. Esta conclusión es muy importante porque permite extender las estimaciones de la curva de ajuste identificada hacia el comportamiento de los gastos en concepto de fuentes sustitutas, y por ende, hacia el comportamiento de la variable Disposición de Pago. Los datos locales, basados en las encuestas realizadas en ciertas comunidades rurales34, tienden a confirmar dicha conclusión. El rango amplio con el que se manifiesta el comportamiento de las viviendas rurales paraguayas en cuanto al gasto para fuentes sustitutas, cuantificado entre 4 y 38

US$ mensuales por familia, con un promedio de 10 US$, sugiere una estructura similar a la representada por los datos de ingresos resultantes de la EIH. Con esto en mente, la Unidad Ejecutora del PDF analizó estos datos en función de la curva de ajuste Gamma representativa de los ingresos. El resultado está representado por la función Gamma (2,85/0,95), acotada al rango entre 4 y 38, para modelar los resultados de las encuestas.

34 “APPLIMAR: Country Study Paraguay”, Oxilia Victorio et all, European Comission DG XVII, April 1998, Asunción, Paraguay.

DISTRIBUCION DE GASTOS POR ENERGIA

0,00%

5,00%

10,00%

15,00%

20,00%

25,00%

30,00%

35,00%

4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37


Pro

bab

ilid

ad



Este modelo matemático representativo del comportamiento de las viviendas rurales en cuanto al gasto en el que incurren para iluminación y comunicaciones es muy importante para el análisis financiero del esquema de pagos. Para confirmar la validez del modelo, se calculó la mediana para compararla con la declaración equivalente de las encuestas. El valor de la mediana de este modelo es de 13 US$, comparada con la conclusión de las encuestas de que “un porcentaje superior al 50% de los habitantes rurales sin suministro eléctrico estarían dispuestos a pagar entre 10 y 12 US$ mensuales por el servicio que podría brindar un Solar Home System de 50 Wp”35. La mediana representa ese “porcentaje de 50% o más”, tomada de mayor a menor; es decir, el modelo predice que la mitad o más de las viviendas estaría gastando menos de 13 US$ mensuales en fuentes sustitutas, y por ende, según el análisis al inicio del anexo, la mitad o más de las viviendas estarían dispuestas a pagar 13 US$ o menos por un servicio de electricidad. Esto coincide con los resultados de las encuestas y valida el modelo. Estas conclusiones se aprecian mejor si se representa el mismo modelo en términos acumulativos. Asumiendo que la Predisposición de Pago será como mínimo igual al gasto actual en sustitutos, la representación acumulativa nos muestra la figura más probable para estimar la penetración del proyecto en función del monto mensual a pagar. El gráfico que sigue presenta dicha figura. El área azul delimita la estimación de penetración del proyecto en función de los pagos mensuales por el servicio.

35 “APPLIMAR: Country Study Paraguay”, Oxilia Victorio et all, European Comission DG XVII, April 1998, Asunción, Paraguay. Página 57.

PENETRACIÓN DEL PROYECTOen función del pago mensual

0%10%20%30%40%50%

60%70%80%90%

100%

4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38


Po

rcen

taje

de

pen

etra

ció

n



3. El análisis financiero del Esquema de Pagos por Servicio. El análisis del modelo anterior nos permite seleccionar la porción de pagos menores como rango de operatividad para asegurar la penetración del esquema; esto es, la mayor aceptación posible de parte de los beneficiarios. La tabla siguiente presenta el rango inferior de montos mensuales y los diferentes valores presentes netos (VPN) de los mismos para las tasas más probables, expresadas en términos reales. El horizonte de tiempo es de 10 años.

Tabla G.2.2.: Pagos por Servicio y sus VPN a diferentes tasas de descuento

Esta tabla es la base del esquema. La capacidad real de pago de los beneficiarios, representada por el modelo Gamma y la tabla, es una restricción que se tomará en cuenta para garantizar la sostenibilidad del esquema sin subsidios al consumo. Se considera el rango inferior para maximizar las posibilidades de penetración del modelo de Pagos por Servicio. Los análisis realizados permiten concluir que para las condiciones locales, los beneficiarios se moverán entre los 6 y los 12 US$ mensuales. El horizonte de tiempo no superará los 10 años para la recuperación de las inversiones debido a que es un periodo de tiempo negociable con los bancos para los créditos a los emprendedores. La realidad presentada por la tabla permite segmentar el mercado. El diseño técnico de las soluciones considerará estos datos para plantear los proyectos. Por ejemplo, una familia que esté dispuesta a pagar 10 US$ mensuales por el servicio, podrá recibir una solución tecnológica cuyo VPN a 10 años y con un descuento de 4% sea de 973 US$. Esta misma realidad es la que fue considerada por la Unidad Ejecutora del PDF en la decisión de priorizar los usos productivos de la electricidad; si los primeros proyectos tienen un impacto directo en la generación de ingresos de las viviendas, más rápido se moverán hacia los mayores valores de la tabla de pagos y por ende, más sostenible será el modelo financiero, dejando además oportunidades para que se generaren corrientes de mercado en el mediano y largo plazo que atenderían las viviendas con menores valores. Un estudio de caso clarificará el criterio. Los precios de mercado en Paraguay indican lo siguiente36: un sistema fotovoltaico de 50 Wp tendría un costo inicial de 510 US$ (paneles 375 US$, baterías 45 US$, inversor 60 US$, set de 3 lámparas 30 US$), incluyendo instalación in situ. El diseño de Proyecto incluye actividades de incentivos a la inversión que promoverán la anulación de la tasa de importación aduanera (17,5%) y del IVA (10%) para proyectos de ERD basados en fuentes alternativas. Eliminando estas tasas de impuestos de la estructura actual de costos, y utilizando especificaciones técnicas estándar sobre la vida útil de los equipos (paneles 25 años, inversor 10 años, baterías 3 años, lámparas 7 años), y costos del mercado local, se construye el flujo

36 Según datos proveídos por la representación local de Siemens (Rieder S.A.)

PAGOS US$/mes

US$/año

4% 6% 8% 10%4 48 389 353 322 295 5 60 487 442 403 369 6 72 584 530 483 442 7 84 681 618 564 516 8 96 779 707 644 590 9 108 876 795 725 664

10 120 973 883 805 737 11 132 1.071 972 886 811 12 144 1.168 1.060 966 885 13 156 1.265 1.148 1.047 959

VPN de pagos a tasas de descuento



de caja desde el punto de vista del inversionista (el emprendedor en el contexto del FSP). Incluye los siguientes supuestos: v Un préstamo (activado por el mecanismo del Fondo de Garantía) cubriendo el 50% de la

inversión inicia l, a una tasa de interés (real, ya descontada de la inflación) de 5% y con dos años de gracia y 8 de repago del capital.

v Pagos mensuales de 6,90 US$ por el servicio. v La tasa real de descuento es de 3% (representa una tasa pasiva promedio del sistema

financiero local). v El valor residual de los equipos (principalmente los paneles PV), depreciados por el método

simple en línea recta (acorde a las características de la tecnología). v Horizonte de 10 años para representar el periodo de repago del crédito vía el Fondo.

Tabla G.2.3.: Flujo de caja desde la mira del emprendedor para una solución PV independiente

El flujo financiero analizado demuestra que:

a. El flujo de caja neto a 10 años desde la mira del emprendedor tiene un TIR=4,2%, si el pago mensual por el servicio de un sistema de 50 Wp es de 6,90 US$. Esto equivale a decir que bajo esas condiciones, el emprendedor obtuvo un rendimiento real del 4,2% (ligeramente superior a la tasa pasiva considerada) sobre el capital que invirtió.

b. El flujo neto de la inversión, que debe contabilizar el valor residual de los equipos a los 10 años, tiene un TIR=13,7%. Es decir, si al final del periodo de 10 años el emprendedor decidiera liquidar lo que queda del equipo, obtendría un rendimiento real del 13,7%, muy superior a la tasa pasiva ofertada en el mercado.

c. El flujo de caja neto a 25 años desde la mira del emprendedor presenta un TIR=16,6% bajo las mismas condiciones anteriores.

d. El negocio es de largo plazo; los mejores rendimientos se presentan al final de la vida útil de los paneles. El valor residual a los 10 años, de hecho, representa la posibilidad de generar más ingresos en lo que queda de vida útil del equipo.

e. Aunque el negocio sea de largo plazo, es posible alcanzar el equilibrio financiero en un periodo de 10 años. El equilibrio aquí significa que el emprendedor obtiene, al final del

CONCEPTO 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

CAPITAL INICIALEQUIPOS (379) OTROS

GASTOS ANUALESGASTOS DE O&M (20) (20) (20) (20) (20) (20) (20) (20) (20) (20) REPOSICION DE BATERIAS (31) (31) (31) REPOSICION DE INVERSORES & OTROS (41) REPOSICION DE LAMPARAS (22)

FINANCIAMIENTOCAPITAL 190 - - (20) (21) (22) (23) (24) (25) (27) (28) INTERESES (9) (9) (9) (8) (7) (6) (5) (4) (3) (1)

INGRESOSPAGOS MENSUALES POR SERVICIO 83 83 83 83 83 83 83 83 83 83

FLUJO NETO DE CAJA (190) 53 53 2 33 33 2 11 33 2 (8)

VALOR RESIDUAL DE LOS EQUIPOS 163

FLUJO NETO DE LA INVERSION (190) 53 53 2 33 33 2 11 33 2 156



periodo, por lo menos rendimientos similares a los que obtendría depositando su capital en el sistema financiero local.

f. Este ejemplo representativo del esquema demuestra que si el diseño tiene en cuenta todas las variables analizadas, el modelo es sostenible y rentable.

4. Conclusiones. El análisis financiero tomó en cuenta el caso más intensivo en capital, en términos generales, de entre las tecnologías alternativas: la generación fotovoltaica. Los resultados indican que aún en este caso, el esquema es sostenible y rentable administrando las variables clave del modelo. Por consiguiente, los resultados son generalizables a todas las demás tecnologías respetando las mismas restricciones que en el caso presentado. La variable clave es la Predisposición de Pago, representada por el modelo Gamma de la primera parte. Esta variable será considerada una restricción en el diseño de las soluciones técnicas y financieras. El diseño de las soluciones quedará segmentado de la siguiente manera: Tabla G.2.4.: Segmentación de las soluciones tecnológicas según rango de Capacidad de Pagos por Servicio

Penetración según Rango de Pagos Por Servicio

VPN (10 años,6%) de la solución Modelo

Gamma Estimaciones

PDF

Usos de la electricidad

Hasta 6 US$/mes-familia 530 US$ 97,5% 90% Hasta 9 US$/mes-familia 795 US$ 80,8% 50% Hasta 13 US$/mes -familia 1.148 US$ 50,4% 20%

Iluminación, Comunicaciones, usos productivos individuales37

Dependiendo del impacto en la generación de ingresos

Caso por caso Caso por caso Usos productivos de mayor intensidad

Las variables serán ajustadas en el momento del diseño específico durante la ejecución del Proyecto Full Size, pero respetando la lógica definida en este documento anexo.

37 Se refiere a usos de tipo doméstico: por ejemplo, una máquina de costura.



ANEXO G.3 – METODOLOGÍA DE CÁLCULOS

1. Antecedentes. Las metodologías de cálculo para diseñar las soluciones tecnológicas óptimas, los costos y las emisiones de la Línea Base que pueden ser reducidas por la intervención GEF se mueven a lo largo de una línea de opciones disponibles. En un extremo, el de la precisión científica, se pueden encontrar herramientas de ingeniería muy precisas como el modelo detallado Hybrid238 que requieren mucho tiempo de configuración y de funcionamiento para obtener resultados satisfactorios; además, al estar orientados a la solución tecnológica, no consideran el componente económico-financiero de este tipo de proyectos.. En el otro extremo, el de la practicidad, se encuentran procedimientos y herramientas basadas en planillas de cálculo cuyo objetivo principal es obtener la mejor estimación posible en el menor tiempo y con los recursos mínimos; de esa manera, ganan en “amigabilidad” y en tiempo, sacrificando la precisión (lo cual en muchos casos puede distorsionar los resultados). La metodología tradicional para la estimación de las emisiones reducidas se basa en los promedios de emisión y de generación. La demanda de energía, un factor importante en este cálculo, se expresa como un valor promedio y a partir de allí se estima la cantidad de gases GHG que se emitiría de utilizarse determinado combustible. Esta metodología también intercambia practicidad con exactitud; es útil para una primera aproximación de los valores que se obtendrían, pero tiene un cierto margen de error al no tener en cuenta la variabilidad de valores fundamentales como la demanda de energía, el consumo de combustible en la generación, los recursos alternativos como el solar, el eólico, los cauces hídricos, por citar ejemplos. La Unidad Ejecutora de este PDF decidió que la herramienta ideal para los cálculos técnico-económicos debería situarse en la zona media de la línea de opciones; es decir, debería cumplir los siguientes requisitos:

a. Considerar con la mayor precisión posible el componente económico-financiero de los cálculos.

b. Mantener la mayor precisión posible en los cálculos técnicos. c. Considerar la variabilidad de las variables más importantes e influyentes en los resultados

de los cálculos. d. Considerar el mix de recursos disponibles para calcular la mejor opción midiendo el

comportamiento de los recursos de manera simultánea. La herramienta que cumple dichos requisitos existe: el software de optimización de sistemas híbridos de generación HOMER PRO®39. 2. Las funcionalidades del modelo HOMER PRO® El HOMER es un modelo de computadora que simula y optimiza sistemas híbridos de generación de electricidad, que son plantas independientes que utilizan cierta combinación de turbinas eólicas,

38 Hybrid2 is a joint project between the University of Massachusetts and the National Renewable Energy Laboratory. Funding for this project is provided by the Department of Energy. http://www.ecs.umass.edu/mie/labs/rerl/hy2/intro.htm 39 Hybrid Optimization Model for Electric Renewables. National Renewable Energy Laboratory, Golden, Colorado, USA. Contact: Peter Lilienthal, Ph.D., 303-384-7444, [email protected].



paneles fotovoltaicos, turbinas microhidro, generadores de biomasa, generadores diesel (se podría simular también otro tipo de generadores térmicos adaptando los valores correspondientes), incluyendo sistemas de almacenamiento compuestos por baterías, inversores y rectificadores. El diseño de los sistemas híbridos se dificulta debido a la necesidad de equiparar la demanda de energía con la generación, y a la amplia variedad de combinaciones de componentes posible. El HOMER realiza simulaciones de funcionamiento de todas las combinaciones que se le indican a un nivel de hora-por-hora, y presenta la información resultante de manera clara y fácil de interpretar. La priorización de esta información se realiza en base al costo unitario de la energía generada por cada sistema considerado. La capacidad de cálculo del HOMER permite realizar análisis de sensibilidad a las variables más importantes del cálculo. Esto permite evaluar consideraciones como el sistema óptimo de acuerdo a los valores de variables muy sensibles, o la influencia de las mismas en los resultados más importantes. Esta capacidad de análisis permitirá considerar las posibles variaciones de los supuestos más importantes. La velocidad de cálculo es un factor importante: en una máquina de nivel medio actual, el HOMER realiza unas 5.000 simulaciones por minuto, lo que permite evaluar un número considerable de combinaciones y de variables de sensibilidad en corridas nocturnas de 10 horas. De esta manera, permite analizar situaciones “what-if” que en otras circunstancias sería imposible. Los modelos simples de planilla electrónica son útiles para análisis financieros, pero no pueden predecir de manera confiable la performance de sistemas híbridos con recursos y almacenamiento intermitentes debido a que no consideran los patrones variables e intermitentes de dichos recursos y de las cargas asociadas. Por otro lado, El HOMER es una solución de compromiso entre estos dos modelos; es suficientemente sofisticado como para considerar los patrones horarios de recursos y cargas, pero sin complicar demasiado el proceso de configuración de las variables de entrada. Las variables de entrada del simulador cubren todas las necesidades para este tipo de proyectos. La mayoría de ellas permite especificar más de un valor posible con el fin de que el modelo realice un análisis de sens ibilidad. Se distribuyen en cuatro grupos que son la demanda, los recursos, los componentes y la optimización. Una de las más importantes es la demanda de energía. El modelo permite introducir perfiles horarios de carga, para días de la semana y para fine s de semana, y para cada mes del año. Dos parámetros definidos para cada proyecto permiten dar a estos perfiles una forma más realista, porque el modelo se encarga de distorsionar los perfiles de carga introducidos de acuerdo a estos valores de “ruido”. La introducción de los perfiles de carga es una de las características fundamentales del modelo ya que permite simular el comportamiento del sistema estudiado desde el punto de vista de la demanda, con mucha aproximación (para cada hora de un año). Otra variable de entrada importante tiene que ver con los recursos; en este caso, la intensidad de radiación solar, la intensidad de los vientos, el caudal disponible de un curso de agua, la masa disponible de recursos biomásicos. El modelo permite introducir los datos como promedios mensuales, y en conjunto con la posición geográfica (latitud, en el caso del recurso solar) o con parámetros de distribución de vientos, simula con suficiente precisión el comportamiento de cada recurso para cada hora del año. De nuevo, esta característica es fundamental para modelar el comportamiento del sistema desde el punto de vista de los recursos disponibles, con mucha mayor aproximación que una simple planilla de cálculo.



Los componentes permiten todos los datos necesarios como entrada. Desde la grilla de costos, hasta datos de vida útil y consumo de combustible (de ser necesario), este conjunto de información está diseñado para cubrir todas las situaciones posibles de combinación de componentes. La mayoría de las variables aquí también permiten análisis de sensibilidad. Es en este conjunto de datos donde se estima, por ejemplo, la cantidad de carbono contenido en el combustible del generador, para calcular las emisiones anuales del sistema (si incluye generador de combustible fós il). La grilla de optimización permite definir el conjunto de componentes que se utilizarán para evaluar todas las combinaciones posibles en busca de la óptima. Este conjunto de datos exige una buena estimación de lo mínimo necesario porque el modelo consumirá más tiempo cuanto más combinaciones posibles se le pidan. Es recomendable optimizar el trade-off entre el tiempo de simulación y la precisión. Las características citadas soportaron la decisión de esta Unidad Ejecutora respecto a la utilización del HOMER como herramienta de cálculo. Si bien la metodología de cálculo es más precisa y detallada de lo necesario en esta etapa, permite adelantar cálculos y estimaciones que son parte del Full Size y presenta resultados más confiables que las metodologías tradicionales, en la opinión de esta Unidad Ejecutora. 3. Las variables de cálculo más importantes. El modelo permite administrar todas las variables relevantes a este tipo de tecnologías. Algunas de esas variables son críticas de acuerdo con cada contexto, por lo que conviene comentarlas y justificar las consideraciones que se tomaron en cuenta en la definición. El modelo está dividido en cuatro grupos de variables, los que se analizan a continuación. 3.1. Los patrones de demanda. Esta es la variable más importante. En un sistema ideal, las cargas definen la arquitectura del mismo; esto ocurre, por lo general, en los sistemas centralizados. En sistemas descentralizados, con energía disponible limitada, no necesariamente ocurre así. En el contexto de este proyecto, según ya se ha analizado en el Anexo G.2. relativo al esquema de Pagos por Servicio, es conveniente adaptar la arquitectura a la Capacidad (y Predisposición) de pago de los beneficiarios para garantizar la sostenibilidad financiera de los proyectos. Esta forma de encarar el diseño no se aleja de la realidad por cuanto, en términos residenciales, la demanda a satisfacer es la equivalente a iluminación y comunicaciones que actualmente están siendo cubiertos por medios tradicionales: kerosén, candelas, diesel oil, baterías. El modelo permite la definición de tres patrones de demanda totalmente diferentes. Los dos primeros corresponden a las cargas principales (cargas primarias) y el tercero está diseñado para simular cargas “diferibles” pero con la prioridad ajustable incluso hasta hacerla la carga crítica. En base a esto, se ha definido lo siguiente:

a. La Carga Primaria 1 representará el patrón de demanda de las viviendas rurales relativo a sus necesidades de comunicaciones e iluminación. Los datos se basarán en parte en las experiencias y estudios anteriores a este proyecto, y en parte en las definiciones del Anexo G.2. de Pagos por Servicio.

b. La Carga Primaria 2 representará las necesidades comunitarias de iluminación y comunicaciones: escuelas, centros de salud, centros comunitarios.

c. La Carga “Diferible” representará los potenciales usos productivos de la electricidad en la comunidad. Se ajustarán los parámetros del simulador para que esta carga sea prioritaria por



sobre las otras, reflejando la decisión de la Unidad Ejecutora de dar prioridad a los usos productivos.

d. Los usos productivos a considerar serán de bajo consumo y baja demanda de potencia, para garantizar la ventaja comparativa de las tecnologías renovables en las zonas aisladas.

Las colonias del IBR identificadas por el PDF son de tamaños diferentes, variando entre 50 y 200 viviendas. Los análisis de esta Unidad Ejecutora determinaron que utilizando una comunidad tipo de 100 viviendas, los resultados se pueden extrapolar a todo el rango sin distorsión de las conclusiones. Esta decisión permite concentrar los esfuerzos en simular la variabilidad de todos los demás componentes del modelo, en particular los recursos naturales disponibles, en vez de enfocarse en la variación caso por caso de la demanda. Al mismo tiempo, optimiza el tiempo de simulación que ya es crítico por la cantidad de variables de sensibilidad que se analizan. En esta etapa de diseño se utilizó la comunidad tipo de 100 viviendas para los cálculos. En el diseño de los proyectos individuales del Full Size Project se promoverán las diferentes herramientas de cálculo entre los emprendedores interesados (incluyendo capacitación), con énfasis en el modelo HOMER. La utilización de esta herramienta para cada caso particular en el FSP permitirá ajustar mejor las conclusiones a las que arribe este PDF y dará mucha precisión a cada proyecto en particular. 3.2. Los recursos renovables. El modelo HOMER permite definir los patrones de los recursos más utilizados en la ERD: la radiación solar, los vientos, la biomasa y los cauces hídricos. En cada caso, la definición del patrón considera la precisión suficiente y necesaria para arribar a resultados confiables. Las decisiones más importantes en este aspecto son:

a. El patrón de radiación solar utilizado corresponde al promedio de la radiación en todo el país. Esto fue factible porque el comportamiento del recurso es extremadamente uniforme en términos geográficos. Esto permite simplificar esta parte del análisis sin sacrificar precisión. El promedio anual es de 4,7 kWh/m2-día.

b. Se utiliza la latitud media del país para simular el comportamiento del sol sobre la locación exacta.

c. El patrón de vientos básico definido en el modelo corresponde al más representativo del comportamiento del recurso en las estaciones de medición existentes en el país, con un promedio anual de 2,5 m/s. Para representar la variabilidad geográfica medida del recurso, se han agregado variables de sensibilidad correspondientes a promedio anuales de 3,5 m/s y de 5,0 m/s, lo que permite representar todas las mediciones realizadas.

d. El factor k de Weibull se ha definido en 1,5 (el menor del rango) para simular la alta variabilidad estacional y diaria del recurso en el Paraguay.

e. El comportamiento del recurso hídrico en el modelo se representa con caudales promedio mensuales. Esto es así porque el HOMER plantea soluciones de tipo micro-nano turbinas hidráulicas, que generalmente son turbinas de flujo (no de caída). Esta solución es coherente con la realidad de las pequeñas comunidades dispersas, por tanto está acorde con el diseño integral del proyecto. Se utilizan patrones típicos en base a los antecedentes existentes para representar los casos posibles en el contexto paraguayo (aprovechando la facilidad de las variables de sensibilidad del modelo).

f. El recurso biomásico se representa a partir de los promedios mensuales de masa disponible. No existen antecedentes en los cuales basarse en este sentido; sin embargo, se utiliza el modelo para predecir bajo que condiciones de disponibilidad el recurso biomásico podría



ser el más rentable en determinada región o zona. Los demás parámetros de simulación del recurso se ajustan a la realidad más probable del contexto paraguayo.

3.3. Los componentes de las soluciones tecnológicas posibles. La sección de componentes tecnológicos del modelo permite definir las características técnicas y económicas de las opciones disponibles. En esta parte se introducen todos los datos necesarios para simular con precisión el comportamiento de los diferentes sistemas desde el punto de vista técnico, así como para simular los flujos de caja derivados de dicho funcionamiento. Esta sección es muy precisa dados los objetivos y características del HOMER. Las decisiones respecto a esta sección son:

a. Todas las características técnicas de los equipos están representadas por parámetros del modelo cuyos valores fueron proveídos por los fabricantes e importadores de los mismos en el mercado local.

b. Los costos de los diferentes componentes así como los costos de Operación y Mantenimiento anuales, y los costos de reemplazo de cada componente fueron proveídos por los representantes locales de las marcas disponibles.

c. Los costos representados son los costos de los equipos puestos en el mercado local: incluyen el margen de ganancia de los representantes, el IVA (10%) y el impuesto aduanero de importación (17,5%).

d. El costo de extensión de la red, sus costos anuales de O&M y el Costo marginal de largo plazo de la energía centralizada representan los costos promedio locales según fuentes de la empresa eléctrica nacional (ANDE). El modelo HOMER utiliza estos datos para el cálculo de la distancia equivalente (break-even distance) a la red central por encima de la cual las alternativas propuestas por el modelo son más rentables.

e. El modelo se correrá para tasas de interés de 4%, 6%, 8% y 10%, y para horizontes de proyecto de 10 y 25 años. Esto permite representar todas las opciones de mayor probabilidad en cuanto a la tasa de descuento, así como los periodos de repago del crédito (10 años) y la vida útil típica de un proyecto de estas características (25 años).

3.4. La optimización del modelo. Esta sección del modelo permite definir los “saltos” de capacidad que el HOMER simulará para cada combinación de componentes. Es aquí donde se decide el trade off entre la precisión y el tiempo necesario para correr la simulación. En términos generales, lo usual es buscar la precisión al nivel deseado sin que los tiempos sean inmanejables. El criterio de esta Unidad Ejecutora se ajustó a lo explicado. Se definieron los saltos de capacidad para cada componente de forma que la combinación de las variables de sensibilidad definidas y los parámetros de optimización resultaran en una corrida completa de simulación que no sobrepasara un fin de semana completo. Se utilizó ese umbral de tiempo a efectos de poder realizar ajustes a las corridas en las semanas de trabajo y probar los resultados inmediatamente el fin de semana siguiente. El último parámetro que se define en esta sección es el porcentaje máximo de demanda no servida. Este parámetro es muy importante porque influye directamente en los resultados de la simulación (en cuanto a requisitos de arquitectura de los sistemas), así como en la percepción del beneficiario final de la electricidad en cuanto a la “funcionalidad” de la s tecnologías alternativas. La Unidad



Ejecutora de este PDF consideró que un valor de 10% para este parámetro es una solución de compromiso ideal. 4. Los resultados de la simulación con el HOMER. El modelo simula todas las combinaciones posibles de componentes, el comportamiento de los recursos naturales renovables, el comportamiento de la combinación de componentes desde el punto de vista técnico, y la influencia de dichos patrones de funcionamiento en el flujo de caja financiero del proyecto; realiza estos cálculos para cada hora de un año completo, 8760 horas. En base a esta simulación, ordena las combinaciones factibles resultantes (tomando en cuenta las restricciones y variable definidas en el setup) de acuerdo a una variable: el costo unitario de la energía. Los resultados se agrupan para cada set de variables de sensibilidad disponibles. El gráfico que sigue clarifica el concepto en base a un ejemplo de cálculo:

Este grupo de resultados corresponde a una comunidad con una carga primaria de 25 kWh/día (iluminación y comunicaciones), una carga secundaria de 5 kWh/día (iluminación de necesidades comunitarias: escuela, centro de salud, centro comunitario); la comunidad está en una zona remota del Chaco paraguayo (norte del país), donde los vientos alcanzan promedios anuales de 5 m/s. El combustible diesel llegaría al lugar como mínimo a un precio de 0,40 US$/litro. La tabla presenta los resultados correspondientes a este set de variables de sensibilidad, junto con una tasa real de descuento de 4% y un horizonte de proyecto de 10 años. La opción resaltada es la más rentable de las propuestas que sea 100% renovable. Tiene una inversión inicial de 39.244 US$ para una arquitectura híbrida solar-eólica. Nótese la distribución de las soluciones propuestas en orden de prioridad acorde con el costo unitario de la energía resultante. La opción diesel es la menos rentable en el largo plazo dado el excesivo aislamiento de la comunidad en una región de bajísima densidad poblacional y escasos accesos por ruta (costo del combustible), pero presenta una bajísima inversión inicial comparado con las alternativas renovables. En comunidades con un nivel de aislamiento típico (las comunidades de la región Oriental), los cálculos demuestran que en un horizonte de corto-media no plazo (10 años), la opción diesel es la más rentable, a más de presentar la inversión inicial más baja. La conjunción de estos dos factores convierten a la generación diesel en la línea base. Cada una de las arquitecturas propuestas presenta un nivel de detalle muy preciso como resultado de la simulación. El gráfico que sigue corresponde a una arquitectura híbrida solar-eólica, detallada en la esquina superior derecha del gráfico.:



El detalle de costos presenta los componentes principales del cálculo financiero del modelo. El valor del Costo Presente Neto, menor que la inversión inicial, refleja los valores residuales de componentes con una vida útil mayor que el horizonte de tiempo evaluado (por ejemplo, los paneles solares). Otro dato importante, que se encuentra en el tab “Energy”, es la distancia equivalente del sistema centralizado; en este caso en particular, la simulación dio una distancia de 2,9 Km. Esto equivale a decir que si la red centralizada está a más de 2,9 Km. de la comunidad, la propuesta alternativa resumida en el gráfico anterior es más rentable que la extensión de la red. Las variables de sensibilidad definidas permiten analizar con precisión los efectos de los cambios en sus valores. El siguiente grafico es la representación de los sistemas óptimos en función de dos de las variables de sensibilidad: la velocidad promedio anual del viento y el costo del diesel.

Esta representación gráfica se puede hacer para cada par de variables de sensibilidad y es extremadamente útil para el análisis de pre-factibilidad de los proyectos demostrativos. Se utiliza este concepto del modelo para fijar las pautas de diseño de los proyectos a realizar en el Full Size.



Los resultados de diseño de pre-factibilidad para los proyectos demostrativos se presentan en el Anexo G.4. 5. El cálculo de las emisiones de CO2. El modelo HOMER también realiza los cálculos precisos de emisiones de CO2 a la atmósfera para aquellas combinaciones que incluyan la generación diesel. Esto es un valor agregado notable a este modelo, que se suma a las ventajas que ya se han considerado en este documento. El hecho de que el modelo HOMER calcule el comportamiento de los equipos en una base de hora-por-hora, para todo el año, permitió concluir a esta Unidad Ejecutora que dicho modelo es la forma más precisa disponible para el cálculo de las emisiones que se basan en la generación diesel. Como en el contexto local la línea base está definida por la generación a partir de diesel oil, se considera al HOMER la herramienta ideal para el efecto. El modelo basa sus cálculos en la utilización del combustible para el funcionamiento de un generador diesel típico. El cálculo del combustible quemado es muy preciso dada la forma de simulación del comportamiento del equipo que el HOMER utiliza . El factor de conversión utilizado como parámetro de setup del modelo es el valor promedio de contenido de carbono del diesel oil disponible en el Paraguay (0,80 kg/litro) multiplicado por 3,67 (para convertir la masa de carbono a masa de CO2, en combustión perfecta). El gráfico que sigue muestra una solución de generación diesel para la comunidad de los ejemplos anteriores:

El tab “Genset” presenta los resultados de la simulación en cuanto al funcionamiento del equipo generador diesel. En este caso tomado como ejemplo, el generador usaría 11.575 litros de diesel por año (el mayor componente del Costo Presente Neto), operaría unas 7.300 horas/año, y generaría emisiones de unas 30 toneladas de CO2 por año. Esto equivale a unos 600 Kg. de CO2 por año y por familia. El comportamiento, y por ende el patrón de demanda, de las viviendas rurales paraguayas no muestra variaciones de consideración; en base a esto, es factible tomar los datos de



emisiones por familia promedio (resultantes de la simulación del modelo HOMER) para obtener estimaciones del total. Es destacable que el resultado anterior se obtuvo con una simulación conservadora, con bajos patrones de demanda y sin incluir aún usos productivos. Los resultados más detallados del estudio de pre-factibilidad de los proyectos demostrativos (y su línea base) pueden verse en el Anexo G.4. -Estudios de Prefactibilidad de los Proyectos Demostrativos. Un antecedente importante es el cálculo realizado en el marco de un estudio para el Programa de Energía y Cambio Climático para Latinoamérica y el Caribe (PECC/PNUD)40. En dicho estudio se utilizó el HOMER para modelar una línea base similar a la planteada en este PDF a partir del escenario de mayor probabilidad (sin intervención con criterios ambientales globales) basado en la generación de electricidad con diesel para todas aquellas comunidades pequeñas, dispersas y aisladas de la red. En ese estudio la intervención se representaba con la posibilidad de negociar certificados de emisiones que financien parte de las inversiones necesarias para pasar de la línea base a la electrificación rural descentralizada con tecnologías renovables. Los resultados de los cálculos con el modelo HOMER, y basados en el escenario base planteado, permiten estimar que si las 145.000 viviendas que no tienen acceso a la electricidad reciben una solución basada en diesel, las emisiones resultantes para un periodo de 20 años serían de aproximadamente 1 millón de toneladas de CO2. 6. Conclusiones. La Unidad Ejecutora del PDF decidió utilizar el HOMER por su gran versatilidad. En opinión de la misma, es la mejor herramienta para cumplir los objetivos de diseño y cálculo en el contexto de este proyecto para Paraguay. Por ello se decidió usar el modelo no sólo para los cálculos de las soluciones potenciales para las comunidades aisladas, sino también para la cuantificación de las emisiones que se pueden reducir con la intervención GEF. Para esta Unidad Ejecutora, es la herramienta que mayor precisión pudo dar a los cálculos sin sacrificar su amigabilidad. La capacitación a los actores involucrados en el diseño e implementación de los proyectos, tanto en el Full Size como en el periodo posterior al proyecto, incluirá una detallada capacitación para el uso y aplicación del modelo HOMER.

40 “Electrificación rural descentralizada utilizando energías renovables: estudio del potencial para la generación de certificados de emisiones reducidas en Paraguay”. Ricardo Jahns. PECC/PNUD, febrero del 2001. Asunción, Paraguay.



ANEXO G.4 – ESTUDIOS DE PREFACTIBILIDAD DE LOS PROYECTOS 1. Antecedentes. El componente de Proyectos Demostrativos diseñado en el marco del presente PDF responde a la necesidad de crear y replicar el know how técnico-operativo de sistemas descentralizados de energía alternativa. Existen casos muy aislados de aplicación de estas tecnologías y de métodos de operación y mantenimiento en el Paraguay, basados principalmente en dos empresas privadas y una fundación41 sin fines de lucro que se especializa en la utilización térmica de la radiación solar, aunque últimamente incursionó en la ERD instalando equipos solares en una comunidad indígena del Chaco paraguayo. Aún así, la mayor parte de las experiencias de estas organizaciones se concentra en sistemas rurales de electrificación para establecimientos agroganaderos, en el esquema de venta de equipos; no existen antecedentes de operación de sistemas bajo el esquema de un servicio de electricidad pagado mensualmente. En términos generales, existe una gran falencia de experiencia en la implementación, operación y administración de sistemas de ERD, sobre todo basados en tecnologías alternativas. Por último, la estructura de soporte de sistemas de este tipo tampoco existe, ni se identificaron experiencias similares. En particular, la estructura de financiamiento de las inversiones está ausente debido, principalmente, a la falta de conocimientos relacionados con las tecnologías renovables y a la falta de herramientas de análisis del riesgo real inherente a este tipo de proyectos, como se analiza en el Anexo G.1. – Mecanismo Financiero. La falta de experiencias en este eje de acción se traduce en una barrera múltiple (afecta a varias áreas, como citado más arriba). El diseño del componente Proyectos Demostrativos busca remover o minimizar los efectos de estas barreras. 2. Objetivos. El análisis realizado sobre el eje de acción correspondiente a los proyectos de electrificación rural descentralizada basados en fuentes alternativas derivó en una serie de objetivos de diseño del componente de Proyectos Demostrativos. Este componente actuará para:

a. Crear y reforzar la experiencia y los conocimientos de operación, mantenimiento y administración de sistemas de ERD basados en tecnologías renovables en el contexto del esquema de Pagos por Servicio (Fee-per-service).

b. Poner a prueba los modelos operativos y administrativos propuestos por el PDF, tanto para los sistemas de ERD como para la estructura de soporte (principalmente, el soporte financiero).

c. Arrancar el proceso de creación de corrie ntes de mercado de electrificación rural descentralizada basada en tecnologías renovables.

El objetivo cuantificado del componente, como parte del Full Size Project, es llevar la solución de electrificación por lo menos a 7.500 viviendas rurales de todo el país, durante los cinco años del

41 Las dos empresas privadas: Rieder S.A. (representante oficial de SIEMENS), y Tecnounión S.R.L. La fundación es CEDESOL (Centro de Desarrollo Solar), que recientemente efectivizó una donación del gobierno de Gran Bretaña para una aldea solar en el norte del Chaco paraguayo.



Proyecto. Este segmento equivale al 5% del mercado total de electrificación rural descentralizada en la actualidad. 3. Los recursos disponibles. El PDF analizó todos los recursos con algún grado de disponibilidad en el Paraguay. El objetivo de diseño de la Unidad Ejecutora es optimizar la utilización de los recursos renovables, concentrando los esfuerzos en aquellos cuya disponibilidad y uniformidad tiendan a garantizar la factibilidad en el largo plazo (y por ende, la sostenibilidad del proyecto). Los resultados del análisis se resumen en la siguiente tabla: Tabla G.4.1.: Valoración de los recursos renovables disponibles

RECURSOS VALORACIÓN DISPONIBILIDAD UNIFORMIDAD Solar Promedio anual típico de

4,74 kWh/m2-día para todo el territorio

En todo el país; picos de 6,20 kWh/m2-día en verano.

Geográfica, altísima (desviación estándar de promedios anuales de 0,03 kWh/m2-día. Estacional, normal de acuerdo a variaciones de la posición del sol respecto al Ecuador.

Eólico Promedio anual de 2,5 m/s en todo el país. Gran variabilidad geográfica, estacional, y diaria.

El Chaco: promedios anuales de 3,0 – 4,0 m/s, en el centro y norte de la región. El Sur: promedios anuales de 3,0 – 5,0 m/s. El Noreste de la región Oriental: promedios anuales de 3,0 – 4,5 m/s.

Muy alta dispersión de los promedios mensuales y anuales, tanto geográfica (desviación estándar 0,91 m/s) como estacional (desviación estándar de 0,70 m/s).

Hídrico Estimado en unos 1.000 MW de potencial (sin tener en cuenta los grandes ríos ya represados)

Principalmente en el este-sudeste de la región Oriental. El Chaco no tiene cauces hídricos superficiales, y presenta una topografía muy llana.

Alta dispersión geográfica. Relativa uniformidad estacional debido a que no hay grandes variaciones en el régimen de lluvias en la región Oriental.

Biomásico No cuantificado En todo el país Alta dispersión geográfica de acuerdo a los usos de la tierra en cada región.

La radiación solar es, como se identificó en el análisis, el recurso por excelencia en el Paraguay: excelente potencial, gran uniformidad del potencial, disponible en todo el territorio. La figura del lado muestra la distribución estacional típica del recurso en el Paraguay. Dadas estas características, la Unidad Ejecutora recomendó priorizar la utilización de la energía solar para el Proyecto Full Size y para los proyectos de la etapa posterior. Esto no significa descartar las demás opciones; en términos generales, significa que en todo el país el recurso solar presenta condiciones para competir con las opciones tradicionales. En particular, cada locación será analizada con detalle para determinar si es éste y no otro el recurso más costo-eficiente.



El recurso eólico no presenta características que permitan explotarlo como fuente independiente de generación de electricidad. En términos generales, se necesitan promedios superiores a 5 m/s para que una turbina eólica sea rentable y competitiva frente a las demás opciones, tradicionales o no. La figura del lado muestra la típica distribución estacional de los promedios de velocidad de vientos en el Paraguay. La concentración de los vientos más fuertes en la estación invernal se complementa a la perfección con los valores más bajos de la radiación solar. Esta combinación da un muy alto potencial a sistemas híbridos solar-eólico, principalmente en las regiones de mejores promedios de viento. En base a este análisis, la recomendación de este PDF es considerar la opción híbrida en aquellas regiones favorables en cuanto a vientos, sobre todo para usos productivos (centralizados). El recurso hídrico presenta un excelente potencial en la región Oriental del país. Existen un sinnúmero de cauces de diverso caudal (arroyos, riachos, ríos) dispersos en toda la región, la inmensa mayoría de ellos sin evaluar. Esta falta de datos es un inconveniente de diseño, por lo que este PDF estima las condiciones bajo las cuales las alternativas micro- y nanohidro son las más costoeficientes, y las incluye como términos de referencia. El PDF incluye también actividades de relevamiento y generación de datos del potencial hídrico del país para diseño de soluciones basadas en este recurso. 4. El mercado de electrificación rural descentralizada. El análisis socioeconómico del mercado se presenta con detalle en el Anexo G.2. – Esquema de Pagos por Servicio. En este anexo se enfoca el análisis en aspecto geográfico y demográfico con el objetivo principal de establecer y recomendar las pautas de diseño para cada región del país. Los factores a tener en cuenta en ese sentido son:

a. La ubicación de los distritos con mayor número de viviendas sin acceso a la electricidad en relación con la cobertura del Sistema Interconectado Nacional.

b. El tamaño relativo de las comunidades o asentamientos (número de viviendas). c. La dispersión geográfica de las comunidades aisladas, medida por la densidad

poblacional (a nivel distrital). d. Los ingresos promedio de las viviendas rurales, como medida de la capacidad de pago.

El análisis basado en estos factores, y combinado con el análisis anterior de disponibilidad y potencial de los diferentes recursos renovables, permite “mapear” las recomendaciones de esta Unidad Ejecutora en cuanto a cuáles zonas priorizar, y en base a cuáles recursos. 4.1. La cobertura del Sistema Interconectado Nacional. El análisis de la situación actual en términos de cobertura se realizó a partir de las siguientes fuentes de información:



a. El Censo Nacional de Población y Viviendas de 1992, ajustado con proyecciones a partir de la Encuesta Integrada de Hogares de 1998. El origen de ambos es la Dirección Nacional de Estadísticas, Encuestas y Censos.

b. El documento “Cobertura Nacional de Energía Eléctrica” de la ANDE, año 1999. c. Un informe de Agencias Regionales de la ANDE, de septiembre de 2000.

El cruzamiento de datos de todas las fuentes resultó en el gráfico de cobertura a nivel distrital:

Cuanto más corrido al rojo, menor cobertura porcentual (base población) en cada distrito. Los números en paréntesis de la leyenda indican el número de distritos (de un total de 218 en todo el país). Se presenta una clara concentración de distritos con coberturas muy bajas (menores al 50%) en prácticamente todo el Chaco paraguayo (centro y norte), y en el eje noreste-este-sureste de la región Oriental; en el suroeste, el departamento de Ñeembucú completa el conjunto de zonas donde la cobertura actual del sistema interconectado nacional no alcanza a la mitad de la población. Esta es la primera aproximación al mercado de electrificación rural descentralizada.

4.2. El tamaño relativo de las comunidades aisladas. Otra variable importante es el tamaño de las comunidades o asentamientos que no tienen acceso a la electricidad centralizada; es importante como uno de los indicadores de la mayor o menor probabilidad de que en el futuro cercano estas comunidades sean alcanzadas (en base a criterios

económicos) por la red. El resumen de datos que se presenta a la izquierda es resultado del análisis de las mismas fuentes citadas en el parágrafo anterior (4.a. - 4.b.). La tabla muestra datos a nivel nacional: Las comunidades de entre 11 y 100 viviendas comprenden el 45% de la población sin acceso al SIN. Otro 28% de la población sin acceso a la electricidad de la red está comprendida en comunidades de entre 100 y 200 viviendas; en pocas palabras, ¾ de la población sin

electricidad vive en comunidades pequeñas de entre 11 y 200 viviendas. Esto representa unos 105.000 hogares con unas 530.000 personas.

CANTIDAD DE LOCALIDADES

POBLACION AFECTADA

HOGARES AFECTADOS

DE A 1 10 2599 29681 7228

11 25 508 41983 8935 26 50 549 99003 20230 51 100 502 181825 35904

101 150 191 118213 22868 151 200 100 88011 17258 201 250 45 49476 9985 251 300 19 26599 5224 301 350 13 22848 4147 351 400 10 20217 3712 401 450 4 9046 1740 451 500 1 2475 465

>500 9 30465 6033

4550 719842 143729 TOTALES

TAMAÑO DE LA LOCALIDAD (viviendas)



4.3. La densidad de la población. Esta variable también es importante como medida de las probabilidades de las comunidades aisladas de ser conectadas en un futuro cercano a la red. El análisis de los datos de proyecciones de la Dirección General de Estadísticas, Encuestas y Censos permitió representar la situación en forma gráfica.

El corrimiento hacia el verde indica menores densidades poblacionales a nivel distrital. Los números en paréntesis indican la cantidad de distritos en cada rango. El 75% del territorio paraguayo tiene densidades de población menores a 25 habs/km2 (los tres tonos de verde), aproximadamente 5 viviendas por km2 en promedio. De hecho, la población se concentra en la zona metropolitana, sobre el eje de la ruta internacional que une Asunción – Ciudad del Este – Brasil, y sobre el eje de la ruta al sur (Encarnación – Argentina). Otra vez, las zonas de menor densidad se concentran en el Chaco, el noreste/este/sureste y el suroeste de la región Oriental. Los valores de densidad de estas zonas dan una clara indicación de la alta dispersión

de las comunidades. 4.4. La situación económica por región. El detalle del análisis socioeconómico de las zonas rurales se presenta en el Anexo G.2. – Esquema

de Pagos por Servicio. En este contexto, se le agrega la arista georeferenciada, para tener una idea clara de la zonificación de la capacidad de pago. La fuente es el documento “Indicadores básicos para focalizar el gasto social” 42 de la DGEEC. El corrimiento hacia el rojo representa mayores proporciones de la población por debajo de la línea de pobreza (representada por el valor de la canasta básica familiar en el estudio). Los tonos naranjas y rojos indican proporciones mayores al 50%. Las zonas con mayor pobreza se concentran en el Chaco paraguayo, el noreste / sureste y el suroeste de la región Oriental. Esta variable no sólo es indicativo de la capacidad de pago limitada; en forma indirecta, permite estimar probabilidades de las comunidades para que en

un futuro cercano sean conectadas a la red central. En zonas de mayores concentraciones de

42 INDICADORES BÁSICOS PARA FOCALIZAR EL GASTO SOCIAL EN PARAGUAY. Marcos Robles. © 2000 Dirección General de Estadísticas, Encuestas y Censos. Fernando de la Mora, Paraguay.



pobreza, es mucho menos probable que se produzca la entrada del SIN en base a criterios estrictamente económicos. 4.5. El mercado potencial de electrificación rural descentralizada. El análisis de las variables presentadas en los parágrafos precedentes permitió identificar con claridad las zonas del país con potencial real para proyectos de electrificación rural descentralizada. Los criterios para la identificación se resumen en:

a. Regiones de muy baja cobertura de la red centralizada. b. Zonas de muy baja densidad poblacional. c. Zonas de mayor pobreza relativa. d. Tamaños relativos de las comunidades (en términos de viviendas).

La Unidad Ejecutora de este PDF determinó que los factores citados actúan prácticamente en las mismas zonas geográficas del Paraguay, con una acción conjunta que presenta dos aristas: 1) agrava la situación de las viviendas ubicadas en esas zonas y que aún no cuentan con electricidad, porque reducen (o anulan) la posibilidad de que la red se extienda a sus comunidades; y 2) convierte a esas comunidades en prospectos de altísimo potencial para programas y proyectos de electrificación descentralizada. La acción de las variables citadas, tomadas en conjunto, se puede representar gráficamente como sigue: Las zonas en rojo representan las regiones con muy alto potencial para proyectos de ERD; coinciden bajísimas densidades de población, muy bajas coberturas de la red, e índices de mayor pobreza. Las regiones en amarillo presentan un buen potencial para este tipo de proyectos, aunque la cobertura del SIN alcanza proporciones mayores. Las regiones en verde representan aquellas zonas donde si bien existe cierto grado de demanda insatisfecha, no es alto, y las otras condiciones hacen que probablemente sean alcanzadas por la red en el mediano plazo. El mercado target prioritario para proyectos de ERD está claramente señalado por las regiones en rojo y en amarillo. Estas regiones corresponden a los distritos con coberturas de red de 75% o menos (el rojo 45% o menos), con densidades menores a 5 viviendas por km2 y con proporciones de pobreza de 50%. 5. Las tecnologías por región. El análisis de la disponibilidad y características de los recursos renovables identificados en el territorio paraguayo permite priorizar las fuentes con mejores perspectivas de sostenibilidad técnica y financiera en el largo plazo.



El mapa de la izquierda resume los resultados del análisis. Se parte de la base de que el recurso solar presenta una uniformidad y valores de radiación excelentes en todo el país; en otras palabras, es apto para su utilización en todo el territorio. Las zonas amarillas representan las regiones con mayor potencial de utilizar el sol como recurso más costo-eficiente. Las zonas naranja son zonas con buenos promedios anuales de vientos (4-6 m/s), lo que en los cálculos permite estimar que en esas regiones las soluciones híbridas solar-eólica presentan el mejor potencial de costo-eficiencia. Las zonas en verde representan la región de mayor concentración de cauces hídricos de diverso tamaño (caudal) del país. Aún

reconociendo que la limitación de datos es un obstáculo importante en la correcta estimación del potencial hídrico de la zona, el examen de la topografía de la región permite concluir que si existe una región en el país donde las soluciones microhidro tienen potencial de ser las más costo-eficientes, es en la representada por las zonas verdes. El relevamiento de datos de los cauces de la región será parte de las actividades del Proyecto Full Size. La biomasa es un caso especial. No existen datos de ningún tipo que permitan cuantificar y estimar aunque sea de manera grosera el valor y la distribución del recurso. Esta Unidad Ejecutora considera más eficiente concentrar los esfuerzos en las tecnologías más factibles ya citadas, y que presentan cierto nivel mínimo de información disponible para el análisis. El mapa anterior es una representación más general del comportamiento de los recursos renovables. Al diseñar los proyectos caso por caso, se evaluarán todas las variables con el detalle suficiente para determinar con precisión la solución más costo-eficiente para cada comunidad. 6. La población afectada por cada tipo de tecnología renovable.

El análisis de la zonificación de las opciones tecnológicas, resumido en el mapa anterior, permitió agrupar las tecnologías de acuerdo a la distribución de las viviendas afectadas. Esta distribución es la más probable de acuerdo a este análisis, sin eliminar la posibilidad

de soluciones específicas diferentes dependiendo de las condiciones que cada proyecto hallará en la locación en particular. La tabla al lado resume los resultados.


Población afectada sin acceso a la

red

Familias afectadas

% Población afectada

SOLAR-EOLICO 188672 36842 26%SOLAR 368813 71872 51%MICRO-&NANO HIDRO 162357 35015 23%

719842 143729 100%



La predominancia del recurso solar, tanto directa (sistemas fotovoltaicos puros) como indirecta (sistemas híbridos solar – eólico), es una consecuencia lógica de las características de las fuentes que se analizó en los parágrafos anteriores. Esta distribución de las viviendas sin acceso al SIN representa la totalidad del mercado de electrificación rural descentralizada. La Unidad Ejecutora de este PDF recomienda que los proyectos demostrativos en el marco del Proyecto Full Size alcancen a un mínimo de 7.500 viviendas en todo el país, equivalentes a un 5% del mercado total. Así mismo, se recomienda distribuir los proyectos proporcionalmente a los resultados anteriores, tanto a nivel geográfico como a nivel de las opciones tecnológicas. Esto permitirá probar el modelo integral planteado en este PDF a una escala pequeña, pero representativa del mercado total. De esta manera, los proyectos demostrativos del Full Size seguirán la misma distribución geográfica y tecnológica que la de la población afectada. La tabla que sigue resume esta distribución para los proyectos demostrativos:

7. Los términos de referencia de los proyectos demostrativos. El análisis precedente permitió diseñar un modelo detallado de simulación para las diferentes opciones y condiciones posibles identificadas en el territorio paraguayo. Este modelo es la base de todo el análisis de pre-factibilidad de las opciones tecnológicas y del diseño de los términos de referencia para los proyectos a ser implementados en los 5 años del Full Size. El modelo se simuló con ayuda del software HOMER (analizado con detalle en el Anexo G.3. – Metodología de Cálculos). El modelo planteado se basa en condiciones y características reales obtenidas del análisis de los datos disponibles; así mismo, se basa en algunas estimaciones de cálculo que se asumieron lo más realistas posibles. El parágrafo que sigue presenta en detalle las condiciones más importantes del modelo de simulación. 7.1. Las condiciones y características claves del modelo. 7.1.1. Los perfiles de demanda. Se utilizaron los mismos perfiles de demanda para simular el comportamiento de todas las tecnologías preseleccionadas por su oferta de recursos: la solar, la eólica y la microhidro; así mismo, en la simulación del comportamiento de los generadores diesel. Esto es fundamental para garantizar la coherencia y comparabilidad de los resultados. El perfil de la Carga Primaria se ha utilizado para simular el comportamiento de la demanda a nivel residencial, emulando el comportamiento de las viviendas rurales respecto a sus necesidades de iluminación y comunicaciones, principalmente. El promedio de la demanda se ha definido como


% de los Proyectos

demostrativos

Familias afectadas

Población afectada


100% 7500 37500



variable de sensibilidad, y se simularon valores de 25, 50, 75 y 100 Kwh.-mes (para una comunidad tipo de 100 viviendas), representativos del rango posible de capacidad y disponibilidad de pago identificadas en las encuestas. El perfil de la Carga Secundaria se ha utilizado para representar actividades comunitarias: estas incluyen las necesidades de iluminación y comunicaciones para escuelas, centro de salud, y centro de reuniones. También incluyen los usos productivos de la electricidad, a los que el PDF definió como prioritarios. El promedio de demanda también se definió como variable de sensibilidad y se simularon 11 valores en todo el rango representativo probable de actividades productivas (de 5 a 50 Kwh.-mes para una comunidad de 100 viviendas). 7.1.2. Los recursos. Para el caso de la radiación solar y de los vientos, se han utilizado los datos disponibles originados en los centros de medición de la Dirección Nacional de Meteorología del Paraguay. La radiación solar es lo suficientemente uniforme en todo el país como para no necesitar utilizar una variable de sensibilidad. Para el caso de los vientos se han simulado los dos valores representativos del comportamiento del recurso en todo el país: 2,5 m/s y 5 m/s de promedio anual. Esto permite simular el comportamiento del modelo en cualquier zona del país. En el caso del recurso hidrológico, la falta de información es una barrera importante. Sin embargo, como el recurso presenta un claro potencial principalmente en la región Oriental del país, esta Unidad Ejecutora decidió simular el rango más probable de valores de caudal, principalmente, para obtener un análisis condicional de factibilidad que sirva como guía para el relevamiento de sitios y diseño de soluciones en el FSP. El recurso hidrológico está representado en el modelo por su caudal promedio mensual. Se ha definido este parámetro como variable de sensibilidad, con valores en el rango de 150 l/s y 1500 l/s para simular los valores más probables de los cauces de la región Oriental (excluyendo los ríos con caudales importantes que no califican para el modelo propuesto). Se ha defin ido que el modelo simule resultados para caídas de 1 m (representando el caso de microturbinas de flujo, ideales para soluciones de este tipo en cauces pequeños), 5, 10, 15 y 20 metros para cubrir el rango posible. Con estos supuestos, la Unidad Ejecutora pretende acotar los diseños posibles a un marco más factible de administrar. 7.1.3. Los componentes tecnológicos. Los componentes de las diferentes opciones tecnológicas disponibles se han representado con sus costos reales en el mercado local paraguayo. Es importante recalcar que los costos introducidos al modelo incluyen todas las cargas impositivas legales; se decidió hacerlo así para representar los costos y el análisis financiero previo a la intervención GEF. Dado que se construyó el modelo con la inflación ya deducida (tasas reales), es fácil convertir los resultados obtenidos luego de la ejecución de las actividades que crean incentivos fiscales y arancelarios para estas tecnologías. Los datos técnicos de performance de los equipos y componentes fueron obtenidos de los fabricantes y/o representantes de las marcas comercializadas en el Paraguay, o en su defecto en la región (básicamente el MERCOSUR). El análisis se ha hecho lo más realista posible, evitando introducir elementos al modelo que en la ejecución serían muy difíciles de obtener. Un ejemplo de esto es la tecnología de baterías: en el modelo se utilizan baterías estándar, con la intención de



representar el hecho de que es posible construir las baterías con relativa buena calidad43 en el medio local, a menor precio. Se podrían haber simulado baterías tipo Trojan T105 o equivalentes, de altísimo rendimiento, pero en la realidad la logística (y los precios) serían mucho más difíciles a la hora de la implementación. 7.1.4. La optimización del modelo. La estructura de la tabla de optimización del modelo se ha construido con el objetivo de lograr la mayor precisión posible en los resultados (en otras palabras, esto significa la menor cantidad de sobredimensionamiento posible por la distorsión que esto introduce), dentro de un rango manejable de tiempos de corrida. Se ha hecho énfasis en la precisión, sobre todo, de los sistemas fotovoltaicos, seguidos de los híbridos eólico-fotovoltaico, y de los diesel para representar lo mejor posible las emisiones reducidas. 7.2 Los generadores diesel. El generador diesel es una solución “centralizada” ideal. En general, para comunidades como las contempladas en este proyecto, se utiliza un generador para toda la comunidad, incluyendo los usos comunitarios y productivos. Esta misma situación se representó en el modelo HOMER. La tabla que sigue resume los resultados obtenidos para una comunidad tipo de 100 viviendas, con un costo del diesel de 0,45 US$/litro y una tasa real de descuento de 6%; la extensión equivalente del SIN (a 10 años) es la distancia de la comunidad a la red a la cual las opciones son equivalentes en costo. Tabla G.4.2.: Resultados de simulación para generadores diesel

La tabla presenta los resultados más importantes; el modelo cubre con mayor detalle las alternativas posibles. La primera opción, de 25 Kwh. -día de uso doméstico, representa un consumo familiar muy bajo (unos 7,5 Kwh. -mes). Según la información analizada y las encuestas, el caso más probable está representado por la tercera fila, con 50 Kwh.-día de consumo doméstico y 50 Kwh.-día de consumo comunitario, la mayor parte del cual es para usos productivos. Este consumo doméstico equivale a unos 15 Kwh.-mes por familia, que coincide con el equivalente actual en base a sustitutos. Es interesante saber que si sólo se considerara el uso doméstico de la electricidad, con 50 Kwh.-día, el mismo generador de 6 Kw. sería suficiente, pero el VPN25 del costo por familia bajaría a 686 US$. 7.3. Los sistemas fotovoltaicos e híbridos. En la ejecución del PDF se analizó las características de la población rural y las opciones para satisfacer la demanda que existían. La conclusión fue que la mejor forma para satisfacer la demanda a nivel doméstico son los sistemas individuales donde esto aplique, principalmente por motivos de control de demanda. Esta conclusión no elimina la posibilidad de que en casos específicos sea más conveniente aplicar una solución centralizada (por ejemplo, en una zona con buenos vientos donde la opción híbrida es óptima, la generación será necesariamente central en la comunidad). 43 En base a entrevistas con las empresas fabricantes y con proveedores de sistemas fotovoltaicos del mercado local.


Carga Secundaria

kWh-día

Capacidad kW


VPN10 Costo US$

VPN10 Costo

US$/familia

VPN25 Costo US$

VPN25 Costo

US$/familia



año


(km)25 25 4 3.036 37.309 373 55.879 559 17,94 179 2,3150 25 6 4.554 55.490 555 96.377 964 26,5 265 3,4275 50 9 6.831 85.860 859 117.682 1.177 41,8 418 5,06100 50 11 7.612 100.971 1.010 175.371 1.754 50,3 503 5,88



En general, los sistemas fotovoltaicos dominan buena parte del territorio paraguayo. Esta conclusión se previó cuando se analizaron los recursos disponibles en el país; las características de la radiación solar, tanto en sus valores nominales como en su distribución geográfica uniforme, la hacen el recurso por excelencia. El modelo simulado confirmó esto. En aquellos lugares donde la velocidad promedio anual de los vientos ronda los 5 m/s, los sistemas híbridos tienen un excelente potencial, aunque restringen la arquitectura del sistema a uno centralizado (las turbinas de viento disponibles tienen capacidades para satisfacer la demanda de varias viviendas a la vez). La tabla que sigue resume los resultados para sistemas fotovoltaicos puros y para sistemas híbridos con turbinas de viento, para una comunidad tipo de 100 viviendas y una tasa real de descuento de 6%. Más adelante se analizan las cargas primaria y secundaria separadas para poder hacer una comparación de los efectos sobre el esquema financiero propuesto en el Project Brief. Tabla G.4.3.: Resultados de simulación para soluciones solares y eólicas

Es claro de los resultados que en las regiones donde los vientos alcanzan velocidades promedio considerables, la opción híbrida es mucho más costo – eficiente que la solar. Lastimosamente, según los datos disponibles, son contadas las regiones con vientos de esa magnitud. En los casos en que se pueden prever vientos de estas características, se recomienda realizar un relevamiento parcial de velocidades para diseñar la mejor solución. 7.4. La base de comparación. La línea base quedó definida como la generación diesel. En términos reales, ésta a su vez está fuertemente condicionada por la Predisposición de Pago de las viviendas rurales. Esta es la variable más importante, y por tanto debe ser tomada como la base de comparación, para asegurar la sostenibilidad financiera del proyecto. Se pueden ver más detalles de esto en el Anexo G.2. Si usamos esta variable como base, la siguiente tabla resume los resultados: Tabla G.4.4.: Soluciones por rango de Pagos por Servicios, para generadores diesel Rango de Pagos Por Servicio

VPN (10 años,6%) de los pagos

Capacidad Diesel equivalente

Carga Primaria equivalente

Carga Secundaria equivalente

Hasta 6 US$/mes-familia

530 US$ 6 kW 50 kWh-día 25 Kwh.-día


795 US$ 9 kW 75 kWh-día 30 Kwh.-día


1.148 US$ 11 kW 100 kWh-día 50 Kwh.-día

Lo más resaltante es que con el equivalente de los gastos en que las viviendas rurales están incurriendo para sus necesidades de iluminación y comunicaciones solamente (candelas, kerosén, baterías), están en condiciones de financiar cargas tanto domésticas como comunitarias y productivas si la generación fuera diesel. Según el modelo presentado en el Anexo G.2., la mayoría


Carga Secundaria

kWh-día

Velocidad promedio

m/s

Capacidad fotovoltaica

kW

Turbinas kW


VPN10 Costo US$

VPN10 Costo

US$/familia

VPN25 Costo US$

VPN25 Costo

US$/familia


(km)25 25 2,5 15 2 91.599 79.082 791 137.354 1.374 6,3625 25 2,5 25 - 131.349 88.961 890 154.512 1.545 7,3250 25 2,5 25 - 143.674 121.962 1.220 211.830 2.118 9,8675 50 2,5 40 - 228.374 196.367 1.964 341.059 3.411 15,7725 25 5 5 12 62.149 53.587 536 93.072 931 3,8950 25 5 10 12 94.099 85.737 857 148.913 1.489 6,3575 50 5 25 11 172.299 143.670 1.437 249.534 2.495 10,66100 50 5 35 11 225.049 185.924 1.859 322.922 3.229 14,10



de las viviendas caería por lo menos, dentro del primer rango de pagos (VPN10 de 530 US$ por familia). Si se aplica el mismo concepto a las alternativas renovables, resulta la siguiente tabla: Tabla G.4.5.: Soluciones por rango de Pagos por Servicios, para soluciones solares y eólicas Rango de Pagos Por Servicio

VPN (10 años,6%) de los pagos

Capacidad equivalente

Carga Primaria equivalente

Carga Secundaria equivalente


530 US$ 10 kWp PV 25 Kwh.-día 0 Kwh.-día


795 US$ 15 kWp PV–2 kW Eolico

25 Kwh.-día 25 Kwh.-día


1.148 US$ 25 kWp PV 50 Kwh.-día 25 Kwh.-día

Hay otras combinaciones posibles según el resultado de la simulación. Las que aparecen en la última tabla son las más representativas de la generalidad. Lo más destacable del análisis es que si se comparan niveles de demanda equivalentes, los costos incrementales de pasar de la línea base serían muy altos. Por ende, se utilizará la Capacidad de Pago identificada como restricción principal para diseñar las soluciones específicas. 7.5. Los sistemas micro y minihidro. La falta de información precisa sobre los cauces existentes en el país, particula rmente los pequeños, que son el target de este proyecto, obstaculiza un diseño detallado a nivel del PDF. Sin embargo, se modeló el rango más probable para los parámetros necesarios (principalmente caudal) con el fin de acotar los proyectos a su marco potencial. Los perfiles de demanda utilizados son los mismos de las otras opciones evaluadas. La tabla que sigue resume las estimaciones consecuentes con la simulación. Un parámetro importante es el producto HxQ (caída x caudal), como indicador previo de las condiciones que debería presentar el cauce que se pretende utilizar. Como los antecedentes lo indicaban, la incidencia de los costos de distribuir la electricidad generada, en comunidades pequeñas y dispersas, es muy importante. Tabla G.4.6.: Resultados de la simulación para soluciones microhidro

7.6. Los proyectos demostrativos del año 1 del FSP. En base a todos los factores analizados en el presente anexo, se distribuyeron los proyectos demostrativos a ser ejecutados durante el año 1 del FSP, y que beneficiarán a 1.000 viviendas rurales en todo el país. Los factores son:

d. La oferta de recursos

Capacidad (kW)

H x Q (Ltsxm/s)

Costo inicial infraestructura (US$/100 flias)

Costo inicial Distribución (US$/100

flias)

Costo inicial total

(US$/100 flias)

Costo inicial (US$/flia)

Incremental VPN(25,6%)

(US$/100 flias)

VPN(25,6%) del costo (US$/flia)

USOS DOMESTICOSHasta 25 kWh-mes 3 500 10882 36.000 46.882 469 13.442 603 25 a 50 kWh-mes 6 750 21764 27.000 48.764 488 13.442 622 50 a 75 kWh-mes 9 1000 32645 21.600 54.245 542 13.442 677 USOS PRODUCTIVOSHasta 15 kWh-mes 2 150 7255 36.000 43.255 433 13.442 567 15 a 30 kWh-mes 4 500 14509 36.000 50.509 505 13.442 640 30 a 45 kWh-mes 6 750 21764 36.000 57.764 578 13.442 712 >50 kWh-mes 10 1000 36273 36.000 72.273 723 13.442 857



e. Los usos finales f. La Predisposición y Capacidad de Pago

Es importante separar claramente los usos finales porque el análisis de la Predisposición de Pago se basó en encuestas que identificaron los gastos mensuales actuales en concepto de sustitutos para satisfacer las necesidades domésticas (iluminación y comunicaciones) de electricidad. Vale decir que los Pagos por Servicio cuantificados en el presente análisis corresponden solamente al uso doméstico. En el contexto de este PDF se ha definido que la electricidad para usos productivos generará sus propios ingresos extras para sostenerse financieramente. También es importante aclarar la separación física, en la generalidad de los casos, de la demanda doméstica y la demanda comunitaria. En este PDF se ha identificado que la opción más conveniente para satisfacer la demanda doméstica es con sistemas individuales. Es claro que con esta decisión los sistemas solares individuales dominarán el segmento doméstico. Sin embargo, se deja abierta la opción para cada caso en particular, dado que se ha demostrado que con ciertas combinaciones de factores favorables (por ejemplo, los vientos de 5 m/s) sistemas híbridos o hídricos centralizados (con respecto a la comunidad) son mucho más eficientes en costos. La tabla que sigue muestra la disgregación de los proyectos para usos domésticos, para 1.000 viviendas, de acuerdo a la tecnología más óptima y al rango de Predisposición de Pago.

El total de las inversiones iniciales requeridas para las 1.000 viviendas, para usos domésticos (iluminación y comunicaciones), si se invirtiera todo lo posible bajo las condiciones identificadas, será de 813.665 US$ . La tabla siguiente muestra la misma información para los usos productivos de la electricidad.

De igual forma, si se invierte en el potencial total de esas 1.000 viviendas para usos productivos, las inversiones iniciales suman 593.802 US$ . Durante la ejecución del PDF se ha identif icado la necesidad de priorizar los usos productivos como forma de reforzar la sostenibilidad financiera del modelo propuesto. La distribución de los fondos de inversión (año 1) y de respaldo o garantía (año 2 al 5) se puede ver en detalle en el Anexo G.1.

PV PV - EOL

MICROHYD

PV PV - EOL MICRO HYD

51% 26% 23%Hasta 25 kWh-mes 6 40% 590 419 469 120.360 43.576 43.131 207.067 25 a 50 kWh-mes 9 40% 1150 640 488 234.600 66.560 44.863 346.023 50 a 75 kWh-mes 13 20% 1711 1175 542 174.522 61.100 24.953 260.575

Inversiones TOTALES por tecnología (US$): 529.482 171.236 112.947 813.665 PV%: Proporción de las soluciones fotovoltaicas según condiciones regionales / PV-EOL%:idem híbridos / MICROHYD% idem Microhidro

Inversiones TOTALES por

rango de Pagos (US$)

Familias dispuestas al

Pago por Servicios

Pago por Servicio

(US$/mes)

Monto total de las inversiones (US$)

Inversión Inicial (US$/flia)Rango de consumo

(kWh-mes por cada 100 flias)

PV PV - EOL

MICROHYD PV PV - EOL MICRO

HYD51% 26% 23%

Hasta 15 kWh-mes Bajo 25% 348 191 433 44.370 12.415 24.871 81.656 15 a 30 kWh-mes Medio 25% 590 419 505 75.225 27.235 29.043 131.503 30 a 45 kWh-mes Alto 40% 864 530 578 176.256 55.120 53.143 284.519 >50 kWh-mes Muy alto 10% 1072 955 723 54.672 24.830 16.623 96.125

Inversiones TOTALES por tecnología (US$): 350.523 119.600 123.679 593.802 PV%: Proporción de las soluciones fotovoltaicas según condiciones regionales / PV-EOL%:idem híbridos / MICROHYD% idem Microhidro

Rango de consumo (kWh-mes por cada

100 flias)

Nivel de usos

Proporción de proyectos en cada rango

Inversiones TOTALES por rango de Usos

(US$)

Inversión Inicial (US$/flia)

Monto total de las inversiones (US$)



Básicamente, se propone un énfasis inicial en usos productivos, para ir migrando gradualmente a los usos domésticos una vez logrado un impacto positivo en los ingresos de las viviendas rurales. El 60% de las inversiones en el año 1 serán destinadas a proyectos de usos productivos. Para lograrlo, se invertirá el 100% del potencial para dichos usos (593.802 US$ ), y el 50% del potencial para usos domésticos (398.696 US$), totalizando inversiones por 992.498 US$. 7.7. Los proyectos a implementar en base al Mecanismo Financiero. Una vez diseñado e implementado el Mecanismo Financiero (ver Anexo G.1.), las inversiones se implementarán en el marco del mismo. El esquema de disgregación de los proyectos de acuerdo a las condiciones regionales y a la Predisposición de Pago será igual al presentado en las dos tablas anteriores, respetando la distribución de los fondos según los datos del Anexo G.1. La tabla que sigue muestra la información necesaria: Tabla G.4.7.: Inversiones totales para los proyectos del FSP

El total de inversiones del componente 7: Programa de Implementación de los Proyectos Piloto será de 7.187.040 US$ para los 5 años del FSP, y según la ejecución mostrada en la tabla. Nótese que sin el componente 10: Programa de Incentivos Fiscales y Arancelarios, el costo de esas mismas inversiones, al final del año 5 (a precios actuales), sería de 9.530.786 US$. La reducción gradual de precios de componentes representada en la tabla modela un ajuste de los precios de mercado ante la incorporación de las tecnologías alternativas como opción en el mercado de la ERD en el país. Las estimaciones del PDF son lograr una reducción parcial del IVA (-5%) en el año 2, y completarla (-10%) en el año 3; de igual forma, se estimó que la reducción total del arancel externo de importación se logrará en el año 3.

AÑO 1 AÑO 2 AÑO 3 AÑO 4 AÑO 5 TOTALES

Número de Familias 1.000 1.000 1.500 2.000 2.000 7.500

Inversión Inicial Usos Domésticos US$ 398.696 488.199 903.168 1.480.870 1.806.336 5.077.268 Inversión Inicial Usos Productivos US$ 593.802 593.802 890.704 1.187.605 1.187.605 4.453.518 Proporción Usos Domésticos 40% 45% 50% 55% 60%Proporción Usos Productivos 60% 55% 50% 45% 40%Subtotal Inversiones (precios actuales) US$ 992.498 1.082.001 1.793.871 2.668.475 2.993.940 9.530.786 Reducción de Precios (acumulado) 1% 2% 3% 5%Reducción del IVA (acumulado) 5% 10% 10% 10%Reducción del Arancel (acumulado) 17% 17% 17%Total Inversiones Iniciales US$ 992.498 1.017.081 1.273.649 1.867.932 2.035.879 7.187.040



ANEXO G.5 – CÁLCULO DE LAS EMISIONES Y COSTOS INCREMENTALES 1. El cálculo de las emisiones reducidas de CO2. Este cálculo se basa en los siguientes hechos y supuestos:

a. La línea base de cálculo, ya definida, es la generación diesel; es decir, se asume que la tendencia de la ANDE y de las comunidades, sin intervención GEF, sería cubrir sus necesidades de electricidad con generadores diesel.

b. Las proyecciones de cobertura se basan en las estimaciones para el mercado de ERD con FRE. La alternativa es basarse en las tendencias ANDE de los últimos 5 años, que pronostican una cobertura 100% en el 2017. La diferencia entre ambas es que las tendencias ANDE son lineales, lo que concentra más cobertura en los primeros años, respecto a las proyecciones ERD. Esta Unidad Ejecutora cree que la forma más realista es seguir las proyecciones del mercado de ERD, por cuanto son más conservadoras al comienzo, y se concentran en los años medios (5º al 12º). La distorsión de los resultados entre ambas opciones tampoco es importante.

c. El Plan Estratégico Económico y Social (PEES) de la STP, destaca: La meta mínima es lograr duplicar el ingreso real per cápita antes del año 2020 y reducir los niveles de pobreza como resultado de haber logrado un crecimiento sostenido y sostenible del producto interno bruto a un promedio anual del 6,1%44. Se asume en estos cálculos que el PIB per capita se duplica en el año 20 (del proyecto).

d. Las emisiones por familia en el año 1, para cada rango de Disposición de Pago, son resultado de las simulaciones del modelo, como se ve en la tabla G.4.2. Las emisiones por familia, en el año 20, corresponden a un ingreso duplicado en cada rango; esto se traduce en el doble de emisiones en ese año, para cada rango, debido a la relación directa Ingresos – Gastos en Energía. Se asume una distribución similar a la del año 1 de los rangos de Disposición de Pago; si la distribución mejora para el año 20, las emisiones promedio serían mayores.

Tabla G.5.1.: Estimación del potencial de reducción de emisiones del FSP

44 “Plan Estratégico, Económico y Social”, página 12. Secretaría Técnica de Planificación. Marzo de 2001, Asunción Paraguay

AÑOVIVIENDAS cubiertas por

año

Viviendas cubiertas Acumuladas

Crecimiento Vegetativo

(familias por año)

Mercado ERD

% acumulado del mercado

de ERD cubierto

Emisiones promedio

(kg CO2 por familia)

Total emisiones (tn

CO2)

1 1000 1000 1500 150000 0,7% 361,4 361 2 1000 2000 1515 151500 1,3% 380,4 761 3 1500 3500 1530 153015 2,3% 399,4 1.398 4 2000 5500 1545 154545 3,6% 418,5 2.302 5 2000 7500 1561 156091 4,8% 437,5 3.281 6 5000 12500 1577 157652 7,9% 456,5 5.706 7 7500 20000 1592 159228 12,6% 475,5 9.511 8 10000 30000 1608 160820 18,7% 494,5 14.836 9 15000 45000 1624 162429 27,7% 513,6 23.111

10 20000 65000 1641 164053 39,6% 532,6 34.618 11 25000 90000 1657 165693 54,3% 551,6 49.645 12 20000 110000 1674 167350 65,7% 570,6 62.769 13 17500 127500 1690 169024 75,4% 589,7 75.181 14 15000 142500 1707 170714 83,5% 608,7 86.736 15 10000 152500 1724 172421 88,4% 627,7 95.723 16 7500 160000 1741 174145 91,9% 646,7 103.475 17 5000 165000 1759 175887 93,8% 665,7 109.847 18 2500 167500 1776 177646 94,3% 684,8 114.697 19 2500 170000 1794 179422 94,7% 703,8 119.642 20 2500 172500 1812 181216 95,2% 722,8 124.683

TOTAL EMISIONES ACUMULADAS AL AÑO 20: 1.038.283



Para el año 20 desde el inicio del FSP, de continuar la tendencia de la línea base, las emisiones directas de CO2 como consecuencia de la ERD con diesel acumularían un total de 1.038.283 toneladas. Se ha considerado este valor como conservador dado que se asumió proyecciones del crecimiento más conservadoras que las basadas en las tendencias ANDE 1997-2001, y que la distribución de los ingresos no se modificaría (sí el monto de los ingresos). Así mismo, a esta cifra habría que sumar las emisiones de candelas y kerosén resultantes de las viviendas no cubiertas cada año. 2. El cálculo de los costos incrementales. El modelo planteado por el PDF, principalmente para el componente de Proyectos, balancea el concepto de costos incrementales. Para asegurar la sostenibilidad financiera del modelo, el PDF plantea partir de la Predisposición de Pago demostrada (los gastos actuales) como restricción para las soluciones a implementar en cada caso. Por ende, se hace algo más difícil elaborar el concepto de costos incrementales. Si la solución se adaptará a los gastos actuales en sustitutos, no hay un costo incremental. En el modelo planteado, supongamos que una familia tipo gasta 9 US$ mensuales en concepto de candelas, kerosén y baterías. El VPN a 25 años con tasa real de descuento de 6% de estos gastos es 1.381 US$; según este diseño, la solución para esta familia será la más costo-eficiente y renovable en su caso, que tenga el mismo VPN. De igual forma, se asume que la misma familia, si pagara por electricidad en base a diesel, pagaría la cantidad equivalente. Las alternativas no diferirían en su VPN (no habría diferencial de costos entre ellas), sino más bien en sus capacidades (en Kw. instalados). Sin embargo, mientras no entre en vigencia el Mecanismo Financiero (esto es, durante el año 1), sí se puede aplicar el concepto de costos incrementales. En este PDF, se calcularon tomando en cuenta la diferencia entre el costo de la generación diesel, y el costo de cada alternativa tecnológica, para todos los rangos de consumo potencial identificados. La tabla que sigue resume los cálculos y resultados:

Y para los usos productivos:

PV PV - EOL

MICROHYD


51% 26% 23%Hasta 25 kWh-mes 343 40% 826 678 603 98.532 34.840 23.942 157.314 25 a 50 kWh-mes 686 40% 1621 1178 622 190.740 51.168 -5.883 236.025 50 a 75 kWh-mes 940 20% 2416 1736 677 150.552 41.392 -12.104 179.840

Costos Incrementales por tecnología (US$): 439.824 127.400 5.955 573.179 PV%: Proporción de las soluciones fotovoltaicas según condiciones regionales / PV-EOL%:idem híbridos / MICROHYD% idem Microhidro


100 flias)

VPN (25, 6%) opción

Diesel (US$/flia)

Dsitribución de las familias por

rango

VPN (25, 6%) (US$/flia) Costos Incrementales (US$)Costos

Incrementales por rango de Pagos (US$)

PV PV - EOL

MICROHYD


51% 26% 23%Hasta 15 kWh-mes 292 25% 590 465 567 37.995 11.245 15.811 65.051 15 a 30 kWh-mes 467 25% 826 678 640 45.773 13.715 9.919 69.407 30 a 45 kWh-mes 639 40% 1123 817 712 98.736 18.512 6.721 123.969 >50 kWh-mes 651 10% 1299 917 857 33.048 6.916 4.741 44.705

Costos Incrementales por tecnología (US$): 215.552 50.388 37.192 303.132 PV%: Proporción de las soluciones fotovoltaicas según condiciones regionales / PV-EOL%:idem híbridos / MICROHYD% idem Microhidro


100 flias)

VPN (25, 6%) opción

Diesel (US$/flia)

Proporción de proyectos en cada rango

VPN (25, 6%) (US$/flia)Costos Incrementales (US$) Costos

Incrementales por rango de Pagos (US$)



Es decir que en el esquema planteado para los proyectos demostrativos del año 1, con 100% de implementación del potencial de usos productivos y 50% del de usos domésticos, el total de los costos incrementales será de 583.990 US$ (sobre un VPN de 1.388.244 US$) para pasar de la línea base a la alternativa en los proyectos del año 1. Esto equivale a una proporción del 42%. Como ya se definió, los proyectos del año 2 en adelante se implementarán en el marco del Mecanismo Financiero diseñado, y partiendo de la base de la Predisposición de Pago de las viviendas rurales, tomada como equivalente a los gastos mensuales actuales en concepto de sustitutos. En este esquema, no aplica el concepto de costos incrementales y la diferencia entre las alternativas se dará en las capacidades instaladas. El objetivo es mantener constante el VPN de los gastos mensuales actuales adaptando en cada caso la mejor tecnología renovable posible, para garantizar la sostenibilidad financiera.



ANEXO G.6 – ACTIVIDADES PARTICIPATIVAS DURANTE EL PDF – B 1. Antecedentes. Durante la ejecución del PDF se buscó permanentemente la participación de todos los actores de importancia, tanto presente como futura (en la etapa de ejecución del FSP), en el análisis y el diseño de las actividades. La Unidad Técnica de Ejecución del PDF, siguiendo la visión del GEF, consideró fundamental la participación para la sostenibilidad en el largo plazo de la iniciativa. Este anexo describe brevemente las actividades más importantes de participación de los actores involucrados durante la ejecución del PDF. 2. El Comité de Coordinación del Proyecto (Etapa PDF). Una de las primeras medidas de la UTE del PDF fue la conformación de un comité que cumpliera las funciones de evaluación y monitoreo de las actividades realizadas durante el PDF. Los objetivos de la creación del Comité de Coordinación fueron: v Conformar una comisión que funcionara como efectivo supervisor de las actividades de

diseño del PDF. v INVOLUCRAR , desde la etapa de diseño, a los actores considerados fundamentales dadas

las características y el target del Proyecto. v Crear una masa crítica de actores que colaboraran técnicamente con las actividades de

diseño a partir de su respectivo campo de acción en el contexto del Paraguay. v VALIDAR las decisiones de diseño tomadas en la ejecución del PDF con los actores más

importantes. El Comité de Coordinación del Proyecto está conformado según la siguiente tabla:

Ing. Teresio Medina

Ing. Carlos Jara Administración Nacional de Electricidad (ANDE)

Ing. Rocío Vely

Arq. María Emilia de Castel Instituto Nacional de Tecnología y Normalización (INTN)

Sr. Elvio Enciso

Dr. Parisio Pineda

Ing. Víctor Demestri Instituto de Bienestar Rural (IBR)

Ing. Hermenegildo Alonso

Ing. Celso Ayala

Lic. Rosalba Ibarra Secretaría Técnica de Planificación (STP)

Lic. Martha León

Centro de Desarrollo Solar (CEDESOL) Ing. Jean Claude Pulfer

Ing. Nancy Cardozo Fundación Moisés Bertoni

Sr. Danilo Salas

Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD) Ing. Carlos Benítez Verdún Se han realizado dos Asambleas de Presentación con la presencia de todos los integrantes del Comité: la primera, para presentar y poner a consideración los lineamientos de diseño del PDF,



realizada en diciembre del 2001. La segunda Asamblea se realizó en marzo del 2002, y en la misma se presentó el diseño básico del Proyecto para su discusión y aprobación por los integrantes del Comité. Luego de la aprobación de dicho diseño básico, el PDF realizó las actividades de diseño detalladas en base a lo aprobado. La Asamblea final se realizará para presentar el Documento de Proyecto Final. También se realizaron reuniones parciales con cada uno de los actores participantes del Comité, principalmente para trabajos conjuntos en sus respectivas áreas de acción. 3. Trabajos conjuntos con los actores. Como parte fundamental del diseño se realizaron trabajos conjuntos con los actores más importantes y de mayor influencia en la sostenibilidad del FSP. Destacan los siguientes trabajos: v ANDE: identificación de áreas de baja cobertura, con bajo potencial para extender el SIN;

análisis de los costos de extensión del SIN. v IBR: identificación de colonias formadas o en formación sin cobertura de electricidad y con

potencial para ser incluidos en el FSP – Componente 7. Identificación de los usos productivos con potencial de ser energizados con FRE. Incorporación del know how social referido a las poblaciones de las zonas rurales sin acceso a la electricidad.

v INTN: análisis del contexto actual de Normalización referente a las tecnologías basadas en FRE. Incorporación del know how referente a la evaluación de los recursos renovables en Paraguay.

v CEDESOL: incorporación del know how de la fundación referente a la gestión comunitaria con diversas comunidades beneficiadas por sus iniciativas de uso de la energía solar.

Es destacable el trabajo realizado con el IBR, no solamente por su aporte técnico fundamental, sino porque se convirtió en el nexo directo entre el Proyecto y los actores más importantes: las viviendas rurales a ser beneficiadas. Gracias a la participación del IBR, se logró incorporar las necesidades de las comunidades beneficiarias del FSP. Es más, dicha cooperación será un pilar fundamental durante la ejecución del FSP. 4. El Taller FODA Institucional. El 18 de diciembre del 2001 se realizó en las oficinas del PNUD local un seminario taller dirigido a los actores institucionales más importantes relacionados con las energías renovables. El objetivo fue analizar, desde el punto de vista institucional, el contexto actual de las tecnologías renovables en Paraguay, y las medidas necesarias para viabilizar un modelo de ERD basado en dichas tecnologías. Participaron representantes de 23 instituciones relacionadas, del ámbito académico, financiero, la sociedad civil, la empresa privada, organizaciones gubernamentales del ambiente, fiscales, normativas, de planeamiento, entre otras. Las conclusiones del taller fueron fundamentales para focalizar el diseño del FSP en la dirección correcta, validada por el análisis de los participantes en dicho taller. Dichas conclusiones han sido incorporadas en el diseño de las actividades, principalmente en el eje de acción Institucional y de Formación. Un documento resumen del taller y sus conclusiones se encuentra disponible en el website del Proyecto45. Además, en dicho taller se logró sembrar la semilla de lo que se convirtió después en el Grupo de Trabajo Académico del PDF (componente de Formación y Capacitación).

45 Dirigirse a www.undp.org.py/energiarenovable .



5. El Grupo de Trabajo Académico. Luego del seminario taller de diciembre, el PDF comenzó a trabajar con las unidades académicas, universitarias y de formación técnica, en el marco del componente de Formación y Capacitación. Se formó una Comisión de trabajo con representantes de las instituciones de formación más importantes. El objetivo del grupo de trabajo fue sentar las bases para la implementación de las actividades propuestas en los componentes del FSP relacionados con la Capacitación. Se han realizado tres reuniones, de la cuales surgieron los Programas de Formación propuestos como parte de los trabajos del PDF, que constituyen la base de las actividades a ser realizadas en el FSP. Así mismo, se delinearon aspectos fundamentales del trabajo cooperativo que realizarán las unidades académicas en el FSP. 6. El sitio Web del Proyecto. Desde el inicio esta UTE identificó a la red de Internet como una herramienta fundamental de difusión y participación de las actividades del PDF, y en el futuro, del FSP. Se diseñó un sitio web específico del Proyecto, en su fase de PDF, con información fundamental de los ejes de acción del proyecto, y los lineamientos básicos de diseño. El sitio se insertó dentro del servidor del PNUD local, gracias a la valiosa colaboración de los profesionales de Informática de dicha organización. Los resultados han sido auspiciosos, dado que la UTE ha recibido numerosos aportes a partir de la presencia del Proyecto en la red. Al final de las actividades del PDF, se realizará una actualización importante de la información con miras a dejar las puertas abiertas hasta el inicio de las actividades del FSP. 7. Publicaciones y Seminarios. El PDF ha realizado también diversas actividades de difusión y participación en medios de prensa especializados y relacionados con las FRE. Destacan las publicaciones en la Revista GLAERS-CLER del Uruguay, la Revista técnica especializada Mundo de la Electricidad, del Paraguay, y la Revista Electricidad Americana, de Chile. Todas las publicaciones son informativas de los avances del diseño del PDF y de las actividades planeadas para el FSP. Así mismo, la UTE ha participado del Seminario “Energías Renovables en Electrificación Rural en América”, organizado por la Comisión Nacional de Energía de Chile, y la Universidad Técnica Federico Santa María. El representante de la UTE presentó el Proyecto de Paraguay, y una de las herramientas técnico-informáticas de avanzada utilizadas en el diseño de los proyectos demostrativos. El éxito de la presentación se plasmó en la publicación del informe del proyecto, junto con otras dos presentaciones, en la publicación de la Revista Electricidad Americana, en su cobertura del seminario. Al cierre de las actividades del PDF, se realizará un Seminario Nacional para la presentación y puesta a consideración del Documento de Proyecto a los actores más importantes del contexto local, incluidos tomadores de decisión que tendrán un rol fundamental durante la ejecución del FSP.



ANEXO G.7 – ANÁLISIS DEL MODELO DE AGUATEROS EN PARAGUAY

Aguateros: SMALL SCALE WATER ENTREPRENEURS Copyright © 1999-2001, The World Bank Group. All Rights Reserved.

Example of: • Private sector involvement in service provision • Sustainable model for the provision of water • Partnership between a large-scale state monopoly and small private entrepreneurs

Asunción, Paraguay

Summary Over the last 20 years in the city of Asuncion in Paraguay, a system of approximately 400 independent small-scale providers of water (aguateros) was developed that meet the domestic demand for water of close to 400,000 mostly low-income people. The system developed when water carriers and truckers figured ways to lay cheap but reliable piping, and took advantage of new well drilling technologies. Customers of these independent private providers normally live in areas which are less accessible and where the public water companies (CORPOSANA-SENASA) find it difficult to deliver drinking water at reasonable cost. The typical “aguatero” is a capitalist who organizes a water supply system for the purpose of making money, investing its own money or borrowing funds from commercial banks to drill the well and set up the distribution network. Aguateros are subject to all conditions that apply to any commercial undertaking, including payment of local and state taxes, and so on. Investments made for drilling wells, establishing the distribution network, as well as other equipment are recouped through connections charges levied on end-users. Taking into account that their typical customer is a low-income family, aguateros allow their customers to pay on an installment basis charging market rates of interest. Cost of operating the water systems are met through reasonable monthly tariff charges, collected by each individual entrepreneur. Connection charges are set at levels comparable to those establish by public sector suppliers, despite the subsidies the latter usually receive. Total monthly payments for a family connected to an independent small water provider will be around 8% of minimum wages during the early period when families have to make installments for connection and will drop to only 3% when payments are limited to the operation tariff. Water quality is good and, in most places, available 24 hours a day. Aguateros are subject to water quality certifications every six months. Aguateros have joined forces and created an association to protect their interest, strengthen their public image, and prevent government attempts to drive them out of business. In spite of efforts by the state owned company (CORPOSANA) and an important public initiative to expand the water system to low income neighborhoods, the aguatero system is expanding and seems to be highly appreciated by low-income families. Other cities in Paraguay (Ciudad del Este and Encarnación) have developed similar water provision systems. As a result of the aguatero system, Paraguay urban water coverage has been extended to families and communities that otherwise would have no proper services.



Objectives Private providers seek to make a profit by providing water service to low income families.

Components and Process

Small-scale independent water providers in Paraguay operate along the same lines although there are differences in scale. A typical operation will normally include the following steps:

• The supplier identifies an area with a number of potential end-users and, more important, an indication that the number of end users will increase. Aguatero’s will initiate a new operation only if the neighborhood is not covered by other private or public entity.

• The ideal situation for an aguatero will be one where original demand plus expected increases will lead to a customer base of at least 100 customers within 3 or 4 years.

• The aguatero will normally buy a piece of land in or near the neighborhood receiving the services and will sink a well which will usually be 100 to 150 meters deep. Average cost of such a well will be around $3,500. In addition, the aguatero has to cover the cost of pumping/extraction equipment, piping which increase the total amount of initial investment somewhere in the range of $6,000.

• If needed, aguateros will obtain financing from a commercial bank at annual rates of 30 to 40 percent. In addition, private operators assume responsibility for paying taxes, registering their business, obtaining permissions for drill wells, putting in place the distribution network, and obtaining a semi-annual water quality certification.

• In the first years after establishing the water system, aguateros will operate without metering systems, allowing customers to pay a flat fee. However, when the client base reaches a 150 or 200 customers he will have to decide whether to install meters, a measure that will certainly generate frictions but will reduce per capita water consumption and allow increasing the client base serviced with the same installed capacity.

• Generally speaking, the supply network will expand until it encounters another area with a public or private water supply system.

• With few exceptions, the system operates with real and/or potential competition controlling prices and quality. Available evidence indicates that monthly operating tariffs charge by the independent small scale suppliers are set at levels which are only 25 to 50 percent higher than those charged by CORPOSANA and SENASA. Differences reflect subsidies received by public entities plus quality of the service (water quality and reliability of service).

Lessons: The system of independent water providers of Asuncion shows considerable efficiency and has highlighted four important points:

• private initiative can contribute to urban upgrading and improved access to services,



• private participation in the provision of services can ease financial pressures associated with extending coverage to new areas,

• the large scale state or private monopolies do not necessarily represent the only or best water supply option,

• public limitations and/or inefficiencies can be overcome by allowing private sector participation in service delivery.

What worked and why?

• State water entities adopted a tolerant, and realistic attitude toward private water suppliers, allowing aguateros to operate, innovate, and expand. As a result, a de facto division of labor was established that benefited low income families.

• A market for private provision of water services was created and opened-up to small entrepreneurs.

• Financial markets were open to small entrepreneurs and were willing to assume risk in new areas and markets.

• Aguateros took advantage of the improved business climate that opened up following President Strossner’s fall. Creation and operation of small firms was simplified.

• New technologies allow low cost drilling and piping.

What didn't work and why?

• The system has produced good results but has remained largely unregulated, specially with respect to connection charges and tariffs. In some cases aguateros have established and operate under conditions of monopoly and abuse their customers.

• CORPOSANA and SENASA have tolerated the system but have failed to see its advantages and use it as part of national policies to expand coverage and improve quality. Laws are under considerat ion that could drive aguateros out of business, introduce a biased in favor of a highly regulated private monopoly, and over time would eliminate the incentive to make new investments.

TIPS:

To Learn More: Contact Tova Solo at LCSFU, World Bank. Telephone 202-473-4760 or at [email protected]

The Wall Street Journal, November 27, 1998, pg. A11 and February 4, 2000, pg. A19



ANEXO G.8 – ANÁLISIS DE USOS PRODUCTIVOS POSIBLES CON FRE

1. Antecedentes. La sostenibilidad financiera de un esquema de electrificación rural como el propuesto es un elemento crítico para garantizar la sostenibilidad de un Proyecto Tamaño Grande. Por este motivo, el diseño del Proyecto plantea hacer énfasis, sobre todo en el primer año, en electrificar aquellas colonias cuyas actividades productivas tengan un impacto positivo en la generación de ingresos de las familias beneficiadas, para gradualmente pasar a otros usos de la electricidad como iluminación y comunicaciones, una vez que se haya generado un aumento en la Capacidad de Pago real de las familias rurales. 2. Características deseables de los usos productivos con base en FRE. Las tecnologías de energía renovable que se promueven este Proyecto, presentan características técnico–económicas que las hacen particularmente aptas para un nicho de mercado bien definido, considerando la variable fundamental para los usos productivos, como es la demanda de potencia. El gráfico siguiente es una representación simple, pero válida, de los rangos de inversión inicial para las opciones con mayor potencial en el Paraguay, basándose en la estructura costos reales en el mercado local.

El gráfico compara las opciones basadas en FRE con la extensión del SIN. Las dos líneas en azul (claro-SIN min- y oscuro-SIN max-), representan los límites mínimo y máximo de la inversión inicial para una extensión de 10 kilómetros. Una característica típica de las extensiones del SIN en áreas rurales es que la línea de inversión inicial es prácticamente horizontal; es decir, depende casi únicamente de la distancia de extensión. Si la extensión fuera de mayor distancia, las líneas del SIN se trasladarían verticalmente hacia arriba.

Costo Inicial por Alternativa

0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

350000

400000

1 3 5 7 9

11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49

Demanda de Potencia en kW

Inve

rsió

n in

icia

l en

US

$

SOLAR máx

SOLAR mín

EOLICA máx

EOLICA MínSIN máx

SIN mín

Zona de Competitividad de las FRE



En las opciones renovables (excluyendo las microhidro), ocurre lo contrario: las inversiones iniciales son casi únicamente dependientes de la capacidad instalada, es decir, de la demanda de potencia. Las líneas naranja y verde (claras y oscuras) representan los límites de las inversiones iniciales para las opciones Solar y Eólica, respectivamente. El gráfico muestra claramente dónde esta el potencial y la oportunidad para las opciones basadas en FRE, en competencia con las extensiones del SIN. La zona indicada por la elipse de color rojo representa este nicho de mercado. La característica fundamental del patrón de demanda es, por consiguiente, la baja potencia. Mientras los usos de las tecnologías basadas en FRE se mantengan en esta zona, compiten con ventaja contra las extensiones del SIN. Esta conclusión se traslada a los usos productivos46 basados en las FRE, los cuales deben considerar los siguientes criterios: v Demandar potencias relativamente bajas, en comparación con otros usos productivos. v Tener un impacto positivo en los ingresos de las viviendas rurales. v Maximizar la relación costo-beneficio.

Durante la ejecución del PDF , se evaluaron los principales usos productivos coherentes con los criterios anteriores: Ø irrigación en los cultivos (bombeo de agua), principalmente para el Chaco y el noroeste de

la región Oriental Ø granjas avícolas (iluminación y calor), principalmente para la región Oriental Ø electrificación de cercas, principalmente para el Chaco.

También el documento Modelo de Asentamiento Integral Sostenible para el Desarrollo Rural, ejecutado por el IBR, presenta, en un panorama más general, los beneficios esperados por colonia si se aumenta la productividad a nivel de una colonia tipo. 3. Impacto en el nivel de ingreso relevantes 3.1. La irrigación de los cultivos. Las tecnologías actuales permiten una mayor eficiencia , utilizando bombas solares con motores variables que utilizan la electricidad generada en los paneles directamente, sin necesidad de baterías. Esta es la solución óptima para el almacenamiento y posterior distribución del agua, porque el comportamiento del recurso solar es mucho más estable y constante que el del recurso eólico. Los precios de dichos kits de bombas solares se han vuelto muy accesibles y están disponibles en el mercado local47. El impacto en la productividad, y por ende en los ingresos, es muy alto. En la plantación de la soja o del maíz, utilizando el sistema de regadío ya sea por aspersión o por goteo, se ve un aumento en la producción (dependiendo de la semilla) de 50 a 75 %48 que deriva en un aumento del ingreso del 50 al 70 %. Esta diferencia se debe únicamente al diferencial de riego de la plantación y no a la

46 Trabajos conjuntos con el Departamento de Planificación del Instituto de Bienestar Rural, y con la Facultad de Ciencias Agronómicas de la Universidad Nacional de Asunción, durante el PDF-B. 47 TecnoUnión S.R.L., una de las empresas privadas pioneras en la provisión de soluciones solares en el país, cuenta con un laboratorio demostrativo de estas opciones, y las comercializa en el país. 48 Datos de la Facultad de Ciencias Agronómicas, Universidad Nacional de Asunción. Entrevista con los técnicos de experimentación de campo de la institución.



cantidad de semillas a sembrar ni a las horas hombre que pudiese llevar dicha plantación. Una plantación de soja, por ejemplo, sujeta a las condiciones meteorológicas normales para su humidificación, produce unos 6.400 kilos por hectárea. Ese mismo cultivo, sujeto a regadío, rinde un 73% más, produciendo unas 11 toneladas por hectárea. Esa diferencia se traduce directamente en un aumento de los ingresos de la familia rural equivalente: 73%. A manera de valoración, si tomamos el precio de Chicago de 180 US$/tn para la soja, el impacto por hectárea en la comercialización final equivale a unos 830 US$/ha, parte de los cuales corresponden a la familia rural beneficiada. 3.2. La granja avícola de producción de huevos. Otra opción de alto potencial para la generación de ingresos para las viviendas rurales beneficiadas por el FSP es la cría de gallinas ponedoras. En esta alternativa se combinan la distribución de agua, ya considerada en el parágrafo anterior, y el consumo de electricidad, en bajos niveles, para la iluminación de la granja y el calentamiento de las aves en periodos de bajas temperaturas. La granja ponedora de gallinas típica está compuesta por dos galpones de 100 x 10 metros cada uno, para albergar una cantidad de 5.000 gallinas ponedoras y una cantidad similar de pollitos iniciadores. Para el galpón de las iniciadoras se utilizan campanas de gas para su calentamiento y 6 lámparas de 60 W aproximadamente. El calentamiento en caso de invierno intenso, se realiza con 30 lámparas fluorescentes; para los sistemas de aireación se utilizan los extractores eólicos y la propia infraestructura de los galpones49. La vida de una gallina ponedora es de 12 meses aproximadamente y dentro de este periodo tiene una vida de producción de 6 a 7 meses con una producción de huevos de 1 por día con lo que se tiene una producción final en un año de 1.050.000 huevos con un valor de mercado total de unos 80.000 US$. Al morir la gallina ponedora esta se utiliza para el consumo local y no para la venta como carne ya que su precio sería mucho menor al de las gallinas de producción cárnica. La solución es integral, porque produce no sólo un aumento de los ingresos de la comunidad, sino que hace uso óptimo del concepto de cooperativismo. Además, aprovecha los recursos incluso hasta el nivel de la alimentación propia. 4. Conclusiones. Es claro que existen opciones muy atractivas que se encuadran dentro de las condiciones fundamentales que se enumeraron al comienzo de este anexo. Los ejemplos comentados son solamente referencias del potencial para usos productivos que tienen las tecnologías basadas en FRE. Lo importante es tener bien claro el criterio de priorización de dichos usos productivos con el fin de apuntalar fuertemente la sostenibilidad en el largo plazo de los efectos del FSP, y su potencial de replicación en todo el país y a nivel regional. Los ejemplos muestran claramente que este concepto es perfectamente realizable.

49 Todos los datos presentados provienen del Laboratorio de Campo de la Facultad de Ciencias Agronómicas, Universidad Nacional de Asunción. Entrevista con los técnicos del laboratorio.

energÍa renovable para la electrificaciÓn rural

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