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Perfil
“Ampliación del Sistema Eléctrico Rural de las localidades entre Haswald y Bella Esperanza-Chatarra, Palcazú y Ciudad Constitución -Oxapampa”
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CONSULTOR /CONSORCIO NUEVA ESPERANZA GOBIERNO REGIONAL PASCO/GSRO
PERFIL:
“AMPLIACION DEL SISTEMA ELECTRICO RURAL DE LAS
LOCALIDADES ENTRE HASWALD Y BELLA ESPERANZA-
CHATARRA - DISTRITO DE PALCAZU Y CIUDAD CONSTITUCION
- OXAPAMPA- PASCO”
INDICE
I. RESUMEN EJECUTIVO:
1.1 Nombre del Proyecto
1.2 Objetivos del Proyecto
1.3 Balance Oferta – Demanda
1.4 Descripción de las Alternativas Propuestas
1.5 Costos según Alternativa
1.6 Beneficios según Alternativas
1.7 Resultados de la evaluación social
1.8 Sensibilidad del proyecto
1.9 Sostenibilidad del proyecto
1.10 Impacto Ambiental
1.11 Selección de la mejor Alternativa
II. ASPECTOS GENERALES
2.1 Nombre del Proyecto
2.2 Unidad Formuladora y Ejecutora
2.3 Participación de Beneficiarios y de las Entidades Involucradas
2.4 Marco de Referencia
III. IDENTIFICACIÓN
3.1 Diagnóstico de la Situación Actual
3.2 Definición del Problema y sus causas
3.3 Análisis de causas
3.4 Análisis de efectos
3.5 Árbol de causas y efectos
3.6 Objetivos del Proyecto
3.7 Análisis de medios del proyecto
3.8 Análisis de fines del proyecto
3.9 Árbol de medios y fines
3.10 Alternativas de solución
IV. FORMULACIÓN
4.1 Horizonte de Evaluación
4.2 Análisis de la Demanda de Energía Eléctrica
4.3 Análisis de la Oferta de Energía Eléctrica
4.4 Balance Oferta-Demanda (Déficit)
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4.5 Cronograma de Acciones
4.6 Costos con proyecto a precios de Mercado
V. EVALUACIÓN
5.1 Flujo de Ingresos (Beneficios)
5.2 Evaluación Económica a Precios de Mercado
5.3 Costos a Precios Sociales
5.4 Flujo de costos a Precios de mercado
5.5 Evaluación social
5.6 Análisis de Sensibilidad
5.7 Selección de la mejor alternativa
5.8 Análisis de Sostenibilidad
5.9 Impacto Ambiental
5.10 Matriz de Marco Lógico de la Alternativa Seleccionada
5.11 Criterios y Premisas para el desarrollo de la siguiente fase del proyecto.
VI. CONCLUSIONES
VII. ANEXOS
VIII. MERCADO ELECTRICO
IX. FORMATOS SNIP
X. PLANOS
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I.- RESUMEN EJECUTIVO
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1.1 NOMBRE DEL PROYECTO
“AMPLIACION DEL SISTEMA ELECTRICO RURAL DE LAS LOCALIDADES ENTRE
HASWALD Y BELLA ESPERANZA-CHATARRA-PALCAZU Y CIUDAD CONSTITUCION -OXAPAMPA- PASCO”
1.2 OBJETIVO DEL PROYECTO:
“Acceso de la Población al Servicio de la Electricidad”.
Con el servicio de electricidad se incrementan las oportunidades de desarrollo de las
localidades involucradas en el presente proyecto de electrificación
Este proyecto beneficiara a 63 localidades con un número de 1651 Abonados
Domesticos, 165 Abonados Comerciales, 17 Abonados con Pequeña Industria y 134
Abonados de Uso General y una población total de 8430 habitantes.
1.3 BALANCE OFERTA – DEMANDA DEL PROYECTO
A partir de los análisis de demanda y oferta realizados en los pasos previos, se
procede a comparar la demanda actual y proyectada con la oferta actual, a fin de
obtener la brecha entre ambos tanto en la situación con proyecto y la situación sin
proyecto.
La oferta del producto debe ser igual o mayor a la demanda del mismo. En el caso de
este Pequeño Sistema Eléctrico, la demanda es la potencia eléctrica que requieren las
cargas del mismo y la oferta es la capacidad de las instalaciones. El balance oferta –
demanda sirve para verificar la condición de satisfacción de la demanda. En el caso
que el déficit de potencia resultante tenga un valor negativo significa que no se cubre
la demanda y por lo que se propone un aumento de la potencia.
En nuestro caso tenemos un una oferta que supera ampliamente la demanda y en el
año 0, con el abastecimiento de de energía del la S.E.T. Puerto Bermúdez y la C.H.
Delfín tenemos una reserva de 5691.60 KW, estando garantizada la satisfacción de la
demanda a lo largo del horizonte del proyecto.
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Cuadro Nº 1.1
Balance Oferta – Demanda
CANTIDAD
DEMANDADA CANTIDAD
DEMANDADA
CANTIDAD
DEMANDADA TOTAL
CANTIDAD OFRECIDA
SUPERAVIT O DÉFICIT
AÑO
O
(DEFICIT)
(kW) (kW) (kW) (kW) (kW)
S.E.T.PUERTO BERMUDEZ Y C.H. DELFIN
(EXISTENTE)
A.S.E.R.ENTRE LAS
LOCALIDADES
ALTO HUIPUZ Y BELLA
ESPERANZA
(PROYECTO)
S.E.T.PUERTO BERMUDEZ Y C.H. DELFIN
S.E.T.PUERTO BERMUDEZ Y C.H. DELFIN
(EXISTENTE)
A B C=A+B D E = D-C
2012 1140.00 368.40 1508.40 7200.00 5691.60
2013 1178.19 375.77 1553.96 7200.00 5646.04
2014 1217.66 383.53 1601.19 7200.00 5598.81
2015 1258.45 391.33 1649.78 7200.00 5550.22
2016 1300.61 399.54 1700.15 7200.00 5499.85
2017 1344.18 407.80 1751.98 7200.00 5448.02 2018 1389.21 416.48 1805.69 7200.00 5394.31
2019 1435.75 425.23 1860.98 7200.00 5339.02
2020 1483.85 434.41 1918.26 7200.00 5281.74
2021 1533.55 443.67 1977.23 7200.00 5222.77
2022 1584.93 453.67 2038.59 7200.00 5161.41
2023 1638.02 463.66 2101.69 7200.00 5098.31 2024 1692.90 473.75 2166.65 7200.00 5033.35
2025 1749.61 484.33 2233.94 7200.00 4966.06
2026 1808.22 495.00 2303.23 7200.00 4896.77
2027 1868.80 506.49 2375.28 7200.00 4824.72
2028 1931.40 518.00 2449.40 7200.00 4750.60
2029 1996.10 529.64 2525.74 7200.00 4674.26
2030 2062.97 542.12 2605.09 7200.00 4594.91
2031 2132.08 554.66 2686.74 7200.00 4513.26
2032 2203.51 567.33 2770.84 7200.00 4429.16
(*) Se considera como oferta la capacidad disponible en la S.E.T.PUERTO BERMUDEZ Y LA C.H. DELFIN.
1.4 DESCRIPCIÓN DE LAS ALTERNATIVAS PROPUESTAS
Al limitado acceso de la población al servicio de Electricidad se plantean dos
alternativas técnicas; la primera es la construcción de Líneas y Redes a partir del
Sistema Interconectado Nacional existente y la segunda es la instalación de Paneles
Fotovoltaicos en cada vivienda.
Alternativa 01:
La Ampliación del Sistema de Electrificación Rural de las localidades entre
Haswald y Bella esperanza, es una alternativa convencional desarrollada a partir
de la energía proveniente de la S.E.T. Puerto Bermúdez 7 MVA 60/33/19 kV
alimentador AN01, esta subestación está interconectada al SEIN mediante la línea
de Subtransmisión que transporta energía desde la S.E.T. de Villa Rica ,la misma
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que viene de la Central Hidroeléctrica de Yaupi con una Potencia de Generación
de 108 MVA y en la actualidad está en operación ,existiendo reserva disponible
para atender las etapas posteriores.
o La construcción de 201 km. de líneas primarias en 33/19 kV.
o Redes Primarias en 19 kV para 63 localidades.
o Redes Secundarias 440/220V para 50 localidades y 380/220 para 13
localidades instalando 1967 medidores y acometidas domiciliarias.
Alcances de las Líneas Primarias
Comprende el diseño y puesta en servicio de 201 km de líneas primarias para
atender a las localidades del Pequeño Sistema Eléctrico.
Alternativa 02:
Consiste en la instalación de 4400 módulos con 2 paneles solares por Modulo.
1.5 COSTOS SEGÚN ALTERNATIVA
COSTOS PRIVADOS
Costos “Con Proyecto”
Alternativa 1: Los costos a precios de mercado considerado para la ejecución del
proyecto se muestran a continuación:
Cuadro N° 1.3
ALTERNATIVA 1: INSTALACIÓN DEL AMPLIACION DEL SISTEMA ELECTRICO RURAL DE LAS LOCALIDADES ENTRE HASWALD Y BELLA ESPERANZA-PALCAZU Y CIUDAD CONSTITRUCION-OXAPAMPA-PASCO
DESCRIPCION LINEAS REDES REDES CONEXIONES
TOTAL PRIMARIAS PRIMARIAS SECUNDARIAS DOMICILIARIAS
SUMINISTRO LOCAL 2,033,329.60 756,779.24 1,468,631.05 708,675.22 4,967,415.10
SUMINISTRO IMPORTADO 323,448.44 126,884.20 306,576.80 281,693.44 1,038,602.89
MONTAJE ELECTROMECANICO 1,681,102.07 332,867.90 946,884.54 336,922.36 3,297,776.87
TRANSPORTE 282,813.36 106,039.61 213,024.94 118,844.24 720,722.16
COSTO DIRECTO 4,320,693.48 1,322,570.95 2,935,117.33 1,446,135.26 10,024,517.02
GASTOS GENERALES (10% CD) 432,069.35 132,257.10 293,511.73 144,613.53 1,002,451.70
UTILIDADES (10% CD) 432,069.35 132,257.10 293,511.73 144,613.53 1,002,451.70
SUB TOTAL 5,184,832.17 1,587,085.14 3,522,140.80 1,735,362.31 12,029,420.43
I.G.V. 933,269.79 285,675.33 633,985.34 312,365.22 2,165,295.68
TOTAL 6,118,101.96 1,872,760.47 4,156,126.14 2,047,727.53 14,194,716.10
(*) Incluye Conexiones Domiciliarias
Tipo de Cambio (Soles/ US$): 2.7
I.G.V. 18%
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Cuadro N° 1.3A
Monto de Inversión Total para la Instalación del PSE
Alternativa Nº 01
Descripción Montos
Intangibles 1,455,456.2
Costo Directo de Obra 12,029,420.4
Otros Costos (*) 269,697.5
Inversión Total (S/.) (Sin I.G.V.) 13,754,574.1
Inversión Total (S/.) (Con I.G.V.) 16,230,397.5
Inversión Total (US$) (Sin I.G.V.) 5,094,286.7
Inversión Total (US$) (Incluido I.G.V.) 6,011,258.3
(*) El rubro “Otros costos” incluye Gastos Pre-operativos
El costo de compra de energía para alimentar al Pequeño Sistema Eléctrico, ha sido
regulado por OSINERGMIN-GART y es el siguiente:
CENTRAL HIDROELECTRICA YAUPI-108 MVA-LT 138KV.
PRECIOS EN BARRA DE GENERACION
FUENTE
PRINCIPAL
TENSION
KV.
PPM
S/KW-Mes
PEMP
Ctm S/KWh
PEMF
Ctm S/KWh
C.H. YAUPI 138 17.52 11.37 10.45
Fuente: Resolución N° 57-2012-OS/CD OSINERGMIN del 04/04/2012
Donde:
PPM =Precio de la Potencia de Punta a nivel de Generación
PEMP=Precio de la Energía a nivel de Generación en Horas Punta
PEMF= Precio de la Energía a nivel de Generación en Horas Fuera Punta
ECHP=Estructura de compra Horas Punta.
ECFHP=Estructura de compra Fuera Horas Punta.
PPB= Precio en Barra de la Potencia de Punta.
FCSEIN=Factor de carga Sistema Eléctrico Interconectado Nacional 79.75%
CPCU=Cargo de Peaje de conexión Unitario (10.74 S/KW-Mes)
PPB=PPM+CPCU
PEBE= Precio Promedio de Venta de Energía en Barra de Generación
PEBE=PPB/FCCSEIN+PEMP*ECHP+PEMF*ECHFP
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El Precio de la Potencia en Horas de Punta (PPB) es igual a 28.26 S/./kW-mes por lo
tanto el Precio, el Precio de la Energía de la Barra Equivalente en MT (PEBE) es
15.55 ctm S/./kWh ;Este precio hay que multiplicarlo por la demanda de energía
obtenida para el Pequeño Sistema Eléctrico.
Costos “Sin Proyecto”
Los costos en la situación sin proyecto están dados por la oferta optimizada y dado
que actualmente no se realiza ningún tipo de intervención son iguales a cero.
Alternativa 2
Los costos a precios de mercado considerado para la ejecución del Pequeño Sistema
Eléctrico son:
Cuadro N° 1.4
Presupuesto Referencial de Módulos Fotovoltaicos
MONTO DE INVERSION
ALTERNATIVA 2: MODULO FOTOVOLTAICO
Número de Módulos a utilizar: 4,400
DESCRIPCION
Costo
Unitario (US$)
Total US$ Total S/.
Intangibles 23.1 101,645 274,441
Suministro de Materiales
2 Panel Solar con Soporte 471.3 2,073,808 5,599,282
Controlador de Carga 46.3 203,500 549,450
Batería 68.5 301,576 814,255
Luminaria c/ lámpara 54.2 238,524 644,015
Interruptor de un polo 1.7 7,392 19,958
Caja de Conexiones 24.7 108,636 293,317
Montaje Electromecánico
Instalación de un Módulo Fotovoltaico 86.5 380,477 1,027,287
Transporte 9.6 42,275 114,143
Gastos preoperativos (2%) Inv. 83,924 226,594
Imprevistos (1%) Act.Fij. 40,945 110,553
Gastos Generales y Utilidades (22%) 738,361 1,993,576
Inversión Total (Sin IGV) 4,321,063 11,666,871
Inversión Total (Con IGV) 5,098,855 13,766,908
*Tipo de Cambio (Soles/US$): 2.7
Gastos Generales y Utilidades 22%
Estos costos fueron obtenidos en base a promedio por módulo fotovoltaico según lo
estimado por la DEP/MEM.
Como costos también se tienen las reposiciones a lo largo del horizonte del proyecto
como son:
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Baterías : 2 años
Controladores : 9 años
Luminarias : 3 años
Costos “Sin Proyecto”
Los costos en la situación sin proyecto están dados por la oferta optimizada y dado
que actualmente no se realiza ningún tipo de intervención son iguales a cero
COSTOS SOCIALES
Costos “Con Proyecto”
Los costos sociales se obtienen considerando modificaciones a los precios de mercado
originadas a raíz que el proyecto es de interés social. En este caso las modificaciones
que se puede realizar son al costo de montaje y de obras civiles, se considera que en
este caso la mano de obra será local, por lo tanto tendrá menor precio al no requerirse
transporte y significará un ingreso económico para la zona.
El costo del suministro importado será igual al costo privado multiplicado por los
factores de corrección indicados en la Guía General de Identificación, Formulación y
Evaluación Social de Proyectos de Inversión Pública del Ministerio de Economía y
Finanzas, de igual forma se procede con el costo del montaje electromecánico y obras
civiles.
Alternativa 1
ALTERNATIVA 1: INSTALACIÓN DEL AMPLIACION DEL SISTEMA ELECTRICO RURAL DE LAS LOCALIDADES ENTRE HASWALD Y BELLA ESPERANZA-PALCAZU Y CIUDAD CONSTITRUCION-OXAPAMPA-PASCO
DESCRIPCION LINEAS REDES REDES CONEXIONES
TOTAL PRIMARIAS PRIMARIAS SECUNDARIAS DOMICILIARIAS
SUMINISTRO LOCAL 1,723,246.83 641,370.41 1,244,664.81 600,602.25 4,209,884.30
SUMINISTRO IMPORTADO 196,883.07 77,234.41 186,613.30 171,466.80 632,197.58
MONTAJE ELECTROMECANICO 1,166,684.84 231,010.32 657,137.87 233,824.12 2,288,657.15
TRANSPORTE 239,684.33 89,868.57 180,538.64 100,720.49 610,812.03
COSTO DIRECTO 3,326,499.06 1,039,483.71 2,268,954.62 1,106,613.66 7,741,551.06
GASTOS GENERALES (10% CD) 332,649.91 103,948.37 226,895.46 110,661.37 774,155.11
UTILIDADES (10% CD) 332,649.91 103,948.37 226,895.46 110,661.37 774,155.11
SUB TOTAL 3,991,798.88 1,247,380.46 2,722,745.55 1,327,936.39 9,289,861.27
I.G.V. 718,523.80 224,528.48 490,094.20 239,028.55 1,672,175.03
TOTAL 4,710,322.67 1,471,908.94 3,212,839.75 1,566,964.94 10,962,036.30
(*) Incluye Conexiones Domiciliarias
Tipo de Cambio (Soles/ US$): 2.7
I.G.V. 18%
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MONTO DE INVERSIÓN TOTAL
ALTERNATIVA 1: INSTALACIÓN DEL AMPLIACION DEL SISTEMA ELECTRICO RURAL DE LAS LOCALIDADES ENTRE HASWALD Y BELLA ESPERANZA-PALCAZU Y CIUDAD
CONSTITRUCION-OXAPAMPA-PASCO
Descripción Montos
Intangibles 1,455,456.2
Costo Directo de Obra 9,289,861.3
Otros Costos (*) 269,697.5
Inversión Total (S/.) (Sin I.G.V.) 11,015,015.0
Inversión Total (S/.) (Con I.G.V.) 12,997,717.7
Inversión Total (US$) (Sin I.G.V.) 4,079,635.2
Inversión Total (US$) (Incluido I.G.V.) 4,813,969.5
(*) El rubro “Otros costos” incluye Gastos Pre-operativos (2%) INV.
Costos “Sin Proyecto”
Los Costos “Sin Proyecto” son iguales a cero.
Alternativa 2 MONTO DE INVERSION
ALTERNATIVA 2: MODULO FOTOVOLTAICO
Número de Módulos a utilizar: 4,400
DESCRIPCION Costo
Unitario
(US$)
Total US$ Total S/.
Intangibles 23.1 101,645 274,440.7
Suministro de Materiales
2 Panel Solar con Soporte 399.4 1,757,552 4,745,391
Controlador de Carga 28.2 123,870 334,450
Batería 41.7 183,569 495,637
Luminaria c/ lámpara 33.0 145,190 392,012
Interruptor de un polo 1.0 4,500 12,149
Caja de Conexiones 15.0 66,127 178,542
Montaje Electromecánico 0
Instalación de un Módulo Fotovoltaico 73.2 322,264 870,112
Transporte 8.1 35,828 96,736
Gastos preoperativos (2%) INV. 83,924 226,594
Imprevistos (1%) Act.Fij. 40,945 110,553
Gastos Generales y Utilidades 580,558 1,567,507
Inversión Total (Sin IGV) 3,445,972 9,304,124
Inversión Total (Con IGV) 3,445,972 9,304,124
*Tipo de Cambio (Soles/US$): 2.7
Gastos Generales y Utilidades 22%
Costos “Sin Proyecto”
Los Costos “Sin Proyecto” son iguales a cero.
Perfil
“Ampliación del Sistema Eléctrico Rural de las localidades entre Haswald y Bella Esperanza-Chatarra, Palcazú y Ciudad Constitución -Oxapampa”
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CONSULTOR /CONSORCIO NUEVA ESPERANZA GOBIERNO REGIONAL PASCO/GSRO
1.6 BENEFICIOS SEGÚN ALTERNATIVAS
BENEFICIOS PRIVADOS
Alternativa 1
Beneficios “Con Proyecto”
Los Beneficios Privados en la situación “Con Proyecto” consisten en la venta de
energía a los abonados en BT, a los usuarios en MT y por alumbrado público a las
tarifas vigentes publicadas y aprobadas por el OSINERGMIN, las cuales son las
siguientes:
PRECIOS DE VENTA DE ENERGÍA
Tarifa de venta de energía BT5B (ctm S/./kWh) 49.28
Tarifa de venta de energía BT5C (AP) (ctm S/./kWh) 44.21
Fuente: OSINERGMIN-GART y ELECTROCENTRO S.A.DPTO PASCO Sector 5
Para obtener el beneficio total se multiplica la energía consumida por la tarifa
respectiva año a año.
Beneficios “Sin Proyecto”
En este proyecto específico, no existen beneficios en la situación “sin proyecto”,
debido a que el problema persiste y se hace constante para la población.
Los Beneficios en la situación “Sin Proyecto” son iguales a cero.
Alternativa 2
Beneficios “Con Proyecto”
Los Beneficios Privados en la situación “Con Proyecto” consisten en el Ingreso por
Cuota Mensual por abonado, la cual según el cálculo es igual a 5 US$ (13.50 S/.).
Para obtener el beneficio total se multiplica la cantidad de abonados por la Cuota
Mensual por los 12 meses del año.
Beneficios “Sin Proyecto”
En este proyecto específico, no existen beneficios en la situación “sin proyecto”,
debido a que el problema persiste y se hace constante para la población.
Los Beneficios en la situación “Sin Proyecto” son iguales a cero
BENEFICIOS SOCIALES
Beneficios “Con Proyecto”
Para la cuantificación de los Beneficios Sociales se ha tomado en consideración los
valores de los beneficios que fueron recogidos en campo por el Grupo de Trabajo en
las diferentes localidades y se basan en la voluntad de pago de los pobladores, en el
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“Ampliación del Sistema Eléctrico Rural de las localidades entre Haswald y Bella Esperanza-Chatarra, Palcazú y Ciudad Constitución -Oxapampa”
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ahorro de fuentes alternativas de energía como son pilas, velas, kerosene, baterías y en
el excedente del consumidor, éstos valores son anuales y son obtenidos por usuario.
A continuación hacemos una comparación de los datos obtenidos en los trabajos de
campo con lo establecido por el Estudio realizado por NRECA en diciembre de 1999,
debidamente actualizado a Mayo del 2012.
Beneficios Económicos de la Electricidad en la Zona de Estudio:
NECESIDAD FUENTE ACTUAL
DE ENERGIA
UNIDADES CONSUMIDAS MENSUALES
Precio Unitario
(S/.)
Gasto Mensual
(S/.)
Total Anual (s/.)
Total Anual ($/.)
Iluminiacion
Kerosene (lt) 4 4 16.00 192.00 71.11
Velas (Und) 45 0.4 18.00 216.00 80.00
Pilas (Und.) 8 1 8.00 96.00 35.56
Total Anual 504.00 186.67
Radio y Tv.
Baterias (Rec.) 2 5 10.00 120.00 44.44
Pilas (Und.) 6 1 6.00 72.00 26.67
Total Anual 192.00 71.11
Refrigeracion
Kerosene (lt) 7 4 28.00 336.00 124.44
Gas (Balon) 0.3 35 10.50 126.00 46.67
Total Anual 462.00 171.11
otros Disel (lt)
Total Anual
FUENTE: TRABAJOS DE CAMPO
BENEFICIOS ECONOMICOS DE ELECTRICIDAD -NRECA DIC. 1999
NECESIDAD REGION NRECA
DIC. 1999
IPC
MAYO
2012
IPC
DICIEMB.1999
Total
MAYO
2012 (s/.)
Total
MAYO
2012 ($/.)
Iluminación
COSTA 402.87 377.3 273.130 556.52 206.12
SIERRA 514.8 377.3 273.130 711.14 263.39
SELVA 332.28 377.3 273.130 459.01 170.00
Radio y Tv.
COSTA 290.55 377.3 273.130 401.36 148.65
SIERRA 196.56 377.3 273.130 271.53 100.57
SELVA 188.37 377.3 273.130 260.21 96.38
Refrigeración
COSTA 751.14 377.3 273.130 1,037.62 384.30
SIERRA 0 377.3 273.130 0.00 0.00
SELVA 451.23 377.3 273.130 623.33 230.86
Tipo de Cambio 2.7
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Utilizando para nuestro Perfil lo siguiente:
BENEFICIOS POR ELECTRIFICACIÓN RURAL
Beneficio anual por iluminación: 459.01 S/./abonado
Beneficio anual por radio y televisión: 260.21 S/./abonado
Beneficio anual por refrigeración: 623.33 S/./abonado
Beneficio anual por otros usos: 0,0 S/./abonado
Los beneficios sociales se calculan multiplicando la cantidad anual de usuarios
resultante de la proyección de mercado por estos valores año a año.
Beneficios “Sin Proyecto”
Los Beneficios en la situación “Sin Proyecto” son iguales a cero.
1.7 RESULTADOS DE LA EVALUACIÓN
EVALUACIÓN PRIVADA
Para realizar la evaluación privada se tienen los beneficios incrementales que resultan
de la diferencia de los beneficios en la situación “Con Proyecto” menos los de la
situación “Sin Proyecto” (Formato 6).
Por otro lado se tiene los costos Incrementales que resultan de la diferencia entre los
costos en la situación “Con Proyecto” y los de la situación “Sin Proyecto”
(Formato 5).
Luego se obtienen los beneficios netos totales que resultan de la diferencia de los
beneficios incrementales menos los costos incrementales, estos son obtenidos año a
año (Formato 7).
En el año cero los beneficios netos resultan negativos ya que es el año en el que se
efectúa la inversión. En los años siguientes los dos primeros años los beneficios netos
dan valores positivos y en los años posteriores son negativos lo que quiere decir que
las ventas de energía son inferiores a los costos de compra de energía y de operación
y mantenimiento.
Para la evaluación privada del proyecto se utilizó el VAN (Valor Actual de Beneficios
Netos) y la TIR (Tasa Interna de Retorno). Estos indicadores se aplicaron a un
horizonte de planeamiento de 20 años. La tasa de descuento utilizada para la
evaluación privada es igual a 12 %. Los valores obtenidos de estos indicadores son los
siguientes:
Indicadores del proyecto a precios privados
ALTERNATIVAS VAN (12%) TIR
ALTERNATIVA 1 -17´348,447 N.A.
ALTERNATIVA 2 -27´459,085 N.A.
N.A: No aplica
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Se puede apreciar que el VAN es negativo y que la TIR no tiene valor, por lo tanto
ninguna de las dos Alternativas del proyecto son rentables desde el punto de vista
privado.
EVALUACIÓN SOCIAL
Para realizar la evaluación social se tienen los beneficios incrementales que resultan
de la diferencia de los beneficios en la situación “Con Proyecto” menos los de la
situación “Sin Proyecto” (Formato 6-A).
Respecto a los costos incrementales, la situación es similar a la evaluación privada.
De la misma forma que la evaluación privada, se obtienen los beneficios netos totales
resultantes de la diferencia entre los beneficios incrementales menos los costos
incrementales (Formato 7).
Los indicadores económicos que nos indican la viabilidad o no del proyecto, son el
VAN y la TIR y se ha utilizado una tasa de descuento del 9%, lo que se aplica para
proyectos de interés social. Los valores obtenidos de los indicadores sociales son los
siguientes:
Indicadores del proyecto a precios sociales
ALTERNATIVAS VAN (9%) TIR
ALTERNATIVA 1 12´280,411 21.90%
ALTERNATIVA 2 9´666,414 21.50%
N.A: No aplica
Se puede apreciar que el VAN es positivo para las dos Alternativas y que la TIR es
mayor a 9 %, por lo tanto las dos Alternativas del proyecto son viables desde el punto
de vista social.
Además del beneficio económico existen otros beneficios al nivel de bienestar social
que no pueden ser cuantificables como es la disminución de los actos delictivos por la
mejora en el alumbrado público, el aumento de las horas de atención médica, aumento
de las horas de educación pública, el aumento del potencial turístico de la zona.
1.8 ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD
Dado a que en el medio ambiente donde se toman las decisiones existe la
incertidumbre de los valores que pueden tomar las variables de estado que intervienen
en el proyecto, se hace necesario realizar un análisis de sensibilidad de las variables
relevantes en el resultado de rentabilidad, dado su estado de información que podrían
hacer cambiar la decisión de una alternativa por otra.
Determinación de las variables relevantes y su rango de variación:
En el estudio se han considerado como variables relevantes del los indicadores de
rentabilidad a los siguientes:
Alternativa 1
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Precio de Venta de Energía
Beneficio Económico por Electrificación
Costo de Inversión
Costos de Compra de Energía/Generación
Costos de Operación y Mantenimiento
Alternativa 2
Cuotas Mensuales
Beneficio Económico por Electrificación
Costo de Inversión
Costo de Operación y Mantenimiento
Evaluación de la Alternativa 1
Precio de venta de energía
Se realizó la evaluación de sensibilidad considerando variaciones en la tarifa de
venta a usuarios finales, dado que estos influyen de manera directa en los
indicadores del proyecto. El resultado se presenta a continuación:
Cuadro N° 8 Variaciones porcentuales VAN a precios VAN a precios TIR a precios Índice de Elasticidad
en la
variable 2 privados (soles) sociales (soles) sociales VAN a PP VAN a PS
15%
-16,623,179 12,280,411 21.90% 0.28 0.00
0%
-17,348,447 12,280,411 21.90%
-15%
-18,119,018 12,280,411 21.90% 0.30 0.00
-30% -18,903,237 12,280,411 21.90% 0.30 0.00
Puede notarse que cuando aumenta/disminuye la tarifa de venta en 15% el VAN social
permanece positivo y constante con lo cual se observa que aún en estos escenarios el
proyecto es socialmente viable.
Por otro lado, el índice de elasticidad nos indica el grado de sensibilidad de los
indicadores de rentabilidad del proyecto ante cambios en la variable crítica
seleccionada (tarifa de venta)
En este marco y con respecto al cuadro anterior se desprende que el indicador del
VAN privado es muy sensible a los cambios de la tarifa de venta puesto que un
aumento (o disminución) de 15% de la tarifa de venta significaría un aumento del 4 %
del VAN privado, mientras que el VAN Social es insensible a cambios en la tarifa de
venta.
Beneficio económico por Electrificación
Cuadro 9
Variaciones
porcentuales VAN a precios VAN a precios TIR a precios Índice de Elasticidad
en la variable 1 privados (soles) sociales (soles) sociales VAN a PP VAN a PS
15%
-17,348,447 16,356,885 25.77% 0.00 2.21
0%
-17,348,447 12,280,411 21.90%
-15%
-17,348,447 8,203,936 17.91% 0.00 2.21
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-30% -17,348,447 4,127,462 13.69% 0.00 2.21
Como se aprecia que el VAN social del proyecto es dependiente de los beneficios
económicos que los usuarios perciban por la iluminación, Este beneficio económico
dependerá del ahorro de las fuentes alternativas para iluminación y del consumo de
electricidad destinado a iluminación cuando las localidades ya cuentan con el
servicio.
Del cuadro anterior se observa que la TIR social para la alternativa 01 es de 21.90%,
este dato depende de los beneficios por Electrificación para la Selva calculados, en
41.44 US$/mes (111.88 S/. /mes) ,en este cuadro se puede apreciar que si el
beneficio por electrificación en la zona de la selva disminuye en 30%, es decir pasa
de 41.44 US$/mes a 29.0US$/mes, se tendría una TIR equivalente a 13.69%
siguiendo la Alternativa 1 viable hasta tener una disminución del 45% donde la TIR
es igual a 9% .
En este marco y con respecto al cuadro anterior se desprende que el indicador del
VAN privado es insensible a los cambios de esta variable puesto que un aumento (o
disminución) de 15% de los Beneficios económicos por Electrificación significaría
un aumento del 0 % del VAN privado, mientras que el VAN Social es sensible a
cambios de esta variable.
Costo de Inversión Cuadro N° 10
Variaciones porcentuales VAN a precios VAN a precios TIR a precios Índice de Elasticidad
en la variable 3 privados (soles) sociales (soles) sociales VAN a PP VAN a PS
15%
-19,783,007 10,628,158 18.94% -0.94 -0.90
0%
-17,348,447 12,280,411 21.90%
-15%
-14,913,888 13,932,663 25.81% -0.94 -0.90
-30% -12,479,328 15,584,915 31.28% -0.94 -0.90
El rango de variación de esta variable, para la alternativa 1 será de –15% a un +15%
de la inversión inicial, debido a que los costos suelen subir debido a la subida en el
mercado mundial del precio de los minerales, y así mismo; en esta alternativa hay una
mayor probabilidad de tener imprevistos en cuanto a transporte, fabricación de
equipos y materiales, problemas con oferta de mano de obra, entre otros.
En este marco y con respecto al cuadro anterior se desprende que el indicador del
VAN privado y VAN social son sensibles a los cambios del costo de Inversión
puesto que un aumento (o disminución) de 15% de los Costos de Inversión
significaría un aumento del VAN privado y social.
Costos de Compra de Energía/Generación
Cuadro N° 11 Variaciones
porcentuales VAN a precios VAN a precios TIR a precios Índice de Elasticidad
en la variable 5 privados (soles) sociales (soles) sociales VAN a PP VAN a PS
10%
-17,525,406 12,087,694 21.73% -0.10 -0.16
0%
-17,348,447 12,280,411 21.90%
-10%
-17,171,545 12,473,127 22.08% -0.10 -0.16
-20% -16,996,419 12,665,844 22.25% -0.10 -0.16
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En este marco y con respecto al cuadro anterior se desprende que el indicador del
VAN privado y VAN social son sensibles a los cambios del costos de compra de
energía puesto que un aumento (o disminución) de 10% de los Costos de compra de
energía significaría un aumento del VAN privado y social.
Costos de Operación y Mantenimiento
Cuadro N° 12 Variaciones porcentuales VAN a precios VAN a precios TIR a precios Índice de Elasticidad
en la variable 6 privados (soles) sociales (soles) sociales VAN a PP VAN a PS
15%
-17,676,808 11,987,325 21.62% -0.13 -0.16
0%
-17,348,447 12,280,411 21.90%
-15%
-17,028,686 12,573,496 22.19% -0.12 -0.16
-30% -16,713,724 12,866,582 22.47% -0.12 -0.16
En este marco y con respecto al cuadro anterior se desprende que el indicador del
VAN privado y VAN social son sensibles a los cambios de los costos de Operación
y Mantenimiento puesto que un aumento (o disminución) de 15% de los Costos de
esta variable significaría un aumento del VAN privado y social.
Evaluación de la Alternativa 2
Cuota Mensual
Cuadro N° 13 Variaciones
porcentuales VAN a precios VAN a precios TIR a precios Índice de Elasticidad
en la variable 2 privados (soles) sociales (soles) sociales VAN a PP VAN a PS
15%
-26,989,581 9,666,414 21.50% 0.11 0.00
0%
-27,459,085 9,666,414 21.50%
-15%
-27,928,589 9,666,414 21.50% 0.11 0.00
-30% -28,398,093 9,666,414 21.50% 0.11 0.00
Se observa que la Alternativa 02 es poco sensible a los cambios en la cuota mensual
aportada por los beneficiarios del proyecto. Sin embargo, aún ante un descuento del
30% en la cuota mensual aportada por los beneficiarios del proyecto, la Alternativa
02 sigue siendo insensible frente a la variación, manteniéndose viable.
Beneficio Económico por Electrificación
Cuadro N° 14 Variaciones
porcentuales VAN a precios VAN a precios TIR a precios Índice de Elasticidad
en la variable 1 privados (soles) sociales (soles) sociales VAN a PP VAN a PS
15%
-27,459,085 13,742,889 26.27% 0.00 2.81
0%
-27,459,085 9,666,414 21.50%
-15%
-27,459,085 5,589,940 16.53% 0.00 2.81
-30% -27,459,085 1,513,416 11.17% 0.00 2.81
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En el caso de los indicadores de sensibilidad, podemos observar a partir del
cuadro anterior que el VAN privado es insensible ante cambios en el beneficio
económico por iluminación mientras que el VAN social es muy sensible al
cambio de dicha variable.
Costo de Inversión
Cuadro N° 15 Variaciones
porcentuales VAN a precios VAN a precios TIR a precios Índice de Elasticidad
en la variable 3 privados (soles) sociales (soles) sociales VAN a PP VAN a PS
15%
-29,524,121 8,270,796 18.46% -0.50 -0.96
0%
-27,459,085 9,666,414 21.50%
-15%
-25,394,049 11,062,033 25.54% -0.50 -0.96
-30% -23,329,012 12,457,652 31.29% -0.50 -0.96
En este marco y con respecto al cuadro anterior se desprende que el indicador del
VAN privado y VAN social son sensibles a los cambios del costo de Inversión
puesto que un aumento (o disminución) de 15% de los Costos de Inversión
significaría un aumento del VAN privado y social.
Costos de Operación y Mantenimiento
Cuadro N° 16 Variaciones porcentuales VAN a precios VAN a precios TIR a precios Índice de Elasticidad
en la variable 5 privados (soles) sociales (soles) sociales VAN a PP VAN a PS
15%
-27,605,246 9,538,122 21.34% -0.04 -0.09
0%
-27,459,085 9,666,414 21.50%
-15%
-27,312,924 9,794,707 21.66% -0.04 -0.09
-30% -27,166,763 9,923,000 21.81% -0.04 -0.09
En este marco y con respecto al cuadro anterior se desprende que el indicador del
VAN privado y VAN social son sensibles a los cambios de los costos de
Operación y Mantenimiento puesto que un aumento (o disminución) de 20% de
los Costos de esta variable significaría un aumento del VAN privado y social.
1.9 SOSTENIBILIDAD DEL PROYECTO:
La Ampliación del Sistema de Eléctrico Rural de las Localidades entre Haswald y
Bella Esperanza, distrito de Palcazú y Ciudad Constitución de la Prov. de Oxapampa-
Pasco será construida por el Gobierno Regional Pasco; entidad con amplia
experiencia en la construcción de sistemas de distribución rural en toda la región, Por
otro lado la política que se aplica para proyectos sociales de electrificación rural es
que la infraestructura eléctrica será transferida preferentemente a la empresa de
propiedad estatal y en este caso a ADINELSA; Se incluye aquellas empresas que se
encuentren en proceso de promoción de la inversión privada a efectos de que se
encarguen a la administración, operación y mantenimiento de los SER, los criterios
para entregar en concesión la administración y operación de los sistemas Eléctricos
rurales a ADINELSA son los establecidos por la ley Nº 28749, Ley General de
Electrificación Rural, titulo IX en su artículo 18º, de la Transferencia de Obras y
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Suministros. Así mismo el GRP podrá transferir a la empresa Concesionaria de la
Región Pasco Electrocentro S.A.
Sin embargo, en el Formato 8 puede verse que: el Proyecto es sostenible desde el
primer año de operación, lo que se explica si consideramos a las fuentes de ingreso del
proyecto las ventas de energía a los usuarios , las fuentes de egreso que son las
compras de energía del sistema de distribución existente y luego hacemos el balance
año a año entre los ingresos y los egresos, los primeros superan a los últimos, en
consecuencia la venta de energía cubrirá la compra y además permitirá tener utilidad.
Por consiguiente, el hecho de ser sostenible un sistema de distribución es atractivo
para entes distribuidores que administrarán este Pequeño Sistema Eléctrico.
Además los beneficiarios no efectuarán aportes en forma de cuota inicial ni como
mano de obra para la ejecución del proyecto, sin embargo, aportarán información
precisa acerca de sus necesidades y datos de la zona a beneficiar con este proyecto.
1.10 IMPACTO AMBIENTAL:
El área de influencia directa del estudio abarca un área delimitada por el trazo de las
líneas primarias de distribución y el ancho de la franja de servidumbre (11.00 m.). A
esto se adiciona el área ocupada por los poblados beneficiados con el suministro
eléctrico
El área de influencia indirecta esta determinado por el área geográfica donde todas
las poblaciones beneficiadas realizan sus relaciones y actividades sociales,
económicas, así como por los limites que demarca la carretera afirmada Villa Rica-
Puerto Mayro.
El proyecto en términos generales presenta un Impacto Ambiental positivo y/o
neutro dentro del medio físico natural, físico biológico y social; considerando que el
área de intervención es rural y que el estado actual producido por la escasa
accesibilidad al Servicio de Electricidad afecta la calidad de vida de sus pobladores
cercanos.
No se generan impactos Ambientales Negativos significativamente importantes,
excepto en la etapa de construcción donde se deberá atender a la población a fin de
evitar molestias e inseguridad en las áreas de trabajo, etc. Por otro lado el impacto al
ecosistema es mínimo en vista que el trazo de las líneas eléctricas se han realizado
con el criterio de estar paralelas a las vías de comunicación.
1.11 SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA
Después de un análisis técnico, económico, social y ambiental concluimos que la
Alternativa 1 es la óptima. Por consiguiente, se recomienda la Construcción de la
Ampliación del Sistema Eléctrico Rural de las Localidades entre Haswald y Bella
Esperanza-Chatarra de los distritos Palcazú y Ciudad Constitución- Oxapampa-
Pasco.
Ventajas de la Alternativa Seleccionada
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a. El servicio de las Redes eléctricas es ininterrumpido durante las 24 horas del día
con algunas excepciones que puedan existir por descargas atmosféricas en la
estación de invierno o cuando se efectúe labores de mantenimiento.
b. La operación y maniobra del sistema estará a cargo de Electrocentro S.A.A.
c. Las líneas y redes primarias de este Pequeño Sistema Eléctrico estarán conectados
al Sistema Interconectado Nacional.
d. Los Impactos Ambientales negativos que pueden ocasionar son casi nulos,
porque la energía eléctrica en corriente alterna no deja residuos.
Conclusiones
- El Valor Actual Neto y la Tasa interna de retorno nos señalan que el pequeño
sistema eléctrico no permitirá recuperar las inversiones ni el costo de la
Inversión, debido a que la demanda atendida es baja, desde el punto de vista
privado el proyecto no es rentable.
- Debido a que este es un proyecto de interés social y el mayor beneficio que se
obtiene es la posibilidad de impulsar el desarrollo de los pueblos que serán
electrificados, se requiere que la participación del estado para que el proyecto se
haga económicamente viable.
- De acuerdo a los resultados obtenidos en la evaluación beneficio-Costo, del
impacto ambiental, así como del análisis de sensibilidad y sostenibilidad se
concluye que este proyecto es Viable
Recomendaciones
- Se recomienda que el presente proyecto pase a la etapa de de Inversión, debido
que en la evaluación efectuada arroja resultados de rentabilidad social positiva
y el proyecto es auto sostenible
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II.- ASPECTOS GENERALES
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2.1 NOMBRE DEL PROYECTO:
“AMPLIACION DEL SISTEMA ELECTRICO RURAL DE LAS LOCALIDADES ENTRE
HASWALD Y BELLA ESPERANZA –CHATARRA, DISTRITOS DE PALCAZU Y
CIUDAD CONSTITUCION- OXAPAMPA- PASCO”
2.2 UNIDAD FORMULADORA Y EJECUTORA
Unidad Formuladora GERENCIA REGIONAL DE
DESARROLLO ECONOMICO
Sector GOBIERNOS REGIONALES
Pliego GOBIERNO REGIONAL PASCO
Teléfono
Dirección Edificio Estatal N° 01, San Juan Pampa-
Cerro de Pasco.
Persona Responsable
Cargo Gerente de la oficina Regional de Desarrollo
Económico
Correo Electrónico
Unidad Ejecutora GERENCIA REGIONAL DE
DESARROLLO ECONOMICO
Sector GOBIERNOS REGIONALES
Pliego GOBIERNO REGIONAL PASCO
Teléfono
Dirección Edificio Estatal N° 01, San Juan Pampa-
Cerro de Pasco.
Persona Responsable
Cargo Gerente de la oficina Regional de Desarrollo
Económico
Correo Electrónico
2.3 PARTICIPACIÓN DE LAS ENTIDADES INVOLUCRADAS Y DE LOS
BENEFICIARIOS
Para el desarrollo del proyecto se tuvo la participación activa y decidida de las autoridades locales,
regionales y de la población (beneficiarios) para garantizar la buena ejecución del mismo.
Del análisis de involucrados obtenemos el siguiente esquema institucional:
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POBLACIÓN BENEFICIARIA:
La población de las diversas localidades que conforman el Pequeño Sistema Eléctrico
están organizados y representados por las Juntas Directivas elegidas en Asambleas
Extraordinarias en cada localidad y reconocidas por la Municipalidad Distrital de Palcazú y
Ciudad Constitución
La población comprendidos en este proyecto han manifestado su deseo de apoyar con
mano de obra local no calificada en la etapa de ejecución del proyecto, y el pago de las
tarifas por el consumo de energía eléctrica en la etapa de operación y mantenimiento.
Cabe indicar que la población debe ser informada mediante la realización de talleres
organizados con la finalidad de que adquieran conciencia de los problemas actuales y de las
alternativas de solución existentes relacionadas al servicio de la energía eléctrica,
señalándoles que este tipo de proyectos requieren de un costo por consumo que debe ser
asumido por ellos.
GERENCIA SUB REGIONAL OXAPAMPA- GOBIERNO REGIONAL PASCO
Es la encargada de elaborar el proyecto en su nivel perfil para lo cual deberá coordinar constantemente con los Gobiernos Locales de Villa Rica, Palcazú y con los pobladores, para poder
obtener la información necesaria para la adecuada elaboración del proyecto.
GERENCIA REGIONAL DE INFRAESTRUCTURA DEL GOBIERNO REGIONAL
PASCO-UNIDAD EJECUTORA
Es la institución que se encargará de la ejecución de las obras de dicho proyecto, para lo cual se
firmara un convenio interinstitucional con Electrocentro S.A., en donde se establecerá las condiciones para la adecuada operación y mantenimiento de las obras, que una vez concluidas
estarán a cargo de la mencionada institución.
GOBIERNO REGIONAL DE PASCO
UNIDAD EJECUTORA DEL PROYECTO
GOBIERNO LOCAL MUNICIPALIDAD DISTRITAL DE
PALCAZU
GOBIERNO LOCAL MUNICIPALIDAD
DISTRITAL DE CIUDAD CONSTITUCION
EMPRESA CONSECIONARIA
DEL SECTOR ELECTRICO
CONTRUCTORA
ORGANISMO
FINANCIERO POBLACION
GOBIERNO CENTRAL
Perfil
“Ampliación del Sistema Eléctrico Rural de las localidades entre Haswald y Bella Esperanza-Chatarra, Palcazú y Ciudad Constitución -Oxapampa”
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CONSULTOR /CONSORCIO NUEVA ESPERANZA GOBIERNO REGIONAL PASCO/GSRO
GOBIERNO CENTRAL
Coordinará con el Gobierno Regional de Pasco, sobre la adecuada ejecución del proyecto, y sobre el cumplimiento de las metas previstas en los programas y planes nacionales a los cuales pertenece
el presente proyecto.
ELECTROCENTRO S.A.
Es la empresa Concesionaria de distribución eléctrica, actuales responsables de las instalaciones
eléctricas que servirán de fuente de alimentación para el proyecto, deberán otorgar la factibilidad de suministro para poder conectarse a sus redes eléctricas existentes.
MATRIZ DE INVOLUCRADOS
GRUPOS PROBLEMAS INTERESES ESTRATEGIA
S
ACUERDOS Y
COMPROMISOS
Gobierno Central
Como destinar los
recursos de la manera más
eficientes a las
poblaciones necesitadas
Procurar el
bienestar de la sociedad.
Coordinar con
las autoridades Regionales y del
sector
Convenios
Interinstitucionales con los gobiernos
Regionales y Locales
Gobierno
Regional
Retraso en el
desarrollo
económico de las localidades
rurales de la Región.
Energía eléctrica
de calidad para
el desarrollo económico en la
Zona
Coordinación
con
las autoridades del sector.
Convenios
interinstitucionales
con los gobiernos locales.
Municipalidad
Distrital de Villa
Rica-Palcazu
Disconformidad de la
población debido a la
falta de Servicio eléctrico.
Electrificación de
los poblados en su
jurisdicción
Apoyar en la
fase
de pre inversión, promoviendo
la coordinación
y facilitando información de
los
beneficiarios.
Cofinanciar la
ejecución del
proyecto
Empresa
Concesionaria
Insuficiente coordinación con
las unidades
formuladoras y ejecutoras sobre la
implementación de
los
proyectos.
Los servicios no son
rentables.
Participación en la
implementación
del proyecto, para garantizar
el cumplimiento
de las normas
Sectoriales.
Tiene por
finalidad maximizar la
unidad operativa
de los servicios eléctricos
Mejorar las coordinaciones
con las
autoridades Locales
Mejorar la
Rentabilidad por la prestación de
servicios.
Convenios interinstitucionales
para la operación y
Mantenimiento o acuerdos de
transferencia de obra.
Convenios con la Autoridades Locales
a fin que el registro
de consumo no genere costos
adicionales.
Elevados gastos e Mejorar la calidad Presencia activa Apoyo con mano de
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Pobladores
Beneficiarios
ineficiencia de las
fuentes
energéticas actuales
para iluminación,
Refrigeración,
información
y entretenimiento.
Desaprovechamiento
de los
usos adicionales de
la energía
eléctrica que no permite el
desarrollo de
actividades
económicas en la zona.
Inseguridad en la
zona por
robos, debido a la ausencia de
Alumbrado público.
de vida, mediante
el servicio de
energía eléctrica, en forma
confiable y de
calidad
en los talleres
participativos
sobre la formulación del
Proyecto de
Inversión Publica
Dar facilidades
a los formuladores
y ejecutores del
proyecto.
obra no
Calificada.
Constructora
Difícil Acceso a la Zona del proyecto.
Cumplir con la ejecución del
proyecto en los
plazos
establecidos
Coordinación con las
Autoridades del
sector para
obtener facilidades
Crear fuentes de trabajo a los
pobladores
beneficiaros del
proyecto
Organismo
Financiero
Financiamiento
Limitado y con restricciones
Apoyar a las
Zonas de extrema pobreza
Ampliar la
cobertura de financiamiento
Convenios
interinstitucionales para el
financiamiento de
ejecución de
proyectos
Instituciones
Publicas
Ineficiencia de las
fuentes
Energéticas actuales para atención de
servicios (Salud-
Educación-
Seguridad, etc.)
Elevados gastos en el
uso de Fuentes de
Mejorar la calidad
del servicio
Reducir el gasto
en energía
Coordinar con
las Autoridades
del sector para que otorguen las
facilidades en la
fase de Pre
inversión e inversión.
Apoyo en la Gestión
para la ejecución del
proyecto
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energía para la
prestación de
servicios sociales.
2.3 MARCO DE REFERENCIA
2.4.1Antecedentes del Proyecto
En el Departamento de Pasco, el 69 % de la población total cuenta con servicio de
Energía Eléctrica; en Zonas Urbanas cuenta con un coeficiente de Electrificación del
87.2% y en Zonas Rurales cuenta con un coeficiente de Electrificación del 38.8%; la
Provincia de Oxapampa cuenta con el 51% de Electrificación y el 49% corresponde a
las zonas rurales y aisladas sin servicio de electricidad. Estos indicadores,
comparados con los índices de los departamentos de la costa (cuyo coeficiente de
electrificación es del orden de 75 a 99%); lo cual incide en el bajo Desarrollo Socio
Económico de la Región.
El Gobierno Regional Pasco, a través de la Gerencia Sub Regional Oxapampa, ha
asumido el compromiso de ampliar la frontera eléctrica a nivel de la provincia de
Oxapampa, permitiendo a los pueblos del interior de la Región Pasco, el progresivo
acceso a la energía eléctrica como un medio para acelerar el desarrollo y mejorar su
calidad de vida.
Sin embargo, esta tarea no es suficiente para el desarrollo de la provincia de
Oxapampa; por lo que, es necesario complementar con las acciones de la Dirección
Regional de Energía y Minas, consolidado en el Plan de Electrificación Regional
(Sistema energético al servicio de desarrollo integral) en el mediano plazo 2010-2020,
el cual ha sido elaborado con la firme voluntad de realizar todos los esfuerzos
necesarios para lograr que al final de la década, toda la Región Pasco cuente con el
servicio de electricidad para su desarrollo.
El Departamento de Pasco, conformado por 29 Distritos, distribuidos en 3 provincias,
presenta un bajo coeficiente de electrificación (38.8%) el cual se refleja en el bajo
desarrollo socio económico de la región.
El Gobierno Regional Pasco ha previsto la ejecución del proyecto “AMPLIACION
DEL SISTEMA DE ELECTRIFICACION RURAL DE LA LOCALIDADES ENTRE
ALTO HUIPUZ Y BELLA ESPERANZA, a fin de atender a las localidades
consideradas en el estudio y que aún no cuentan con el servicio eléctrico, con lo cual
se beneficiará a un total de 8,430 habitantes al año 2012.
El presente proyecto representa una ampliación del SER RIO NEGRO- ISCOZACIN
y se desarrollará mediante líneas y redes primarias en 19 kV. Sistema Monofásico
MRT.
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2.4.2 LINEAMIENTOS DE POLÍTICA RELACIONADOS CON EL PROYECTO
LINEAMIENTOS DE POLÍTICA SECTORIALES: PLANES
ESTRATÉGICOS SECTORIALES MULTIANUALES DEL MEM
Entre los lineamientos de política del sector energía relacionados con el
presente proyecto se encuentran:
Promover el desarrollo de infraestructura energética en los lugares aislados
y lejanos del país como medio que permite un crecimiento homogéneo de la
economía, de equidad social y generadora de empleo.
Ampliar la frontera eléctrica a nivel nacional con calidad, seguridad y
optimizando los costos de inversión con el fin de brindar la posibilidad de
acceder al uso de la energía eléctrica.
Orientar las inversiones hacia las zonas con menor cobertura eléctrica y las de mayor índice de pobreza, con el fin de acelerar su desarrollo.
Fortalecer el proceso de descentralización, mediante planes y proyectos de electrificación rural concertados con los Gobiernos Regionales y Locales que
permita la transferencia tecnológica, de diseño y construcción de sistemas
eléctricos rurales.
Mejoramiento permanentemente de la tecnología aplicada a los proyectos de electrificación rural, promoviendo el uso de energías renovables.
PLAN MAESTRO DE DESARROLLO REGIONAL PASCO 2010
OBJETIVOS ESTRATÉGICOS:
Garantizar el acceso de la población a los servicios de educación, salud
integral, saneamiento y electrificación
Se orientarán a los pequeños empresarios a mejorar la calidad de sus
productos para buscar mayor valor agregado y orientar la comercialización,
tanto agroindustrial, industrial y artesanal, a la exportación internacional.
Este objetivo no se podrá lograr, sino se dispone de un adecuado sistema de
generación de energía eléctrica, que permita desarrollar la industria,
agroindustria y otras actividades productivas y de servicios; de tal manera
que se pueda competir, en igualdad de condiciones, con otras regiones del
país.
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PLAN NACIONAL DE ELECTRIFICACIÓN RURAL (PNER)
Objetivo general
El objetivo general del PNER es ampliar la frontera eléctrica
desarrollándola en forma articulada entre el Gobierno Nacional , los
Gobiernos Regionales y Locales, utilizando tecnologías adecuadas que
minimicen costos de inversión, proporcionando un medio para acelerar el
desarrollo socio–económico y mejorarla calidad de vida de los habitantes
de las localidades aisladas y rurales del país.
Esta se basa en el Título III de la Ley N° 28749- Ley General de
Electrificación Rural cuyo objetivo es establecer el marco normativo para la
promoción y el desarrollo eficiente y sostenible de la electrificación de
zonas rurales, localidades aisladas y de frontera. Esta ley posee diez títulos
y son los siguientes:
Título I – Necesidad y utilidad de la Electrificación Rural
Título II – De los Recursos para la Electrificación Rural
Título III – Del Planeamiento Eléctrico.
Título IV – Normas Técnicas para los sistemas Eléctricos Rurales.
Título V – De la Tarifa Rural.
Título VI – Declaración Jurada de Impacto Ambiental.
Título VII – Acceso a las Instalaciones Eléctricas.
Título VIII– De la servidumbre Rural.
Título IX – De la transferencia de Obras y Suministros.
Título X – De la Promoción de la Inversión Privada en Electrificación
Rural Se tomara para el presente proyecto, los Alcances del Plan Nacional de
Electrificación Rural elaborado por el Ministerio de Energía y Minas, así como la
normativa o directivas emanadas del gobierno nacional, regional o municipal,
aplicables a la electrificación rural:
Ley General de Electrificación Rural - Ley N° 28749.
Reglamento de la Ley de Electrificación Rural - Decreto Supremo N° 025-
2007 EM.
Ley de Concesiones Eléctricas - Decreto Ley N° 25844.
Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos Rurales – Resolución
Directoral Nº 016-2008-EM/DGE.
Decreto Legislativo que regula la inversión en Sistemas Eléctricos Rurales
(SER) ubicados en zonas de concesión - Decreto Legislativo N° 1001.
Factores de adecuación de los parámetros de aplicación del FOSE aplicables
a los usuarios de Sistemas Rurales Aislados atendidos exclusivamente con
Sistemas Fotovoltaicos - Resolución Ministerial Nº 523-2010-MEM/DM.
Plan Nacional de Electrificación Rural (PNER) actualizado y Código
Nacional de Electricidad.
Normatividad Técnica de Diseño y Construcción para la Elaboración de los
Estudios de un proyecto de electrificación rural.
Ley Orgánica de Municipalidades - Ley Nº 27972 y Ley Orgánica de los
Gobiernos Regionales – Ley Nº 27867
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III.- IDENTIFICACIÓN
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3.1 DIAGNÓSTICO DE LA SITUACIÓN ACTUAL
3.1.1 ANTECEDENTES DE LA SITUACIÓN O PROBLEMA QUE MOTIVA EL PROYECTO:
La energía eléctrica resulta fundamental para proporcionar muchos servicios
esenciales que mejoran la calidad de vida. En las comunidades rurales identificadas
dentro del Sistema Eléctrico Rural, la carencia de la energía es un obstáculo
importante para su desarrollo socioeconómico.
La población de la zona presenta niveles de pobreza, con bajo nivel socio-
económico, asimismo el coeficiente de electrificación promedio de la zona es de
38.8 %
Estas localidades al no contar con energía eléctrica tienen poco desarrollo comercial
y sus actividades cotidianas se limitan a realizarlas en horas del día, carecen de
industrias de todo tipo al no contar con energía eléctrica. Los servicios públicos
disponibles se encuentran limitados de manera considerable y en su mayoría se
hallan a varias horas de camino, representando la prestación de estos servicios, un
grave problema a la comunidad. En tanto, los pobladores presentan un bajo nivel
económico y con acceso a servicios básicos de poca calidad. Las actividades
económicas se caracterizan por la falta de generación de valor agregado lo que
provoca un proceso de descapitalización del campo.
La provincia de Palcazú presenta una base productiva agropecuaria, pero con una
estructura productiva primaria, deficiente y desarticulada que configura una
economía de subsistencia incapaz de satisfacer plenamente las necesidades básicas
de la población.
La lejanía, el aislamiento y la poca accesibilidad, son las principales características
de estas comunidades. Además, este mercado objetivo es de bajo poder adquisitivo,
con una demanda eléctrica reducida y con cargas dispersas que impiden las
economías de escala.
Las Localidades de Raya, San Pedro de Pichanaz y Nueva Aldea cuentan con servicio
público de electricidad, sin embargo este servicio es restringido, de mala calidad y baja
confiabilidad debido principalmente al mal estado de las instalaciones eléctricas y la operación restringida de los grupos de generación; las demás localidades no cuentan con el
servicio de electricidad.
En las comunidades rurales localizadas en el distrito de Villa Rica y Palcazú, la escasez de
energía es un obstáculo importante para su desarrollo socioeconómico. La energía eléctrica
resulta fundamental para proporcionar muchos servicios esenciales que mejoran la
condición humana: refrigeración para los alimentos, luz para leer, electricidad para el acceso a los modernos medios de comunicación, etc.
Al no contar con energía eléctrica, las comunidades tienen poco desarrollo comercial y turístico, y carecen de industrias. Los servicios públicos (escuelas, puestos de salud,
comedores comunales, etc.) disponibles se encuentran limitados de manera considerable; la
calidad en la prestación de estos servicios a la comunidad también representa un grave
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problema. En consecuencia, los pobladores viven en la pobreza con acceso a servicios
básicos de poca calidad.
Estos hechos determinan una baja rentabilidad lo que determina que para el sector
privado no es atractiva la inversión en electrificación de la zona y se requiere la
participación activa del Estado.
.
3.1.2 CARACTERÍSTICAS DE LA ZONA Y POBLACIÓN AFECTADA:
ZONA AFECTADA:
Toda la zona del proyecto se encuentra ubicada en el Distrito de Villa Rica y Palcazú, Provincia de Oxapampa, Departamento de Pasco, el acceso es por la carretera Central Lima-
La Oroya-La Merced y la carretera de penetración La Merced -Villa Rica-Iscozacin;
afirmada a partir del puente paucartambo.(Se adjunta como anexo el mapa de la zona de
influencia del proyecto).
En esta zona se desarrolla la agricultura (el cultivo del café, en mayor escala), la ganadería
de relativa importancia y la artesanía (en menor escala).
POBLACIÓN AFECTADA:
Las Localidades que alcanza el proyecto, cuenta con 3439 pobladores con un total de 739
viviendas domésticas por ser electrificadas. Se estima que la población para el año 2032 será de 4250. El detalle se muestra a continuación:
Cuadro 1
Localidades Beneficiarias - Distrito de Palcazú
RESUMEN DE ABONADOS ESPECIALES, COMERCIALES,
INDUSTRIALES Y USO GENERAL POR LOCALIDAD
N° LOCALIDAD TIPO
ABONADOS
DOMESTICOS
A/D
RESUMEN DE CARGAS
ESPECIALES
A/C A/PI A/UG
Total Total Total
1 Bella Esperanza(Chatarra) I 16 2 0 2
2 San Pedro de Pichanaz - Sector San Pedro I 29 3 0 2
3 San Pedro de Pichanaz - Sector San Francisco I 42 4 0 2
4 San Pedro de Pichanaz - Sector Azulis II 20 2 0 2
5 Santo Domingo I 17 2 0 2
6 Santa Rosa de Pichanaz I 18 2 0 4
7 Santa Maria I 15 0 0 4
8 Nueva Aldea I 34 3 1 4
9 Raya I 85 8 0 4
10 Puerto Laguna I 35 3 0 0
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11 Loma Linda I 140 14 0 5
12 Shiringamazu - Sector Nuevo Progreso I 35 3 0 2
13 Shiringamazu - Pueblo Libre I 86 9 0 5
14 Camantarmaz I 26 3 0 1
15 Siringamazu-Sector San Luis I 28 3 0 2
16 Sachavaca II 9 1 0 1
17 Gallinazo I 1 0 0 1
18 Cuacuazo II 14 1 0 1
19 Pto Herrera II 6 0 0 1
20 Alto Iscozacin I 12 1 0 2
21 Pan de Azucar I 12 1 1 0
22 Playa Caliente II 12 1 0 2
23 Alto Iscozacin-Sector La Cantuta I 21 2 0 4
24 Puerto Iscozacin I 70 7 2 3
25 Iscozacin I 90 9 2 4
26 Buenos Aires de Iscozacin I 73 7 1 2
27 San Juan de Chuchurras II 8 1 0 1
28 Isla de Patmos II 4 0 0 1
29 Santa Rosa de Chuchurras I 27 3 1 2
30 San Francisco de Chuchurras I 23 2 1 1
31 Centro Conaz I 25 3 0 1
32 Villa America I 67 7 0 5
33 Castilla I 23 2 0 1
34 Puerto Alegre II 8 1 0 2
35 Quebrada Honda II 4 0 0 1
36 Agua Blanca II 1 0 0 1
37 Aguaruna I 32 3 0 2
38 Quebrada Paco II 5 0 0 1
39 Prusia II 8 1 0 1
40 Esmeralda II 11 1 0 1
41 Centro Café II 4 0 0 1
42 Ishpihuacazu II 16 2 0 2
43 Nueva Oroya I 18 2 0 3
44 La Esperanza II 8 1 0 2
45 Rio Negro I 27 7 2 2
46 Villa Progreso II 1 0 0 1
47 San Cristobal I 86 9 2 6
48 Alto Huipuz II 17 2 0 0
49 Bajo Huipuz II 1 0 0 1
50 Agua Blanca (Huanuco) I 84 8 2 5
51 Puerto Mayro I 73 7 2 5
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52 Nuevo Consuelo II 10 1 0 1
53 Centro Huampomayo II 6 1 0 1
54 Shanshuy II 10 1 0 1
55 Bajo Quintora II 9 1 0 1
56 Alto Quintora II 19 2 0 2
57 Nueva Esperanza(Huanuco) II 10 1 0 2
58 San Luis II 11 1 0 2
59 Golondrinas II 14 1 0 6
60 Flor de Un Dia II 7 1 0 1
61 Yamushimas II 5 0 0 2
62 Hauswald I 23 2 0 3
63 Buenos Aires II 2 0 0 1
Total
1651 165 17 134
La población se caracteriza por su bajo nivel socio-económico, aproximadamente el 18% de la
población está en edad escolar, mientras que un 65% desarrolla su economía en base a actividades de carácter agropecuario, comercial y artesanal.
Los pobladores son carentes de tecnología, sin posibilidad de transformación de sus productos,
sus ingresos económicos basados en la agricultura son, en promedio de 20 soles diarios y 600
Nuevos soles al mes ;este ingreso es empleado para satisfacer las necesidades primarias
como es; alimentación, educación y vestido.
La mayoría de localidades no cuenta con servicios de agua y desagüe, los pobladores
aprovechan el agua a través de aguas superficiales de ríos o quebradas.
Las localidades no cuentan con servicio eléctrico.
Servicios Básicos
La mayoría de localidades no cuenta con servicios de agua y desagüe, los pobladores
aprovechan el agua subterránea mediante la extracción a través de pozos y/o aguas superficiales
de ríos o quebradas, esto equivale al 63% que las localidades carecen de saneamiento.
Referente al servicio de energía eléctrica, las localidades no cuentan con servicio eléctrico. Referente a los servicios de comunicaciones, algunas localidades cuentan con teléfonos públicos
satelitales que trabajan con pequeños paneles solares.
En el cuadro 2 se muestra un resumen de los indicadores característicos de la zona del proyecto,
donde se observa que el 10 % de la población es analfabeta, el 18% se encuentra en edad
escolar, el 65% se dedica a las actividades agropecuarias y de comercio, y el 63% carece de
saneamiento.
Educación
En cuanto al nivel educativo, dentro del área de influencia del proyecto, se puede mencionar que
el 52.38% de los centros poblados cuentan con centros educativos a nivel inicial, el 85.70 %
cuentan con centros educativos primarios y el 23.80% cuentan con centros educativos de secundaria, existen desplazamientos masivos de alumnos a otras localidades, generando una
deserción escolar en la zona del estudio.
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Según el censo de población del año 1993, la población analfabeta es de aproximadamente 15%.
Salud
Teniendo en cuenta que los bajos niveles de ingreso de la población se reflejan a través de la
baja dieta alimenticia y de sus niveles de nutrición, las enfermedades que se presentan en la zona de influencia del proyecto son de carácter endémico, de transmisión o de la piel. Las
principales enfermedades que se presentan son la malaria, parasitosis, enfermedades
dermatológicas, tuberculosis, fiebre amarilla, infecciones respiratorias.
Cuadro 2
Indicadores de la Zona del Proyecto
Analfabetismo Población en edad
escolar
Actividad económica:
Agropecuario, Comerció
No Servicios
Higiénicos
10% 18% 65% 63%
3.1.3 Gravedad de la situación
TEMPORALIDAD:
La situación negativa se ha presentado desde el inicio de proceso de urbanización
informal característica de las zonas rurales (agrupamientos vecinales). Actualmente
la problemática se acrecienta año a año considerando que existen localidades cuya
tasa de crecimiento poblacional disminuye o se hace negativa.
RELEVANCIA:
La situación negativa es de índole permanente, agravándose con el crecimiento
económico de las ciudades importantes las que centralizan el desarrollo de la región
por las mayores y mejores oportunidades de empleo y de prestación servicios, la
solución de esta situación tendría una alta relevancia porque contribuirá a
incrementar la actividad económica en las localidades beneficiadas.
GRADO DE AVANCE:
Considerando que las localidades rurales están en proceso de consolidación y
densificación poblacional; podemos determinar que, el grado de avance trae como
consecuencia que las comunidades tengan limitado su acceso a servicios públicos,
sobre todo de salud y educación. La falta de atención ha generado un alto índice de
desnutrición infantil, y ha elevado el ausentismo escolar en la zona.
3.1.4 Intentos anteriores de Solución
En el Año 2007, como parte de los Planes de Desarrollo Concertados del Gobierno
Regional Pasco, la OPI de la Región Pasco declaro viable el Perfil con nombre del Proyecto de Inversión Pública: ELECTRIFICACION DE LAS LOCALIDADES ENTRE
ISCOZACIN Y NUEVA ESPERANZA-CHATARRA-PALCAZU-OXAPAMPA. , con
registro SNIP N° 47644 y hasta la fecha no se inicia con la fase de Inversión.
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Asimismo, dadas las nuevas normativas del SNIP referentes al ciclo de proyectos de
inversión pública y al haber superado 3 años de antigüedad existe la necesidad de actualizar
la demanda, así como las alternativas de solución, se hace necesaria la actualización del proyecto elaborado en el año 2007, en su forma y contenido.
3.1.5 Intereses de los grupos involucrados
GRUPOS INTERESES
Gobierno Central Procurar el bienestar de la sociedad.
Gobierno Regional
Energía eléctrica de calidad para el desarrollo económico en la Zona
Municipalidad Distrital de Villa Rica-
Palcazu Electrificación de los poblados en su jurisdicción
Empresa Concesionaria
Participación en la implementación del proyecto,
para garantizar el cumplimiento de las normas
sectoriales.
Tiene por finalidad maximizar la unidad operativa de
los servicios eléctricos
Pobladores Beneficiarios
Mejorar la calidad de vida, mediante el servicio de
energía eléctrica, en forma confiable y de calidad
Constructora Cumplir con la ejecución del proyecto en los plazos
establecidos
Organismo Financiero Apoyar a las Zonas de extrema pobreza
Instituciones Publicas
Mejorar la calidad del servicio
Reducir el gasto en energía
3.2 DEFINICIÓN DEL PROBLEMA Y SUS CAUSAS.
PROBLEMA CENTRAL
El problema central se define como:
“ESCASO ACCESO DE LA POBLACIÓN AL SERVICIO DE ELECTRICIDAD”
Las localidades consideradas en el presente proyecto, nunca han contado con Suministro de
energía eléctrica con fuentes de generación hidráulica ésta siempre ha sido obtenido
mediante el alquiler de pequeños generadores a combustible, que por el alto costo de operación, siempre se ha limitado a eventos especiales.
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3.3. ANÁLISIS DE LAS CAUSAS DEL PROBLEMA
CAUSA DIRECTA 1
Uso de ineficientes fuentes de energía (velas, kerosene, leña, etc.):
En la zona del proyecto no se genera energía eléctrica, solo en eventos especiales (por lo general una vez al año), se recurren al alquiler de pequeños generadores, el resto del año,
estos pobladores usan otras fuentes de energía y luz, como son: velas y kerosene para
iluminación, kerosene para refrigeración, leña para combustible en la cocina, etc. que por sus elevados costos y/o bajo rendimiento las hace muy ineficientes. Esta situación se debe
principalmente a tres causas:
Causa Indirecta 1
Poco conocimiento de los sistemas no convencionales de generación de energía
eléctrica.
Causa Indirecta 2
Escasa inversión en infraestructura para generar energía eléctrica de manera no
convencional:
Se puede generar energía eléctrica de manera no convencional, a partir de la energía solar
(paneles solares), biomasa, energía eólica (molinos de viento), etc. Pero el poco
conocimiento de estos sistemas, además de la elevada inversión inicial, ha conllevado a que no se cuente con este tipo de infraestructura para generar energía. Si bien se usan de paneles
solares, estos alimentan a los pequeños teléfonos rurales, que en promedio son uno por
localidad.
Causa Indirecta 3
Escasa inversión en infraestructura para generar energía eléctrica de manera
convencional: La manera convencional de generar energía eléctrica es a través de un generador de
combustible. Ninguna de las localidades que comprende el proyecto cuenta con recursos
suficientes para generar energía eléctrica de ésta manera, debido principalmente al alto costo
del combustible que no puede ser cubierto por la baja demanda local y los bajos ingresos de la población.
CAUSA DIRECTA 2
Desaprovechamiento de los sistemas eléctricos cercanos a la zona: En el Año 2009, como parte del Plan de Electrificación Rural, se ejecutó el Proyecto S.E.R.
POZUZO PALCAZU II ETAPA. El presente proyecto es ramal que representaría una
ampliación de la Segunda etapa del S.E.R. POZUZO PALCAZU II ETAPA, dicho ramal incluye a todas las localidades por ser electrificadas y que forman parte del presente
proyecto y las hace ideales para poder electrificarlas pero la falta de la infraestructura
eléctrica no lo hace posible.
3.4 ANÁLISIS DE EFECTOS
EFECTO DIRECTO 1
Restricciones en la calidad de los servicios de salud y educación:
La falta de energía eléctrica, ha limitado de manera considerable los servicios de salud,
orientándose solo a las necesidades básicas de salud, en las que no se requiere energía
eléctrica y que pueden ser atendidas durante las horas de luz solar. Por el mismo motivo, los servicios de educación se encuentran restringidos a las personas adultas que por lo general
tienen que trabajar durante el día y solamente pueden estudiar durante las noches; además,
los alumnos actualmente no pueden acceder a cursos de computación y/o tener acceso a Internet.
EFECTO DIRECTO 2
Almacenamiento inadecuado de alimentos:
Perfil
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La falta de energía eléctrica, no permite tener un sistema de refrigeración económico, pues
los que existen trabajan a kerosene, siendo éste de alto costo. Las carnes tienen que ser saladas y los demás alimentos tienen que ser almacenados, por lo general, de manera
inadecuada. Este manejo inadecuado de alimentos, por consiguiente, resulta en una alta
incidencia en enfermedades estomacales. Por un lado, estos efectos llevan a un bajo desarrollo productivo de las localidades afectadas, y por otro lado, a una baja calidad de
vida de los pobladores, que ven afectados muchos de los servicios básicos para su desarrollo
y progreso.
EFECTO DIRECTO 3
Restricciones en la disponibilidad de telecomunicaciones:
La falta de energía eléctrica, ha limitado de manera considerable las telecomunicaciones, esto es el acceso a la información (radio, televisión, Internet), a la telefonía, etc., impidiendo
su inserción en un mundo cada vez más interconectado.
EFECTO DIRECTO 4
Baja productividad en actividades productivas:
La actividad productiva de la zona se ve limitada a que la jornada laboral sea solo durante el día y no por la tarde o noche, afectando de esta manera su productividad.
EFECTO DIRECTO 5
Escasa actividad productiva, comercial y turística:
La falta de energía eléctrica ha llevado a que estas comunidades solo se dediquen a actividades tradicionales, esto es: a la agricultura y la artesanía. Los pobladores no tienen
posibilidad de dedicarse a nuevas actividades productivas (por ejemplo: crianza de aves) o
comerciales (por ejemplo: restaurantes campestres), que les ayuden a incrementar sus
ingresos económicos. Esto a su vez, hace que la zona no sea atractiva a los potenciales visitantes quienes serían una importante fuente de ingresos por turismo.
EFECTO DIRECTO 6
Incremento de costos en actividades comerciales:
La escasa actividad comercial en la zona, se ve afectada por el elevado costo del combustible que se necesita para los artefactos de refrigeración (refrigeradoras a kerosene) y
para el alumbrado (petromax).
EFECTO INDIRECTO 1
Baja Calidad de Vida
EFECTO INDIRECTO 2
Bajo Desarrollo Productivo de las Localidades
EFECTO FINAL
RETRASO PRODUCTIVO Y SOCIOECONÓMICO DE LAS LOCALIDADES: El efecto final es el retraso en el desarrollo integral de dichas comunidades: sus actividades
productivas, comerciales y turísticas, no serán las suficientes como para superar su estado de
pobreza.
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3.5 ARBOL DE CAUSAS Y EFECTOS
En el gráfico 1 se muestra el árbol de problemas del proyecto
GRAFICO Nº 1
ARBOL DE CAUSAS Y EFECTOS
Problema central: Escaso Acceso de la Población al
Servicio de la Electricidad
Efecto Directo Restricciones en la calidad
de los servicios de salud y educación
Efecto Directo Almacenamiento inadecuado de alimentos
Efecto Directo Restricciones en la disponibilidad de
telecomunicaciones
Efecto Directo Baja
productividad en actividades
productivas
Efecto Directo Escasa
actividad productiva, comercial y
turística
Efecto Directo
Incremento de costos en actividades comerciales
Efecto Indirecto Baja calidad de
vida
Efecto Indirecto Bajo desarrollo productivo
de las localidades
Efecto Final Retraso Productivo y socioeconómico
de las localidades
Causa Directa: Uso de Ineficientes Fuentes de
Energía
Causa Directa: Desaprovechamiento de los
sistemas eléctricos cercanos a la zona
Causa Indirecta: Escasa inversión en infraestructura
para generar energía eléctrica
de manera no convencional
Causa Indirecta: Escasa inversión en infraestructura para
generar energía eléctrica de manera
convencional
Causa Indirecta: Directo:
Ausencia de infraestructura para
conectarse al sistema eléctrico
mas cercano
Causa Indirecta:
Poco conocimiento de
los sistemas no convencionales
de generación de energía eléctrica
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3.6 OBJETIVO DEL PROYECTO
PROBLEMA CENTRAL OBJETIVO CENTRAL
A. OBJETIVO GENERAL
ACCESO DE LA POBLACIÓN AL SERVICIO DE ELECTRICIDAD:
El servicio de electricidad es un servicio básico, que ofrecerá nuevas Oportunidades de
desarrollo a la zona. Este objetivo se puede alcanzar mediante los medios de primer nivel.
3.7 ANALISIS DE MEDIOS
MEDIO DE PRIMER NIVEL 1
Uso de eficientes fuentes de energía (energía termoeléctrica, energía solar):
Se puede generar energía eléctrica para los seis pueblos, de tal manera que cuenten con
electricidad durante todo el año. Este resultado se puede conseguir a través de:
MEDIO FUNDAMENTAL 1
Mayor conocimiento de los sistemas no convencionales de generación de energía
eléctrica.
MEDIO FUNDAMENTAL 2
Mayor inversión en infraestructura para generar energía eléctrica de manera no
convencional:
Con la disponibilidad de una infraestructura adecuada para generar energía eléctrica de manera no convencional y con el apoyo de profesionales con conocimiento en generación de energía
solar, eólica o biomasa. Si bien la inversión inicial es elevada, los gastos de operación y
mantenimiento resultan muy bajos.
MEDIO FUNDAMENTAL 3
Mayor inversión en infraestructura para generar energía eléctrica de manera
convencional:
ESCASO ACCESO DE LA POBLACION AL SERVICIO
DE ELECTRICIDAD
ACCESO DE LA POBLACION AL SERVICIO DE ELECTRICIDAD
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Con la disponibilidad de una infraestructura adecuada para generar energía eléctrica con
combustibles más eficientes y de bajo costo, como por ejemplo el gas, de tal manera que sea posible con costos de operación y mantenimiento que cubiertos por la tarifa.
MEDIO DE PRIMER NIVEL 2
Aprovechamiento de los sistemas eléctricos cercanos a la zona:
A la Localidad de Iscozacin llega una línea aérea en Media Tensión Bifásica la cual se conecta
al sistema interconectado de energía eléctrica de la central hidroeléctrica de Delfín, ubicada en
el distrito de Pozuzo, perteneciente a Electrocentro S.A. La ampliación de estas redes eléctricas, a través de una línea primaria y redes primarias y secundarias, permitiría llevar la
energía eléctrica a los centros poblados considerados en el proyecto. Este resultado se puede
conseguir con:
MEDIO FUNDAMENTAL 4
Infraestructura Eléctrica: Líneas Primarias, Redes Primarias, Redes Secundarias y
Conexiones Domiciliarias. Se puede instalar una Infraestructura Eléctrica complementaria para dotar de servicio a las
localidades
3.8. ANALISIS DE FINES
FIN DIRECTO 1
Incremento de la calidad de los servicios de salud y educación:
Se conseguirá una mayor cobertura en los servicios de salud así como una ampliación en los horarios de atención de los centros de salud. También las personas que laboran durante el día
podrán tener la posibilidad de estudiar por las noches, asimismo los pobladores podrán
acceder al uso de la computadora y al Internet.
FIN DIRECTO 2
Mejora de los Métodos de almacenamiento de alimentos:
Los pobladores podrán contar con sistemas de refrigeración que funcionen con energía
eléctrica para la conservación adecuada de sus alimentos, sustituyendo el uso del kerosén y el gas que resulta muy costoso. Estos fines nos llevan a un incremento del desarrollo productivo
de las localidades y un aumento en la calidad de vida de los pobladores, encaminándolos hacia
su desarrollo y progreso.
FIN DIRECTO 3
Disminución de las Restricciones de la Disponibilidad de telecomunicaciones:
Con la energía eléctrica no habrá restricciones en los servicios de telecomunicaciones, esto es,
el acceso a la información (radio, televisión, Internet) y a la telefonía.
FIN DIRECTO 4
Aumento de la productividad en actividades productivas:
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Aumentará la actividad productiva, ya que, con la energía eléctrica, la jornada laboral se
incrementará al poder laborar en horas nocturnas.
FIN DIRECTO 5
Aumento de la actividad productiva, comercial y turística:
Con la energía eléctrica las comunidades tendrán la posibilidad de dedicarse a otras actividades productivas, a parte de la agricultura y la artesanía, de tal manera que se incrementen los
ingresos económicos, y se genere desarrollo en la actividad turística en la zona.
FIN DIRECTO 6
Disminución de los costos de actividades comerciales:
El aumento de la actividad comercial en la zona, debido a la disminución de costos para
alumbrado y refrigeración (refrigeradoras actualmente son a kerosene y a gas).
FIN INDIRECTO 1
Aumento de la Calidad de Vida
FIN INDIRECTO 2
Incremento del Desarrollo Productivo de las Localidades
FIN ÚLTIMO
DESARROLLO PRODUCTIVO Y SOCIOECONÓMICO DE LAS LOCALIDADES:
El fin último es que dichas comunidades, a través del desarrollo de sus actividades productivas,
comerciales y turísticas, podrán superar su condición de pobreza.
3.9. ARBOL DE MEDIOS Y FINES
En el gráfico 2, se muestra el árbol de objetivos del proyecto:
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GRAFICO Nº 2
ARBOL DE OBJETIVOS
Objetivo central: Acceso de la Población al Servicio de la Electricidad
Fin Directo Incremento en la calidad de los servicios de salud y educación
Fin Directo Mejora de los Métodos de
Almacenamiento de alimentos
Fin Directo Disminución de las Restricciones en la disponibilidad de
telecomunicaciones
Fin Directo Aumento de
productividad en actividades
productivas
Fin Directo Aumento de la
Actividad productiva, comercial y
turística
Fin Directo Disminución de
costos en actividades comerciales
Fin Indirecto Aumento de la calidad de vida
Fin Indirecto Incremento del desarrollo
productivo de las localidades
Efecto Final
Desarrollo Productivo y
socioeconómico de las localidades
Medio de Primer Nivel: Uso de eficientes Fuentes de
Energía
Medio de Primer Nivel: Aprovechamiento de los
sistemas eléctricos cercanos a la zona
Medio Fundamental:
Mayor inversión en infraestructura para
generar energía eléctrica de manera
no convencional
Medio Fundamental: Mayor inversión en infraestructura para
generar energía eléctrica de manera
convencional
Medio Fundamental: Infraestructura Eléctrica: Líneas Primarias, Redes
Primarias y secundarias, sistemas de medición
Medio
Fundamental: Mayor conocimiento
de los sistemas no
convencionales de
generación de
energía eléctrica
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ANÁLISIS DE MEDIOS FUNDAMENTALES CLASIFICACIÓN DE LOS MEDIOS FUNDAMENTALES.
RELACION DE MEDIOS FUNDAMENTALES.
PLANTEAMIENTO DE ACCIONES.
IMPRESCINDIBLE IMPRESCINDIBLE IMPRESCINDIBLE
Mayor conocimiento de los sistemas no
convencionales de
generación de energía eléctrica
Mayor inversión en infraestructura para
generar energía eléctrica
de manera no
convencional
Infraestructura Eléctrica: Líneas Primarias, Redes
Primarias y secundarias,
sistemas de medición
MUTUAMENTE EXCLUYENTES COMPLEMENTARIO
Mayor conocimiento de
los sistemas no convencionales de
generación de energía
eléctrica
Mayor inversión en
infraestructura para generar energía eléctrica
de manera no
convencional
Infraestructura Eléctrica:
Líneas Primarias, Redes Primarias y secundarias,
sistemas de medición
Acción 1 Acción 2 Acción 3
Capacitación y
Promoción a Profesionales del sector
Energía, sobre fuentes
de energía eléctrica no
Convencional
Instalación de paneles
Fotovoltaicos
Construcción de la
Interconexión al Sistema eléctrico
Existente: Línea
Primaria y red primaria
y secundaria.
MUTUAMENTE EXCLUYENTES COMPLEMENTARIO
Mayor conocimiento de
los sistemas no
convencionales de generación de energía
eléctrica
Mayor inversión en
infraestructura para
generar energía eléctrica de manera no
convencional
Infraestructura Eléctrica:
Líneas Primarias, Redes
Primarias y secundarias, sistemas de medición
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3.10 ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN
Proyecto Alternativo 1
Construcción de la interconexión al sistema eléctrico existente convencional: Línea
Primaria y Redes Primarias y Secundarias.- Consistente en la extensión de la línea primaria desde la localidad de Iscozacin hasta la localidad de Bella Esperanza y
derivaciones de las líneas primarias existentes del PSE Pozuzo-Puerto Bermúdez en
33/19 kv. La línea primaria existente Rio Negro-Iscozacin en 19 kv.; asi mismo, la ejecución de redes primarias (derivaciones y transformadores) y redes secundarias.
Configuración del pequeño sistema eléctrico:
Punto de alimentación: Subestación Puerto Bermúdez 60/33/19 kV- 7 MVA.-Las
nuevas líneas primarias se alimentarán de las Redes eléctricas existentes de localidad
de Iscozacin en 19 kv. Sistema Monofásico en 19kv. MRT. Circuito troncal 1Ø de 25
mm2 con conductor de Aleación de Aluminio., que llega a Bella Esperanza.
Derivaciones de las Redes Eléctricas existentes del PSE Pozuzo-Puerto Bermúdez
con nivel de tensión 33/19 kv. Sistema 3Ø;en Sistema Monofásico con nivel de
tensión de 19 kv.
Derivaciones de las Redes Eléctricas existentes del PSE Rio Negro-Iscozacin con
nivel de tensión de 19 kv. Sistema 1Ø;en Sistema Monofásico con nivel de tensión de 19 kv.
Descripción Del Proyecto:
o Líneas Primarias.
Las principales características de las líneas primarias en 19 kV-MRT 1Φ son:
Tensión nominal : 19 kV-MRT Kilómetros de Líneas : 135.67 aprox.
Postes : 12 m, madera tratada clase 5 y 6.
N° Postes de Líneas : 498 aprox.
Vano básico : 250 m. Conductores : Aleación de aluminio de 25 mm2
Aislador Pin : Porcelana 56-3
Aislador Campana : Porcelana 52-3 Crucetas : Madera tornillo Línea: 115 mm x 90mm x 1,2 m.
Seccionador fusible : Tipo cut-out 36 kV, 150 kV-BIL, 100 A.
Fusibles : Tipo K, de 5 A Pararrayos : 42 kV, 10 kA, óxido metálico.
Retenidas : Cable de acero SM de 9,53 mm, varilla de anclaje de
2,4 m x 16 mm2, bloque de anclaje de CA 0,5 x 0,5 x
0,2 m. Puesta a tierra : Varilla copperweld 2,4 m x 16 mm2Φ, conductor
bajada Cu recocido, de 16 mm2, grapas c/10cm,
terreno con tierra negra, estiércol y carbón.
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o Redes Primarias y Subestaciones de Distribución
Redes Primarias Tensión nominal : 19 kV-MRT
Kilómetros de Líneas : 135.67 aprox.
Postes : 12 m, madera tratada clase 5 y 6. N° Postes de Líneas : 498 aprox.
Vano básico : 80 m.
Conductores : Aleación de aluminio de 25 mm2 Aislador Pin : Porcelana 56-3
Aislador Campana : Porcelana 52-3
Crucetas : Madera tornillo Línea: 115 mm x 90mm x 1,2 m.
Seccionador fusible : Tipo cut-out 36 kV, 150 kV-BIL, 100 A. Fusibles : Tipo K, de 5 A
Pararrayos : 42 kV, 10 kA, óxido metálico.
Retenidas : Cable de acero SM de 9,53 mm, varilla de anclaje de 2,4 m x 16 mm2, bloque de anclaje de CA 0,5 x
0,5 x 0,2 m.
Puesta a tierra : Varilla copperweld 2,4 m x 16 mm2Φ, conductor
bajada Cu recocido, de 16 mm2, grapas c/10cm, terreno con tierra negra, estiércol y carbón.
Subestaciones de Distribución
• Poste de madera tratada de 12 m, clase 5. • Seccionador fusible cut-out de 36 kV, 150 kV-BIL, 100 A
• Fusibles tipo K: 2A y 3A para transformadores de 5, 10 y 15 kVA
Respectivamente.
• Pararrayos de 42 kV, 10 kA, óxido metálico. • Transformadores 1Φ 13,2±2x2,5%/0,46-0,23 kV, de 5,10 y 15 25 y 37.5 kVA,
• Tablero de distribución con transformador:
- Tipo I: 5, 10, 15,25 y 37,5 kVA: 01 interruptor general, hasta los 10Kva y más de dos interruptores para 15,25 y 37.5 KVA; contador de energía
Monofásico para AP.
• Puesta a tierra Tipo PAT-1: Se instalarán en las estructuras de seccionamiento un pozo de tierra con electrodo
de 16 mm de diámetro y 2,4 m de longitud. El conductor de tierra subirá por el exterior del
poste de madera sujetada con
Grapas en U y se conectará al pararrayos y las partes metálicas no energizadas. Tipo PAT-1,PAT-2 y PAT-3: Para SS.EE. 1Φ -MRT, tendrán un sistema de puesta a tierra tipo
PAT-1 con una varilla o PAT-2 con dos varillas, y/o PAT-3 con tres varillas ,dependiendo de
la resistividad del terreno, conectadas con conductor de Cu blando de 16 mm2, grapas c/10 cm; terreno con tierra negra, estiércol y carbón según se especifica en los planos del proyecto. Esta
puesta a tierra se conectará con el neutro del transformador, pararrayos y las partes metálicas no
energizadas.
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o Redes Secundarias
Las redes secundarias, conformadas por las redes de baja tensión 440/220 , presentan las
siguientes características:
• Vano promedio : 50 m.
• Postes : Madera de 8m clase 7.
• Conductor : Autoportante de Aluminio, con portante desnudo de aleación de Aluminio
• Pastoral : FoGo de 0,50m de avance horizontal.
• Luminaria con Reflector de Aluminio, conductor cobre recocido tipo
N2XY 2,5mm2 • Lámpara : Vapor de sodio de 50 W
• Retenida : Cable de acero SM de 10,0 mm2,varilla de anclaje de 2,4
m x 16mm, bloque de anclaje de CA 0,4 x 0,4 x 0,2 m. • Puesta a tierra : Tipo PAT-1 aproximadamente cada 150 m, con varilla
copperweld 2,4 m x 16 mm2Φ, conductor bajada cobre
recocido de 16 mm 2, grapas c/10 cm, terreno con tierra
negra, estiércol y carbón en donde se requiera según los planos del proyecto.
• Acometidas : Cable concéntrico 2 x 4 mm2, contador de energía 220V
1 Φ.
Proyecto Alternativo 2
Introducción.-
Los Sistemas fotovoltaicos son los que convierten directamente parte de la energía
de la luz solar en electricidad., es por eso que se plantea como una segunda
alternativa para alimentar a las localidades.
Las celdas fotovoltaicas se fabrican principalmente con silicio, que representa el
segundo elemento más abundante en la corteza terrestre, es el mismo material
semiconductor usado en las computadoras. Cuando el silicio se contamina o dopa
con otros materiales de ciertas características, obtiene propiedades eléctricas únicas
en presencia de luz solar y viene a ser el principio de la generación de corriente
eléctrica.
La conversión directa de la parte visible del espectro solar es, quizá, la vía más
ordenada y estética de todas las que existen para el aprovechamiento de la energía
solar: ésta consiste en la instalación de paneles solares fotovoltaicos en cada
vivienda que genere la suficiente energía para satisfacer las demandas básicas de
alumbrado e información (radio y TV). Las Cargas Especiales se atenderán con
paneles de mayor capacidad, esta alternativa debe llevarse a cabo junto con una
capacitación a profesionales del sector eléctrico, sobre la operación y mantenimiento,
así como otros usos que se le puede asignar.
Se instalarán paneles solares que alimentarán cargas domésticas, cargas de uso
general y comercio.
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Los paneles solares serán instalados sobre postes de madera de 10 m de altura ubicados en la
parte exterior del predio por alimentar. Los elementos que conformarán cada uno de los paneles son:
• 1 Panel Fotovoltaico 50 Wp y soporte • 1 Batería de 100Ah, 12VCC.
• 1 Controlador de Carga.
• 1 Juego de Conductores. • 3 Equipos de Iluminación de 9 W.
• 3 Interruptores de un polo.
• 1 Caja de Conexiones.
Se ha seleccionado el uso de paneles solares como alternativa no sólo por las ventajas de
ser una energía limpia, barata e inagotable; sino también porque dadas las condiciones
meteorológicas como la estación del año del lugar, se espera que el número de horas de sol y en la inclinación de los rayos respecto de la horizontal generen una mayor cantidad de
energía en relación con otras alternativas de fuente no convencional.
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IV.- FORMULACIÓN
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4.1 HORIZONTE DE EVALUACION
El horizonte de evaluación del proyecto es de 20 años, contados a partir de la
ejecución del proyecto, para nuestro caso consideramos el año 2013 como inicio del
proyecto, concluyendo el año 2032, considerando que el plan de inversiones se
realizará en el 2012.
4.2 ANÁLISIS DE LA DEMANDA:
Este análisis tiene por objetivo cuantificar la demanda de potencia y energía
eléctrica de las localidades y cargas productivas ubicadas en el área del proyecto,
para el dimensionamiento de las líneas primarias en 33/19 kV de la Ampliación del
Sistema Eléctrico Rural de las localidades entre Haswald y Bella esperanza de los
distritos Palcazú y Ciudad Constitución, Prov. de Oxapampa, Departamento de
Pasco, para un horizonte de 20 años. En el Anexo N° 1, se detalla el procedimiento
completo efectuado para este análisis.
4.2.1 INFORMACIÓN DE ZONAS SIMILARES AL PROYECTO:
La información de consumos por localidad de zonas similares al proyecto ha sido
del PSE Pozuzo-Palcazú I Etapa, obteniéndose de ellos un promedio de consumo
unitario anual por localidad, los cuales fueron analizados por tipo de tarifa,
adecuándose mas a la realidad de las localidades en proyecto, los usuarios utilizan
la tarifa BT5B; dichos datos de consumo de energía por tarifas y usuarios fueron
proporcionados por la empresa distribuidora Electrocentro S.A.A. Este análisis y
algunos consumos históricos de la Zona de influencia se presentan a continuación:
• CUD inicial de 345.58 kWh-anual para el tipo “I” y para el tipo “II” 231
kWh-anual, para las cargas de Uso Domestico, correspondiente al consumo
promedio del PSE La Merced-Chanchamayo y PSE Pozuzo. Los CUD
asumidos para el presente proyecto se detallan más adelante.
• Se considera una tasa de crecimiento de la demanda inicial de 2,0 % anual
para los 20 años.
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Algunos Datos Históricos
Cuadro N°02
Consumos (kWh) del PSE La Merced Chanchamayo– Datos históricos sistema
existente
N° Localidad N°
Abonados
Tipo Consumo
(KWh.mes/Abon.
Consumo
(KWh.Año/Abon
1 La Codiciada 55 I 27.20 326.4
2 Nijandaris 13 I 40.60 544.32
3 Vaqueria 23 I 31.30 376.68
4 Villa Progreso 54 II 17.50 286.68
5 Villa Perene 1210 I 26.70 770.04
Cuadro N°03
Consumos (kWh) del PSE Pozuzo – Datos históricos sistema existente
N° Localidad N°Abonados Tipo Consumo
(KWh.mes/Abon.
Consumo
(KWh.Año/Abon
1 Pozuzo 236 I 30.30 806.6
2 Prusia 28 I 30.50 789.6
3 Monte Funes 49 I 32.40 651.6
4 Delfin 18 II 19.30 343.2
5 Bajo
Huacamayo
26 I 28.30 374.4
6 Victoria 5 II 22.70 316.8
7 Yanahuanca 11 II 21.60 398.4
8 Palmira 7 II 22.50 270.0
9 Huancabamba 5 I 33.10 441.6
10 Mesapampa 4 II 20.70 244.8
11 Tillingo 4 II 22.60 271.2
12 Torapampa 1 I 74.00 896.4
13 Cutagno 1 I 39.10 459.6
Con esta información, para la proyección de la demanda se ha considerado el
promedio ponderado por tipo de localidad, teniendo como resultado el CUD inicial
siguiente:
CUD diferenciado para cada tipo de localidades
TIPO I CUD inicial = 345.58 KWh-Año
CUD final = 513.53 KWh-Año
TIPO II CUD inicial = 231.00KWh-Año
CUD final = 343.25 KWh-Año
La Tasa de crecimiento poblacional se ha considerado de 1.41% Anual según
el análisis siguiente:
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EVALUACION DE LA TASA DE CRECIMIENTO POBLACIONAL
DATOS ESTADISTICOS : CENSOS NACIONALES 1940 -1061-1972-1981-1093- 2007
CUADRO N°4
PASCO: POBLACION TOTAL Y TASA DE CRECIMIENTO PROMEDIO ANUAL 1940-2007
Año Total Incremento Intercensal
Incremento Anual Tasa de
Crecimiento Promedio Anual %
1940 120192 1961 152747 32555 1550 1.1
1972 183954 31207 2837 1.7
1981 229701 45747 5083 2.5
1993 239191 9490 791 0.3
2007 290275 51084 3649 1.4
Fuente: INEI: Censos Nacionales de Población y Vivienda, 1940, 1961, 1972, 1981, 1993 y
2007
GRAFICO N° 01
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GRAFICO N° 05
CUADRO N° 6 PASCO: TASA DE CRECIMIENTO PROMEDIO ANUAL DE LA POBLACION CENSADA, SEGÚN
PROVINCIA 1972, 1981, 1993 Y 2007 (Porcentaje)
Provincia 1972-1981 1981-1993 1993-2007
Total 2.1 0.5 1.5
Pasco 2.4 0.3 1.0
Daniel Alcides Carrion -0.3 0.3 2.0
Oxapampa 3.1 1.3 2.2
Fuente: INEI: Censos Nacionales de Población y Vivienda, 1972, 1981, 1993 y 2007
Perfil
“Ampliación del Sistema Eléctrico Rural de las localidades entre Haswald y Bella Esperanza-Chatarra, Palcazú y Ciudad Constitución -Oxapampa”
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CUADRO N° 7
PASCO:POBLACION CENSADA RURAL,SEGÚN PROVINCIA,1072,1981,1993 Y 2007
Provincia 1972 1981 1993 2007
Total 73640 90116 92912 106856
Pasco 26646 34455 33557.0 35896
Daniel Alcides Carrion 14791 16409 17826.0 19836
Oxapampa 32203 39252 41529.0 51124
Fuente: INEI: Censos Nacionales de Población y Vivienda, 1972, 1981, 1993 y 2007
CUADRO N° 8 PASCO: TASA DE CRECIMIENTO PROMEDIO ANUAL DE LA POBLACION CENSADA RURAL,
SEGÚN PROVINCIA 1972, 1981, 1993 Y 2007 (Porcentaje)
Provincia 1972-1981 1981-1993 1993-2007
Total 2.22 0.47 1.49
Oxapampa 2.22 0.47 1.49
Fuente: INEI: Censos Nacionales de Población y Vivienda, 1972, 1981, 1993 y 2007
GRAFICO N° 03
PASCO: TASA DE CRECIMIENTO PROMEDIO ANUAL DE LA POBLACION CENSADA RURAL PROV.OXAPAMPA
NOTA: La tasa de crecimiento poblacional Anual para la Zona Rural de la provincia de Oxapampa, Zona de influencia del Estudio es de 1.49%; la misma que servirá para la proyección de la población.
Perfil
“Ampliación del Sistema Eléctrico Rural de las localidades entre Haswald y Bella Esperanza-Chatarra, Palcazú y Ciudad Constitución -Oxapampa”
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4.2.2 Proyección de población y número de viviendas
4.2.2.1 Proyección de la Población Efectiva
La proyección de la Población y Viviendas de la Ampliación del Sistema de
Electrificación Rural de las Localidades de Alto Huipuz y Bella Esperanza,
distrito de Palcazú, Provincia de Oxapampa, Departamento de Pasco es con
una tasa de crecimiento poblacional anual de 1,49%.
Se calculó el promedio de la relación población / número de viviendas por
localidad, obteniéndose entre 3.2 y 5.7 habitantes por lote.
Las localidades de la zona de proyecto se clasifica en dos tipos de
localidades, de acuerdo a las posibilidades de consumo de la energía eléctrica
actual y futura clasificación recomendada por la Agencia de Cooperación
Alemana y por la Consultora Canadiense Montreal Engineering Consultante,
cuyas características se describe a continuación:
Tipo I: Compuesto por localidades concentradas o semidispersas situadas en áreas rurales, que presentan configuración urbana definida y pueden contar con plazas y/o
calles; asimismo, cuenta con nivel de desarrollo intermedio, con mayor número de
servicios y locales públicos y con vías de acceso.
Tipo II: Compuesto por localidades dispersas situadas en áreas rurales, que presentan configuración urbana o es incipiente, con menos número de servicios y
locales públicos y con vías de acceso en regular estado (trochas carrozables) o que
no cuentan con vías de acceso.
CUADRO N° 9
PROYECCION DE LA POBLACION TOTAL EFECTIVA
Item Localidad
Años 5 10 15 20
Pob.
Efectiva 2017 2022 2027 2032
1 Bella Esperanza(Chatarra) 89 95 103 111 119
2 San Pedro de Pichanaz - Sector San Pedro 150 161 174 187 202
3 San Pedro de Pichanaz - Sector San Francisco 201 216 233 251 270
4 San Pedro de Pichanaz - Sector Azulis 89 96 103 111 120
5 Santo Domingo 75 81 87 94 101
6 Santa Rosa de Pichanaz 74 80 86 93 100
7 Santa Maria 70 75 81 87 94
8 Nueva Aldea 179 193 207 223 241
9 Raya 482 519 559 602 648
10 Puerto Laguna 124 133 143 154 166
11 Loma Linda 725 781 841 906 975
12 Shiringamazu - Sector Nuevo Progreso 187 202 217 234 252
13 Shiringamazu - Pueblo Libre 471 507 546 587 633
Perfil
“Ampliación del Sistema Eléctrico Rural de las localidades entre Haswald y Bella Esperanza-Chatarra, Palcazú y Ciudad Constitución -Oxapampa”
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14 Camantarmaz 109 118 127 137 147
15 Siringamazu-Sector San Luis 151 162 175 188 203
16 Sachavaca 35 38 41 44 47
17 Gallinazo 3 3 3 4 4
18 Cuacuazo 48 52 56 60 65
19 Pto Herrera 22 24 25 27 29
20 Alto Iscozacin 52 56 60 65 70
21 Pan de Azucar 56 60 64 69 75
22 Playa Caliente 49 53 57 61 66
23 Alto Iscozacin-Sector La Cantuta 94 101 109 117 127
24 Puerto Iscozacin 377 406 437 470 506
25 Iscozacin 523 563 607 653 703
26 Buenos Aires de Iscozacin 406 437 471 507 546
27 San Juan de Chuchurras 40 43 46 50 53
28 Isla de Patmos 16 17 18 20 21
29 Santa Rosa de Chuchurras 119 128 138 148 160
30 San Francisco de Chuchurras 114 123 132 142 153
31 Centro Conaz 116 124 134 144 155
32 Villa America 375 404 435 468 504
33 Castilla 112 120 129 139 150
34 Puerto Alegre 37 40 43 47 50
35 Quebrada Honda 14 15 17 18 19
36 Agua Blanca 4 4 4 5 5
37 Aguaruna 149 160 172 186 200
38 Quebrada Paco 20 21 23 25 27
39 Prusia 38 41 44 48 51
40 Esmeralda 53 57 61 66 71
41 Centro Café 15 17 18 19 21
42 Ishpihuacazu 70 76 82 88 95
43 Nueva Oroya 87 93 100 108 116
44 La Esperanza 43 46 50 54 58
45 Rio Negro 148 160 172 185 199
46 Villa Progreso 4 5 5 6 6
47 San Cristobal 479 516 556 598 644
48 Alto Huipuz 79 86 92 99 107
49 Bajo Huipuz 4 4 4 5 5
50 Agua Blanca (Huanuco) 460 496 534 575 619
51 Puerto Mayro 413 445 479 516 556
52 Nuevo Consuelo 43 46 49 53 57
53 Centro Huampomayo 30 32 34 37 40
54 Shanshuy 50 53 57 62 67
55 Bajo Quintora 40 44 47 51 54
56 Alto Quintora 89 96 103 111 119
57 Nueva Esperanza 43 46 49 53 57
Perfil
“Ampliación del Sistema Eléctrico Rural de las localidades entre Haswald y Bella Esperanza-Chatarra, Palcazú y Ciudad Constitución -Oxapampa”
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58 San Luis 53 57 61 66 71
59 Golondrinas 59 64 69 74 80
60 Flor de Un Dia 30 32 35 38 41
61 Yamushimas 21 22 24 26 28
62 Hauswald 114 123 132 142 153
63 Buenos Aires 8 9 9 10 11
TOTAL DE POBLACION BENEFICIARIA 8,430 11331
4.2.2.2 Proyección de las Viviendas
Con la proyección de población y la cantidad de Población por vivienda que
dependiendo de la localidad fluctúa entre 3.2 y 5.7 habitantes por lote. en
consecuencia se obtiene la cantidad de viviendas y la proyección a lo largo
del horizonte del proyecto tiene los siguientes resultados:
CUADRO N° 10
PROYECCION DE LAS VIVIENDAS EFECTIVAS
RESUMEN DE LA PROYECCION DE VIVIENDAS TOTALES
Item Localidad
Años 5 10 15 20
Cant. de
Viviendas 2017 2022 2027 2032
1 Bella Esperanza(Chatarra) 16 17 18 20 21
2 San Pedro de Pichanaz - Sector San Pedro 29 31 33 36 39
3 San Pedro de Pichanaz - Sector San Francisco 42 45 49 52 56
4 San Pedro de Pichanaz - Sector Azulis 20 22 23 25 27
5 Santo Domingo 17 18 19 21 23
6 Santa Rosa de Pichanaz 18 19 20 22 24
7 Santa Maria 15 16 17 19 20
8 Nueva Aldea 34 37 40 43 46
9 Raya 85 91 98 106 114
10 Puerto Laguna 35 38 41 44 48
11 Loma Linda 140 150 162 174 188
12 Shiringamazu - Sector Nuevo Progreso 35 38 41 44 48
13 Shiringamazu - Pueblo Libre 86 92 99 107 115
14 Camantarmaz 26 28 30 33 35
15 Siringamazu-Sector San Luis 28 30 32 35 38
16 Sachavaca 9 10 11 11 12
17 Gallinazo 1 1 1 1 1
18 Cuacuazo 14 15 16 17 19
19 Pto Herrera 6 7 7 8 9
Perfil
“Ampliación del Sistema Eléctrico Rural de las localidades entre Haswald y Bella Esperanza-Chatarra, Palcazú y Ciudad Constitución -Oxapampa”
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CONSULTOR /CONSORCIO NUEVA ESPERANZA GOBIERNO REGIONAL PASCO/GSRO
20 Alto Iscozacin 12 13 14 15 16
21 Pan de Azucar 12 13 14 15 16
22 Playa Caliente 12 13 14 15 16
23 Alto Iscozacin-Sector La Cantuta 21 23 25 27 29
24 Puerto Iscozacin 70 75 81 87 94
25 Iscozacin 90 97 105 113 121
26 Buenos Aires de Iscozacin 73 78 84 91 98
27 San Juan de Chuchurras 8 9 10 10 11
28 Isla de Patmos 4 4 4 5 5
29 Santa Rosa de Chuchurras 27 29 31 34 36
30 San Francisco de Chuchurras 23 25 27 29 31
31 Centro Conaz 25 27 29 31 34
32 Villa America 67 72 78 84 90
33 Castilla 23 25 27 29 31
34 Puerto Alegre 8 9 10 10 11
35 Quebrada Honda 4 4 4 5 5
36 Agua Blanca 1 1 1 1 1
37 Aguaruna 32 34 37 39 43
38 Quebrada Paco 5 5 5 6 6
39 Prusia 8 9 10 10 11
40 Esmeralda 11 12 13 14 15
41 Centro Café 4 4 4 5 5
42 Ishpihuacazu 16 17 18 20 21
43 Nueva Oroya 18 19 20 22 24
44 La Esperanza 8 9 10 10 11
45 Rio Negro 27 29 31 34 36
46 Villa Progreso 1 1 1 1 1
47 San Cristobal 86 92 99 107 115
48 Alto Huipuz 17 18 19 21 22
49 Bajo Huipuz 1 1 1 1 1
50 Agua Blanca (Huanuco) 84 90 97 104 113
51 Puerto Mayro 73 78 84 91 98
52 Nuevo Consuelo 10 11 12 13 14
53 Centro Huampomayo 6 7 7 8 9
54 Shanshuy 10 11 12 13 14
55 Bajo Quintora 9 10 11 11 12
56 Alto Quintora 19 21 22 24 26
57 Nueva Esperanza(Huanuco) 10 11 12 13 14
58 San Luis 11 12 13 14 15
59 Golondrinas 14 15 16 17 19
Perfil
“Ampliación del Sistema Eléctrico Rural de las localidades entre Haswald y Bella Esperanza-Chatarra, Palcazú y Ciudad Constitución -Oxapampa”
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CONSULTOR /CONSORCIO NUEVA ESPERANZA GOBIERNO REGIONAL PASCO/GSRO
60 Flor de Un Dia 7 8 9 9 10
61 Yamushimas 5 5 5 6 6
62 Hauswald 23 25 27 29 31
63 Buenos Aires 2 2 2 2 2
TOTAL DE VIVIENDAS 1651 1777 1914 2061 2219
4.2.3 Proyección de la demanda de potencia y energía
Información Existente
Las consideraciones generales para la proyección de la demanda son las
siguientes:
• Relación e identificación de localidades que integran la Ampliación del
Sistema de Electrificación Rural, las cuales se pueden observar en el Cuadro
1.
• Censos Nacional de Población y Vivienda de 1993 , 2005y 2007 tasas de
crecimiento a nivel provincial y distrital las cuales se detallan en el Cuadro 4
al 8 anteriormente expuesto.
• Coeficientes de electrificación de 0,93 para año inicial y 0,96 año final para
las localidades tipo I; 0,92 año inicial y 0,95 año final para localidades tipo
II; los valores para los años entre el 2012 año cero y 2032 se puede apreciar
con mas detalle en el Cuadro N° 11
CUADRO N° 11
Valores del Coeficiente de Electrificación
N° DE AÑO
LOCALIDADES TIPO
AÑO I II
0 2012 0.930 0.920
1 2013 0.933 0.923
2 2014 0.936 0.926
3 2015 0.939 0.929
4 2016 0.942 0.932
5 2017 0.945 0.935
6 2018 0.948 0.938
7 2019 0.951 0.940
8 2020 0.954 0.943
9 2021 0.956 0.946
10 2022 0.959 0.949
11 2023 0.959 0.949
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“Ampliación del Sistema Eléctrico Rural de las localidades entre Haswald y Bella Esperanza-Chatarra, Palcazú y Ciudad Constitución -Oxapampa”
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12 2024 0.960 0.949
13 2025 0.960 0.949
14 2026 0.960 0.950
15 2027 0.960 0.950
16 2028 0.960 0.950
17 2029 0.960 0.950
18 2030 0.960 0.950
19 2031 0.960 0.950
20 2032 0.960 0.950
• De igual manera la evolución del factor de carga es de 0,26 año inicial y
0,313 al año final para localidades tipo I; 0,251 y 0,301 para los años inicial
y final respectivamente para localidades tipo II ; pudiéndose apreciar la
evolución de estos factores para los años entre el 2012 año cero y 2032 en el
Cuadro N° 12
CUADRO N° 12
Valores del Factor De Carga
N° DE AÑO TIPO
AÑO I II
0 2012 0.263 0.251
1 2013 0.265 0.254
2 2014 0.268 0.256
3 2015 0.270 0.259
4 2016 0.273 0.261
5 2017 0.275 0.264
6 2018 0.278 0.266
7 2019 0.280 0.269
8 2020 0.283 0.271
9 2021 0.285 0.274
10 2022 0.288 0.276
11 2023 0.290 0.279
12 2024 0.293 0.281
13 2025 0.295 0.284
14 2026 0.298 0.286
15 2027 0.300 0.289
16 2028 0.303 0.291
17 2029 0.305 0.294
18 2030 0.308 0.296
19 2031 0.310 0.299
20 2032 0.313 0.301
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• Además en los Cuadros Nº 11 y 12 se muestran los consumos unitarios
emulados en función a la potencia instalada por lote y los consumos
históricos de sistemas existentes antes ya expuestos. Considerados para la
proyección de la Demanda en zonas rurales:
Cuadro 13
Consumo Unitario Doméstico Localidades Tipo
LOCALIDAD DE TIPO I
Factor De carga Inicial (%) 26.3 %
Horas Total de Utilización (h/mes). 730
Consumo de Energía / Mes. 28.80 kWh/mes
Consumo de Energía / Año. 345.58 kWh/Año
Cuadro 14
Consumo Unitario Doméstico Localidades Tipo II
LOCALIDAD DE TIPO II
Factor De carga Inicial (%) 25,1%
Horas Total de Utilización (h/mes). 730
Consumo de Energía / Mes. 19.25 kWh/mes
Consumo de Energía / Año. 231.00 kWh/Año
Estos se basaron en el análisis de consumos históricos del sistema existente en el
PSE La Merced-Chanchamayo y PSE Pozuzo ya detallado.
Los consumos unitarios para los abonados comerciales, así como para los abonados
de cargas especiales, uso general y pequeñas cargas industriales están en función a
los consumos domésticos y se detallan en el Anexo de Análisis de Demanda.
Metodología de Proyección de la Demanda
Para centros poblados pequeños y comunidades (zonas rurales), la metodología
más adecuada es aquella que se basa en el establecimiento de una relación funcional
creciente entre el consumo de energía por abonado doméstico (consumo unitario,
kWh/abonados) y el número de abonados estimados para cada año.
El crecimiento del consumo de energía de la población está íntimamente vinculado
con el número de abonados y su actividad económica, por consiguiente puede
mejorar los niveles de ingreso, y que se traduce en un crecimiento per cápita del
consumo de energía eléctrica.
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El método MONENCO consiste en determinar una ecuación matemática del
consumo unitario de energía en función del tiempo. La relación más adecuada y que
explica este crecimiento es la siguiente:
Yo(t) = Ao Ln [ Bo (t + ko)]
Donde:
Yo(t) : Consumo Unitario en el año t. (kWh-año/abonado)
t : Variable explicativa tiempo.
Ao,Bo y ko : Son variables constantes (coeficientes) que relaciona el consumo
Unitario respecto del tiempo.
Luego el consumo del sector doméstico será:
C.Doméstico = NABn *Yon (kWh-año)
Donde:
C.Domestico : Consumo Doméstico en el año n en kWh
NABn : Número de abonados en el año n
Yon : Consumo Unitario en el año n (kWh-año/abonado)
En resumen se aplica la siguiente Fórmula:
0.27161 CUD=88.142*X
A manera referencial y comparación adjuntamos los cálculos correspondientes:
CUADRO 15
Consumo Unitario Domestico MONENCO
ANÁLISIS DE LA DEMANDA
MONENCO
N° NOMBRE DE LOCALIDAD TIPO VIV.
ELECT.
CONSUMO UNITARIO
ANUAL kWh/año
CONSUMO UNITARIO MENSUAL kWh/mes
LOCALIDADES A CONSIDERARSE EN EL
ESTUDIO
1 Bella Esperanza(Chatarra) I 16 186.56 15.55
2 San Pedro de Pichanaz - Sector San Pedro I 29 219.63 18.30
3 San Pedro de Pichanaz - Sector San Francisco II 42 243.03 20.25
4 San Pedro de Pichanaz - Sector Azulis II 20 199.51 16.63
5 Santo Domingo I 17 189.48 15.79
Perfil
“Ampliación del Sistema Eléctrico Rural de las localidades entre Haswald y Bella Esperanza-Chatarra, Palcazú y Ciudad Constitución -Oxapampa”
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6 Santa Rosa de Pichanaz I 18 192.28 16.02
7 Santa Maria I 15 183.52 15.29
8 Nueva Aldea I 34 230.44 19.20
9 Raya I 85 294.25 24.52
10 Puerto Laguna I 35 232.12 19.34
11 Loma Linda II 140 337.03 28.09
12 Shiringamazu - Sector Nuevo Progreso I 35 232.12 19.34
13 Shiringamazu - Pueblo Libre I 86 295.13 24.59
14 Camantarmaz II 26 213.64 17.80
15 Siringamazu-Sector San Luis I 28 217.68 18.14
16 Sachavaca II 9 161.05 13.42
17 Gallinazo I 1 86.42 7.20
18 Cuacuazo II 14 179.80 14.98
19 Pto Herrera II 6 146.18 12.18
20 Alto Iscozacin I 12 173.45 14.45
21 Pan de Azucar I 12 173.45 14.45
22 Playa Caliente II 12 172.94 14.41
23 Alto Iscozacin-Sector La Cantuta I 21 202.53 16.88
24 Puerto Iscozacin I 70 279.20 23.27
25 Iscozacin I 90 299.40 24.95
26 Buenos Aires de Iscozacin I 73 282.19 23.52
27 San Juan de Chuchurras II 8 156.51 13.04
28 Isla de Patmos II 4 125.57 10.46
29 Santa Rosa de Chuchurras I 27 215.69 17.97
30 San Francisco de Chuchurras I 23 207.17 17.26
31 Centro Conaz I 25 211.54 17.63
32 Villa America I 67 276.12 23.01
33 Castilla I 23 207.17 17.26
34 Puerto Alegre I 8 156.51 13.04
35 Quebrada Honda II 4 125.57 10.46
36 Agua Blanca II 1 86.17 7.18
37 Aguaruna I 32 225.21 18.77
38 Quebrada Paco II 5 133.41 11.12
39 Prusia II 8 156.51 13.04
40 Esmeralda II 11 169.22 14.10
41 Centro Café II 4 125.57 10.46
42 Ishpihuacazu I 16 186.02 15.50
43 Nueva Oroya I 18 192.28 16.02
44 La Esperanza II 8 156.51 13.04
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“Ampliación del Sistema Eléctrico Rural de las localidades entre Haswald y Bella Esperanza-Chatarra, Palcazú y Ciudad Constitución -Oxapampa”
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45 Rio Negro I 27 215.69 17.97
46 Villa Progreso II 1 86.17 7.18
47 San Cristobal I 86 295.13 24.59
48 Alto Huipuz II 17 188.93 15.74
49 Bajo Huipuz II 1 86.17 7.18
50 Agua Blanca (Huanuco) I 84 293.37 24.45
51 Puerto Mayro I 73 282.19 23.52
52 Nuevo Consuelo II 10 165.27 13.77
53 Centro Huampomayo II 6 146.18 12.18
54 Shanshuy II 10 165.27 13.77
55 Bajo Quintora II 9 161.05 13.42
56 Alto Quintora II 19 197.00 16.42
57 Nueva Esperanza(Huanuco) II 10 165.27 13.77
58 San Luis II 11 169.22 14.10
59 Golondrinas I 14 179.80 14.98
60 Flor de Un Dia II 7 151.58 12.63
61 Yamushimas II 5 133.41 11.12
62 Hauswald I 23 207.17 17.26
63 Buenos Aires II 2 104.02 8.67
1651 192.52 16.04
Podemos apreciar que el consumo unitario domestico está entre los valores utilizados para el Estudio.
Proyección del Número de Habitantes
La información de población y vivienda ha sido utilizada del pre-censo del año
1999,2005 y 2007 elaborado por el INEI.analizado anteriormente.
La tasa de crecimiento asumida para las localidades se encuentra en 1.49%
Para la proyección de la población se ha empleado la siguiente relación:
Pn=Po (1+pob )
n
Donde:
Pn : Población proyectada al año n
Po : Población en el año cero
pob : Tasa de crecimiento poblacional
n : Diferencia entre el año de proyección y el año cero
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Proyección del Número de Viviendas
La formulación matemática empleada para determinar la proyección del número
de viviendas es:
Nvn=Pn / K
Donde:
NVn : Número de viviendas en el año n
Pn : Población en el año n
K : Po / NVo
Nvo : Número de viviendas en el año cero.
Consumo en los distintos Sectores
La formulación matemática adoptada para la proyección, se presenta a
continuación:
En = Eo x (1+)n
Donde :
En : Consumo unitario de energía en el sector, en el año n.
Eo : Consumo unitario de energía inicial en el sector.
: Tasa de crecimiento.
n : Año de proyección.
Consumo por Alumbrado Público
El consumo por alumbrado público se estima en función del número de abonados
de acuerdo a la Norma Técnica DGE “Alumbrado de Vías Públicas en Zonas de
Concesión de Distribución” para zonas urbano rurales y rurales.
El consumo promedio de energía anual es el siguiente:
CAPn = KALP* NABn
Donde:
CMAPn : Consumo anual de alumbrado público en kWh en el año n
NABn: Número de abonados en el año n
KALP: Factor de AP
Los valores de KALP son de acuerdo al sector, es el siguiente:
Sector-Segmento Factores de AP KALP
Sector 5 6,3
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CUADRO N° 16
CONSUMO DE ENERGIA DE LAS CARGAS DEL ALUMBRADO PUBLICO (AP)
N° LOCALIDAD TIPO N° DE
VIV. KALP
N°
LAMP.
(50W)
POT/
LAMP.
( KW)
CAAP
(KWh/
año-
Lamp)
CONSUMO
(KWh/Año)
1 Bella Esperanza(Chatarra) I 17 6.30 6 0.060 259.200 1,465.96
2 San Pedro de Pichanaz - Sector San Pedro I 31 6.30 10 0.060 259.200 2,548.70
3 San Pedro de Pichanaz - Sector San Francisco I 45 6.30 14 0.060 259.200 3,617.46
4 San Pedro de Pichanaz - Sector Azulis II 22 6.30 7 0.060 259.200 1,834.36
5 Santo Domingo I 18 6.30 6 0.060 259.200 1,543.30
6 Santa Rosa de Pichanaz I 19 6.30 7 0.060 259.200 1,771.84
7 Santa Maria I 16 6.30 6 0.060 259.200 1,427.33
8 Nueva Aldea I 37 6.30 12 0.060 259.200 3,239.54
9 Raya I 91 6.30 28 0.060 259.200 7,305.23
10 Puerto Laguna I 38 6.30 11 0.060 259.200 2,898.50
11 Loma Linda I 150 6.30 46 0.060 259.200 11,978.82
13 Shiringamazu - Sector Nuevo Progreso I 38 6.30 12 0.060 259.200 3,049.70
14 Shiringamazu - Pueblo Libre I 92 6.30 29 0.060 259.200 7,493.17
15 Camantarmaz I 28 6.30 9 0.060 259.200 2,241.09
16 Siringamazu-Sector San Luis I 30 6.30 10 0.060 259.200 2,471.36
17 Sachavaca II 10 6.30 3 0.060 259.200 840.67
18 Gallinazo I 1 6.30 1 0.060 259.200 152.94
19 Cuacuazo II 15 6.30 5 0.060 259.200 1,223.21
20 Pto Herrera II 7 6.30 2 0.060 259.200 562.46
21 Alto Iscozacin I 13 6.30 4 0.060 259.200 1,156.60
22 Pan de Azucar I 13 6.30 4 0.060 259.200 1,081.00
23 Playa Caliente II 13 6.30 4 0.060 259.200 1,145.79
24 Alto Iscozacin-Sector La Cantuta I 23 6.30 8 0.060 259.200 2,081.19
25 Puerto Iscozacin I 75 6.30 24 0.060 259.200 6,180.30
26 Iscozacin I 97 6.30 31 0.060 259.200 7,953.88
27 Buenos Aires de Iscozacin I 78 6.30 24 0.060 259.200 6,259.23
28 San Juan de Chuchurras II 9 6.30 3 0.060 259.200 764.16
29 Isla de Patmos II 4 6.30 1 0.060 259.200 381.63
30 Santa Rosa de Chuchurras I 29 6.30 10 0.060 259.200 2,469.63
31 San Francisco de Chuchurras I 25 6.30 8 0.060 259.200 2,084.67
32 Centro Conaz I 27 6.30 8 0.060 259.200 2,163.75
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33 Villa America I 72 6.30 23 0.060 259.200 5,969.38
34 Castilla I 25 6.30 8 0.060 259.200 2,009.07
35 Puerto Alegre II 9 6.30 3 0.060 259.200 839.76
36 Quebrada Honda II 4 6.30 1 0.060 259.200 381.63
37 Agua Blanca II 1 6.30 1 0.060 259.200 152.11
38 Aguaruna I 34 6.30 11 0.060 259.200 2,780.72
39 Quebrada Paco II 5 6.30 2 0.060 259.200 458.14
40 Prusia II 9 6.30 3 0.060 259.200 764.16
41 Esmeralda II 12 6.30 4 0.060 259.200 993.69
42 Centro Café II 4 6.30 1 0.060 259.200 381.63
43 Ishpihuacazu II 17 6.30 6 0.060 259.200 1,451.82
44 Nueva Oroya I 19 6.30 7 0.060 259.200 1,696.24
45 La Esperanza II 9 6.30 3 0.060 259.200 839.76
46 Rio Negro I 29 6.30 11 0.060 259.200 2,847.63
47 Villa Progreso II 1 6.30 1 0.060 259.200 152.11
48 San Cristobal I 92 6.30 30 0.060 259.200 7,753.54
49 Alto Huipuz II 18 6.30 5 0.060 259.200 1,377.13
50 Bajo Huipuz II 1 6.30 1 0.060 259.200 152.11
51 Agua Blanca (Huanuco) I 90 6.30 29 0.060 259.200 7,461.72
52 Puerto Mayro I 78 6.30 25 0.060 259.200 6,542.42
53 Nuevo Consuelo II 11 6.30 4 0.060 259.200 917.18
54 Centro Huampomayo II 7 6.30 2 0.060 259.200 611.15
55 Shanshuy II 11 6.30 4 0.060 259.200 917.18
56 Bajo Quintora II 10 6.30 3 0.060 259.200 840.67
57 Alto Quintora II 21 6.30 7 0.060 259.200 1,757.85
58 Nueva Esperanza(Huanuco) II 11 6.30 4 0.060 259.200 992.78
59 San Luis II 12 6.30 4 0.060 259.200 1,069.29
60 Golondrinas II 15 6.30 6 0.060 259.200 1,601.21
61 Flor de Un Dia II 8 6.30 3 0.060 259.200 687.66
62 Yamushimas II 5 6.30 2 0.060 259.200 533.74
63 Hauswald I 25 6.30 8 0.060 259.200 2,160.27
64 Buenos Aires II 2 6.30 1 0.060 259.200 228.61
1778
574
148,709.81
En Anexo Adjunto Estudio de Demanda Eléctrica se muestra los consumos de
energía inicial en este sector, la proyección de energía se efectúa con una tasa de
crecimiento anual igual al crecimiento de la población.
Proyección del Consumo de Energía
El consumo de Energía Total, resulta de la suma de los consumos residencial, cargas
(distintos tipos de carga) y alumbrado público. Los resultados se muestran en el
Cuadro N° 17 y los detalles se adjunta en el Anexo de Estudio de Mercado Eléctrico
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CUADRO N° 17
Consumo de Energía Vendida
AÑO
(kWh) Energía
Vendida
2012 959116.34
2013 990044.25
2014 1022525.24
2015 1055738.86
2016 1090981.03
2017 1126498.93
2018 1163220.07
2019 1201584.16
2020 1241420.06
2021 1282440.94
2022 1324435.72
2023 1368897.74
2024 1413818.47
2025 1461349.89
2026 1509403.91
2027 1559754.81
2028 1611630.60
2029 1665480.18
2030 1721667.70
2031 1778564.36
2032 1838648.64
Proyección del Consumo de Energía Neta Total
El consumo de Energía Neto total, resulta de adicionar al consumo total, las
correspondientes pérdidas de energía.
Estas pérdidas de energía hasta la distribución final han sido estimadas como un
porcentaje del consumo total. Según la Comisión de Tarifas Eléctricas, este
porcentaje debería ser del 12 %. Este valor relativamente bajo, será el empleado en
el presente estudio y mantenido constante durante todo el período de análisis,
considerando que las líneas y redes serán nuevas y diseñadas para la demanda
proyectada.
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CUADRO N° 18
Consumo de Energía Requerida
AÑO Total (kWh)
Requerido
2012 1074210.30
2013 1108849.56
2014 1145228.27
2015 1182427.53
2016 1221898.75
2017 1261678.80
2018 1302806.48
2019 1345774.25
2020 1390390.46
2021 1436333.86
2022 1483368.01
2023 1533165.46
2024 1583476.68
2025 1636711.88
2026 1690532.38
2027 1746925.39
2028 1805026.27
2029 1865337.80
2030 1928267.82
2031 1991992.08
2032 2059286.48
La máxima demanda ha sido determinada en función del consumo de energía
proyectado y el factor de carga asumido (Horas de Utilización del Servicio).
La máxima demanda total estimada, será igual a la suma de las máximas demandas,
de cada localidad comprendida en el Pequeño Sistema Eléctrico.
En el Cuadro N° 19 se muestra la proyección de la máxima demanda total.
CUADRO N° 19
CONSOLIDADO DE LA POTENCIA DE MAXIMA DEMANDA [kW]
AÑOS
N° LOCALIDADES 0 5 10 15 20
2012 2017 2022 2027 2032
1 Bella Esperanza(Chatarra) 5.41 5.99 6.83 7.58 8.64
2 San Pedro de Pichanaz - Sector San Pedro 8.50 9.59 10.62 12.27 13.80
3 San Pedro de Pichanaz - Sector San Francisco 11.58 13.06 14.40 15.86 17.77
4 San Pedro de Pichanaz - Sector Azulis 4.56 5.05 5.58 6.38 7.04
5 Santo Domingo 5.62 6.21 7.07 8.03 8.90
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6 Santa Rosa de Pichanaz 7.26 8.07 9.17 10.43 12.17
7 Santa Maria 6.56 7.33 8.40 9.42 10.79
8 Nueva Aldea 12.06 13.99 15.68 17.59 20.28
9 Raya 23.61 26.49 29.96 33.84 38.17
10 Puerto Laguna 8.63 9.78 10.85 12.54 13.88
11 Loma Linda 37.59 41.69 46.61 51.50 57.02
12 Shiringamazu - Sector Nuevo Progreso 10.06 11.41 12.72 14.69 16.36
13 Shiringamazu - Pueblo Libre 24.56 27.54 31.15 35.18 39.90
14 Camantarmaz 7.14 7.79 8.68 9.66 10.82
15 Siringamazu-Sector San Luis 8.28 9.36 10.38 12.02 13.54
16 Sachavaca 2.13 2.36 2.63 2.92 3.24
17 Gallinazo 0.93 1.04 1.17 1.32 1.50
18 Cuacuazo 2.91 3.21 3.45 3.59 3.75
19 Pto Herrera 1.63 1.86 2.10 2.25 2.55
20 Alto Iscozacin 4.30 4.82 5.42 6.58 7.37
21 Pan de Azucar 3.89 4.35 4.85 5.92 6.58
22 Playa Caliente 3.10 3.42 3.77 4.38 4.98
23 Alto Iscozacin-Sector La Cantuta 7.95 8.97 10.59 11.92 13.43
24 Puerto Iscozacin 21.20 23.94 26.93 30.57 34.63
25 Iscozacin 26.79 30.42 34.48 38.81 43.87
26 Buenos Aires de Iscozacin 20.11 22.65 25.87 28.76 32.72
27 San Juan de Chuchurras 1.97 2.20 2.46 2.74 2.93
28 Isla de Patmos 1.13 1.21 1.31 1.77 1.92
29 Santa Rosa de Chuchurras 9.09 10.11 11.45 13.25 14.74
30 San Francisco de Chuchurras 5.08 5.68 6.35 7.39 8.22
31 Centro Conaz 6.92 7.69 8.74 9.70 11.30
32 Villa America 19.94 22.34 25.49 28.81 32.44
33 Castilla 6.24 7.24 8.26 9.20 10.25
34 Puerto Alegre 2.47 2.80 3.18 3.60 3.94
35 Quebrada Honda 1.13 1.21 1.31 1.77 1.92
36 Agua Blanca 0.66 0.73 0.82 0.92 1.04
37 Aguaruna 9.14 10.53 11.80 13.22 14.81
38 Quebrada Paco 1.46 1.56 1.80 1.94 2.09
39 Prusia 1.97 2.20 2.46 2.74 2.93
40 Esmeralda 2.44 2.68 2.96 3.26 3.81
41 Centro Café 1.13 1.21 1.31 1.77 1.92
42 Ishpihuacazu 3.90 4.30 4.87 5.39 6.11
43 Nueva Oroya 6.55 7.25 8.24 9.36 10.93
44 La Esperanza 2.47 2.77 3.11 3.49 3.79
45 Rio Negro 10.26 11.42 12.92 14.90 16.60
46 Villa Progreso 0.66 0.73 0.82 0.92 1.04
47 San Cristobal 27.33 30.68 34.72 39.24 44.53
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48 Alto Huipuz 3.05 3.26 3.61 3.86 4.26
49 Bajo Huipuz 0.66 0.73 0.82 0.92 1.04
50 Agua Blanca (Huanuco) 25.91 29.39 33.28 37.63 42.52
51 Puerto Mayro 23.26 26.24 29.97 33.45 38.10
52 Nuevo Consuelo 2.28 2.52 2.79 3.09 3.41
53 Centro Huampomayo 1.66 1.88 2.13 2.28 2.58
54 Shanshuy 2.28 2.52 2.79 3.09 3.41
55 Bajo Quintora 2.13 2.36 2.63 2.92 3.24
56 Alto Quintora 4.41 4.89 5.42 6.21 6.87
57 Nueva Esperanza(Huanuco) 2.78 3.10 3.44 3.84 4.27
58 San Luis 2.94 3.26 3.61 4.01 4.67
59 Golondrinas 5.41 6.25 7.15 8.03 9.04
60 Flor de Un Dia 1.81 2.04 2.30 2.45 2.75
61 Yamushimas 1.96 2.13 2.45 2.69 2.95
62 Hauswald 7.67 8.87 10.13 11.35 12.72
63 Buenos Aires 0.81 0.89 0.98 1.09 1.35
487 547 617 696 784
Cuadro N° 20
Resumen factores considerados para la proyección de la máxima demanda
ITEM PARAMETROS CONSIDERADOS
LOCALIDAD LOCALIDAD
TIPO I TIPO II
1 Numero de Localidades 33.00 30.00
2 Tasa de Crecimiento Poblacional [%]
1.49% 1.49%
3 Coeficiente de Electrificacion Año Inicial 93% 92%
Año Final 96% 95%
4 Consumo Unitario Domestico por Año [kWh/Año] Año Inicial 345.582 231.000
Año Final 513.517 343.254
5 Tasa de Crecimiento anual del Consumo Unitario Domestico [%] 2.00% 2.00%
6 Calificacion Electrica Abonado Domestico [W/Lote] Año Inicial 219.614 188.451
Año Final 276.945 239.637
7 Calificacion Electrica para el sector Domestico para Diseño [W/Lote] 600 400
8 Consumo Unitario Comercial por Año [kWh/Año] Año Inicial 489.575 346.443
Año Final 727.482 514.796
9 Tasa de Crecimiento del Consumo Unitario Comercial [%] 2.00% 2.00%
10 Consumo Unitario Uso General por Año [kWh/Año] Año Inicial 1325 909
Año Final 1968 1350
11 Tasa de Crecimiento del Consumo Unitario Uso General[%] 2.00% 2.00%
12 Consumo Unitario Uso Pequeñas Industrias por Año [kWh/Año] Año Inicial 1931.58 1209.98
Año Final 2870.23 1797.96
13 Tasa de Crecimiento del Consumo Unitario Uso Pequeñas Indust. [%] 2.00% 2.00%
14 Horas de Utilizacion al Año 8760.0 8760.0
15 Factor de Carga Año Inicial 0.263 0.251
Año Final 0.313 0.301
Fuente: Elaboración Propia
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La proyección de la máxima demanda (kW) asi como la proyección de la energía
total por localidades del (MWh-año), se muestra en los Cuadros del Anexo
Estudio del Mercado Eléctrico.
Calificación Eléctrica
Para los fines de la ejecución de Diseño de Redes Secundarias, las normas
existentes definen la calificación eléctrica para determinados tipos de localidades.
Sobre la base de esta calificación, los resultados del estudio de mercado eléctrico y
datos de consumo típicos de la zona, se ha considerado para un eventual diseño de
las redes de distribución secundaria, las siguientes calificaciones:
Calificación Eléctrica
Tipo Localidad Calificación Eléctrica (W/ lote)
Para Estudio (Asumido) Según Norma
I 400 400
II 400 400
4.3 ANÁLISIS DE LA OFERTA DE ENERGIA ELÉCTRICA:
La energía es procedente de la Central Hidroeléctrica de Yaupi, ubicada en el Dpto.
de Junin, con una potencia de Generacion de 108 MW
La Energía Eléctrica es trasladada a los centros de carga a través de una línea de
Transmisión en 138 KV,a la S.E.T.Oxapampa,y con una línea de Sub Transmisión
en 60 KV. Interconectar con la S.E.T. de Villa Rica, pará luego con una Línea de
Sub. Transmisión en 60 KV. Llevar la energía a la S.E.T. de Puerto Bermúdez.
Las localidades de este PSE será alimentado desde la barra de 33 kV de la S.E.T.
Puerto Bermúdez de 7 MVA 60/33 kV a través de la línea Primaria perteneciente al
Sistema Eléctrico Rural Pozuzo-Puerto Bermúdez; la potencia efectiva disponible
total es de 6.060 MW; asegurando así la oferta de potencia para la demanda de la
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Ampliación de Electrificación Rural de las Localidades entre Alto Huipuz y Bella
Esperanza que asciende a 0.321 MW
4.4 BALANCE OFERTA-DEMANDA (DEFICIT)
A partir de los análisis de demanda y oferta realizados en los pasos previos, se
procede a comparar la demanda actual y proyectada con la oferta actual, a fin de
obtener la brecha entre ambos tanto en la situación con proyecto como sin proyecto.
La oferta del producto debe ser igual o mayor a la demanda del mismo. En el caso
de un PSE, la demanda es la potencia eléctrica que requieren las cargas del mismo y
la oferta es la capacidad de las instalaciones. El balance oferta – demanda sirve para
verificar la condición de satisfacción de la demanda. La demanda esta dada por el
proyecto y la oferta por la capacidad de la S.E T.Puerto Bermúdez interconectada
con el SINAC (Sistema Interconectado Nacional)
En el cuadro siguiente se muestran los resultados obtenidos para los 20 años de
proyección del estudio. Balance Oferta – Demanda
FORMATO 4
BALANCE OFERTA-DEMANDA EN EL MERCADO DEL
AMPLIACION DEL SISTEMA DE ELECTRIFICACION RURAL DE LAS LOCALIDADES ENTRE ALTO HUIPUZ Y
BELLA ESPERANZA-PALCAZU-OXAPAMPA-PASCO - ALTERNATIVA 1
CANTIDAD
DEMANDADA CANTIDAD
DEMANDADA
CANTIDAD
DEMANDADA TOTAL
CANTIDAD OFRECIDA
SUPERAVIT O DÉFICIT
AÑO
O
(DEFICIT)
(kW) (kW) (kW) (kW) (kW)
S.E.T.PUERTO BERMUDEZ Y C.H. DELFIN
(EXISTENTE)
A.S.E.R.ENTRE LAS
LOCALIDADES
ALTO HUIPUZ Y BELLA
ESPERANZA
(PROYECTO)
S.E.T.PUERTO BERMUDEZ Y C.H. DELFIN
S.E.T.PUERTO BERMUDEZ Y C.H. DELFIN
(EXISTENTE)
A B C=A+B D E = D-C
2012 1140.00 368.40 1508.40 7200.00 5691.60
2013 1178.19 375.77 1553.96 7200.00 5646.04
2014 1217.66 383.53 1601.19 7200.00 5598.81
2015 1258.45 391.33 1649.78 7200.00 5550.22
2016 1300.61 399.54 1700.15 7200.00 5499.85
2017 1344.18 407.80 1751.98 7200.00 5448.02 2018 1389.21 416.48 1805.69 7200.00 5394.31
2019 1435.75 425.23 1860.98 7200.00 5339.02
2020 1483.85 434.41 1918.26 7200.00 5281.74
2021 1533.55 443.67 1977.23 7200.00 5222.77
2022 1584.93 453.67 2038.59 7200.00 5161.41
2023 1638.02 463.66 2101.69 7200.00 5098.31 2024 1692.90 473.75 2166.65 7200.00 5033.35
2025 1749.61 484.33 2233.94 7200.00 4966.06
2026 1808.22 495.00 2303.23 7200.00 4896.77
2027 1868.80 506.49 2375.28 7200.00 4824.72
2028 1931.40 518.00 2449.40 7200.00 4750.60
2029 1996.10 529.64 2525.74 7200.00 4674.26
2030 2062.97 542.12 2605.09 7200.00 4594.91
2031 2132.08 554.66 2686.74 7200.00 4513.26
2032 2203.51 567.33 2770.84 7200.00 4429.16
(*) Se considera como oferta la capacidad disponible en la S.E.T.PUERTO BERMUDEZ Y LA C.H. DELFIN.
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4.5 CRONOGRAMA DE ACCIONES
El Perfil será aprobado por la OPI /GRP en el mes de agosto, seguidamente se
procederá a la selección del Consultor para encargar la elaboración del Expediente
Técnico , el plazo máximo debe ser de 4 meses y se estima que sea culminado a
fines del mes de marzo del 2013.
El proyecto ingresará al plan de inversiones el mes de Abril del 2013 para lo cual se
efectuará la Licitación para las Obras dándose inicio a las obras, se calcula que el
plazo de ejecución será de 210 días para la ejecución de las obras y los recursos
necesarios que se debe tener para la construcción son:
Disponibilidad de materiales y Equipos
Disponibilidad de Contratistas y Equipos de Montaje
Transporte
Actividades de la Alternativa 1
Proyecto Alternativo 1: Ampliación del Sistema Eléctrico Rural de las Localidades
de Haswald y Bella Esperanza, Distritos. De Palcazú y Ciudad Constitución, Prov.
Oxapampa.
Actividades Duración
FASE I: INVERSIÓN 210 días
Etapa I: Instalación de Líneas y Redes Primarias 120 días
Suministros de Equipos y Materiales 40 días
Trabajos Preliminares 12 días
Montaje Electromecánico de Líneas Primarias 80 días
Montaje Electromecánico de Redes Primarias (Subestaciones) 50 días
Etapa II: Instalación de Redes Secundarias y Conexiones Domic. 120 días
Suministro de Equipos y Materiales 40 días
Trabajos Preliminares 20 días
Montaje Electromecánico 85 días
FASE II: POST INVERSIÓN 20 años
Operación y Mantenimiento de las redes primarias y secundarias 20 años Fuente: Elaboración Propia
4.6 COSTOS CON PROYECTO A PRECIOS DE MERCADO
COSTOS PRIVADOS
Costos “Con Proyecto”
En esta parte se presenta el detalle del metrado y valorización a precio de mercado
de ambas alternativas, cuyo resumen para cada proyecto alternativo se muestra mas
adelante.
Alternativa 1
Los costos a precio de mercado considerado para la ejecución del proyecto de
Líneas , Redes Primarias y Redes secundarias son :
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COSTOS ALTERNATIVA 01
ALTERNATIVA 1: INSTALACIÓN DEL AMPLIACION DEL SISTEMA ELECTRICO RURAL DE LAS LOCALIDADES ENTRE HASWALD Y BELLA ESPERANZA-PALCAZU Y CIUDAD CONSTITRUCION-OXAPAMPA-PASCO
DESCRIPCION LINEAS REDES REDES CONEXIONES
TOTAL PRIMARIAS PRIMARIAS SECUNDARIAS DOMICILIARIAS
SUMINISTRO LOCAL 2,033,329.60 756,779.24 1,468,631.05 708,675.22 4,967,415.10
SUMINISTRO IMPORTADO 323,448.44 126,884.20 306,576.80 281,693.44 1,038,602.89
MONTAJE ELECTROMECANICO 1,681,102.07 332,867.90 946,884.54 336,922.36 3,297,776.87
TRANSPORTE 282,813.36 106,039.61 213,024.94 118,844.24 720,722.16
COSTO DIRECTO 4,320,693.48 1,322,570.95 2,935,117.33 1,446,135.26 10,024,517.02
GASTOS GENERALES (10% CD) 432,069.35 132,257.10 293,511.73 144,613.53 1,002,451.70
UTILIDADES (10% CD) 432,069.35 132,257.10 293,511.73 144,613.53 1,002,451.70
SUB TOTAL 5,184,832.17 1,587,085.14 3,522,140.80 1,735,362.31 12,029,420.43
I.G.V. 933,269.79 285,675.33 633,985.34 312,365.22 2,165,295.68
TOTAL 6,118,101.96 1,872,760.47 4,156,126.14 2,047,727.53 14,194,716.10
(*) Incluye Conexiones Domiciliarias
Tipo de Cambio (Soles/ US$): 2.7
I.G.V. 18%
Estos costos fueron obtenidos en base a un promedio de línea por km, redes
primarias y redes secundarias por localidad. A estos costos hay que añadirle los
Gastos Pre operativos (iguales al 2% del monto total de obra).
Además hay que considerar el costo de compra de energía para alimentar al PSE.
Según OSINERGMIN-GART el Precio de la Energía de la Barra Equivalente en MT
Alternativa 2
Los costos a precio de mercado considerado para la Instalación de Paneles solares
son los que se muestran a continuación:
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COSTOS ALTERNATIVA 02
MONTO DE INVERSION
ALTERNATIVA 2: MODULO FOTOVOLTAICO
Número de Módulos a utilizar: 4,400
DESCRIPCION Costo
Unitario (US$)
Total US$ Total S/.
Intangibles 23.1 101,645 274,441
Suministro de Materiales
2 Panel Solar con Soporte 471.3 2,073,808 5,599,282
Controlador de Carga 46.3 203,500 549,450
Batería 68.5 301,576 814,255
Luminaria c/ lámpara 54.2 238,524 644,015
Interruptor de un polo 1.7 7,392 19,958
Caja de Conexiones 24.7 108,636 293,317
Montaje Electromecánico
Instalación de un Módulo Fotovoltaico 86.5 380,477 1,027,287
Transporte 9.6 42,275 114,143
Gastos preoperativos (2%) Inv. 83,924 226,594
Imprevistos (1%) Act.Fij. 40,945 110,553
Gastos Generales y Utilidades (22%) 738,361 1,993,576
Inversión Total (Sin IGV) 4,321,063 11,666,871
Inversión Total (Con IGV) 5,098,855 13,766,908
*Tipo de Cambio (Soles/US$): 2.7
Gastos Generales y Utilidades 22%
Estos costos fueron obtenidos en base a promedio por módulo fotovoltaico según lo
estimado por la DEP/MEM.
Como costos también se tienen las reposiciones a lo largo del horizonte del proyecto
como son:
Baterías : 2 años
Controladores : 9 años
Luminarias : 3 años
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V.- EVALUACIÓN
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5.1 FLUJO DE INGRESOS
BENEFICIOS PRIVADOS
Beneficios “Con Proyecto”
Alternativa 1
Los Beneficios Privados en la situación “Con Proyecto” consisten en la venta de
energía a los abonados en BT, a los usuarios en MT y por alumbrado público a las
tarifas vigentes publicadas y aprobadas por el Osinergmin, las cuales son las
siguientes:
Cuadro N° 01
Precios de Venta de Energía
Tarifa de venta de energía
BT5B (ctm S/./kWh) 49.28
Tarifa de venta de energía
BT5C (AP) (ctm S/./kWh) 44.21
Fuente: Osinergmin y Electrocentro para el Sector 5
Para obtener el beneficio total se multiplica la energía consumida por la tarifa
respectiva año a año.
En el Anexo Evaluación se adjunta el flujo de ingresos para el horizonte del
proyecto
Alternativa 2
Los Beneficios Privados en la situación “Con Proyecto” consisten en el Ingreso por
Cuota Mensual por abonado, la cual según información de la DEP/MEM es igual a 5
US$ (13.50 S/.). Para obtener el beneficio total se multiplica la cantidad de
abonados por la Cuota Mensual por los 12 meses del año.
En el Anexo Evaluación se adjunta el flujo de ingresos para el horizonte del
proyecto
Beneficios “Sin Proyecto”
Los Beneficios en la situación “Sin Proyecto” son iguales a cero.
BENEFICIOS SOCIALES
Beneficios “Con Proyecto”
Los Beneficios Sociales consisten en la cuantificación del beneficio que percibe la
sociedad al tener los servicios básicos a los que permite acceder la energía eléctrica
como son iluminación, radio y televisión (información) y refrigeración.
La determinación del valor contable de cada uno de estos beneficios han sido
obtenidos en campo y se basan en la voluntad de pago de los pobladores, en el
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ahorro de fuentes alternativas de energía como son pilas, velas, kerosene. y en el
excedente del consumidor. Estos valores son anuales y son obtenidos por usuario.
Cuadro N° 02
Beneficios Económicos de la Electricidad en la Zona de Estudio:
NECESIDAD FUENTE ACTUAL
DE ENERGIA
UNIDADES
CONSUMIDAS
MENSUALES
Precio
Unitario
(S/.)
Gasto
Mensual
(S/.)
Total
Anual
(s/.)
Total
Anual
($/.)
Iluminiacion
Kerosene (lt) 4 4 16.00 192.00 71.11
Velas (Und) 45 0.4 18.00 216.00 80.00
Pilas (Und.) 8 1 8.00 96.00 35.56
Total Anual 504.00 186.67
Radio y Tv.
Baterias (Rec.) 2 5 10.00 120.00 44.44
Pilas (Und.) 6 1 6.00 72.00 26.67
Total Anual 192.00 71.11
Refrigeracion
Kerosene (lt) 7 4 28.00 336.00 124.44
Gas (Balon) 0.3 35 10.50 126.00 46.67
Total Anual 462.00 171.11
otros Disel (lt)
Total Anual
Asimismo para efectos de comparación se ha actualizado los Indicadores
establecidos por el SNIP, de una consultora NRECA,cuyos resultados son los
siguientes:
Cuadro N° 03
BENEFICIOS ECONOMICOS DE ELECTRICIDAD -NRECA DIC. 1999
NECESIDAD REGION NRECA
DIC. 1999
IPC
MAYO
2012
IPC
DICIEMB.1999
Total
MAYO
2012 (s/.)
Total
MAYO
2012 ($/.)
Iluminiacion
COSTA 402.87 377.3 273.130 556.52 206.12
SIERRA 514.8 377.3 273.130 711.14 263.39
SELVA 332.28 377.3 273.130 459.01 170.00
Radio y Tv.
COSTA 290.55 377.3 273.130 401.36 148.65
SIERRA 196.56 377.3 273.130 271.53 100.57
SELVA 188.37 377.3 273.130 260.21 96.38
Refrigeracion
COSTA 751.14 377.3 273.130 1,037.62 384.30
SIERRA 0 377.3 273.130 0.00 0.00
SELVA 451.23 377.3 273.130 623.33 230.86
Tipo de Cambio 2.7
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Podemos apreciar que en la Zona de Selva el beneficio por Iluminación en los
trabajos de campo es mayor que los indicadores de NRECA,para efectos de
selección y adecuación a la normatividad vigente estableceremos los beneficios de
NRECA para nuestro proyecto.
Los beneficios sociales se calculan multiplicando la cantidad anual de usuarios
resultante de la proyección de mercado por estos valores año a año.
Beneficios “Sin Proyecto”
Los Beneficios en la situación “Sin Proyecto” son iguales a cero.
5.2 EVALUACIÓN ECONÓMICA DEL PROYECTO
EVALUACIÓN PRIVADA
Para realizar la evaluación privada se tienen los beneficios incrementales que resultan
de la diferencia de los beneficios en la situación “Con Proyecto” menos los de la
situación “Sin Proyecto”.
También se tiene los costos incrementales que resultan de la diferencia de los costos
en la situación “Con Proyecto” menos los de la situación “Sin Proyecto”.
Luego se obtienen los beneficios netos totales que resultan de la diferencia de los
beneficios incrementales menos los costos incrementales, estos son obtenidos año a
año.
Solo en el año cero los beneficios netos resultan negativos ya que es el año en el que
se efectúa la inversión. En los años siguientes los beneficios netos dan valores
positivos, lo que quiere decir que las ventas de energía son superiores a los costos de
compra de energía y de operación y mantenimiento llegando a un punto en donde la
Relación Costo – Volumen – Utilidad se hace presente y es el momento en que no
ganamos ni perdemos, a este se le denomina Punto de Equilibrio y viene a constituir
la intersección de la curva de los ingresos y la curva de los Costos cuando el Valor
Actual neto es cero.
Para poder apreciar mejor los resultados económicos del proyecto se trabaja con
indicadores económicos. Los más utilizados son el VAN (Valor Actual de Beneficios
Netos) y la TIR (Tasa Interna de Retorno) y el período de recupero de la Inversión. El
VAN da el valor para el año de inversión del beneficio total del proyecto para los 20
años de proyección.
La tasa interna de retorno da la tasa de interés a la cual el valor actual neto se hace
cero. La tasa de descuento utilizada para la evaluación privada es igual a 10%. Los
valores obtenidos de estos indicadores son los siguientes:
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Cuadro N° 04
Indicadores del proyecto a precios privados
INDICADORES VAN 10% TIR
ALTERNATIVA 1 -17´348,447 N.A.
ALTERNATIVA 2 -27´459,085 N.A.
N. A. : No aplica
Se puede apreciar que el VAN es negativo y que la TIR no tiene valor por lo tanto el
proyecto no es rentable desde el punto de vista privado.
5.3 COSTOS A PRECIOS SOCIALES
Costos “Con Proyecto”
Los costos sociales se obtienen considerando modificaciones a los precios de
mercado originadas a raíz que el proyecto es de interés social. En este caso las
modificaciones que se puede realizar son al costo de montaje y de obras civiles, pues
se considera que en este caso la mano de obra será local, por lo tanto tendrá menor
precio al no requerirse transporte y significará un ingreso económico para la zona.
El costo del suministro importado será igual al costo privado multiplicado por los
factores de corrección indicados en la Guía General de Identificación, Formulación
y Evaluación Social de Proyectos de Inversión Pública del Ministerio de Economía
y Finanzas, de igual forma se procede con el costo del montaje electromecánico y
obras civiles. Los factores de corrección que se han aplicado son:
a) Factor de corrección de bienes nacionales
Para considerar el costo social de los bienes nacionales, se deben restar los
impuestos indirectos y directos, en este caso el IGV (18%) y el Impuesto a la Renta
(30%).
b) Factor de corrección de bienes importados
Para considerar el costo social de los bienes importados, además de restarle los
impuestos indirectos (IGV), también debemos restarle los aranceles, y además
afectarlo por el precio social de la divisa (PSD).
c) Factor de corrección de la mano de obra
Las remuneraciones que se ha aplicado es lo establecido por CAPECO, sin el IGV.
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Cuadro N° 05
Costos a precios sociales alternativa 1
ALTERNATIVA 1: INSTALACIÓN DEL AMPLIACION DEL SISTEMA ELECTRICO RURAL DE LAS LOCALIDADES ENTRE HASWALD Y BELLA ESPERANZA-PALCAZU Y CIUDAD CONSTITRUCION-OXAPAMPA-PASCO
DESCRIPCION LINEAS REDES REDES CONEXIONES
TOTAL PRIMARIAS PRIMARIAS SECUNDARIAS DOMICILIARIAS
SUMINISTRO LOCAL 1,723,246.83 641,370.41 1,244,664.81 600,602.25 4,209,884.30
SUMINISTRO IMPORTADO 196,883.07 77,234.41 186,613.30 171,466.80 632,197.58
MONTAJE ELECTROMECANICO 1,166,684.84 231,010.32 657,137.87 233,824.12 2,288,657.15
TRANSPORTE 239,684.33 89,868.57 180,538.64 100,720.49 610,812.03
COSTO DIRECTO 3,326,499.06 1,039,483.71 2,268,954.62 1,106,613.66 7,741,551.06
GASTOS GENERALES (10% CD) 332,649.91 103,948.37 226,895.46 110,661.37 774,155.11
UTILIDADES (10% CD) 332,649.91 103,948.37 226,895.46 110,661.37 774,155.11
SUB TOTAL 3,991,798.88 1,247,380.46 2,722,745.55 1,327,936.39 9,289,861.27
I.G.V. 718,523.80 224,528.48 490,094.20 239,028.55 1,672,175.03
TOTAL 4,710,322.67 1,471,908.94 3,212,839.75 1,566,964.94 10,962,036.30
(*) Incluye Conexiones Domiciliarias
Tipo de Cambio (Soles/ US$): 2.7
I.G.V. 18%
Cuadro N° 06
Costos a Precios Sociales de Alternativa 2
MONTO DE INVERSION
ALTERNATIVA 2: MODULO FOTOVOLTAICO
Número de Módulos a utilizar: 4,400
DESCRIPCION Costo
Unitario (US$)
Total US$ Total S/.
Intangibles 23.1 101,645 274,440.7
Suministro de Materiales
2 Panel Solar con Soporte 399.4 1,757,552 4,745,391
Controlador de Carga 28.2 123,870 334,450
Batería 41.7 183,569 495,637
Luminaria c/ lámpara 33.0 145,190 392,012
Interruptor de un polo 1.0 4,500 12,149
Caja de Conexiones 15.0 66,127 178,542
Montaje Electromecánico 0
Instalación de un Módulo Fotovoltaico 73.2 322,264 870,112
Transporte 8.1 35,828 96,736
Gastos preoperativos (2%) INV. 83,924 226,594
Imprevistos (1%) Act.Fij. 40,945 110,553
Gastos Generales y Utilidades 580,558 1,567,507
Inversión Total (Sin IGV) 3,445,972 9,304,124
Inversión Total (Con IGV) 3,445,972 9,304,124
*Tipo de Cambio (Soles/US$): 2.7
Gastos Generales y Utilidades 22%
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Costos “Sin Proyecto”
Los Costos “Sin Proyecto” son iguales a cero.
5.4 FLUJO DE COSTOS A PRECIOS DE MERCADO
Alternativa 1 y 2
Este se construye a partir del Cronograma de ejecución teniendo como inicio el año
2013, este flujo contiene la programación anual a lo largo del horizonte de estudio
El Flujo de Costos a Precio de Mercado, se adjunta en Anexo Evaluación.
5.5 EVALUACIÓN SOCIAL
Para realizar la evaluación social se tienen los beneficios incrementales que resultan
de la diferencia de los beneficios en la situación “Con Proyecto” menos los de la
situación “Sin Proyecto”. Respecto a los costos incrementales, la situación es similar
a la evaluación privada, pero afectados de los factores de corrección.
En la misma forma que la evaluación privada, se obtienen los beneficios netos
totales resultantes de la diferencia entre los beneficios incrementales menos los
costos incrementales.
El precio social refleja el verdadero costo que significa para la sociedad el uso del
servicio eléctrico es decir sin impuestos, subsidios etc. Por esta razón el MEF ha
estimado factores de corrección para algunos rubros.
En forma similar a la evaluación privada, se necesita obtener los indicadores
económicos que nos indiquen la viabilidad o no del proyecto, estos serán también el
VAN y la TIR. A diferencia de la evaluación privada, para la evaluación social se
utiliza una tasa de descuento de 9%, que es lo normado para proyectos de interés
social. Los valores obtenidos de los indicadores sociales son los siguientes:
Cuadro N° 7
Indicadores del Proyecto a precios sociales
INDICADORES VAN 9% TIR
ALTERNATIVA 1 12´280,411 21.90%
ALTERNATIVA 2 9´666,414 21.50%
N. A. : No aplica
Se puede apreciar que el VAN es positivo y que la TIR es mayor a 9%, por lo tanto
los proyectos son viables desde el punto de vista social.
Además del beneficio económico existen otros beneficios al nivel de bienestar social
que no pueden ser cuantificables como es la disminución de los actos delictivos por
la mejora en el alumbrado público, el aumento de las horas de atención médica, el
aumento de las horas de educación pública, el aumento del potencial turístico de la
zona.
5.6 ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD
Dado a que en el medio ambiente donde se toman las decisiones existe la
incertidumbre de los valores que pueden tomar las variables de estado que
intervienen en el proyecto, se hace necesario realizar un análisis de sensibilidad de
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las variables relevantes en el resultado de rentabilidad, dado su estado de
información que podrían hacer cambiar la decisión de una alternativa por otra.
Determinación de las variables relevantes y su rango de variación:
En el estudio se han considerado como variables relevantes del los indicadores de
rentabilidad a los siguientes:
Alternativa 1
Precio de Venta de Energía
Beneficio Económico por Electrificación
Costo de Inversión
Costos de Compra de Energía/Generación
Costos de Operación y Mantenimiento
Alternativa 2
Cuotas Mensuales
Beneficio Económico por Electrificación
Costo de Inversión
Costo de Operación y Mantenimiento
Evaluación de la Alternativa 1
Precio de venta de energía
Se realizó la evaluación de sensibilidad considerando variaciones en la tarifa de
venta a usuarios finales, dado que estos influyen de manera directa en los
indicadores del proyecto. El resultado se presenta a continuación:
Cuadro N° 8 Variaciones porcentuales VAN a precios VAN a precios TIR a precios Índice de Elasticidad
en la
variable 2 privados (soles) sociales (soles) sociales VAN a PP VAN a PS
15%
-16,623,179 12,280,411 21.90% 0.28 0.00
0%
-17,348,447 12,280,411 21.90%
-15%
-18,119,018 12,280,411 21.90% 0.30 0.00
-30% -18,903,237 12,280,411 21.90% 0.30 0.00
Puede notarse que cuando aumenta/disminuye la tarifa de venta en 15% el VAN social
permanece positivo y constante con lo cual se observa que aún en estos escenarios el
proyecto es socialmente viable.
Por otro lado, el índice de elasticidad nos indica el grado de sensibilidad de los
indicadores de rentabilidad del proyecto ante cambios en la variable crítica
seleccionada (tarifa de venta)
En este marco y con respecto al cuadro anterior se desprende que el indicador del
VAN privado es muy sensible a los cambios de la tarifa de venta puesto que un
aumento (o disminución) de 15% de la tarifa de venta significaría un aumento del 4 %
del VAN privado, mientras que el VAN Social es insensible a cambios en la tarifa de
venta.
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Beneficio económico por Electrificación
Cuadro 9
Variaciones porcentuales VAN a precios VAN a precios TIR a precios Índice de Elasticidad
en la variable
1 privados (soles) sociales (soles) sociales VAN a PP VAN a PS
15%
-17,348,447 16,356,885 25.77% 0.00 2.21
0%
-17,348,447 12,280,411 21.90%
-15%
-17,348,447 8,203,936 17.91% 0.00 2.21
-30% -17,348,447 4,127,462 13.69% 0.00 2.21
Como se aprecia que el VAN social del proyecto es dependiente de los beneficios
económicos que los usuarios perciban por la iluminación, Este beneficio económico
dependerá del ahorro de las fuentes alternativas para iluminación y del consumo de
electricidad destinado a iluminación cuando las localidades ya cuentan con el
servicio.
Del cuadro anterior se observa que la TIR social para la alternativa 01 es de 21.90%,
este dato depende de los beneficios por Electrificación para la Selva calculados, en
41.44 US$/mes (111.88 S/. /mes) ,en este cuadro se puede apreciar que si el
beneficio por electrificación en la zona de la selva disminuye en 30%, es decir pasa
de 41.44 US$/mes a 29.0US$/mes, se tendría una TIR equivalente a 13.69%
siguiendo la Alternativa 1 viable hasta tener una disminución del 45% donde la TIR
es igual a 9% .
En este marco y con respecto al cuadro anterior se desprende que el indicador del
VAN privado es insensible a los cambios de esta variable puesto que un aumento (o
disminución) de 15% de los Beneficios económicos por Electrificación significaría
un aumento del 0 % del VAN privado, mientras que el VAN Social es sensible a
cambios de esta variable.
Costo de Inversión Cuadro N° 10
Variaciones
porcentuales VAN a precios VAN a precios TIR a precios Índice de Elasticidad
en la variable 3 privados (soles) sociales (soles) sociales VAN a PP VAN a PS
15%
-19,783,007 10,628,158 18.94% -0.94 -0.90
0%
-17,348,447 12,280,411 21.90%
-15%
-14,913,888 13,932,663 25.81% -0.94 -0.90
-30% -12,479,328 15,584,915 31.28% -0.94 -0.90
El rango de variación de esta variable, para la alternativa 1 será de –15% a un +15%
de la inversión inicial, debido a que los costos suelen subir debido a la subida en el
mercado mundial del precio de los minerales, y así mismo; en esta alternativa hay una
mayor probabilidad de tener imprevistos en cuanto a transporte, fabricación de
equipos y materiales, problemas con oferta de mano de obra, entre otros.
En este marco y con respecto al cuadro anterior se desprende que el indicador del
VAN privado y VAN social son sensibles a los cambios del costo de Inversión
puesto que un aumento (o disminución) de 15% de los Costos de Inversión
significaría un aumento del VAN privado y social.
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Costos de Compra de Energía/Generación
Cuadro N° 11 Variaciones porcentuales VAN a precios VAN a precios TIR a precios Índice de Elasticidad
en la variable 5 privados (soles) sociales (soles) sociales VAN a PP VAN a PS
10%
-17,525,406 12,087,694 21.73% -0.10 -0.16
0%
-17,348,447 12,280,411 21.90%
-10%
-17,171,545 12,473,127 22.08% -0.10 -0.16
-20% -16,996,419 12,665,844 22.25% -0.10 -0.16
En este marco y con respecto al cuadro anterior se desprende que el indicador del
VAN privado y VAN social son sensibles a los cambios del costos de compra de
energía puesto que un aumento (o disminución) de 10% de los Costos de compra de
energía significaría un aumento del VAN privado y social.
Costos de Operación y Mantenimiento
Cuadro N° 12 Variaciones porcentuales VAN a precios VAN a precios TIR a precios Índice de Elasticidad
en la variable 6 privados (soles) sociales (soles) sociales VAN a PP VAN a PS
15%
-17,676,808 11,987,325 21.62% -0.13 -0.16
0%
-17,348,447 12,280,411 21.90%
-15%
-17,028,686 12,573,496 22.19% -0.12 -0.16
-30% -16,713,724 12,866,582 22.47% -0.12 -0.16
En este marco y con respecto al cuadro anterior se desprende que el indicador del
VAN privado y VAN social son sensibles a los cambios de los costos de Operación
y Mantenimiento puesto que un aumento (o disminución) de 15% de los Costos de
esta variable significaría un aumento del VAN privado y social.
Evaluación de la Alternativa 2
Cuota Mensual
Cuadro N° 13 Variaciones porcentuales VAN a precios VAN a precios TIR a precios Índice de Elasticidad
en la variable 2 privados (soles) sociales (soles) sociales VAN a PP VAN a PS
15%
-26,989,581 9,666,414 21.50% 0.11 0.00
0%
-27,459,085 9,666,414 21.50%
-15%
-27,928,589 9,666,414 21.50% 0.11 0.00
-30% -28,398,093 9,666,414 21.50% 0.11 0.00
Se observa que la Alternativa 02 es poco sensible a los cambios en la cuota mensual
aportada por los beneficiarios del proyecto. Sin embargo, aún ante un descuento del
30% en la cuota mensual aportada por los beneficiarios del proyecto, la Alternativa
02 sigue siendo insensible frente a la variación, manteniéndose viable.
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Beneficio Económico por Electrificación
Cuadro N° 14 Variaciones porcentuales VAN a precios VAN a precios TIR a precios Índice de Elasticidad
en la variable 1 privados (soles) sociales (soles) sociales VAN a PP VAN a PS
15%
-27,459,085 13,742,889 26.27% 0.00 2.81
0%
-27,459,085 9,666,414 21.50%
-15%
-27,459,085 5,589,940 16.53% 0.00 2.81
-30% -27,459,085 1,513,416 11.17% 0.00 2.81
En el caso de los indicadores de sensibilidad, podemos observar a partir del
cuadro anterior que el VAN privado es insensible ante cambios en el beneficio
económico por iluminación mientras que el VAN social es muy sensible al
cambio de dicha variable.
Costo de Inversión
Cuadro N° 15 Variaciones porcentuales VAN a precios VAN a precios TIR a precios Índice de Elasticidad
en la variable 3 privados (soles) sociales (soles) sociales VAN a PP VAN a PS
15%
-29,524,121 8,270,796 18.46% -0.50 -0.96
0%
-27,459,085 9,666,414 21.50%
-15%
-25,394,049 11,062,033 25.54% -0.50 -0.96
-30% -23,329,012 12,457,652 31.29% -0.50 -0.96
En este marco y con respecto al cuadro anterior se desprende que el indicador del
VAN privado y VAN social son sensibles a los cambios del costo de Inversión
puesto que un aumento (o disminución) de 15% de los Costos de Inversión
significaría un aumento del VAN privado y social.
Costos de Operación y Mantenimiento
Cuadro N° 16 Variaciones porcentuales VAN a precios VAN a precios TIR a precios Índice de Elasticidad
en la variable 5 privados (soles) sociales (soles) sociales VAN a PP VAN a PS
15%
-27,605,246 9,538,122 21.34% -0.04 -0.09
0%
-27,459,085 9,666,414 21.50%
-15%
-27,312,924 9,794,707 21.66% -0.04 -0.09
-30% -27,166,763 9,923,000 21.81% -0.04 -0.09
En este marco y con respecto al cuadro anterior se desprende que el indicador del
VAN privado y VAN social son sensibles a los cambios de los costos de
Operación y Mantenimiento puesto que un aumento (o disminución) de 20% de
los Costos de esta variable significaría un aumento del VAN privado y social.
5.7 SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA
Después de un análisis técnico, económico, social y ambiental concluimos que la
Alternativa 1 es la óptima. Por consiguiente, se recomienda al Gobierno Regional
Pasco para que construya este Pequeño Sistema Eléctrico, denominado
“AMPLIACION DEL SISTEMA ELECTRICO RURAL DE LAS
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LOCALIDADES ENTRE HASWALD Y BELLA ESPERANZA-CHATARRA,
DISTRITOS DE PALCAZU Y CIUDAD CONSTITUCION - OXAPAMPA,
PASCO”
Ventajas de la Alternativa Seleccionada
a. El servicio de las Redes eléctricas es ininterrumpido durante las 24 horas del día
con algunas excepciones que puedan existir por descargas atmosféricas en la
estación de invierno o cuando se efectúe labores de mantenimiento.
b. La operación y maniobra del sistema estará a cargo de Electrocentro S.A.A.
c. Las líneas y redes primarias de este Pequeño Sistema Eléctrico estarán conectados
al Sistema Interconectado Nacional (SEIN)
d. Los Impactos Ambientales negativos que pueden ocasionar son casi nulos,
porque la energía eléctrica en corriente alterna no deja residuos.
Conclusiones
- El Valor Actual Neto y la Tasa interna de retorno nos señalan que el pequeño
sistema eléctrico no permitirá recuperar las inversiones ni el costo de la
Inversión, debido a que la demanda atendida es baja, desde el punto de vista
privado el proyecto no es rentable.
- Debido a que este es un proyecto de interés social y el mayor beneficio que se
obtiene es la posibilidad de impulsar el desarrollo de los pueblos que serán
electrificados, se requiere que la participación del estado para que el proyecto se
haga económicamente viable.
- De acuerdo a los resultados obtenidos en la evaluación costo-beneficio, del
impacto ambiental, así como del análisis de sensibilidad y sostenibilidad se
concluye que este proyecto es Viable
Recomendaciones
- Se recomienda que el presente proyecto pase a la etapa de Inversión, debido que
en la evaluación efectuada arroja resultados de rentabilidad social positiva y el
proyecto es auto sostenible.
5.8 ANÁLISIS DE SOSTENIBILIDAD
El presente proyecto es una ampliación del SER Pozuzo-Puerto Bermúdez, por lo
tanto, la infraestructura eléctrica deberá estar a cargo de Electrocentro S.A.A, por ser
ésta la encargada de la administración de las redes existentes.
De acuerdo con lo anterior y conforme al modelo que se viene utilizando en el proceso
de la electrificación rural, la infraestructura eléctrica se deberá transferir en calidad de
Aporte de Capital, a Adinelsa (Empresa de Administración de Infraestructura
Eléctrica S.A.), por ser la encargada de la administración del servicio de operación,
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mantenimiento y comercialización de los PSEs que ejecuta el estado en el ámbito
rural, por lo tanto cuenta con el suficiente respaldo técnico, administrativo y logístico.
De los flujos de costos e ingresos a precios de mercado generados por el proyecto, se
observa en el índice de cobertura que los ingresos son suficientes para cubrir los
costos de operación y mantenimiento durante el periodo de estudio lo que hace
sostenible el proyecto. Dicho esto el proyecto no necesitará de ningún subsidio por
parte del estado para poder cubrir sus costos de operación y mantenimiento
requeridos.
CUADRO N° 17
FLUJO DE COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
COSTOS Y FUENTES AÑOS
2013 2018 2023 2028 2032
Compra de energía 133,419 156,873 184,743 217,733 248,440
Costos de operación y mantenimiento 134,474 142,607 151,231 160,378 168,092
Costo por Derecho de Conexión 194,207 0 0 0 0
Tarifas o Cuotas 371,633 437,534 515,893 608,701 695,123
Cobertura 211% 146% 154% 161% 167%
5.9 IMPACTO AMBIENTAL
El área del proyecto abarca un área delimitada por el trazo de las líneas y el ancho de
franja de la servidumbre de 11 metros, además se considera el área ocupada por los
poblados beneficiados con este proyecto.
En el área del proyecto no se ha encontrado no se ubica zona de reserva natural;
durante los trabajos de campo no se identificaron restos arqueológicos, al realizar el
estudio definitivo se deberá obtener el Certificado de Inexistencia de restos
Arqueológicos CIRA.
El clima de la zona en el distrito de Pacucha es en su mayor parte frio a templado
porque se encuentra entre las altitudes de 2 500 y 3 200 m.s.n.m, la temperatura
promedio es del orden de 18° C.
El clima de la zona en el distrito de Pacucha en su mayor parte frígido porque se
encuentra entre las altitudes de 1 200 y 4 200 m.s.n.m, y comprende cuatro regiones
naturales, Yunga, Quechua, Jalca y Puna, la temperatura promedio es del orden de
28° C.
Hidrografía
En el distrito de Pacucha el recurso hídrico es abundante, lo más representativo son
sus lagunas: Pacucha y Pucullococha, existe también un único rio “San Juan de
Huayccon”.
Para el distrito de Andarapa la cuenca principal es del río Pampas, y sus afluentes
principales son los ríos Chumbao y Cocas.
La subcuenca del distrito se denomina rio Toxama.
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Fauna y Flora
Entre la Flora tenemos rodales de tuna silvestre, de la que se extraen la Tuna y la
cochinilla, entre otros están: Totora, tara, molle, cabuya, aliso, etc.
En Andarapa, es muy variado, frutales, caña de azúcar, maíz, trigo, árboles frutales,
Quinua, tarhui.
La Fauna esta compuesto, por Patos, gaviotas y garzas, entre los mamíferos que
hay en la zona se cuenta al venado gris, puma, zorro, zorrino.
La Fauna para Andarapa, está compuesto de las aves como el loro macho, zorzal, la
huallata y el pito. Entre los mamíferos tenemos a la vizcacha y la vicuña.
DESCRIPCIÓN DE IMPACTOS AMBIENTALES DE LAS ALTERNATIVAS
Alternativa 1. INSTALACIÓN DE LÍNEAS y REDES PRIMARIAS
Impactos Positivos
Los impactos ambientales positivos del proyecto se dan en el ambiente socioeconómico
durante su etapa de operación, contribuyendo significativamente a mejorar la calidad de
vida de la población beneficiada con dicho proyecto. Entre estos impactos podemos
considerar:
Capacitación de la mano de obra local, incrementando el número de personas
activas por la generación de empleos temporales.
Leve mejoramiento en el aprovechamiento del suelo: El control de la vegetación
a través del cultivo de pastos y plantaciones agrícolas de tallo corto mejorarán el
aprovechamiento de la tierra cultivable en el sector agrícola.
Existirá mayor comodidad por el uso de la Energía.
Revalorización de las fincas rurales o turísticas por tenencia de energía eléctrica.
Expansión de industrias auxiliares debido a la energía eléctrica.
La inserción en el mundo globalizado a través de las telecomunicaciones y el
Internet
Mejora en los servicios básicos y se impulsará otros servicios.
Impactos Negativos
Estos se presentarán solo en la etapa de construcción y son:
Depredación de fauna con caza esporádica de especies animales
Contaminación por desechos de material reciclable, como residuos de embalaje,
envases de cemento, etc.
Alteración del hábitat en la franja de servidumbre
Todos estos impactos negativos causados por el proyecto se consideran como
de menor nivel, los que pueden ser evitados con medidas de prevención y control
Alternativa 2. INSTALACIÓN DE PANELES SOLARES
Impactos Positivos
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Los impactos ambientales positivos del proyecto se dan en el ambiente socioeconómico
durante su etapa de operación, contribuyendo significativamente a mejorar la calidad de
vida de la población beneficiada.
Mejora en los servicios básicos de la población.
Impactos Negativos
Como los Módulos solares se componen de partes que deben acumular energía, éstos al
cumplir su vida útil deben ser desechados, ofreciendo un alto grado de contaminación por
residuos tóxicos y será necesario aplicar el monitoreo de impactos ambientales.
Las diferentes comunidades o localidades beneficiarias, tomando en cuenta criterios
fisiográficos de accesibilidad, de menor interferencia con áreas agrícolas , condiciones
ambientales naturales y socioeconómicos, de acuerdo a una rápida visita de campo y
con ayuda de mapas y planos, tomando en consideración lo siguiente::
Se ha evitado el paso de la línea y redes por: zonas arqueológicas establecidas, áreas
naturales protegidas, Unidades de conservación o Santuarios Nacionales, igualmente
atravesar pantanos o zonas inundables permanentes de alto riesgo, y otras zonas de
exclusión inapropiadas para el caso de esta obra.
En los estudios posteriores deberá considerarse, el caso del trazo de la línea si
tuviera que ir forzosamente por el centro de la zona urbana o sub urbana, se
procurará bordear calles o caminos, y en el caso de cruce de carreteras o vías
similares, el ángulo de la línea con respecto a la calle deberá ser mayor de15º.
No habrá impactos sociales negativos en la población residente, durante el tránsito
de vehículos y personal técnico con equipos, transporte de material, instalación y/o
montaje tanto de los conductores, postes y componentes metálicos, equipos
electromecánicos y dispositivos electrónicos.
5.10.-Matriz de Marco Lógico para la Alternativa Seleccionada
Adjuntemos el Cuadro N° 18, donde se puede apreciar el Fin, El Propósito, Los
Componentes y las Acciones de la Alternativa Seleccionada, para la Evaluación y
Monitoreo Ex – post del proyecto.
5.1055 CUADRO N° 18
5.10 MATRIZ DEL MARCO LÓGICO PARA LA ALTERNATIVA
SELECCIONADA
Perfil
“Ampliación del Sistema Eléctrico Rural de las localidades entre Haswald y Bella Esperanza-Chatarra, Palcazú y Ciudad Constitución -Oxapampa”
CONSULTOR /CONSORCIO NUEVA ESPERANZA GOBIERNO REGIONAL PASCO/GSRO
Resumen de
objetivos
Indicadores Medios de
Verificación
Supuestos
FIN
Desarrollo Productivo y
socioeconómico de las
localidades del distrito de
Palcazú-provincia de
Oxapampa-departamento de
Pasco
*Disminución del Índice de pobreza humano
*Aumento del consumo de energía eléctrica de
la provincia de Palcazu.
*Estadísticas del INEI-PNUD
*Registros de Consumo eléctrico de
Electrocentro S.A.A.
Estabilidad Económica, Política y
Legal propicia para la realización
de la Inversión.
PROPOSITO
Acceso de la población al
servicio de electricidad en el
distrito de Palcazú y Ciudad
Constitución -Provincia de
Oxapampa-Pasco
Aumento del Coeficiente de Electrificación
Global de la provincia de a partir del 2013.
Informes del MEM-DGER
OSINERG (Regulación de Tarifas)
Interés de los pobladores por el
desarrollo productivo y social de
sus localidades con el
aprovechamiento de la energía
eléctrica.
Informe PNUD
COMPONENTES
S.E. T. Puerto Bermúdez
Infraestructura Eléctrica en
33/19 kv; Sistema Eléctrico de
Lineas,Redes Primarias , Redes
Secundaria y conexiones
Domiciliarias por construir.
135.67
41
Km de Longitud de Línea
primaria monofásica
MRT.
Sub-Estaciones de
Distribución
41 Sud
Informes de supervisión por el
GRP/GRI
*Cuaderno de Obras.
*Durante la ejecución de la obra se
respeta las Normas y Códigos de
Electricidad, sin atentar contra la
salud ni el medio ambiente.
* La población y autoridades no se
oponen y cumplen sus funciones.
1,257 Acometidas
domiciliarias.
*Informe de Liquidación de Obra
ACCIONES
*Proceso de Estudios de
Ingeniería.
*Proceso de Licitación para la
ejecución de la obra
*Convocatoria de los diferentes procesos ( 6
meses )
* Inversión para la ejecución de la
obra(Incluye Gastos Generales, Utilidades e
IGV):
Base de Datos del GRP Participación organizada de la
población a ser beneficiada.
*Suministro de materiales.
*Ejecución de la obra.
*Entrega y Liquidación final.
*Concesión a Electrocentro
S.A.A
S/.14,194,716.10
Informes del GRP
Plan de Inversiones del Proyecto.
Reportes estadísticos del GRP
OBSERVACIONES
El proyecto será ejecutado por el Gobierno Regional Pasco desde la etapa de diseño.
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VI.- CONCLUSIONES
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6.- CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES:
CONCLUSIONES:
El Gobierno Regional Pasco tiene prevista que el Pequeño Sistema Eléctrico inicie
sus operaciones el año 2013, con el cual se logrará electrificar 63 localidades, a través
del desarrollo de Líneas y Redes Primarias.
Los indicadores sociales son positivos por lo que el proyecto se hace socialmente
rentable en la alternativa Nº 1.
Por ser un proyecto de interés social se hace necesario la participación del Estado para
que este sea económicamente viable. El mayor beneficio se obtiene por la posibilidad
de generación de desarrollo de los pueblos a los que se va a suministrar energía
eléctrica.
La evaluación económica realizada, concluye que la alternativa N° 1 es la más
conveniente, por tener el VAN social y la TIR mayor que la otra alternativa.
El proyecto es sostenible desde el primer año, por lo que no necesitará de ningún tipo
de subsidio para cubrir los Costos de Operación y Mantenimiento.
Del análisis de sensibilidad, se tiene que, la alternativa N° 1, siempre será la
alternativa más conveniente.
Ambas alternativas producen impactos ambientales positivos sobre el medio ambiente
local, y aumentan en consecuencia el bienestar socioeconómico de la población.
En la alternativa N° 1, los factores ambientales de mayor impacto negativo ocurren en
la etapa de construcción, principalmente en el medio físico (contaminación y erosión
de suelos), y que su gran mayoría son transitorios.
RECOMENDACIONES:
Se recomienda que el presente proyecto pase a la etapa de Inversión, debido que en la
evaluación efectuada arroja resultados de rentabilidad social positiva y el proyecto
es auto sostenible.
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VII.- ANEXOS
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VIII.- MERCADO ELÉCTRICO
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IX.- FORMATOS SNIP
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X.- PLANOS