pse querocoto ii etapa

MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS DISA DIRECCION EJECUTIVA DE PROYECTOS CONTRATISTAS GENERALES

ÍNDICE GENERAL

I RESUMEN EJECUTIVO 1.1 Nombre del proyecto 1.2 Objetivo del proyecto 1.3 Balance oferta y demanda del proyecto 1.4 Descripción de las alternativas propuestas 1.5 Costos según alternativas 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 las entidades involucradas y de los beneficiarios 2.4 Marco de referencia III IDENTIFICACIÓN 3.1 Diagnóstico de la situación actual 3.2 Definición del problema y sus causas 3.3 Objetivo del Proyecto 3.4 Alternativas de Solución IV FORMULACIÓN Y EVALUACIÓN 4.1 Análisis de la demanda y oferta de potencia y energía eléctrica 4.2 Balance oferta y demanda 4.3 Determinación de los costos de las alternativas 4.4 Determinación de los beneficios de las alternativas 4.5 Evaluación social y privada de las alternativas planteadas 4.6 Análisis de sensibilidad de las alternativas 4.7 Análisis de sostenibilidad de las alternativas 4.8 Impacto Ambiental 4.9 Matriz del marco lógico de la mejor alternativa del proyecto V CONCLUSIONES VI CUADROS VII FORMATOS SNIP VIII ANEXOS IX MERCADO ELÉCTRICO X DIAGRAMA DE CARGA TIPICO XI ANALISIS DE FLUJO DE CARGA

0PERFIL DE PREINVERSION: “PEQUEÑO SISTEMA ELECTRICO QUEROCOTO-HUAMBOS II ETAPA”


XII PLANOS XIII REGISTRO DE CONSUMOS TÍPICOS



I. RESUMEN EJECUTIVO



1.1 NOMBRE DEL PROYECTO El nombre del Proyecto es “Perfil del Proyecto de Electrificación Rural del P.S.E Querocoto – Huambos II Etapa”

1.2 OBJETIVOS DEL PROYECTO Acceso al servicio de electricidad en forma integral y confiable: Al evaluar la zona en estudio se ha determinado que para lograr un desarrollo socio económico es necesario dotar de un servicio de electricidad en forma integral y confiable a la población. Mejora en la Calidad de Vida y Desarrollo Productivo de la Población: El fin último es que estas poblaciones logren un alto desarrollo socioeconómico producto del incremento de las actividades productivas, comerciales y turísticas. Por consiguiente podrán superar el estado actual de pobreza y con ello mejorar el bajo índice de desarrollo humano que muestra el informe del PNUD. El siguiente cuadro indica la población beneficiada con este proyecto.

Cuadro 1.1 Población Estimada Beneficiada año 2008

ETAPA NUMERO DE

LOCALIDADES POBLACION VIVIENDAS BENEFICIADA

Con estudios Gobierno Regional Cajamarca

9 3 431 648

II 66 14 754 4 556 TOTAL 75 18 185 5 204

Fuente: Datos de población proyectada por el INEI 1.3 BALANCE OFERTA – DEMANDA 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 la generación eléctrica de la C.H Paltic y será necesario la ejecución de la futura S.E Cutervo. En el cuadro siguiente se muestran los resultados obtenidos para los 20 años de proyección del estudio.



Cuadro N° 1.2

Balance Oferta – Demanda

(kW) (kW) (kW) (kW) (kW) (kW)PSE

QUEROCOTO - HUAMBOS II

ETAPA

SISTEMA EXISTENTE

C.H PALTIC FUTURA S.E. CUTERVO (*)

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

2 008 501 721 1 222 853 6 650 6 2802 009 506 732 1 238 853 6 650 6 2642 010 512 743 1 255 853 6 650 6 2472 011 519 754 1 273 853 6 650 6 2292 012 526 765 1 291 853 6 650 6 2112 013 536 777 1 313 853 6 650 6 1902 014 542 789 1 331 853 6 650 6 1722 015 547 800 1 348 853 6 650 6 1552 016 554 812 1 366 853 6 650 6 1362 017 560 825 1 384 853 6 650 6 1182 018 566 837 1 403 853 6 650 6 1002 019 575 850 1 424 853 6 650 6 0782 020 583 862 1 446 853 6 650 6 0572 021 591 875 1 467 853 6 650 6 0362 022 598 888 1 487 853 6 650 6 0162 023 607 902 1 509 853 6 650 5 9942 024 615 915 1 531 853 6 650 5 9722 025 625 929 1 554 853 6 650 5 9482 026 634 943 1 577 853 6 650 5 9262 027 644 957 1 601 853 6 650 5 901

(*) Se considera como oferta la capacidad disponible de la Futura S.E. Cutervo. Ver Formato 3.

CANTIDAD DEMANDADA

FORMATO 4BALANCE OFERTA-DEMANDA

EN EL MERCADO DEL PSE QUEROCOTO - HUAMBOS II ETAPA - ALTERNATIVA 1

CANTIDAD OFRECIDA

SUPERAVIT O DÉFICIT

AÑO

CANTIDAD DEMANDADA

TOTAL

CANTIDAD DEMANDADA

CANTIDAD OFRECIDA

1.4 ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN Al problema central de carencia de suministro eléctrico en forma integral y confiable se plantean dos alternativas técnicas; la primera construcción de interconexión al sistema eléctrico existente y la segunda La instalación de paneles fotovoltaicos. La primera alternativa consiste en la construcción de 146,86 Km. de línea primaria, la construcción de redes primarias y secundarias para 66 localidades instalando 4 556 medidores y acometidas domiciliarias. La segunda alternativa consiste en la instalación de 5 851 módulos con paneles solares. 1.5 DETERMINACION DE COSTOS DE ALTERNATIVAS 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° 1.3.1 Presupuesto Referencial PSE Querocoto - Huambos II Etapa

LINEAS REDES REDESPRIMARIAS PRIMARIAS SECUNDARIAS (*)

SUMINISTRO LOCAL 292,330.23 613,371.78 1,080,654.25 1,986,356.27 SUMINISTRO IMPORTADO 681,972.92 214,711.29 1,473,800.21 2,370,484.41 MONTAJE ELECTROMECANICO 804,631.53 262,812.51 861,550.52 1,928,994.56 TRANSPORTE 92,558.80 66,246.65 230,929.31 389,734.76 COSTO DIRECTO 1,871,493.48 1,157,142.23 3,646,934.29 6,675,570.00 GASTOS GENERALES (12% CD) 224,579.22 138,857.07 370,526.60 733,962.88 UTILIDADES (10% CD) 187,149.35 115,714.22 289,378.79 592,242.36 SUB TOTAL 2,283,222.05 1,411,713.52 4,306,839.68 8,001,775.24 I.G.V. 433,812.19 268,225.57 818,299.54 1,520,337.30 TOTAL 2,717,034.23 1,679,939.08 5,125,139.22 9,522,112.54 (*) Incluye Conexiones Domiciliarias

TOTAL DESCRIPCION

El costo de compra de energía para alimentar al PSE. a sido considerado según OSINERG-GART donde el Precio de la Energía de la Barra Equivalente en MT es igual a 31,54 ctm S/./kWh y el Precio de la Potencia en Horas de Punta es igual a 12,89 S/./kW-mes por lo tanto el Precio Ponderado de la Energía en Barra Equivalente de MT es igual a 20,16 ctm S/./kWh. Este precio hay que multiplicarlo por la demanda de energía obtenida para el PSE. Alternativa 2 Los costos a precios de mercado considerado para la ejecución del proyecto se muestran a continuación:

Cuadro N° 1.3.2

Presupuesto Referencial Módulos Fotovoltaicos Número de Módulos a utilizar: 5 851

DESCRIPCIONCosto

Unitario (US$)

Total US$ Total S/.

Intangibles 18,7 109 660 361 877Suministro de Materiales2 Panel Solar con Soporte 471,3 2 757 693 9 100 388Controlador de Carga 46,3 270 609 893 009Batería 68,5 401 028 1 323 391Luminaria c/ lámpara 54,2 317 183 1 046 703Interruptor de un polo 1,7 9 830 32 438Caja de Conexiones 24,7 144 461 476 722Montaje ElectromecánicoInstalación de un Módulo Fotovoltaico 86,5 505 948 1 669 627Transporte 9,6 56 216 185 514Gastos preoperativos 111 574 368 195Imprevistos 53 890 177 836Gastos Generales y Utilidades (25%) 1 115 742 3 681 948Inversión Total (Sin IGV) 5 853 833 19 317 648Inversión Total (Con IGV) 6 966 061 22 988 001*Tipo de Cambio (Soles/US$): 3,3

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: 3 años Controladores: 10 años



Luminarias: 4 años Costos “Sin Proyecto” Los Costos “Sin Proyecto” son iguales a cero. En el Formato 2 puede verse la proyección de energía para las localidades a electrificar y en el Formato 5 pueden verse los costos privados en las situaciones “Con Proyecto” y “Sin Proyecto”. 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, 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. Costos “Sin Proyecto” Los Costos “Sin Proyecto” son iguales a cero. 1.6 DETERMINACION DE LOS BENEFICIOS 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 OSINERG, las cuales son las siguientes:

Precios de Venta de Energía Tarifa de venta de energía BT5B (ctm S/./kWh) 48,61 Tarifa de venta de energía BT5C (AP) (ctm S/./kWh) 46,73

Fuente: Osinerg para el Sistema Cajamarca Rural Sector 5 electronorte Para obtener el beneficio total se multiplica la energía consumida por la tarifa respectiva año a año. 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 5.00 US$ (16,15 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” 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 cuantificados por NRECA International, Ltd. – SETA y se basan en la voluntad de pago de los pobladores, en el ahorro de fuentes alternativas de energía como son pilas, velas, querosene. y en el excedente del consumidor. Estos valores son anuales y son obtenidos por usuario:

Beneficios por electrificación rural

Beneficio anual por iluminación:

357 S/./abonado

Beneficio anual por radio y televisión:

179 S/./abonado

Beneficio anual por refrigeración:

0,0 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 EVALUACION SOCIAL Y PRIVADA EVALUCIÓN 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”. Estos pueden verse en el Formato 6. 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”. Estos pueden verse en el 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 y se puede apreciar en el Formato 7.



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. 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

INDICADORES VAN 12%

TIR

ALTERNATIVA 1 -9 099 457 N.A. ALTERNATIVA 2 -25 681 402 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. 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”. Estos pueden verse en el Formato 6-A. Respecto a los costos incrementales, la situación es similar a la evaluación privada. 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, los cuales puede verse en el Formato 7. Los indicadores económicos que nos indican la viabilidad o no del proyecto, son el VAN y la TIR. Se utilizó una tasa de descuento de 14%, que es lo normado para proyectos de interés social. Los valores obtenidos de los indicadores sociales son los siguientes:

Indicadores del Proyecto a precios sociales INDICADORES VAN

14% TIR

ALTERNATIVA 1 7 040 968 26,80%. ALTERNATIVA 2 -7 973 021 N.A.

N.A : No aplica Se puede apreciar que el VAN es positivo y que la TIR es mayor a 14%, por lo tanto el proyecto también es viable 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. 1.8 SENSIBILIDAD DEL PROYECTO



En el análisis de sensibilidad se consideraron como variables relevantes en el resultado de rentabilidad y por consiguiente la decisión de inversión a las siguientes variables: Tasa de crecimiento equivalente de demanda de energía, beneficio económico por iluminación, comunicación, refrigeración y otros usos, costos de inversión, costos de operación de mantenimiento. Del análisis de sensibilidad resulta que la alternativa 1, es socialmente viable. 1.9 SOSTENIBILIDAD DEL PROYECTO El PSE Querocoto - Huambos II Etapa, será construido por la Dirección Ejecutiva de Proyectos del Ministerio de Energía, entidad con amplia experiencia en la construcción de sistemas de distribución rural en todo el país. Por otro lado la política que se aplica para proyectos sociales de electrificación rural es que la infraestructura eléctrica ubicada fuera del área de concesión sea transferida en calidad de Aporte de Capital, a ADINELSA, quien en este caso será la encargada de la administración del servicio de operación, mantenimiento y comercialización del sistema de distribución. ADINELSA es una entidad encargada de la administración de varios Pequeños Sistemas Eléctricos, en todo el país, por lo tanto cuenta con el suficiente respaldo técnico, administrativo y logístico. Sin embargo, dando una mirada al Formato 8 puede verse que: que el PSE 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 y las fuentes de egreso 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, por lo tanto la venta de energía cubrirá la compra y además permitirá tener una ganancia. Por consiguiente, el hecho de ser sostenible un sistema de distribución es atractivo para entes distribuidores para administrar este PSE. 1.10 IMPACTO AMBIENTAL El área de influencia directa del estudio abarca un área delimitada por el trazo de las líneas de primarias de distribución multiplicado por el ancho de la franja de servidumbre (11 m.) mas el área ocupada por los poblados beneficiados con el suministro eléctrico del PSE Querocoto - Huambos II Etapa. El área de influencia indirecta estará determinada por el área geográfica donde todas poblaciones beneficiadas realizan sus actividades y relaciones sociales, económicas, así como por los limites naturales que marcan las quebradas y formadas fundamentalmente por el río Chotano que conforman la red hidrográfica, y todos aquellos componentes ambientales que forman el ecosistema del sector a electrificar (distritos Querocoto y Huambos). La metodología utilizada para la caracterización de zona del proyecto y por consiguiente la elaboración de la Línea Base fue mediante la recopilación de la documentación bibliográfica, fuentes estadísticas oficiales y luego la recopilación de información de campo a través del reconocimiento visual y las encuestas a las autoridades de la Provincia y Sub Región Cutervo. El proyecto es factible desde el punto de vista ambiental en el sentido que el trazo de las líneas eléctricas no afectan sitios arqueológicos, mientras que el impacto al ecosistema es mínimo en vista que el trazo de las líneas eléctricas serán trazadas con el criterio de estar paralelas a las vías de comunicación existente.



1.11 SELECCION DE LA MEJOR ALTERNATIVA Del análisis técnico, económico, social y ambiental concluimos que la alternativa 1 es la optima. Por consiguiente, se recomienda que sea el Estado quien construya un sistema eléctrico convencional.



II. ASPECTOS GENERALES



2.1 NOMBRE DEL PROYECTO “ELECTRIFICACIÓN RURAL DEL PSE QUEROCOTO - HUAMBOS II ETAPA” 2.2 UNIDAD FORMULADORA Y EJECUTORA Unidad Formuladora: Dirección Ejecutiva de Proyectos-DEP Sector Energía y Minas Pliego Ministerio de Energía y Minas Teléfono 4750056 Anexo 324 Dirección Av. Las Artes Nº 260 San Borja Persona Responsable José Eslava Arnao Cargo Director Ejecutivo de Proyectos Correo electrónico: [email protected] Unidad Ejecutora: Dirección Ejecutiva de Proyectos-DEP Sector Energía y Minas Pliego Ministerio de Energía y Minas Teléfono 4750056 Anexo 324 Dirección Av. Las Artes Nº 260 San Borja

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2.3 PARTICIPACIÓN DE LAS ENTIDADES INVOLUCRADAS Y DE LOS BENEFICIARIOS

Para el desarrollo del proyecto es necesaria 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:

Gobierno Local (Varios)

Gobierno Central

Unidad Ejecutora Del

Proyecto

Población

Constructora

Organismo Financiero

PERFIL DE PREINVERSION: “PEQUEÑO SISTEMA ELECTRICO QUEROCOTO-HUAMBOS II ETAPA”


La participación de LA POBLACIÓN, como principales beneficiarios, consistirá en brindar la información necesaria para los diferentes estudios en la etapa de elaboración del proyecto, apoyo como mano de obra local 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 resaltar que la población ha firmado una carta de compromiso con la Unidad Ejecutora (Dirección Ejecutiva de Proyectos-DEP) durante la realización de una serie de talleres organizados con la finalidad de que los beneficiarios tomen conocimiento y adquieran conciencia de los problemas actuales y de las alternativas de solución existentes relacionadas el servicio de energía eléctrica, haciéndose énfasis que este tipo de proyectos requieren de un costo por consumo que debe ser asumido por ellos. DIRECCION EJECUTIVA DE PROYECTOS-DEP, será la encargada de elaborar el proyecto en su nivel perfil para lo cual deberá coordinar constantemente con el Gobierno Local (Municipalidad Provincial de Cutervo y Chota, así como las Municipalidades Distritales de: Huambos, Querocoto, Querocotillo, Departamento de Cajamarca, y con los pobladores, para poder obtener la información necesaria para la adecuada elaboración del proyecto. DIRECCION EJECUTIVA DE PROYECTOS-DEP, será la institución que se encargará de la ejecución de las obras de dicho proyecto, para lo cual se firmará un convenio interinstitucional que establezca las condiciones de la ejecución de las obras, deberá coordinar con las diferentes instituciones públicas y privadas, para la adecuada ejecución del proyecto y para la apropiada operación y mantenimiento de las obras, que una vez concluidas estarán a cargo de ADINELSA. El GOBIERNO CENTRAL, coordinará con el Ministerio de Energía y Minas, 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. ADINELSA, es la empresa estatal de derecho privado que tiene por finalidad administrar la infraestructura eléctrica rural ejecutada por el Estado, en zonas fuera del área de concesión de las empresas distribuidoras, a través de contratos de administración y/o convenios con empresas eléctricas concesionarias, municipalidades y comunidades campesinas. En este proyecto se hará cargo de la obra una vez finalizada la etapa de ejecución.

2.4 MARCO DE REFERENCIA 2.4.1 Antecedentes del Proyecto La Dirección Ejecutiva de Proyectos del Ministerio de Energía y Minas (DEP/MEM), ha previsto la ejecución del proyecto ELECTRIFICACIÓN RURAL DEL PSE QUEROCOTO - HUAMBOS II ETAPA, a fin de atender a las localidades consideradas en el estudio y que aún no cuentan con servicio eléctrico. Con lo cual se beneficiará a un total de 14 754 habitantes. Ya en años anteriores, como parte del Plan de Electrificación Rural, se ejecutaron proyectos de Electrificación aislados a partir de mini Centrales Hidroeléctricas que solo abastecen a localidades cercanas.



El presente proyecto representaría ampliaciones de las instalaciones existentes y proyectadas de una I Etapa del PSE Querocoto - Huambos, dichos ramales incluyen a todas las localidades consideradas en esta etapa y que forman parte del presente proyecto. 2.4.2 Lineamientos de Política relacionados con el Proyecto Entre los lineamientos de política del sector energía1 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.

El presente proyecto se fundamenta en la Ley N° 27293 del 27 de Junio del 2000, Ley del Sistema Nacional de Inversión Pública.

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1 ANEXO SNIP-11 Lineamientos de Política Sectoriales: Planes Estratégicos Sectoriales Multianuales 2004-2006



III. IDENTIFICACIÓN



3.1 DIAGNÓSTICO DE LA SITUACIÓN ACTUAL 3.1.1 Antecedentes En las comunidades rurales localizadas en la provincia de Chota y Cutervo, perteneciente al Departamento de Cajamarca, 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. Dichas comunidades al no contar con energía eléctrica, 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 problema. En consecuencia, los pobladores viven en la pobreza con acceso a servicios básicos de poca calidad. La pobreza en que viven dichas comunidades y la poca oferta de energía, el poco nivel cultural de los pobladores y el limitado acceso a la información hacen necesaria la ejecución del proyecto de electrificación de la zona, para así fomentar el desarrollo turístico, comercial e industrial de estas comunidades. 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. Estas características determinan una baja rentabilidad privada para el proyecto de electrificación de la zona, lo cual motiva que no sean atractivos a la inversión privada y requieran de la participación activa del Estado. 3.1.2 Características de la zona y población afectada Toda la zona del proyecto se encuentra ubicada en las Provincias de Querocoto - Huambos, Departamento de Cajamarca, el acceso es por la carretera afirmada que se encuentra desde la capital departamental hacia Chota para luego llegar a la localidad de Huambos y de allí pasa a la localidad de Cutervo, y de aquí existen trochas carrozables de penetración hacia las capitales distritales fundamentalmente, estas vías de acceso en su trayecto benefician a muchas localidades, por estas vías de penetración circulan con mayor frecuencia camiones los que sirven de transporte para personas y productos de pan llevar que trasladan hacia la capital provincial. Se adjunta como anexo el mapa de la zona de influencia del proyecto. En el área del proyecto se desarrolla la agricultura (el cultivo de el maíz, papa, cebada, trigo, en mayor escala), la ganadería de vacunos en regular escala y la artesanía (en menor escala). Las principales comunidades que alcanza el proyecto, se muestra en el cuadro siguiente: La población beneficiaria alcanza un total de 14 754 pobladores con un total de 4 556 viviendas domésticas por ser electrificados. El detalle se muestra a continuación:



Cuadro 1

Localidades Beneficiadas Nº LOCALIDAD DEPARTAMENTO PROVINCIA DISTRITO POB PROY 2008 VIV PROY 2008 LOCALIDAD TIPO

001 CARUARUNDO CAJAMARCA CHOTA HUAMBOS 250 77 CASERIO A002 CHANGO MARCA CAJAMARCA CHOTA HUAMBOS 282 87 CASERIO A003 CHENTEN CAJAMARCA CHOTA HUAMBOS 94 29 CASERIO B004 CHIPLE CAJAMARCA CHOTA HUAMBOS 131 41 CASERIO B005 CHIRIBAMBA CAJAMARCA CHOTA HUAMBOS 103 32 CASERIO B006 CHIRIBAMBA BAJA CAJAMARCA CHOTA HUAMBOS 282 87 CASERIO A007 CHOCOCIRCA CAJAMARCA CHOTA HUAMBOS 78 24 ANEXO B008 CHORURO CAJAMARCA CHOTA HUAMBOS 87 27 CASERIO B009 CONGA BLANCA CAJAMARCA CHOTA HUAMBOS 87 27 ANEXO B010 CUSILGUAN CAJAMARCA CHOTA HUAMBOS 282 87 CASERIO A011 CUTERVILLO CAJAMARCA CHOTA HUAMBOS 91 28 CASERIO B012 EL ADICO CAJAMARCA CHOTA HUAMBOS 163 50 CASERIO B013 EL CHACO CAJAMARCA CHOTA HUAMBOS 110 34 CASERIO B014 EL MOLLE CAJAMARCA CHOTA HUAMBOS 103 32 CASERIO B015 EL TINGO CAJAMARCA CHOTA HUAMBOS 75 23 UNIDAD AGROB016 LA PAUCA CAJAMARCA CHOTA HUAMBOS 113 35 CASERIO B017 LICAYATE CAJAMARCA CHOTA HUAMBOS 138 43 CASERIO B018 LLUSHCAPAMPA CAJAMARCA CHOTA HUAMBOS 126 38 UNIDAD AGROB019 LLUSHPIACO CAJAMARCA CHOTA HUAMBOS 126 38 UNIDAD AGROB020 LOS HIGOS CAJAMARCA CHOTA HUAMBOS 75 23 UNIDAD AGROB021 LOS TOCHES CAJAMARCA CHOTA HUAMBOS 210 65 CASERIO B022 MITO CONGA CAJAMARCA CHOTA HUAMBOS 176 54 CASERIO B023 PACCHACUCHO CAJAMARCA CHOTA HUAMBOS 166 51 ANEXO B024 MOLLEBAMBA CAJAMARCA CHOTA HUAMBOS 298 92 CASERIO A025 LA PACCHA CAJAMARCA CHOTA HUAMBOS 260 80 CASERIO A026 SUCCHABAMBA ALTA CAJAMARCA CHOTA HUAMBOS 226 70 CASERIO B027 SUCCHABAMBA BAJA CAJAMARCA CHOTA HUAMBOS 91 28 CASERIO B028 TAYACIRCA CAJAMARCA CHOTA HUAMBOS 188 58 ANEXO B029 AYURAN CAJAMARCA CHOTA QUEROCOTO 156 48 CASERIO B030 MARAY CAJAMARCA CHOTA QUEROCOTO 139 43 CASERIO B031 MARCOPAMPA CAJAMARCA CHOTA QUEROCOTO 243 75 CASERIO A032 EL NARANJO CAJAMARCA CHOTA QUEROCOTO 122 37 CASERIO B033 PACOPAMPA CAJAMARCA CHOTA QUEROCOTO 417 129 PUEBLO A034 PAGAYBAMBA CAJAMARCA CHOTA QUEROCOTO 174 54 CASERIO B035 PARIAMARCA CAJAMARCA CHOTA QUEROCOTO 382 118 ANEXO A036 ANQUIHUA CAJAMARCA CHOTA QUEROCOTO 208 65 CASERIO B037 AGUA BLANCA CAJAMARCA CUTERVO QUEROCOTILLO 357 110 CASERIO A038 BARBASCO CAJAMARCA CUTERVO QUEROCOTILLO 436 134 CASERIO A039 CHUMBICATE CAJAMARCA CUTERVO QUEROCOTILLO 246 76 CASERIO A040 EL CORRAL CAJAMARCA CUTERVO QUEROCOTILLO 266 82 CASERIO A041 EL CHOLOQUE CAJAMARCA CUTERVO QUEROCOTILLO 163 50 CASERIO B042 GRANADILLO DE SILLANGATE CAJAMARCA CUTERVO QUEROCOTILLO 262 81 CASERIO A043 LAS GUAYABAS CAJAMARCA CUTERVO QUEROCOTILLO 235 73 CASERIO A044 HORNO PAMPA CAJAMARCA CUTERVO QUEROCOTILLO 303 94 CASERIO A045 HUANCAS CAJAMARCA CUTERVO QUEROCOTILLO 171 53 CASERIO B046 INGUER CAJAMARCA CUTERVO QUEROCOTILLO 152 47 CASERIO B047 COLPA CAJAMARCA CUTERVO QUEROCOTILLO 144 45 CASERIO B048 LA LAGUNA CAJAMARCA CUTERVO QUEROCOTILLO 303 94 CASERIO A049 LA PALMA CAJAMARCA CUTERVO QUEROCOTILLO 106 32 CASERIO B050 LA SUCCHA CAJAMARCA CUTERVO QUEROCOTILLO 133 41 CASERIO B051 LAS DELICIAS CAJAMARCA CUTERVO QUEROCOTILLO 341 105 CASERIO A052 LIMON CAJAMARCA CUTERVO QUEROCOTILLO 171 53 CASERIO B053 MARAYBAMBA CAJAMARCA CUTERVO QUEROCOTILLO 235 73 CASERIO A054 MINAS CAJAMARCA CUTERVO QUEROCOTILLO 266 82 CASERIO A055 MOLINO CAJAMARCA CUTERVO QUEROCOTILLO 144 45 CASERIO B056 PAJURILLO CAJAMARCA CUTERVO QUEROCOTILLO 171 53 CASERIO B057 PARIC CAJAMARCA CUTERVO QUEROCOTILLO 303 94 CASERIO A058 PATIPAMPA CAJAMARCA CUTERVO QUEROCOTILLO 273 84 CASERIO A059 QUILAGAN CAJAMARCA CUTERVO QUEROCOTILLO 303 94 CASERIO A060 SAN ANTONIO CAJAMARCA CUTERVO QUEROCOTILLO 330 102 CASERIO A061 SAN LUIS DE QUIPAYUC CAJAMARCA CUTERVO QUEROCOTILLO 1061 328 CASERIO A062 SAN VICENTE DEL PALMO CAJAMARCA CUTERVO QUEROCOTILLO 254 78 CASERIO A063 SANTA ROSA CAJAMARCA CUTERVO QUEROCOTILLO 720 223 ANEXO A064 SILLANGATE CAJAMARCA CUTERVO QUEROCOTILLO 379 118 CASERIO A065 YERBA BUENA CAJAMARCA CUTERVO QUEROCOTILLO 122 37 CASERIO B066 SURA CAJAMARCA CUTERVO QUEROCOTILLO 152 47 CASERIO B

TOTAL 14754 4556



Nº LOCALIDAD DEPARTAMENTO PROVINCIA DISTRITO

SNIP UF001 SEGUE CAJAMARCA CHOTA COCHABAMBA002 CHONTABAMBA CAJAMARCA CHOTA HUAMBOS 16308 GRC003 YANOCUNA CAJAMARCA CHOTA HUAMBOS004 LA FILA CAJAMARCA CHOTA QUEROCOTO 18810 GRC005 LA GRANJA CAJAMARCA CHOTA QUEROCOTO 18810 GRC006 LA IRACA CAJAMARCA CHOTA QUEROCOTO 18810 GRC007 LA PAMPA CAJAMARCA CHOTA QUEROCOTO 18810 GRC008 MITOBAMBA CAJAMARCA CHOTA QUEROCOTO 18810 GRC009 PARAGUAY CAJAMARCA CHOTA QUEROCOTO 18810 GRC

CON ESTUDIO

LOCALIDADES QUE SALEN DEL ESTUDIO POR CONTAR CON ELECTRIFICACION O ESTUDIO

La población se caracteriza por su bajo nivel socio-económico, el 27,72% de la población está en edad escolar, mientras que un 74,11% según plan de desarrollo de la Sub Región Cutervo 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 12 soles diarios. Una mínima parte de la población tiene sus empleos en las capitales Distritales y en la capital Departamental. 3.1.3 Educación En cuanto al nivel educativo, se puede mencionar que en la gran mayoría de localidades, dentro del área de influencia del proyecto, cuenta con centros educativos de nivel primario. Según el pre censo de población del año 1999, la población analfabeta es de 22,67%. 3.1.4 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 parasitosis, enfermedades dermatológicas, tuberculosis, infecciones digestivas.

CAUSA Nº DE CASOS PORCENTAJEEnfermedades Isquémicas 26 13.9% Enfermedades a la cabeza 15 8.02% Enfermedades sistema digestivo 15 8.02% Otras enfermedades 103 40.11%

Fuente: DIRES Cajamarca 3.1.5 Servicios Básicos 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. 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 22,67 % de la población es analfabeta, el 27,72% se encuentra en edad escolar, el 74,11% se dedica a las actividades agropecuarias y de comercio, y el 65,91% carece de saneamiento.

Cuadro 2 Indicadores de la Zona del Proyecto

Distrito Analfabetismo Población

En Edad Escolar

Actividad Económica:

Agropecuario, Comercio

No Servicios Higiénicos

Huambos 24,82 % 18,13 % 74,11 % 62,64 % Querocoto 20,62 % 32,68 % 74,11 % 54,52 %

Querocotillo 22,57 % 32,35 % 74,11 % 80,57 % 3.1.6 Gravedad de la situación Por la falta de energía eléctrica en la zona de influencia, las autoridades se ven forzadas a alquilar pequeños generadores de combustible, que por el alto costo de operación, su uso es limitado a eventos especiales, por lo general, una vez al año. Es importante señalar que estos generadores también son agentes contaminantes del medio ambiente y por tanto ponen en riesgo la salud de la población. Dicha carencia de suministro eléctrico, no ha permitido el desarrollo turístico, comercial y artesanal de la zona sumada a la carencia de vías de acceso óptima. Empeoran la situación de pobreza de los pobladores, al tener que competir con otras zonas agrícolas más desarrolladas. Esta situación ha traído también, 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 a la educación en la zona. 3.1.7 Intentos anteriores de Solución En años anteriores la Región vino realizando estudios para poder dotar de energía a las localidades que solicitan este servicio, como ejemplo se tiene el estudio de las localidades de: Lairaca, la Lima, La Granja, la Pampa, la Fila, Paraguay, Mitobamba, la que ha dotado de energía eléctrica a algunas localidades que se encuentran en estos distritos. 3.1.8 Intereses de los grupos involucrados En el cuadro 3 se muestra la matriz de involucrados:

Cuadro 3

Matriz de Involucrados

GRUPOS PROBLEMAS PERCIBIDOS INTERÉS



20

Escaso desarrollo de las actividades productivas.

Mejorar la productividad en las actividades que se llevan a cabo actualmente y desarrollar otras nuevas, relacionadas a la utilización de la energía eléctrica.

Población o Beneficiarios Baja calidad de vida en las

comunidades ubicadas en las Provincias de Cutervo y Chota.

Incrementar la calidad de vida de los pobladores, en especial porque podrán hacer uso de medios de comunicación como radio y televisión, así como de otros artefactos eléctricos que les proporcionen mayores comodidades.

Gobierno Central

Poco apoyo a las comunidades ubicadas en las Provincias de Cutervo y Chota.

Liderar las acciones para el cumplimiento de las metas previstas en los programas de desarrollo de electrificación rural de las regiones.

Gobierno Local

(Municipio de Chota-Cutervo)

Presupuesto y recaudación municipal escasa, para ejecutar proyectos de infraestructura pública con recursos propios.

Desarrollar y ejecutar proyectos de infraestructura pública en el sector eléctrico para el desarrollo agroindustrial, comercial y turístico de la región.

Ministerio de Energía y

Minas

Limitado acceso de la población al servicio de electricidad, por el escaso apoyo del gobierno central, desaprovechamiento de los sistemas eléctricos a la zona.

Cumplir con el Plan de Electrificación Rural (PER). Planificar y ejecutar proyectos de electrificación en zonas rurales, aisladas o de frontera para beneficio de su población, orientados a mejorar su calidad de vida y el uso productivo de la energía eléctrica en el marco del desarrollo rural integral que los haga sostenibles, cautelando el medio ambiente.

Unidad Ejecutora

No se tiene el financiamiento para la ejecución del proyecto.

Mantener una estrecha coordinación con los involucrados en el proyecto para que se concrete el estudio y la ejecución del mismo dentro de los plazos establecidos.

Entidades Financieras

Financiamiento limitado y con restricciones.

Apoyo a zonas de extrema pobreza a fin de desarrollar actividades productivas que les generen mayores ingresos.

Constructora Difícil acceso a la zona del proyecto.

Cumplir con la ejecución del proyecto en los plazos establecidos.

Entidades Privadas en la

actividad turística

Escasez de los servicios básicos, como son: agua, desagüe, energía eléctrica, telecomunicaciones.

Aumento del servicio básico de electricidad que ayude al fomento turístico en la zona.



3.2 DEFINICIÓN DEL PROBLEMA Y SUS CAUSAS A. PROBLEMA CENTRAL El problema central se define como:

“LIMITADO ACCESO DE LA POBLACIÓN AL SERVICIO DE ELECTRICIDAD”

Las localidades consideradas en el presente proyecto, nunca han contado con suministro de energía eléctrica, algunas localidades han obtenido este servicio mediante el alquiler de pequeños generadores a combustible, que por el alto costo de operación, siempre se ha limitado a eventos especiales. B. ANÁLISIS DE LAS CAUSAS DEL PROBLEMA b.1 Desaprovechamiento de los sistemas eléctricos cercanos a la zona:

En la zona del proyecto se tiene líneas eléctricas que parten de una central Hidroeléctrica que por la limitada oferta no puede satisfacer la demanda de todas las localidades que se encuentran en la zona. Con la instalación de la S.E de potencia en la localidad de Cutervo, la utilización de las redes existentes y la cercanía de estas redes eléctricas, las hace ideales para poder electrificar las localidades consideradas en el presente proyecto.

b.2 Uso generalizado de fuentes de energía ineficientes (velas, kerosene, leña, etc.):

Como se mencionó anteriormente, 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, 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:

b.2.1.- 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.

b.2.2.- Poco conocimiento de los sistemas no convencionales de generación de energía eléctrica, y

b.2.3.- 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.

C. ANÁLISIS DE EFECTOS 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), 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. 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. Incremento de costos de 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 iluminación (petromax), además solo existen pequeñas casa tiendas que expenden productos de primera necesidad. 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. 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. 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 FINAL RETRASO SOCIOECONÓMICO Y PRODUCTIVO 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. En el gráfico 1 se muestra el árbol de problemas del proyecto:

22



GRAFICO Nº 1

ARBOL DE CAUSAS Y EFECTOS

Problema Central: Escaso Acceso de la Población al

Servicio de Electricidad

Causa Directa : Uso generalizado de fuentes de energía ineficientes (Velas, kerosene, leña, etc.).

Causa Indirecta : Ausencia de

infraestructura para conectarse al sistema

eléctrico más cercano.

Causa Indirecta : Escasa inversión en infraestructura para

generar energía eléctrica de manera

convencional.

Causa Indirecta : Escasa inversión en infraestructura para

generar energía eléctrica de manera no convencional.

Causa Indirecta : Poco conocimiento de

los sistemas no convencionales de

generación de energía eléctrica.

Efecto Directo : Escasa actividad

productiva, comercial y turística.

Efecto Directo : Baja productividad en

actividades productivas.

Efecto Directo : Restricciones en la disponibilidad de

telecomunicaciones.

Efecto Directo : Incremento de costos

de actividades comerciales.

Efecto Directo : Almacenamiento inadecuado de

alimentos.

Efecto Directo : Restricciones en la calidad de servicios

de salud y educación.

Efecto Indirecto : Bajo desarrollo productivo de las

localidades.

Efecto Indirecto : Baja calidad de vida.

Efecto Final: Retraso socioeconómico y productivo

de las localidades.

Cuada Directa : Desaprovechamiento de los sistemas

eléctricos cercanos a la zona.



3.3 OBJETIVO DEL PROYECTO

PROBLEMA CENTRAL OBJETIVO CENTRAL

“ESCASO ACCESO DE LA POBLACIÓN AL

SERVICIO DE ELECTRICIDAD:”

“ACCESO DE LA POBLACIÓN AL

SERVICIO DE ELECTRICIDAD”

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. B. ANALISIS DE MEDIOS b.1 Aprovechamiento de los sistemas eléctricos cercanos a la zona:

Con la puesta en servicio de la S.E de Potencia de 7 MVA en Cutervo, tal como lo tiene planeado el Ministerio de Energía y Minas; La ampliación de estas redes eléctricas, será a través de líneas primarias, redes primarias y secundarias, permitiría llevar la energía eléctrica a los centros poblados considerados en el proyecto.

b.2 Uso de fuentes de energía eficientes (energía solar):

Se puede generar energía eléctrica para las localidades, de tal manera que cuenten con electricidad durante todo el año, excluyendo el uso de gas, ya que por esta zona no se cuenta con un gaseoducto o alguna fuente similar. Este resultado se puede conseguir a través de:

b.2.1.- Mayor conocimiento de los sistemas no convencionales de generación de energía

eléctrica, y b.2.2.- 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.

C. ANALISIS DE FINES 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.



Aumento de la productividad en actividades productivas: Aumentará la actividad productiva, ya que, con la energía eléctrica, la jornada laboral se incrementará al poder laborar en horas nocturnas. 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 entretenimiento (actualmente son a kerosene y pilas, baterías). 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. 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. 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 ÚLTIMO DESARROLLO SOCIOECONÓMICO Y PRODUCTIVO 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. En el gráfico 2, se muestra el árbol de objetivos del proyecto:



GRAFICO Nº 2

ÁRBOL DE OBJETIVOS

Objetivo Central: Acceso de la Población al Servicio de

Electricidad

Medio de primer nivel : Aprovechamiento de los sistemas

eléctricos cercanos a la zona.

Medio de primer nivel : Uso de fuentes de energía eficientes (energía termoeléctrica, energía solar)

Medio Fundamental: Infraestructura eléctrica: Líneas Primarias, Redes Primarias y secundarias, sistemas de medición.

Medio Fundamental:Mayor inversión en infraestructura para


convencional.

Medio Fundamental:Mayor inversión en infraestructura para

generar energía eléctrica de manera no convencional.

Medio Fundamental:Mayor conocimiento de los sistemas no convencionales de

generación de energía eléctrica.

Fin Directo : Aumento de la

actividad productiva, comercial y turística.

Fin Directo : Aumento de la productividad en

actividades productivas.

Fin Directo : Disminución de las restricciones en la disponibilidad de

telecomunicaciones.

Fin Directo : Disminución de

costos de actividades comerciales.

Fin Directo : Mejora de los métodos de

almacenamiento de alimentos.

Fin Directo : Incremento en la

calidad de servicios de salud y educación.

Fin Indirecto : Incremento del desarrollo

productivo de las localidades.

Fin Indirecto : Aumento de la calidad de vida.

Fin Último: Desarrollo socioeconómico y productivo de las localidades.

2.4 ANÁLISIS DE MEDIOS FUNDAMENTALES

CLASIFICACIÓN DE LOS MEDIOS FUNDAMENTALES.

26

Imprescindible Imprescindible Imprescindible

Infraestructura eléctrica: Líneas Primarias, Redes

Primarias y Secundarias, Sistemas

de Medición.

Mayor inversión en Infraestructura para generar energía eléctrica de manera no convencional

Mayor conocimiento de los sistemas no

convencionales de generación de

energía eléctrica



RELACION DE MEDIOS FUNDAMENTALES.

27

Mutuamente Excluyentes Complementario



de Medición.



energía eléctrica

Mayor inversión en Infraestructura para


no convencional

PLANTEAMIENTO DE ACCIONES.

Complementario Mutuamente Excluyentes

Instalación de paneles fotovoltaicos

Capacitación y Promoción a

profesionales del sector energía, sobre fuentes

de energía eléctrica no convencional

Acción 2 Acción 3

Mayor inversión en Infraestructura para generar energía eléctrica de manera convencional

Mayor inversión en Infraestructura para


no convencional



energía eléctrica



de Medición.

Acción 1

Construcción de la interconexión al sistema eléctrico existente: Línea

primaria y red primaria y secundaria.

Acción 2 3.5 ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN Proyecto Alternativo 1 Construcción de la interconexión al sistema eléctrico existente: Línea Primaria y Redes Primarias y Secundarias.- Consistente en la extensión de líneas primarias desde la red existente hasta la localidades que se encuentran en el presente proyecto. La ejecución de redes primarias (derivaciones y transformadores) y redes secundarias. Configuración del pequeño sistema eléctrico: • El Punto de alimentación para este Pequeño Sistema Eléctrico son todos aquellos puntos que se indican en el plano adjunto, las redes proyectadas no parten de un solo punto de alimentación ya que se trata de dotar de energía a poblados que se encuentran en las



proximidades del sistema existente: Este sistema viene siendo administrado por Electronorte S.A. Las nuevas líneas primarias se alimentarán de la futura subestación Cutervo 60/22,9 kV - 7 MVA, mediante una línea de interconexión de la localidad de Cochabamba y Cruz Roja que será administrada por Electronorte S.A, a través de derivaciones 1Ø MRT, del circuito troncal 3Ø y de derivaciones 1Ø con conductor de aluminio aéreo, en 22,9 kV, que actualmente emplea el sistema existente. • Ruta de Líneas en 22,9/13,2 kV.- Los trazos de ruta de línea (Trazos de Ruta de Líneas Primarias 22,9/13,2 kV-MRT), las mismas que tienen las siguientes características: - Tramo 3Φ -22,9 kV-MRT– 17,18 km, 3x25 mm2-AAAC. - Tramo 1Φ -13,2 kV-MRT– 129,68 km, 1x25 mm2-AAAC. Descripción Del Proyecto: Líneas y Redes de Primarias Las principales características de las líneas primarias en 22,9 kV-MRT 3Φ son: Tensión nominal : 22,9 kV-MRT Número de ternas : uno Kilómetros de Líneas : 17,18 aprox. Postes : 12 m, madera tratada clase 6. N° Postes de Líneas : 80 aprox. Vano básico : 250 m, Redes primarias: 70 m Conductores : Aleación de aluminio de 25 mm2 Aislador Pin : Porcelana 56-2 Aislador Campana : Porcelana 52-3 Crucetas : Madera tornillo Línea: 115 mm x 90 mm x 1,2 m. Seccionador fusible : Tipo cut-out 15 kV, 150 kV-BIL, 100 A. Fusibles : Tipo K, de 5 A Pararrayos : 15 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/10 cm, terreno con tierra negra, estiércol y carbón.

Las principales características de las líneas primarias en 13,2 kV-MRT 1Φ son: Tensión nominal : 13,2 kV-MRT Número de ternas : uno Kilómetros de Líneas : 129,68 aprox. Postes : 12 m, madera tratada clase 6. N° Postes de Líneas : 577 aprox. Vano básico : 250 m, Redes primarias: 70 m Conductores : Aleación de aluminio de 25 mm2 Aislador Pin : Porcelana 56-2



Aislador Campana : Porcelana 52-3 Crucetas : Madera tornillo Línea: 115 mm x 90 mm x 1,2 m. Seccionador fusible : Tipo cut-out 15 kV, 150 kV-BIL, 100 A. Fusibles : Tipo K, de 5 A Pararrayos : 15 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/10 cm, terreno con tierra negra, estiércol y carbón Subestaciones de Distribución • Poste de madera tratada de 12 m, clase 5. • Seccionador fusible cut-out de 15 kV, 150 kV-BIL, 100 A • Fusibles tipo K: 2A y 3A para transformadores de 5, 10 y 15 kVA respectivamente. • Pararrayos de 15 kV, 10 kA, óxido metálico. • Transformadores 1Φ 13,2±2x2,5%/0,46-0,23 kV, de 5,10 y 15 kVA, • Tablero de distribución con transformador:

- Tipo I : 5 y 10 kVA: interruptor general, contador de energía monofásico para AP.

- Tipo II : 15 kVA: interruptor general, contador de energía trifásico para AP. Tipo II

• Puesta a tierra Tipo PAT-1: Se instalarán en las estructuras de seccionamiento y retenidas, 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-2 y PAT-3: Para SS.EE. 1Φ -MRT, tendrán un sistema de puesta a tierra tipo PAT-3 con tres varillas o PAT-2 con dos varillas, similar al tipo PAT-1 con la diferencia que se utilizarán dos o tres pozos de tierra respectivamente, 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. Redes Secundarias Las redes secundarias, conformadas por las redes de baja tensión 1Φ 440/220 y 220 V, presentan las siguientes características: • Vano promedio : 40 m. • Postes : Madera Tratada de 8m clase 7 y 6. • Conductor : Autoportante de Aluminio, con portante desnudo de

aleación de Aluminio • Pastoral : FoGo de 0,50m de avance horizontal. • Luminaria : Reflector de Aluminio, conductor cobre recocido tipo

N2XY 2,5mm2 • Lámpara : Vapor de sodio de 70 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.

Para el dimensionamiento de las secciones de conductor y cálculo de caída de tensión para las líneas y redes primarias, se ha empleado el programa de flujo de carga Fludis y hojas excel. Proyecto Alternativo 2 Instalación de paneles fotovoltaicos.- Consistente 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 de los paneles solares. Se instalarán 5 851 paneles solares que alimentarán cargas domésticas, cargas de uso general y comercio. 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 segunda 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 y la latitud 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.



DIMENSIONAMIENTO DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO

PANEL SOLAR POTENCIA (W)

VOLTAJE (V)

CORRIENTE (A)

KW-h/m2/día

<> Horas/día

Wh/día kWh/mes Ah/día

PANEL SOLAR 50W 50 12 2,95 4,47 223,50 6,71 13,28 Fuente: SEHNAMI-DEP/MEM. Próximo a publicarse en el web site de la DEP URL: www.dep.mem.gob.pe

Energía vendida kwh-año 941 519 Oferta kwh-mes por modulo panel solar 6,71 Oferta kwh-año por modulo panel solar 80,46 Nro de Paneles 11 702 Módulos al año inicial 5 851



IV. FORMULACIÓNY EVALUACIÓN



4.1 ANÁLISIS DE LA DEMANDA El producto a ofrecer es energía eléctrica, por lo tanto la demanda de este producto está constituida por todos los usuarios de este servicio como son los abonados domésticos, los usuarios comerciales, cargas de alumbrado público, cargas industriales, cargas especiales y las cargas de uso general como son los colegios, iglesias, locales comunales, postas médicas. La información sobre el consumo actual de energía se obtuvo de datos de consumo de un sector similar en este caso con datos de Hidrandina Sector Celendin para el año 2005. El horizonte de análisis del proyecto es de 20 años. La información para la proyección se ha obtenido de los Censos del INEI de los años 1993 y 2005. Sobre la base de la información del consumo de energía se pudo determinar un consumo promedio anual de electricidad por abonados domésticos, el cual resultó ser igual a 195 kWh-año. Así mismo en base a los datos del Censo del 2005, se obtuvo la relación población/vivienda para la zona que resultó ser de 3 y 4 dependiendo del distrito. La tasa de crecimiento no pudo ser obtenida en base a los Censos pues arrojan valores muy altos para los años 81-93 y negativos para los años 93-05. Esto se explica por los movimientos migratorios ocasionados por las convulsiones sociales ocurridas en el Perú durante la década de los 80 y por la difícil situación en que se encuentra la zona por el abandono por parte del estado. Por lo tanto se adoptó una tasa de crecimiento de 1,0% para localidades tipo A que son aquellas localidades mayores a 70 viviendas y para localidades tipo B que son menores de 70 viviendas se estimo un crecimiento de 0,9% la cual es la que se utiliza para las zonas rurales. En base a los datos del Censo se ha obtenido el coeficiente de electrificación actual el cual es igual a 0,5. Con las mejoras al PSE, se podrá atender los pedidos de conexión eléctrica a los usuarios, por lo tanto el coeficiente de electrificación de la zona crecerá a lo largo del tiempo. Este crecimiento es no lineal. La gráfica del Anexo N° 7 muestra la variación asumida del coeficiente de electrificación con los años. Con el crecimiento de la población, la relación población vivienda y el coeficiente de electrificación se puede obtener la proyección del número de abonados en el horizonte de estudio y con el consumo anual por abonado se obtiene la energía consumida. A esto hay que sumar el consumo de cargas industriales, el consumo de alumbrado público el cual se determina a partir de la potencia y número de lámparas propuesto en el diagnóstico del PSE y las pérdidas de energía las cuales se toman iguales a 12% según datos obtenidos de la concesionaria como es lo usual para los PSEs. Esto da el consumo total de energía. Para determinar la demanda de potencia, se ha tomado un factor de carga del 25,4 % para las cargas domésticas. La potencia del alumbrado público se determina en forma similar al consumo de energía y las pérdidas de potencia se toman igual al 12% de la potencia neta. Sumando todo lo anterior se obtiene la máxima demanda por localidades. Si se toma un factor de simultaneidad de 0,95 se obtiene la máxima demanda del PSE. En el año 1 (2008) la máxima demanda es igual a 501 kW y en el año 20 (2027) es igual a 644 kW. En el Formato 2 se muestra la proyección de demanda. ANÁLISIS DE LA OFERTA El suministro de energía eléctrica para el P.S.E. Querocoto - Huambos, se efectuará en su gran mayoría a través de derivaciones que partirán de las troncales existentes, las mismas que a su vez salen desde la C.H Paltic que a partir del primer año tendrá que implementar la S.E Cutervo de 7 MVA 138/22,9 kV, con lo que se garantiza la oferta durante el horizonte del proyecto.



4.2 BALANCE OFERTA – DEMANDA 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 C.H Paltic y de la futura S.E Cutervo. En el cuadro siguiente se muestran los resultados obtenidos para los 20 años de proyección del estudio.

Cuadro N° 4.1 Balance Oferta – Demanda

(kW) (kW) (kW) (kW) (kW) (kW)PSE

QUEROCOTO - HUAMBOS II

ETAPA

SISTEMA EXISTENTE

C.H PALTIC FUTURA S.E. CUTERVO (*)

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

2 008 501 721 1 222 853 6 650 6 2802 009 506 732 1 238 853 6 650 6 2642 010 512 743 1 255 853 6 650 6 2472 011 519 754 1 273 853 6 650 6 2292 012 526 765 1 291 853 6 650 6 2112 013 536 777 1 313 853 6 650 6 1902 014 542 789 1 331 853 6 650 6 1722 015 547 800 1 348 853 6 650 6 1552 016 554 812 1 366 853 6 650 6 1362 017 560 825 1 384 853 6 650 6 1182 018 566 837 1 403 853 6 650 6 1002 019 575 850 1 424 853 6 650 6 0782 020 583 862 1 446 853 6 650 6 0572 021 591 875 1 467 853 6 650 6 0362 022 598 888 1 487 853 6 650 6 0162 023 607 902 1 509 853 6 650 5 9942 024 615 915 1 531 853 6 650 5 9722 025 625 929 1 554 853 6 650 5 9482 026 634 943 1 577 853 6 650 5 9262 027 644 957 1 601 853 6 650 5 901

(*) Se considera como oferta la capacidad disponible de la Futura S.E. Cutervo. Ver Formato 3.

CANTIDAD DEMANDADA

FORMATO 4BALANCE OFERTA-DEMANDA

EN EL MERCADO DEL PSE QUEROCOTO - HUAMBOS II ETAPA - ALTERNATIVA 1

CANTIDAD OFRECIDA

SUPERAVIT O DÉFICIT

AÑO

CANTIDAD DEMANDADA

TOTAL

CANTIDAD DEMANDADA

CANTIDAD OFRECIDA

4.3 DETERMINACION DE COSTOS DE ALTERNATIVAS 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° 4.2.1 Presupuesto Referencial PSE Querocoto – Huambos II Etapa

LINEAS REDES REDESPRIMARIAS PRIMARIAS SECUNDARIAS (*)

SUMINISTRO LOCAL 292 330,23 613 371,78 1 080 654,25 1 986 356,27 SUMINISTRO IMPORTADO 681 972,92 214 711,29 1 473 800,21 2 370 484,41 MONTAJE ELECTROMECANICO 804 631,53 262 812,51 861 550,52 1 928 994,56 TRANSPORTE 92 558,80 66 246,65 230 929,31 389 734,76 COSTO DIRECTO 1 871 493,48 1 157 142,23 3 646 934,29 6 675 570,00 GASTOS GENERALES (15% CD) 224 579,22 138 857,07 370 526,60 733 962,88 UTILIDADES (10% CD) 187 149,35 115 714,22 289 378,79 592 242,36 SUB TOTAL 2 283 222,05 1 411 713,52 4 306 839,68 8 001 775,24 I.G.V. 433 812,19 268 225,57 818 299,54 1 520 337,30 TOTAL 2 717 034,23 1 679 939,08 5 125 139,22 9 522 112,54

TOTAL DESCRIPCION

Estos costos fueron obtenidos en base a promedio de línea por km para el PSE Querocoto - Huambos II Etapa. A estos costos hay que añadirle los Gastos Preoperativos (iguales al 2% del monto total de obra). Además hay que considerar el costo de compra de energía para alimentar al PSE. Según OSINERG-GART el Precio de la Energía de la Barra Equivalente en MT es igual a 31,54 ctm S/./kWh y el Precio de la Energía en Horas de Punta es igual a 12,89 S/./kW-mes por lo tanto el Precio Ponderado de la Energía en Barra Equivalente de MT es igual a 20,16 ctm S/./kWh. Este precio hay que multiplicarlo por la demanda de energía obtenida para el PSE. Alternativa 2 Los costos a precios de mercado considerado para la ejecución del proyecto se muestran a continuación:

Cuadro N° 4.2.2 Presupuesto Referencial Módulos Fotovoltaicos

Número de Módulos a utilizar: 5 851

DESCRIPCIONCosto

Unitario (US$)

Total US$ Total S/.

Intangibles 18,7 109 660 361 877Suministro de Materiales2 Panel Solar con Soporte 471,3 2 757 693 9 100 388Controlador de Carga 46,3 270 609 893 009Batería 68,5 401 028 1 323 391Luminaria c/ lámpara 54,2 317 183 1 046 703Interruptor de un polo 1,7 9 830 32 438Caja de Conexiones 24,7 144 461 476 722Montaje ElectromecánicoInstalación de un Módulo Fotovoltaico 86,5 505 948 1 669 627Transporte 9,6 56 216 185 514Gastos preoperativos 111 574 368 195Imprevistos 53 890 177 836Gastos Generales y Utilidades (25%) 1 115 742 3 681 948Inversión Total (Sin IGV) 5 853 833 19 317 648Inversión Total (Con IGV) 6 966 061 22 988 001*Tipo de Cambio (Soles/US$): 3,3

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: 3 años Controladores: 10 años Luminarias: 4 años Costos “Sin Proyecto” Los Costos “Sin Proyecto” son iguales a cero. En el Formato 2 puede verse la proyección de energía para las localidades a electrificar y en el Formato 5 pueden verse los costos privados en las situaciones “Con Proyecto” y “ Sin Proyecto”. 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, 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. Costos “Sin Proyecto” Los Costos “Sin Proyecto” son iguales a cero. 4.4 DETERMINACION DE LOS BENEFICIOS 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 OSINERG, las cuales son las siguientes:

Cuadro N° 4.3 Precios de Venta de Energía

Tarifa de venta de energía BT5B (ctm S/./kWh) 48,61 Tarifa de venta de energía BT5C (AP) (ctm S/./kWh) 46,73

Fuente: Osinerg para el Sistema Cajamarca Rural Sector 5 electronorte Para obtener el beneficio total se multiplica la energía consumida por la tarifa respectiva año a año. 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 5.00 US$ (16,15 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” 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 ha sido cuantificada por NRECA International, Ltd. – SETA y se basan en la voluntad de pago de los pobladores, en el ahorro de fuentes alternativas de energía como son pilas, velas, querosene. y en el excedente del consumidor. Estos valores son anuales y son obtenidos por usuario:

Cuadro N° 4.4 Beneficios por electrificación rural

Beneficio anual por iluminación:

357 S/./abonado

Beneficio anual por radio y televisión:

179 S/./abonado

Beneficio anual por refrigeración:

0,0 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. 4.5 EVALUACION SOCIAL Y PRIVADA EVALUCIÓN 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”. Estos pueden verse en el Formato 6. 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”. Estos pueden verse en el 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 y se puede apreciar en el Formato 7. 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. 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). 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 12%. Los valores obtenidos de estos indicadores son los siguientes:

Cuadro N°4.5 Indicadores del proyecto a precios privados

INDICADORES VAN 12%

TIR

ALTERNATIVA 1 -9 099 457 N.A. ALTERNATIVA 2 -25 681 402 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. 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”. Estos pueden verse en el Formato 6-A. 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, los cuales puede verse en el Formato 7-A. Como se esperaba, al igual que en la evaluación privada, los beneficios netos resultan positivos para todos los años excepto en el año de inversión. Esto quiere decir que implementar el PSE redunda en la mejora en el bienestar de población beneficiada. 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 14%, que es lo normado para proyectos de interés social. Los valores obtenidos de los indicadores sociales son los siguientes:

Cuadro N° 4.6 Indicadores del Proyecto a precios sociales

INDICADORES VAN 14%

TIR

ALTERNATIVA 1 7 040 968 26,80%. ALTERNATIVA 2 -7 973 021 N.A.

N.A : No aplica



Se puede apreciar que el VAN es positivo y que la TIR es mayor a 14%, por lo tanto el proyecto también es viable 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. 4.6 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 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: Tasa de crecimiento equivalente de la demanda de energía El rango de variación de esta variable, para la alternativa 1 será de – 40% a un +20% de la tasa de crecimiento asumida. Donde se asume que: dado a que la población beneficiaria de alguna manera ha estado en contacto alguna vez con servicios de energía eléctrica la necesidad esta creada; así también se asume los bajos ingresos de la población urbano rural hecho que restringe la satisfacción de esta necesidad. Para la alternativa 2, el rango de variación será de –40% a un +20% de la tasa de crecimiento asumida, esto debido a las mismos supuestos que para la alternativa 1. El beneficio económico por iluminación, comunicación, refrigeración y otros usos. El rango de variación de esta variable será de –40% a un +20% de la valorización actual, esto debido a que: el estudio fue elaborado en el año 1999 donde el escenario era diferente a nuestro días; por consiguiente, se ha dado el ingreso de nuevas tecnologías mas eficientes de bajo consumo de energía eléctrica, hará que el beneficio real pueda ser mayor. Precio de venta de energía Para la alternativa 1, se ha tomado un rango de variación de esta variable entre - 30% a un +15% del precio venta actual, debido a que el ingreso de nuevas fuentes de energía limpia como el gas natural, puede hacer que costo de la energía baje. Por otro lado, están la presencia de fenómenos naturales como la escasez de lluvias, la crisis del petróleo entre otros pueden hacer que las tarifas suban. Costo de Inversión El rango de variación de esta variable, para la alternativa 1 será de –20% a un +10% de la inversión inicial, debido a que los costos suelen subir debido a la subida en el mercado mundial del precio de los minerales (Ejm. El precio del cobre), 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.



Para la alternativa 2, el rango de variación será de –40% a un +20% de la inversión base, debido a que los costos pueden ser menores si se logra mayor apoyo del gobierno o entidades internacionales , y se reducen los costos de importación. Costos de Operación y Mantenimiento. El rango de variación para esta alternativa, el rango de variación será entre –40% y 20% del valor tomado, debido a la presencia en el entorno del proyecto factores ambientales tales como incremento de la industria, población , sombríos, vandalismo entre otros el sentido adverso se presenta como consecuencia de los sistemas automatizados de mantenimiento. Análisis de sensibilidad de Variables Del análisis de los resultados mostrados en el Cuadro Nº 4.7, se deduce las siguientes conclusiones: Tasa de crecimiento equivalente de la demanda de energía Que si la tasa de crecimiento demanda disminuyera hasta un 40%, siempre el VANS para la alternativa 1 será superior con relación a la alternativa 2. El beneficio económico por iluminación, comunicación, refrigeración y otros usos. Que si el beneficio económico aumentara hasta un 20%, siempre el VANS para la alternativa 1 será superior con relación a la alternativa 2. Precio de venta de energía Que si el precio de venta de energía a los usuarios disminuyera hasta un 30%, siempre el VANS para la alternativa 1 será superior con relación a la alternativa 2. Costo de Inversión Que si el costo de inversión inicial aumentara hasta un 10%, siempre el VANS para la alternativa 1 será superior con relación a la alternativa 2. Costos de Operación y Mantenimiento. Que si el costo de operación y mantenimiento aumentara hasta un 20%, siempre el VANS para la alternativa 1 será superior con relación a la alternativa 2. Por consiguiente; del análisis aconsejamos que la alternativa 1 es la socialmente viable. En el Formato 9 se muestra el análisis de sensibilidad y los resultados obtenidos son los siguientes:



Cuadro N° 4.7 Análisis de Sensibilidad

1. Variables Críticas

Alternativa 1 Alternativa 2A) Tasa de crecimiento equivalente de la demanda de energía A) Tasa de crecimiento equivalente de la demanda de energíaB) Beneficio económico por electrificación B) Beneficio económico por electrificaciónC) Precio de venta de energía C) Cuotas mensualesD) Costos de inversión D) Costos de inversiónE) Costos de compra / generación de energía E) Costos de operación y mantenimientoF) Costos de operación y mantenimiento

2. Simulaciones de las variables críticas, señaladas en el punto anterior.

ALTERNATIVA 1

A) Tasa de crecimiento equivalente de la demanda de energíaVAN a precios VAN a precios privados (soles) sociales (soles) VAN a precios privados VAN a precios sociales

20% -9 103 861 7 038 340 26,80% 0,00 0,000% -9 099 457 7 040 968 26,80%

-20% -9 095 054 7 043 595 26,80% 0,00 0,00-40% -9 090 651 7 046 223 26,80% 0,00 0,00

B) Beneficio económico por electrificaciónVAN a precios VAN a precios privados (soles) sociales (soles) VAN a precios privados VAN a precios sociales

20% -9 099 457 10 591 027 32,85% 0,00 2,520% -9 099 457 7 040 968 26,80%

-20% -9 099 457 3 490 908 20,56% 0,00 2,52-40% -9 099 457 -59 151 N.A. 0,00 2,52

C) Precio de venta de energíaVAN a precios VAN a precios privados (soles) sociales (soles) VAN a precios privados VAN a precios sociales

15% -8 414 590 7 040 968 26,80% 0,50 0,000% -9 099 457 7 040 968 26,80%

-15% -9 784 325 7 040 968 26,80% 0,50 0,00-30% -10 469 193 7 040 968 26,80% 0,50 0,00

D) Costo de inversiónVAN a precios VAN a precios privados (soles) sociales (soles) VAN a precios privados VAN a precios sociales

10% -10 358 326 6 103 665 24,21% -1,38 -1,330% -9 099 457 7 040 968 26,80%

-10% -7 840 589 7 978 270 29,93% -1,38 -1,33-20% -6 581 721 8 915 573 33,79% -1,38 -1,33

E) Costo de compra / generación de energíaVAN a precios VAN a precios privados (soles) sociales (soles) VAN a precios privados VAN a precios sociales

15% -9 429 701 6 843 885 26,47% -0,24 -0,190% -9 099 457 7 040 968 26,80%

-15% -8 769 214 7 238 051 27,13% -0,24 -0,19-30% -8 438 970 7 435 134 27,46% -0,24 -0,19

F) Costos de operación y mantenimientoVAN a precios VAN a precios privados (soles) sociales (soles) VAN a precios privados VAN a precios sociales

20% -9 435 951 6 839 888 26,46% -0,18 -0,140% -9 099 457 7 040 968 26,80%

-20% -8 762 964 7 242 048 27,14% -0,18 -0,14-40% -8 426 470 7 443 128 27,48% -0,18 -0,14

Índice de ElasticidadVariaciones porcentuales TIR a precios

en la variable 2 sociales

Variaciones porcentuales TIR a precios

Variaciones porcentuales TIR a precios

Índice de Elasticidaden la variable 3 sociales

socialesen la variable 1

Índice de Elasticidad


TIR a precios Índice de Elasticidaden la variable 4 sociales

Variaciones porcentuales

en la variable 5 socialesVariaciones porcentuales TIR a precios



FORMATO 9ANALISIS DE SENSIBILIDAD PRELIMINAR

(Diversas Alternativas)



ALTERNATIVA 2

A) Tasa de crecimiento equivalente de la demanda de energíaVAN a precios VAN a precios privados (soles) sociales (soles) VAN a precios privados VAN a precios sociales

20% -25 681 402 -7 973 021 N.A. 0,00 0,000% -25 681 402 -7 973 021 N.A.

-20% -25 681 402 -7 973 021 N.A. 0,00 0,00-40% -25 681 402 -7 973 021 N.A. 0,00 0,00

B) Beneficio económico por electrificaciónVAN a precios VAN a precios privados (soles) sociales (soles) VAN a precios privados VAN a precios sociales

20% -25 681 402 -4 422 962 N.A. 0,00 2,230% -25 681 402 -7 973 021 N.A.

-20% -25 681 402 -11 523 081 N.A. 0,00 2,23-40% -25 681 402 -15 073 140 N.A. 0,00 2,23

C) Cuotas mensualesVAN a precios VAN a precios privados (soles) sociales (soles) VAN a precios privados VAN a precios sociales

15% -24 489 024 -7 973 021 N.A. 0,31 0,000% -25 681 402 -7 973 021 N.A.

-15% -26 873 779 -7 973 021 N.A. 0,31 0,00-30% -28 066 157 -7 973 021 N.A. 0,31 0,00

D) Costo de inversiónVAN a precios VAN a precios privados (soles) sociales (soles) VAN a precios privados VAN a precios sociales

10% -29 044 460 -10 545 353 N.A. -1,31 -3,230% -25 681 402 -7 973 021 N.A.

-10% -22 318 343 -5 400 689 N.A. -1,31 -3,23-20% -18 955 285 -2 828 357 N.A. -1,31 -3,23

E) Costos de operación y mantenimientoVAN a precios VAN a precios privados (soles) sociales (soles) VAN a precios privados VAN a precios sociales

20% -26 008 677 -8 216 881 N.A. -0,06 -0,150% -25 681 402 -7 973 021 N.A.

-20% -25 354 127 -7 729 161 N.A. -0,06 -0,15-40% -25 026 852 -7 485 301 N.A. -0,06 -0,15

Variaciones porcentuales TIR a precios Índice de Elasticidaden la variable 1 sociales




en la variable 3 socialesVariaciones porcentuales TIR a precios





4.7 SOSTENIBILIDAD El PSE Querocoto - Huambos II Etapa, es la expansión del sistema de distribución con que cuenta actualmente las localidades de los distritos de Huambos, Querocoto y Querocotillo desde su Subestación ubicada en la C.H Paltic, la misma que viene siendo operada y administrada por Electronorte; por consiguiente, la futura infraestructura eléctrica de distribución debería estar a cargo de esta. El PSE Querocoto - Huambos II Etapa será construido por la Dirección Ejecutiva de Proyectos del Ministerio de Energía, entidad con amplia experiencia en la construcción de sistemas de distribución rural en todo el país. Por otro lado la política que se aplica para proyectos sociales de electrificación rurales es que la infraestructura eléctrica ubicada fuera del área de concesión sean transferidos en calidad de Aporte de Capital, a ADINELSA, quien este caso será la encargada de la administración del servicio de operación, mantenimiento y comercialización del sistema de distribución. ADINELSA es una entidad encargada de la administración de varios Pequeños Sistemas Eléctricos, en todo el país, por lo tanto cuenta con el suficiente respaldo técnico, administrativo y logístico. Sin embargo, dando una mirada al Formato 8 puede verse que: que el PSE Quercoto - Huambos II Etapa 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 y las fuentes de egreso las compras de energía del sistema de distribución al sistema interconectado



y luego hacemos el balance año a año entre los ingresos y los egresos, los primeros superan a los últimos, por lo tanto la venta de energía cubrirá la compra y además permitirá tener una ganancia. Por consiguiente, el hecho de ser sostenible un sistema de distribución es atractivo para entes distribuidores para administrar este PSE.


MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS DISA DIRECCION EJECUTIVA DE PROYECTOS CONTRATISTAS GENERALES 4.8 MATRIZ DE MARCO LOGICO PARA LA ALTERNATIVA SELECCIONADA

En el Cuadro N° 4.8 se muestra la matriz de Marco Lógico y sus indicadores. Este Marco Lógico ha sido elaborado de acuerdo con los puntos tratados anteriormente:

Cuadro 4.8 MATRIZ DEL MARCO LÓGICO PARA LA ALTERNATIVA SELECCIONADA

(Alternativa N° 1) Resumen de objetivos Indicadores Medios de Verificación Supuestos

FIN

• Desarrollo socioeconómico y productivo local.

• Aumento del consumo unitario domestico de energía eléctrica anual (KWh/año) en el siguiente orden:

El primer año: 14,10 kwh/año El décimo año: 15,66 kwh/año

• Registros de consumo de energía de la empresa eléctrica local.

• Estabilidad Económica, Política, Social y legal propicia para realizar la inversión

PROPOSITO

• Acceso de la población al servicio de electricidad.

• Aumento del número de usuarios de electricidad:

El segundo año: 4 691 El tercer año: 4 744 El décimo año:5 190

• Estadísticas de usuarios de la empresa de electricidad local.

• Crecimiento vegetativo dentro de los indicadores previstos.

• Existe un marco regulatorio que

establezca una tarifa al alcance de la población.

COMPONENTES

• Infraestructura eléctrica: - Líneas Primarias. - Redes Primarias. - Redes Secundarias.

• Sistemas de Medición y acometidas domiciliarias.

• 146,86 km de línea primaria instalada . • 66 Loc. de red primaria instalada • 66 loc. de red secundaria instalada • 4 556 sistemas de medición y

acometidas domiciliarias instaladas.

• Informes de seguimiento y monitoreo de la construcción de la infraestructura eléctrica.

• Registro de los acuerdos

y convenios firmados por las instituciones involucradas.

• La municipalidad de Antioquia, como entidad supervisora de la ejecución del proyecto, está realmente capacitada para realizar esta tarea.

• Las instituciones involucradas

cumplen los acuerdos y convenios firmados.


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ACCIONES

• Instalación de la infraestructura eléctrica: - Líneas Primarias. - Redes Primarias. - Redes Secundarias.

• Instalación de sistemas de medición y acometidas domiciliarias.

• Instalación de Líneas 2 717 034,23 • Redes Primarias: S/.1 679 939,08 S/. en

200 días. • Instalación de Redes Secundarias

S/. 3 972 281,69 • acometidas domiciliarias y medidores:

S/. 1 152 857,53 en 200 días. • Operación y Mantenimiento:

• Registro contable de la entidad ejecutora del proyecto.

• Los presupuestos requeridos se obtienen de manera oportuna.

• Los acuerdos, contratos y adquisiciones se hacen de manera oportuna.

• Interés de las instituciones involucradas en la ejecución del proyecto

• Obtener el apoyo de la población a la ejecución del proyecto.


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V. CONCLUSIONES



5.1 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES:

1. De la evaluación económica realizada, se concluye que la alternativa N° 1 es la más conveniente, tanto en la evaluación privada como en la social.

2. El proyecto es sostenible desde e primer año, por lo que no se necesitara de ningún

tipo de subsidio para cubrir los costos de Operación y Mantenimiento.

3. Del análisis de sensibilidad, se tiene que, la alternativa N° 1, siempre será la alternativa más conveniente.

4. Ambas alternativas producen impactos ambientales positivos sobre el medio ambiente

local, y aumentan, en consecuencia, el bienestar socioeconómico de la población.

5. 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.

6. Se recomienda la ejecución de este proyecto por ser rentable socialmente y sostenible.


pse querocoto ii etapa

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