volumen 1a - est. prefact. ser iquitos iii etapa

REALIZACIÓN DE ESTUDIOS PARA EL DESARROLLO DE PROYECTOS DE “ELECTRIFICACIÓN RURAL, FUERA DEL ÁREA DE CONCESIÓN DE LAS

EMPRESAS DISTRIBUIDORAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA, A NIVEL NACIONAL - GRUPO III”

“SISTEMA ELÉCTRICO RURAL IQUITOS SUR III ETAPA”

INFORME N° 4: EDICIÓN FINAL DEL ESTUDIO DE PERFIL INTEGRADO E INFORME AMBIENTAL

VOLUMEN 1A:

“IDENTIFICACIÓN, FORMULACIÓN Y EVALUACIÓN DEL PROYECTO”

ÍNDICE 1. RESUMEN EJECUTIVO1.1 NOMBRE DEL PROYECTO

1.2 OBJETIVO DEL PROYECTO

1.2.1 Definición del Problema1.2.2 Objetivo Central1.2.3 Objetivo General1.2.4 Localidades Beneficiadas del Proyecto

1.3 ANTECEDENTES DEL PROYECTO

1.4 UBICACIÓN Y ACCESOS

1.4.1 Ubicación del Área de Influencia del Proyecto1.4.2 Vías de Acceso

1.5 RESUMEM DE LA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE POTENCIA Y ENERGÍA

1.6 BALANCE OFERTA Y DEMANDA DEL PROYECTO

1.7 RESUMEN DE LA EVALUACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA Y SELECCIÓN DE ALTERNATIVAS

1.7.1 Resultados de la Evaluación Económica a Precios Privados y Sociales1.7.2 Selección de Alternativas

1.8 DESCRIPCIÓN TÉCNICA DE LA ALTERNATIVA SELECIONADA DEL PROYECTO

1.8.1 Descripción de la Alternativa I (Alternativa Seleccionada)

1.9 COSTOS DEL PROYECTO

1.9.1 Costos Privados1.9.2 Costos Sociales

1.10 INDICADORES ECONÓMICO – FINANCIEROS Y BENEFICIOS DEL PROYECTO

1.10.1 Beneficios “Con Proyecto”1.10.2 Beneficios en la situación “sin proyecto”

1.11 RESULTADOS DE LA EVALUACIÓN SOCIAL Y PRIVADA DEL PROYECTO

1.11.1 Evaluación Privada1.11.2 Evaluación Social

1.12 SOSTENIBILIDAD DE LAS ALTERNATIVAS

1.13 ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DE LAS ALTERNATIVAS

1.13.1 Determinación de las variables relevantes y su rango de variación1.13.2 Análisis de sensibilidad de Variables

1.14 IMPACTO AMBIENTAL Y EVALUACIÓN ARQUEOLÓGICA

1.15 ORGANIZACIÓN Y GESTIÓN

SISTEMA ELÉCTRICO RURAL IQUITOS SUR III ETAPAInforme N° 04 : Edición Final del Estudio de Perfil IntegradoVOLUMEN 1A : Identificación, Formulación y Evaluación del Proyecto

1.16 PLAN DE IMPLEMENTACIÓN

1.16.1 Cronograma de Ejecución

1.17 PLAN DE FINANCIAMIENTO

1.18 RESULTADOS OBTENIDOS DEL PROYECTO - VIABILIDAD

2. ASPECTOS GENERALES2.1 NOMBRE DEL PROYECTO

2.2 UNIDAD FORMULADORA Y UNIDAD EJECUTORA

2.3 PARTICIPACIÓN DE LOS PRINCIPALES GRUPOS DE INTERÉS

2.3.1 Metodología empleada en cada taller2.3.2 Procedimiento seguido2.3.3 Información recopilada2.3.4 Análisis de grupos de interés

2.4 MARCO DE REFERENCIA

2.4.1 Antecedentes del Proyecto2.4.2 Lineamientos de Política Sectorial2.4.3 Lineamientos de Política Multisectorial2.4.4 Lineamientos de política de los Gobiernos Regionales2.4.5 Lineamientos de política de los Gobiernos Locales2.4.6 Situación de Proyectos Especiales

3. DE LA IDENTIFICACIÓN3.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA Y ZONOFICACIÓN

3.1.1 Ubicación del Área de Influencia del Proyecto3.1.2 Condiciones Climatológicas

3.2 IDENTIFICACIÓN DE LAS LOCALIDADES DEL PROYECTO

3.3 DIAGNÓSTICO DE LA SITUACIÓN ACTUAL

3.3.1 Antecedentes de la Situación que motiva el proyecto3.3.2 Características de la Zona y Población Afectada3.3.3 Gravedad de la Situación Negativa que se Intenta Modificar3.3.4 Intentos anteriores de solución3.3.5 Reconocimiento del Área de influencia3.3.6 Instalaciones Eléctricas existentes3.3.7 Proyectos en Ejecución y Duplicidad de los Proyectos3.3.8 Criterios de priorización de localidades3.3.9 Delimitación Del Alcance Del Proyecto Y El Área De Influencia3.3.10 Determinación Del Tipo De Localidades3.3.11 De la factibilidad de Suministro y punto de diseño3.3.12 De los Permisos y autorizaciones

3.4 DEFINICIÓN DEL PROBLEMA

3.4.1 Metodología3.4.2 Procedimiento seguido3.4.3 Información recopilada3.4.4 Problema Central

3.5 ANÁLISIS DE CAUSAS

3.5.1 Causas Directas (nivel I)3.5.2 Causas Directas (nivel II)

3.6 ANÁLISIS DE EFECTOS

3.6.1 Efecto Directos (Nivel I)3.6.2 Efectos Directos (Nivel II)3.6.3 Efecto Final

3.7 ÁRBOL DE PROBLEMAS O ÁRBOL CAUSAS Y EFECTOS

3.8 OBJETIVO DEL PROYECTO PRINCIPAL Y ESPECÍFICO


3.8.1 Objetivo Principal3.8.2 Objetivo Específicos

3.9 ANÁLISIS DE MEDIOS DEL PROYECTO

3.9.1 Medios de Primer Nivel (Nivel I)3.9.2 Medios de Primer Nivel (Nivel II)3.9.3 Medios Fundamentales

3.10 ANÁLISIS DE FINES DEL PROYECTO

3.10.1 Fines Directos3.10.2 Fines Indirectos3.10.3 Fin Último

3.11 ÁRBOL DE MEDIOS Y FINES O ÁRBOL DE OBJETIVOS

3.12 ANÁLISIS Y PLANEAMIENTO DE LAS ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN

3.12.1 Identificación de los Medios de Intervención3.12.2 Identificación de la Jerarquía Decisional del Proyecto3.12.3 Construcción de la tabla de generación de estrategias3.12.4 Formulación de Estrategias o Alternativas de Solución

4. FORMULACIÓN4.1 HORIZONTES DE EVALUACIÓN

4.2 ANÁLISIS DE LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA

4.2.1 Fuentes de información4.2.2 Consumo de Energía de Localidades Similares Con Servicio Eléctrico4.2.3 Determinación de los Consumos Unitarios4.2.4 Determinación del Factor de Carga4.2.5 Crecimiento del Consumo Unitario y del Factor de Carga4.2.6 Proyección de Población y Número de Viviendas4.2.7 Relación de Habitantes por Viviendas4.2.8 Relación entre el Consumo Unitario Comercial y el Consumo Doméstico4.2.9 Relación entre Abonados Comerciales y Abonador Domésticos4.2.10 Determinación del Coeficiente de Electrificación4.2.11 Consumo por Cargas Industriales Menores4.2.12 Consumo por Cargas Uso General4.2.13 Consumo por Cargas de Alumbrado Público4.2.14 Pérdidas de Energía Eléctrica en Distribución4.2.15 Resumen de Indicadores para el Estudio De Demanda4.2.16 Metodología de la Proyección del Mercado Eléctrico4.2.17 Proyección del Número de Habitantes y Abonados Domésticos4.2.18 Proyección del Número de Viviendas4.2.19 Consumos Unitarios de Energía4.2.20 Proyección del Número de Abonados Domésticos4.2.21 Proyección del Consumo Domésticos4.2.22 Proyección del Número de Abonados Comerciales4.2.23 Proyección del Consumo Comercial4.2.24 Proyección del Consumo por Cargas Industriales Menores4.2.25 Proyección del Consumo de Cargas de Uso General4.2.26 Proyección del Consumo por Cargas de Alumbrado Público4.2.27 Proyección del Consumo Neto de Energía por Localidad4.2.28 Proyección del Consumo Bruto Total de Energía4.2.29 Pérdidas de Energía Eléctrica en Distribución4.2.30 Proyección de la Demanda Máxima de Potencia4.2.31 Calificación Eléctrica4.2.32 Proyección de la Demanda de las Instalaciones Existentes y Futuras

4.3 ANÁLISIS DE OFERTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA

4.4 BALANCE OFERTA DEMANDA (DÉFICIT)


4.5 DESCRIPCIÓN TÉCNICA RESUMIDA DE ALTERNATIVAS PROPUESTAS

4.5.1 Descripción de la Alternativa I4.5.2 Descripción de la Alternativa II

4.6 DESCRIPCIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES DE LAS ALTERNATIVAS PROPUESTAS

4.6.1 Ambiente Físico4.6.2 Ambiente Biológico4.6.3 Ambiente Socioeconómico4.6.4 Áreas Arqueológicas4.6.5 Estimaciones del Área Afectada en la Franja de Servidumbre4.6.6 Medidas de Atenuación del Impacto

4.7 CRONOGRAMA DE ACCIONES

4.7.1 Cronograma de Ejecución4.7.2 Recursos Necesarios para la Ejecución

4.8 DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS DE ALTERNATIVAS

4.8.1 Fuentes de información4.8.2 Determinación de los Indicadores de Líneas y Redes Primarias4.8.3 Determinación de Indicadores de Redes Primarias4.8.4 Determinación de Indicadores de Redes Secundarias4.8.5 Determinación del Metrado de los Módulos Fotovoltaicos4.8.6 Indicadores de Inversión Intangibles4.8.7 Indicadores de Inversión en Activos4.8.8 Gastos Preoperativos4.8.9 Otros Indicadores de Inversión

4.9 COSTOS DE ALTERNATIVAS A PRECIOS DE MERCADO

4.9.1 Costos “Con Proyecto”4.9.2 Costos “Sin Proyecto”

4.10 COSTOS DE ALTERNATIVAS A PRECIOS SOCIALES

4.10.1 Costos “Con Proyecto”4.10.2 Costos “Sin Proyecto”

4.11 DETERMINACIÓN DE LOS BENEFICIOS PRIVADOS DE LAS ALTERNATIVAS

4.11.1 Beneficios “Con Proyecto”.4.11.2 Beneficios “Sin Proyecto”.

4.12 DETERMINACIÓN DE LOS BENEFICIOS SOCIALES DE LAS ALTERNATIVAS

4.12.1 Beneficios “Con Proyecto”.4.12.2 Beneficios en la situación “sin proyecto”

5. EVALUACIÓN5.1 EVALUACIÓN PRIVADA DE ALTERNATIVAS

5.2 EVALUACIÓN SOCIAL DE ALTERNATIVAS

5.3 ANÁLISIS DE SOSTENIBILIDAD DE LAS ALTERNATIVAS


5.4.1 Determinación de las variables relevantes y su rango de variación5.4.2 Análisis de sensibilidad de Variables5.4.3 Sensibilidad de la sostenibilidad financiera

5.5 ANÁLISIS DE RIESGO DE LA SENSIBILIDAD DE ALTERNATIVAS

5.5.1 Análisis De Riesgo De La Rentabilidad5.5.2 Análisis De Riesgo De La Sostenibilidad Financiera

5.6 PLAN DE IMPLEMENTACIÓN DE ALTERNATIVAS

5.7 SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA

6. ESTABLECIMIENTO DE LA MEJOR ALTERNATIVA6.1 DESCRIPCIÓN DE LA ALTERNATIVA SELECCIONADA DEL PROYECTO

6.2 DESCRIPCIÓN DEL TRAZO DE RUTA FINAL


6.2.1 Estudios y Trabajos Preliminares en Gabinete6.2.2 Criterios de Selección de la Ruta de las Líneas Primarias6.2.3 Coordinaciones Efectuadas en la Zona del Proyecto


6.4 PLAN DE EDUCACIÓN Y CAPACITACIÓN

6.4.1 Programa de uso Productivo de la Energía6.4.2 Programa de uso Razonable de la Energía6.4.3 Programa de seguridad en el Uso de la Energía

6.5 PLAN DE IMPLEMENTACION

6.5.1 Cronograma de Ejecución6.5.2 Recursos Necesarios para la Ejecución


6.7 LÍNEA BASE PARA LA EVALUACIÓN DEL IMPACTO

6.7.1 Descripción de los Objetivos e Instrumentos del Proyecto6.7.2 Detalles operacionales relevantes para la evaluación (descripción y costo del beneficiario del

proyecto, criterio de selección de beneficiarios, etc.).6.7.3 Descripción De La Metodología De La Evaluación De La Eficacia Del Proyecto.

6.8 ASPECTOS AMBIENTALES Y ARQUEOLÓGICOS DEL PROYECTO

6.9 MATRIZ DEL MARCO LÓGICO DEL PROYECTO

6.10 CRITERIOS Y PREMISAS PARA LA FASE DE EJECUCIÓN DE LA INFRAESTRUCTURA DEL PROYECTO

6.10.1 Normas Aplicables6.10.2 Del Estudio Definitivo6.10.3 Características Técnicas y Eléctricas del Sistema6.10.4 Configuración del Sistema Eléctrico6.10.5 Parámetros de los Conductores

6.11 CRITERIOS Y PARÁMETROS PARA LA EVALUACIÓN ECONÓMICA, SEGÚN EL SNIP DE LAS ALTERNATIVAS PROPUESTAS

7. CONCLUSIONES

8. ANEXOS



CAPITULO I

RESUMEN EJECUTIVO

ESTUDIO DE A NIVEL DE PERFIL DEL “SISTEMA ELÉCTRICO RURAL IQUITOS SUR III ETAPA”

1. RESUMEN EJECUTIVO

1.1 NOMBRE DEL PROYECTO

Nombre del Proyecto :“Sistema Eléctrico Rural IQUITOS SUR III Etapa”

1.2 OBJETIVO DEL PROYECTO

1.2.1 Definición del Problema

El objetivo del proyecto es suministrar eficientemente energía eléctrica a las Localidades del Proyecto, para que de esa manera tengan la oportunidad de mejorar su calidad de vida ya que actualmente dichas localidades cuentan con un ineficiente abastecimiento de energía proveniente del petróleo, kerosene, velas, leña, elementos que dañan la salud de los pobladores y contaminan al medio ambiente.

1.2.2 Objetivo Central

“

Al evaluar la zona en estudio se ha determinado que para lograr un desarrollo socio económico y productivo de las localidades, es necesario dotar de un servicio de electricidad proveniente de una fuente continua, fácilmente disponible, confiable, de menor costo, compatible con el medio ambiente y de buena calidad.

1.2.3 Objetivo General

El objetivo general del proyecto es la Electrificación del “Sistema Eléctrico Rural IQUITOS SUR III Etapa”, donde se incluye a 26 localidades ubicadas en los distritos de Fernando Lores, Belén y San Juan Bautista, pertenecientes a la provincia de Maynas, en el departamento de Loreto; el cual tiene una demanda proyectada para el año inicial 2011 de 90,93 kW y al año final 2031 de 134,02 kW, el cual será alimentado por las subestaciones SET Santa Rosa – Salida R5 10/22,9 kV - 4 MVA y Sub Estación Monofásica Barbotante Monoposte 10/13,2 kV-100 kVA (S.E.Aerea, proyectada - SER Iquitos Sur I y II Etapa).El proyecto permitirá el desarrollo socio-económico y agroindustrial de la zona del proyecto beneficiando a 2 535 habitantes y 474 abonados totales.

1.2.4 Localidades Beneficiadas del Proyecto

Las 26 localidades Priorizadas del SER IQUITOS SUR III Etapa se muestran en el Cuadro siguiente:


OBJETIVO CENTRAL

“Brindar eficiente abastecimiento de energía en las localidades del Sistema Eléctrico Rural IQUITOS SUR III Etapa”

PROBLEMA CENTRAL“Ineficiente abastecimiento de energía en las localidades del

Sistema Eléctrico Rural IQUITOS SUR III Etapa”

Cuadro Nº 1: Localidades Beneficiadas del SER IQUITOS SUR III Etapa

N° NOMBRE DE LOCALIDAD TIPO

Nº DE VIV. TOTALES DE

CAMPO AÑO: 2011

Nº TOTAL DE BENEFICIARIOS AÑO: 2011CE

AÑO 2010

%

ABONADOS DOMESTI-COS2011

Nº DE ABO-NADOS TO-TALES AÑO:

2011

Abonados de Uso Ge-

neral

Abonados Comerciales

Abonados

Domestico

Abonados Total

01 CAÑAVERAL I 21 1 1 19 21 1,00 19 21

02 CENTRO MAZANA I ZONA I 8 3 1 4 8 1,00 4 8

03 CENTRO MAZANA II ZONA I 17 3 1 13 17 1,00 13 17

04 MANZANILLO I 18 2 1 15 18 1,00 15 18

05 PUERTO ALEGRIA I ZONA I 19 2 1 16 19 1,00 16 19

06 PUERTO ALEGRIA II ZONA I 20 4 1 15 20 1,00 15 20

07 SAN MIGUEL I 17 3 1 13 17 1,00 13 17

08 SAN PABLO DE LUPUNILLO I 10 3 1 6 10 1,00 6 10

09 SANTA ROSA I 28 3 1 24 28 1,00 24 28

10 8 DE MAYO I 22 3 1 18 22 1,00 18 22

11 BUENAS NUEVAS I 12 2 1 9 12 1,00 9 12

12 CENTRO AMERICA I 36 4 1 31 36 1,00 31 36

13 FLOR DEL ORIENTE I 10 1 1 8 10 1,00 8 10

14 LUCERO PATA I 15 0 1 14 15 1,00 14 15

15 MANGUA I 12 3 1 8 12 1,00 8 12

16 NUEVA PRIMAVERA I 13 0 1 12 13 1,00 12 13

17 NUEVO SAN LORENZO I 21 1 1 19 21 1,00 19 21

18 SAMARIA I ZONA I 16 3 1 12 16 1,00 12 16

19 SAMARIA II ZONA I 9 1 1 7 9 1,00 7 9

20 SAN JORGE I 10 2 1 7 10 1,00 7 10

21 SAN JOSE DE OMAGUAS I 26 1 1 24 26 1,00 24 26

22 SAN SALVADOR DE OMAGUAS I 32 2 1 29 32 1,00 29 32

23 SEÑOR DE LOS MILAGROS I 16 0 1 15 16 1,00 15 16

24 TAPIRA CHICO I 33 4 1 28 33 1,00 28 33

25 TAPIRILLO I 21 2 1 18 21 1,00 18 21

26 BUENA ESPERANZA I 12 3 1 8 12 1,00 8 12

TOTAL 474 56 26 392 474 392 474

1.3 ANTECEDENTES DEL PROYECTO

El Ministerio de Energía y Minas (MEM), a través de la Dirección General de Electrificación Rural (DGER-MEM), tiene la competencia en materia de electrificación rural de acuerdo a la Ley N° 28749, “Ley General de Electrificación Rural”, en la ampliación de la frontera eléctrica en el ámbito nacional, en coordinación con los Gobiernos Regionales y Locales, y entidades públicas y privadas dedicadas a estos fines, permitiendo el acceso del suministro de electricidad a los pueblos del interior del país, como un medio para contribuir a su desarrollo económico-social, mitigar la pobreza, mejorar su calidad de vida y desincentivar la


migración del campo a la ciudad, en el marco de una acción conjunta del Estado para el desarrollo rural integral, mediante la implementación de proyectos de electrificación rural con tecnologías y programas de acción que permitan el incremento del poder adquisitivo de la población rural mediante la promoción de la electricidad en actividades productivas, asimismo deberán identificar, evitar, prevenir, mitigar o compensar los impactos culturales, sociales y ambientales que estos pudieran ocasionar. Actualmente en el Perú, casi la quinta parte de la población total carece de servicio eléctrico. En el contexto actual de globalización e integración regional, esta situación representa una clara desventaja respecto a los demás países del continente, cuyos índices de electrificación en la mayoría de los casos son bastante superiores, relegando al Perú al penúltimo lugar en Latinoamérica.

La DGER-MEM tiene como responsabilidad la formulación y actualización anual del Plan Nacional de Electrificación Rural (PNER), en coordinación con los Gobiernos Regionales y Locales y demás entidades públicas y privadas, documento que constituye una herramienta fundamental para el diseño de la política energética del Estado. La coordinación de prioridades regionales y locales con las nacionales, las modificaciones de índole presupuestal así como la obtención de nuevas fuentes de financiamiento interno y/o externo, motivan que la programación de obras previstas de ejecutar en el horizonte de planeamiento tenga un carácter referencial.

Los proyectos de electrificación rural desarrollados por la DGER-MEM, son clasificados como Proyectos de Inversión Pública (PIP), los mismos que de acuerdo al Título III, Art. 10 de la Ley 28749, Ley General de Electrificación Rural, forman parte del Plan Nacional de Electrificación Rural (PNER) y se enmarcan en el proceso de ampliación de la frontera eléctrica en las zonas rurales, localidades aisladas y de frontera del Perú.

Los PIP están sujetos a una evaluación técnico-económica a fin de identificar su rentabilidad social y su sostenibilidad administrativa, operativa y financiera a largo plazo, siguiendo la secuencia de planificación e implementación definido en los lineamientos de la Ley Nº 27293 y normas modificatorias así como del Reglamento, mediante los cuales se creó el Sistema Nacional de Inversión Pública (SNIP) para optimizar las inversiones destinadas a los PIP.

El Ministerio de Energía y Minas (MEM), a través de la Dirección General de Electrificación Rural (DGER-MEM), mediante el Convenio Nº 001-2010-MEM, establecen una relación de cooperación sin fines de lucro con las empresas concesionarias de distribución (Distriluz) para la elaboración de estudios a nivel de perfiles integrados fuera de la zona de concesión. Mediante el proceso de concurso Nº 012-2010, Distriluz aprueba la Buena Pro al Consorcio “Consultoras del Centro” conformado por las empresas DISA e INGEDISA para desarrollar los Perfiles Integrados del Grupo II y Grupo III.

Electro Oriente S.A. es la empresa de distribución eléctrica que tiene a su cargo la operación, mantenimiento y comercialización del Sistema Eléctrico Rural IQUITOS SUR III Etapa.

1.4 UBICACIÓN Y ACCESOS

1.4.1 Ubicación del Área de Influencia del Proyecto

Ubicación Geográfica del Área de Influencia del Proyecto en Coordenadas UTM.

El SER IQUITOS SUR III Etapa se ubica en el departamento de Loreto, en la provincia de Maynas, entre las coordenadas UTM 18M: 676000 E, 9584000 N; 704000 E, 9584000 N; 676000 E, 9536000 N y 704000 E, 9536000 N; encontrándose dentro de los cuadrángulos: Iquitos hoja 8-P y Tamshiyacu 9-P, de la carta del Instituto Geográfico Nacional, el SER se desarrolla en la región selva.


Ubicación Política

La Provincia de MAYNAS se encuentra ubicada en el Departamento de Loreto, geográficamente el departamento está ubicada entre los paralelos 0° 1’ y 8° 50’ de latitud Sur 70° 07’ y 77° 50’ de longitud oeste, ocupa una superficie de 36’885,195 Has, que representa el 28.7% del territorio nacional.

El área de influencia del Proyecto se encuentra ubicado en:

Departamento: LoretoProvincias: MaynasDistritos: Fernando Lores, Belén y San Juan

Bautista Localidades: 26 Localidades

El departamento de Loreto, está ubicado en la parte Nor – Este del territorio nacional, comprende principalmente zonas de selva baja, o llano amazónico. Es el departamento peruano de mayor extensión territorial. Limita por el Norte con la República del Ecuador, por el Nor-Este con la República de Colombia, por el Sur-Este con la República de Brasil, por el Sur con la Región Ucayali y por el Sur-Este con la Región Andrés Avelino Cáceres, Región San Martín y Región Nor Oriental del Marañón (departamento de Amazonas). Políticamente está organizado por 06 provincias que son: Provincia de Maynas, Alto Amazonas, Loreto, Requena, Ucayali y Mariscal Ramón Castilla. Su sede capital departamental es la ciudad de Iquitos, ubicada en la Provincia de Maynas.

Cuadro Nº 2: Información Distrital de la Provincia de Maynas.

PROVINCIA SEDE CAPITALSUPERFICIE

(HAS)ALTITUD (msnm)

Maynas Iquitos 12’833,304 106Alto amazonas Yurimaguas 6’107,664 182Loreto Nauta 6’580,417 114Requena Requena 4’421,834 114Ucayali Contamana 3’024,810 134Mariscal Ramón Castilla Caballo Cocha 3’917,166 84

Cuadro Nº 3: Mapa de ubicación de la Provincia de Maynas.


1.4.2 Vías de Acceso

Los accesos al SER IQUITOS SUR III Etapa son:

Al no contar con carretera, Iquitos es accesible por aire y por río.

Aérea: Vuelos regulares a Iquitos desde Lima (1 hora y 30 minutos), desde Tarapoto (50 minutos) y desde Pucallpa (1 hora). Vuelos no regulares desde Yurimaguas (40 minutos) y desde la ciudad de Leticia, en Colombia (1 hora).Fluvial: Desde Pucallpa (Puerto La Hoyada, a 2,5 km de la ciudad), vía el río Ucayali, con paradas en los puertos de Requena y Contamana en deslizador (embarcación chica pero rápida, con capacidad para 10 a 15 personas), que se contrata como servicio particular demora 1 o 2 días, dependiendo del nivel del rio; lancha o “motonave” (embarcación grande pero lenta, con capacidad para 250 personas), demora 4 o 5 días, dependiendo de la corriente del río. Desde Yurimaguas, vía los ríos Huallaga y Marañón, con una parada en el puerto de Nauta. Puede ser en deslizador (12 a 15 horas dependiendo del caballaje del motor) o en lancha o “motonave” (de 3 a 4 días dependiendo del nivel de los ríos).

1.5 RESUMEM DE LA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE POTENCIA Y ENERGÍA

A continuación se presenta el resumen de potencia y energía que el proyecto demandará, en el horizonte de 20 años.

Cuadro Nº 4: Proyección de la Demanda de Energía

CONSOLIDADO DE LA ENERGIA VENDIDA EN

[kWh]

Años0 5 10 15 20

2011 2016 2021 2026 2031

224 120,14 255 990,29 293 911,55 332 777,23 382 506,32

Cuadro Nº 5: CONSOLIDADO DE LA POTENCIA DE MÁXIMA DEMANDA [kW]


AÑOS

0 5 10 15 20

2011 2016 2021 2026 2031

90,93 99,92 110,52 120,72 134,02

1.6 BALANCE OFERTA Y DEMANDA DEL PROYECTO

El objetivo general del proyecto es la Electrificación del “Sistema Eléctrico Rural IQUITOS SUR III Etapa”, donde se incluye a 26 localidades ubicadas en los distritos de Fernando Lores, Belén y San Juan Bautista, pertenecientes a la provincia de Maynas, en el departamento de Loreto; el cual tiene una demanda proyectada para el año inicial 2011 de 90,93 kW y al año final 2031 de 134,02 kW, el cual será alimentado por las subestaciones SET Santa Rosa – Salida R5 10/22,9 kV - 4 MVA y Sub Estación Monofásica Barbotante Monoposte 10/13,2 kV-100 kVA (S.E.Aerea, proyectada - SER Iquitos Sur I y II Etapa).El resumen del balance oferta – demanda se presenta en los siguientes cuadros:

Cuadro Nº 6: Oferta Disponible

Fuente de SuministroPotencia Nominal

(kVA)

Potencia Efectiva

(kW)

Potencia Utilizada

(kW)

Potencia de Reser-va (kW)

S.E. SANTA ROSA SALIDA R5 - 10/22,9 kV (4 MVA)

4 000,00 3 800,00 2 460,00 1 340,00

S.E.Aerea, proyectada - SER Iquitos Sur I y II - 10/13,2 kV (100 kVA)

100,00 95,00 0,00 95,00

Cuadro Nº 7: Balance Oferta – Demanda

Descripción2 011 2 015 2 020 2 025 2 031

0 4 9 14 20

10/22,9 kV(4 MVA)

S.E. SANTA ROSASALIDA R5

Dem

anda

kW

Sistema Eléctrico (Iquitos Sur) Existente 2 460,00 2 559,89 2 690,46 2 827,70 3 001,67

SER Iquitos Sur I y II Etapa (*) 198,66 216,56 241,22 268,68 305,80

SER Iquitos Sur III Etapa (Proyecto) (1) 67,29 73,15 80,44 88,46 100,17

Localidades Futuras 272,60 284,96 301,21 318,48 340,76

Total en 22,9/13,2kV 2 998,55 3 134,55 3 313,33 3 503,32 3 748,40

Oferta ONAN (4 MVA) 3 800,00 3 800,00 3 800,00 3 800,00 3 800,00

Balance Oferta Demanda - 22,9/13,2 kV 801,45 665,45 486,67 296,68 51,60

Sub Estación Monofá-sica Barbotante Mono-poste 10/13,2 kV-100

kVA S.E.Aerea, proyecta-da - SER Iquitos Sur I

y II Etapa

Dem

anda

kW




Total en 13,2 kV - MRT 78,26 84,80 93,36 103,84 117,65

Oferta ONAN (100 kVA) (**) 95,00 95,00 95,00 118,75 118,75

Balance Oferta Demanda 13,2 kV - MRT 16,74 10,20 1,64 14,91 1,10

Notas(1) Localidades del proyecto, en total 18 localidades del Distrito de Fernando Lores y 1 localidad de San Juan Bautista (Alimentador R5; SET Santa Rosa)

(2) SISTEMA ELÉCTRICO RURAL IQUITOS SUR III ETAPAInforme N° 04 : Edición Final del Estudio de Perfil IntegradoVOLUMEN 1A : Identificación, Formulación y Evaluación del Proyecto

Localidades del proyecto, en total 07 localidades del distrito de Belén (Alimentador R1 - Transformador proyectado SE Aérea Proyecta-da - SER Iquitos Sur I Etapa)(*) Localidades del proyecto - SER IQUITOS SUR I Y II ETAPA(**) El transformador proyectado (100 KVA) deberá operar en el año 10 con una sobrecarga de 25 %.Del cuadro precedente se concluye que los sistemas eléctricos no tendrán problemas de oferta de potencia, en todo el hori-zonte de evaluación.

Del cuadro y grafico anteriores se puede concluir lo siguiente: La Demanda del SER IQUITOS SUR III Etapa estará cubierta para todos los años de

evaluación.

1.7 RESUMEN DE LA EVALUACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA Y SELECCIÓN DE ALTERNATIVAS

1.7.1 Resultados de la Evaluación Económica a Precios Privados y Sociales

Cuadro Nº 8: Indicadores del proyecto a precios privados

ALTERNATIVAS VAN (12%) TIR B/CTiempo Repago

ALTERNATIVA 1 -2 854 940 N.A. 0,09 N.A.ALTERNATIVA 2 -4 880 621 N.A. 0,01 N.A.

Cuadro Nº 9: Indicadores del Proyecto a precios sociales

ALTERNATIVAS VAN (11%) TIR B/CTiempo Repago (Años)

ALTERNATIVA 1 54 477 11,31% 1,02 7,83ALTERNATIVA 2 -1 293 770 NA 0,71 10,64

1.7.2 Selección de Alternativas

La alternativa I presenta una menor inversión comparada con la alternativa II. La alternativa I presenta mejores indicadores económicos sociales que la alternativa II. La alternativa I se presentan sostenibles en todo el periodo de análisis, lo que no ocurre con la

alternativa II. El servicio de las Redes eléctricas es ininterrumpido durante las 24 horas del día con algunas

excepciones que puedan existir en la estación de invierno o cuando se tenga que hacer labores de mantenimiento

La operación y maniobra del sistema estará a cargo de un Concesionario. Las líneas y redes primarias de este Sistema Eléctrico Rural se conectarán al Sistema

Interconectado Nacional. Los Impactos Ambientales negativos que pueden ocasionar son casi nulos, puesto que la

energía eléctrica en corriente alterna no deja residuos. Las sensibilidades y riesgo de variación de las principales variables que inciden en la

evaluación económica del proyecto desde el punto de vista social. Mantienen a la Alternativa I como la mejor alternativa.

Teniendo en consideración lo referido por el marco de referencia, las políticas del sector eléctrico y el aprovechamiento de los sistemas eléctricos cercanos al área del proyecto se ha optado por seleccionar la Alternativa I para su implementación en el presente proyecto. Por consiguiente, se recomienda gestionar la emisión de la declaratoria de viabilidad según lineamientos del SNIP para que el Estado construya un sistema eléctrico convencional.


1.8 DESCRIPCIÓN TÉCNICA DE LA ALTERNATIVA SELECIONADA DEL PROYECTO

Al problema central de carencia de suministro eléctrico en forma integral y confiable se plantean dos alternativas técnicas de solución: la primera construcción de la interconexión al sistema eléctrico existente y la segunda La instalación de sistemas fotovoltaicos.

1.8.1 Descripción de la Alternativa I (Alternativa Seleccionada)

La primera alternativa consiste en la construcción de 62,87 km de líneas primarias, en sistema monofásico – MRT - 13,2 kV, la construcción de redes primarias y secundarias para 26 localidades instalando 474 medidores y acometidas domiciliarias, cuyas características técnicas principales son las siguientes:

Líneas y Redes Primarias

El sistema se dimensionará con el aislamiento y distancias mínimas de seguridad necesarios para la tensión nominal de 22,9 kV, que es la tensión normalizada. Las líneas y redes primarias serán en 13,2 kV - 1ø, MRT. Estructura: Monoposte, conformado por postes de C.A.C, de 12 m, de 200 y 300 daN. Cruceta: Madera tornillo tratado de 115mm x 90mm x 1,2 m. Conductores : Aleación de aluminio de 35 mm² AAAC. Aislador: Porcelana, tipo Pin Ansi 56-3 y suspensión Polimericos de 36 kV Seccionador fusible Tipo Cut Out, 27/38 kV, 150 kV-BIL, 100 A. Pararrayos Oxido Metálico 21 kV (10 kA) clase distribución. Retenidas cable de acero SM de 10 mmø, varilla de anclaje de 2,4 m x 16 mmø, bloque de

anclaje de 0,4 x 0,4 x 0,15 m. Puesta a tierra compuesto por varilla de acero recubierto de cobre de 2,4 m x 16 mm Ø,

conductor bajada de Cu 16 mm², en los puntos de seccionamiento.

Subestaciones de Distribución

Transformadores de distribución, 1ø-MRT (fase-neutro) de 13,2/0,46-0,23 kV, de 5, 10 kVA. Seccionador fusible de expulsión, tipo cut out, 27/38 kV, 150 kV-BIL, 100 A. Pararrayos de Oxido Metálico 21 kV clase distribución, 10 kA. Tablero de distribución para sistema 440/220 V. El equipamiento de los tableros es el

siguiente:Cuadro Nº 10: Cuadro de Componentes de Tableros de Distribución Según KVA

Instalado de la SED

TransformadorInterruptor Termo magnético (A) Transform. Contador de Energía

C-1 C-2 C-3 Corriente Totalizador AP 5 kVA 2x32 Reserva - - 10 (40)A 2x220V 10 (40)A

10 kVA 2x40 Reserva - - 10 (40)A 2x220V 10 (40)A15 kVA 2x40 2x40

rese

rva - 10 (60)A 2x220V 10 (40)A

25 kVA 2x40 2x40 - 15 (100)A 2x220V 10 (40)A40 kVA 2x40 2x40 - 15 (100)A 2x220V 10 (40)A

La estructura a utilizar en las subestaciones de distribución será monoposte, compuesta por un equipamiento similar al de las líneas y redes primarias descritas anteriormente.Puesta a Tierra: Se deberá utilizar una puesta a tierra común en la SED, para el pararrayos, el neutro de la RP y RS, y la carcasa del transformador. Compuesto por una varilla de acero recubierto de cobre de 2,4 m x 16 mm ø, conductor bajada de Cu desnudo de 16 mm² que debe rellenarse con materiales de la zona, como tierra de cultivo, humus, y/o estiércol, con la finalidad de obtener bajos niveles de puesta a tierra. Donde el terreno tenga alta resistividad se deberá emplear bentonita.La resistencia de puesta tierra en las subestaciones de distribución, sin considerar la conexión del neutro de las redes secundarias, deberá ser no mayor de 25 ohm.


Los valores máximos de la Resistencia de Puesta Tierra en las subestaciones de distribución, sin considerar la conexión del neutro de las redes secundarias, deberán ser los siguientes:

Potencia del Transformador Resistencia 10 y 5 kVA : 25 Ohm15 kVA : 20 Ohm25 kVA : 15 Ohm

Redes Secundarias

Las redes secundarias serán 1ø 440/220 V y 220 V. Vano Promedio de 60 m. Poste de C.A.C. de 8m - 200 daN. Conductores: Autoportante de aluminio, con portante desnudo de aleación de aluminio y

grapas especiales para las conexiones: 2x16+16/25 mm², 2x16+1x25 mm², 1x16+16/25 mm² y 1x16/25 mm².

Alumbrado público: Pastoral tubo AoGo 38 mmø, avance 500mm, luminaria con equipo completo y lámpara de vapor de sodio de 50 W.

Retenidas: Cable de acero SM de 10 mm ø, varilla de anclaje de 2,4mx16mm ø, contrapunta de AoGo de 1 m completo, bloque de anclaje de CA 0,40x0,40x0,15 m, con grapas preformadas.

Puesta a tierra: Electrodo de acero recubierto de cobre 2,4 mx16 mm ø conductor bajada de Cu 16 mm².

Ferretería de acero forjado y galvanizado en caliente. Conexiones domiciliarias: Medidor de energía activa monofásico 220 V- 10 A, caja metálica

portamedidor, conductor de cobre concéntrico, 2x4 mm², con aislamiento y cubierta de PVC, caja de derivación de acometidas de 440/220 V de 5 y 10 salidas.

1.9 COSTOS DEL PROYECTO

1.9.1 Costos Privados

Costos “Con Proyecto”

Alternativa ILos costos a precios de mercado considerado para la ejecución del proyecto se resumen en los cuadros siguientes:


Cuadro Nº 11: Costos a Precios de Mercado – Alternativa I

A) COSTOS DE INVERSION (*)1. Intangibles

Estudios Definitivos 140 021Informe de Gestión de Servidumbre 28 574Programa de Talleres de Información y de Medidas Preventivas y/o Correctivas. 1 609Monitoreo Arqueológico 13 973Monitoreo Ambiental 15 963Programa de Manejo de Residuos 8 514Pagos por Suspensión Temporal de Suministro Eléctrico 4 957

2. Inversión en Activos: Linea PrimariaSuministro de Materiales Nacionales 283 879Suministro de Materiales Importados 145 382Montaje Electromecanico (Mano de Obra Calif icada) 309 230Montaje Electromecanico (Mano de Obra No Calif icada) 160 670Transporte 105 794Gastos Generales 100 496Utilidades 80 396

3. Inversión en Activos Fijos: Red PrimariaSuministro de Materiales Nacionales 99 473Suministro de Materiales Importados 88 977Montaje Electromecanico (Mano de Obra Calif icada) 67 820Montaje Electromecanico (Mano de Obra No Calif icada) 25 759Transporte 21 452Gastos Generales 30 348Utilidades 24 278

4. Inversión en Activos Fijos: Red SecundariaSuministro de Materiales Locales 116 827Suministro de Materiales Importados 58 624

Montaje Electromecanico (Mano de Obra Calif icada) 100 285Montaje Electromecanico (Mano de Obra No Calif icada) 37 658Transporte 37 176Gastos Generales 35 057Utilidades 28 046

5. Inversión en Activos Fijos: Conexiones DomiciliariasSuministro de Materiales Locales 45 510Suministro de Materiales Importados 26 539


6. Gastos PreoperativosSupervisión de Obras 160 080Compensación por servidumbre 23 973Gastos Financieros y Administrativos 71 787

7. Capital de Trabajo inicial 08. Valor Residual (-) 9. Impuesto General a las Ventas I.G.V. 500 036Subtotal costos de inversión 3 131 803

Cuadro Nº 12: COSTO ANUAL DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

RUBRO MT BT SE AP TOTAL S/.

COSTO DE OPERACION 36318,62 1127,90 4391,09 787,94 42625,55

COSTO DE MANTENIMIENTO 9047,39 1436,35 3137,53 990,38 14611,65

TOTAL 45366,01 2564,25 7528,62 1778,32 57237,20Incluido IGV.

El costo de compra de energía para alimentar al SER corresponde al pliego tarifario de SER ELECTRO ORIENTE (04 Noviembre de 2010), que según criterios y metodología de OSINERGMIN (Resolución N° 079-2010-OS/CD), se valoriza a los Precios de la Energía en la Barra Equivalente de MT (A partir del precio de energía en la Subestación Base – Mantaro 220 kV). El precio multiplicado por la demanda de energía obtenida para el SER se obtiene el costo de compra de energía. En el cuadro siguiente se presenta los precios indicados.


Cuadro Nº 13: PRECIOS EN BARRA EN SUBESTACIONES BASE

ACTUALIZACIÓN AL 4 DE Noviembre DE 2010

OSINERGMIN

SE BASETension Kv

PPM (S/./kW-

mes)PEMP (ctm. S/./kW.h)

PEMF (ctm.

S/./kW.h)

PCSPT (S/./kW-

mes)CPSEE (ctm.

S/./kW.h)PPB (S/./kW-

mes)

ELECTRO ORIENTE MT 21,74 35,99 35,99 21,74

PPM (S/./kW-mes)Precio de la Potencia de Punta a Nivel Generación, expresado en S/./kW-mes

PEMP (ctm. S/./kW.h)Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas de Punta para las Subestaciones Base del Siste-ma, expresado en céntimos de S/./kWh.

PEMF (ctm. S/./kW.h)Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas Fuera de Punta para las Subestaciones Base del Sistema, expresado en céntimos de S/./kWh.

PCSPT (S/./kW-mes)Cargo de Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión, expresado en S/./kW-mes

CPSEE (ctm. S/./kW.h)

Cargo de Peaje Secundario por Transmisión Equivalente en Energía, expresado en céntimos de S/./kWh, que de corresponder, se agrega a los Precios de la Energía a Nivel de Generación para las su-bestaciones base del sistema.

PPB (S/./kW-mes)Precio en Barra de la Potencia de Punta, expresado en S/./kW-mes.

Cuadro Nº 14: Tarifa Reflejada en Barra MT, a Partir de Precios en Barra en SET Base del 4 de

Noviembre 2010PRECIOS EN BARRA EQUIVALENTE EN MT (SE BASE ELECTRO ORIENTE-

MT kV) SECTOR SER ELECTRO ORIENTE

POTENCIA EN HORAS PUNTA S/./kW-mes 22,09

ENERGIA EN HORAS PUNTA ctm. S/./kWh 36,38

ENERGIA EN HORAS FUERA DE PUNTA ctm. S/./kWh 36,38

Factor de Ponderación 0

ENERGÍA EN BARRA EQUIVALENTE DE MEDIA TENSION ctm. S/./kWh 36,38

Alternativa IIPara la determinación de los costos de la alternativa II con el sistema fotovoltaico se han considerado los siguientes criterios: El numero de componentes del sistema fotovoltaico se ha determinado en función al

consumo de energía y demanda de potencia requerida para cargas domésticas, comer-cial, cargas de uso general y alumbrado público equivalentes al que suministraría la al-ternativa I (implementación de líneas, redes primarias y redes secundarias).

Para la evaluación económica, a fin de que sea comparable la alternativa del sistema fotovoltaico a la alternativa I del sistema interconectado, se considera las inversiones de nuevos sistemas fotovoltaicos en los costos incrementales para satisfacer el crec-imiento vegetativo del numero de abonados.

Adicionalmente se considera las reposiciones a los largo del horizonte de la evaluación del proyecto de los siguientes equipos:

Panel Solar con Soporte : 25 años Baterías : 4 años Controladores de carga : 10 años Accesorios : 20 años

Los costos unitarios por componente fueron obtenidos en base a promedio por módulo fotovoltaico según lo estimado por la DGER.

Los costos a precios de mercado para un número de módulos se muestran a continuación:

Cuadro Nº 15: Costos a Precios de Mercado – Alternativa II


A) COSTOS DE INVERSION1. Intangibles 136 1822. Inversión en Activos Fijos

Suministro de materialesPanel Solar con Soporte 2 071 828Controlador de Carga 60 839Bateria 206 852Luminaria c/lampara 73 007Interruptor de un polo 8 761Caja de Conexiones 133 359

Montaje electromecánicoMano de Obra Calif icada 51 105Mano de Obra No Calif icada 21 902

Transporte 1 265 4483. Reposiciones4. Gastos Preoperativos(*) 77 8625. Capital de Trabajo inicial6. Imprevistos(**) 38 7127. Valor Residual (-)8. Impuesto General a las Ventas I.G.V. 787 713Subtotal costos de inversión 4 933 568

Costos “Sin Proyecto”

Los Costos “Sin Proyecto” son iguales a cero.

1.9.2 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 no calificada 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 costos sociales no consideran el impuesto general de las ventas.

Costos “Sin Proyecto”

Los Costos “Sin Proyecto” son iguales a cero

1.10 INDICADORES ECONÓMICO – FINANCIEROS Y BENEFICIOS DEL PROYECTO

1.10.1 Beneficios “Con Proyecto”

Beneficios a Precios Privados – Alternativa I

Los Beneficios Privados en la situación “Con Proyecto” consisten en la venta de energía a los abonados en BT y por alumbrado público a las tarifas vigentes al 4 de Noviembre de 2010, publicadas y aprobadas por el OSINERG sin el subsidio del FOSE, las cuales son las siguientes:


Cuadro Nº 16: Tarifa BT7, BT5B Residencial y Tarifa BT5C con simple medición de energía SER ELECTRO

ORIENTE (4 de Noviembre de 2010).

BAJA TENSIÓN UNIDAD TARIFA Sin IGV

TARIFA BT5B: CON SIMPLE MEDICIÓN DE ENERGÍA 1E

0-30 kW.h

Cargo Fijo Mensual S/./mes 3,34

Cargo por Energía Activa ctm. S/./kWh 29,96

31 - 100 kW.h


Cargo por Energía Activa - Primeros 30 kW.h S/./mes 8,99

Cargo por Energía Activa - Exceso de 30 kW.h ctm. S/./kW.h 72,47

TARIFA BT7: CON SIMPLE MEDICIÓN DE ENERGÍA 1E

0-30 kW.h

Cargo Comercial del Servicio Prepago - Sistema de recarga Códigos S/./mes 2,72

Cargo Comercial del Servicio Prepago - Sistema de recarga Tarjetas S/./mes 0,00


31 - 100 kW.h





Consumos mayores a 100 kW.h

Cargo Comercial del Servicio Prepago - Sistema de recarga por Códigos S/./mes 2,72

Cargo Comercial del Servicio Prepago - Sistema de recarga por tarjetas S/./mes 0,00

Cargo por Energía Activa ctm. S/./kW.h 78,67

TARIFA BT5C: CON SIMPLE MEDICIÓN DE ENERGÍA 1E - Alumbrado Público



Fuente: OSINERGMIN-GART


Cuadro Nº 17: Resumen de Beneficios Incrementales a Precios Privados – Alternativa I (S/.)

0 1 5 10 15 20

1.- Situación con Proyecto

Venta de energía Sector doméstico 119 365 135 455 157 272 180 560 209 649Venta de energía Sector comercial 8 378 8 829 9 430 10 079 10 777Venta de energía Sector Productivo 2 217 2 519 2 932 3 378 3 933Venta de energía Sector Uso general 15 632 16 453 17 551 18 734 20 009Venta de energía Alumbrado Público 28 201 22 607 25 064 26 539 29 324Costo por Derecho de Conexión 0 0 0 0 0I.G.V. 33 021 35 314 40 328 45 465 52 001Subtotal ventas de energía 206 815 221 177 252 578 284 755 325 693

2.- Situación sin Proyecto

Beneficios sin proyecto 0 0 0 0 0

3.- Beneficios Incrementales (1) - (2)

Total ventas de energía y Derecho de Conexión 206 815 221 177 252 578 284 755 325 693

DESCRIPCION

PERIODO

Beneficios a Precios Privados – Alternativa II

Los Beneficios Privados en la situación “Con Proyecto” consisten en el Ingreso por Cuota Mensual por abonado, la cual según información de la DGER esta en función de la capacidad de pago, que varían entre 15 y 20 soles mensuales, independientemente de las inversiones en el sistema fotovoltaico; para los beneficios privados de está alternativa se está tomando el valor promedio de 6,0 US$ (18,0 S/.), según aplicaciones de la DGER.El beneficio total se obtiene multiplicando la cantidad de abonados por la cuota mensual por los 12 meses del año.El resumen de los beneficios incrementales a precios privados se muestra a continuación:

Cuadro Nº 18: Resumen de Beneficios Incrementales a Precios Privados – Alternativa II (S/.)

0 1 5 10 15 20


Ingresos por cuotas mensuales reguladas 114 352 103 325 113 873 123 702 135 928





PERIODO

Beneficios a Precios Sociales– Alternativas I y II

Los beneficios a precios sociales se han determinado teniendo en cuenta los siguientes criterios:

Los beneficios a precios sociales corresponden al gasto que significa consumir fuentes alternativas de energía (velas, baterías, pilas, kerosene, etc).

Los beneficios a precios sociales se estiman de los gastos en los insumos de las fuentes alternativas de energía obtenidas en campo mediante encuestas, con el cual se realiza la evaluación social. Adicionalmente se realiza el análisis de sensibilidad con los precios proporcionados por el NRECA-1999.


Cuadro Nº 19: Resumen - Capacidad De Pago Mensual (US$)

NRECA Campo Factor

8,52 9,03 1,0604,83 5,72 1,184

11,57 0,00 0,00

(**) 0,00 0,00Otros Usos

Beneficio Economico

Iluminación

Radio y TV.

Refrigeración (*)

Cuadro Nº 20: Resumen - Capacidad De Pago Anual (S/.)

NRECA Campo

337,39 357,60 191,27 226,45 458,17 -

- - TIPO DE CAMBIO CONSIDERADO 3,30 S/./US$

Refrigeración

Otros Usos Sociales

Beneficio Económico

Iluminación

Radio y TV.

En el Anexo N° 17 se muestra la hoja del formato de capacidad de pago

A continuación se muestra el resultado de los beneficios incrementales de la alternativa I y II a precios sociales:

Cuadro Nº 21: Resumen de Beneficios a Precios Sociales – Alternativas I

Año 0 Año 1 Año 5 Año 10 Año 15 Año 20


Beneficio económico iluminación (1) 160 936 173 082 187 927 201 760 218 967Voluntad de pago por radio y televisión (2) 91 235 98 120 106 536 114 378 124 133Voluntad de pago por refrigeración (3) 162 880 177 725 195 869 212 775 233 805Beneficio económico otros usos 0 0 0 0 0Otros beneficios valorables 2 217 2 519 2 932 3 378 3 933Sub total beneficios económicos 417 268 451 447 493 265 532 292 580 839


Beneficio económico sin proyecto 0 0 0 0 0


Beneficios económicos incrementales 417 268 451 447 493 265 532 292 580 839

Beneficios Totales

Cuadro Nº 22: Resumen de Beneficios a Precios Sociales – Alternativas II




Beneficio económico iluminación 160 936 173 082 187 927 201 760 218 967Voluntad de pago por radio y televisión 91 235 98 120 106 536 114 378 124 133Beneficio por Refrigeración 196 693 211 538 229 682 246 588 267 618Sub total beneficios económicos 448 864 482 741 524 145 562 727 610 719





Beneficios Totales

1.10.2 Beneficios en la situación “sin proyecto”

Para las alternativas I y II, actualmente estas localidades no cuentan con servicio eléctrico, en consecuencia se considera que los beneficios en la situación sin proyecto es cero.

1.11 RESULTADOS DE LA EVALUACIÓN SOCIAL Y PRIVADA DEL PROYECTO

1.11.1 Evaluación Privada

La evaluación privada se efectúa a partir de 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: Beneficios Netos Totales de la Evaluación Económica. Para poder apreciar mejor los resultados económicos del proyecto se muestran a través de los siguientes indicadores: El VAN (Valor Actual de Beneficios Netos), la TIR (Tasa Interna de Retorno), la relación B/C (Beneficio/costo) y el periodo de la recuperación de la inversión (años).La tasa de descuento utilizada para la evaluación privada es igual a 12%.

Cuadro Nº 23: Resumen del Valor Actual de Beneficios Netos a Precios Privados – Alternativa I y II

Año 0 Año 1 Año 5 Año 9 Año 13 Año 17 Año 20

1.- Beneficios Incrementales

ALTERNATIVA 1 0 206 815 221 177 244 421 271 581 299 201 325 693ALTERNATIVA 2 0 114 352 103 325 110 756 119 866 128 017 135 928

2.- Costos Incrementales

ALTERNATIVA 1 3 131 803 188 027 203 129 218 146 235 552 253 244 -672 039ALTERNATIVA 2 4 933 568 46 328 46 328 55 130 55 130 55 130 301 284

3.- Beneficios Netos Totales

ALTERNATIVA 1 -3 131 803 18 789 18 049 26 275 36 029 45 957 997 732ALTERNATIVA 2 -4 933 568 68 025 56 997 55 626 64 736 72 887 -165 356

Beneficios Netos Totales

Los valores obtenidos de estos indicadores son los siguientes:

Cuadro Nº 24: Indicadores del proyecto a precios privados




Se puede apreciar que a precios privados el VAN resulta negativo y la TIR no tiene valor por lo tanto el proyecto no es rentable desde el punto de vista privado. Sin embargo la Alternativa I presenta un VAN menos negativo que la Alternativa II.

1.11.2 Evaluación Social

Al igual que la situación privada la evaluación social se efectúa a partir de 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: Beneficios Netos Totales: Evaluación Económica.

La tasa de descuento utilizada para la evaluación social es igual a 11%, y el resumen de la evaluación económica se presenta a continuación:

Cuadro Nº 25: Resumen del Valor Actual de Beneficios Netos a Precios Sociales – Alternativa I y II







ALTERNATIVA 1 -2 381 324 259 263 280 751 297 608 319 111 336 621 1 296 053ALTERNATIVA 2 -4 535 105 409 932 443 810 465 584 501 343 533 337 364 923


Solo en el año cero los beneficios netos resultan negativos, año de inversión. En los años siguientes los beneficios netos dan valores positivos para ambas alternativas.

Los valores obtenidos de los indicadores sociales son los siguientes:Cuadro Nº 26:

Indicadores del Proyecto a precios sociales



La alternativa I, presenta indicadores económicos a precios social aceptables: VANS positivo, TIRS mayor a 11%, B/CS mayor a 1 y periodo de recuperación de la inversión menor al periodo de evaluación; por consiguiente el proyecto es viable desde el punto de vista social.Ninguno de los indicadores económicos de evaluación social de la alternativa II supera los indicadores de la alternativa I. Además de la viabilidad social de la alternativa I, existen otros beneficios al nivel de bienestar social que no pueden ser cuantificables, como son 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.La alternativa I tiene otras ventajas respecto a la alternativa II, como es la confiabilidad del servicio y el uso de una mayor diversidad de equipos electrodomésticos, que requieren corriente alterna. Los resultados obtenidos para la alternativa II empeorarían si se hubiese considerado los costos de un convertidor de frecuencia continua a alterna.

1.12 SOSTENIBILIDAD DE LAS ALTERNATIVAS

En el Formato 8: Análisis de Sostenibilidad: Evaluación Económica, se puede ver que el SER IQUITOS SUR III Etapa es sostenible desde el primer año de operación; considerando como fuentes de ingreso las ventas de energía a los usuarios y los ingresos por derechos de conexión; como fuentes de egreso las compras de energía del sistema de distribución al sistema interconectado y los costos de operación y mantenimiento.A continuación se presenta el resumen del análisis de la sostenibilidad:

Cuadro Nº 27: Análisis de la Sostenibilidad y Sensibilidad (variación del COyM )

FLUJO DE COSTOS DE OPERACIÓN Y M ANTENIM IENTO - CASO BASE

2 011 2012 2016 2021 2026 20311) Costos:Compra de energía neta 96 978 108 173 123 211 138 467 158 048Costo de Pérdidas de Energía 12 929 14 425 16 434 18 474 21 091Costos de operación y mantenimiento (2,02%) 48 098 48 098 48 098 48 098 48 0982) Beneficios:Costo por Derecho de Conexión 0 0 0 0 0Ventas de Energía (Tarifas o Cuotas) 173 794 185 863 212 250 239 290 273 692Aportes del Estado 0 0 0 0 03) Flujo Económico (Beneficios - Costos) 15 789 15 167 24 506 34 251 46 4544) Cobertura 110% 109% 113% 117% 120%

COSTOS Y FUENTESAÑOS

1 5 9 13 17 20

20 % 104% 103% 106% 110% 113% 116%0 % 110% 109% 112% 115% 118% 120%

-10 % 113% 112% 115% 118% 121% 123%-20 % 117% 115% 118% 121% 124% 126%

Variaciones Porcentuales en la

Variable 02

AÑOS

Del análisis de la sensibilidad del COyM en 120% y 80% de su valor, se puede ver que el proyecto no requerirá cobertura y/o aporte desde el año inicial hasta el año final.


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.

1.13.1 Determinación de las variables relevantes y su rango de variación

En el estudio se han considerado como variables relevantes de los indicadores de rentabilidad a los siguientes:

Tasa de crecimiento equivalente de la demanda de energía El beneficio económico por iluminación, comunicación, refrigeración y otros usos. Precio de venta de energía Costo de Inversión


Costos de Operación y Mantenimiento.

1.13.2 Análisis de sensibilidad de Variables

La sensibilidad se efectúa para una variable dentro del rango establecido en el ítem anterior, permaneciendo las otras variables constantes o sin variación.Del análisis de los resultados se deduce las siguientes conclusiones: Tasa de crecimiento equivalente de la demanda de energíaPara la alternativa I, el incremento de la demanda de energía mejora los indicadores privados y disminuye los sociales; para el rango de variación analizado los indicadores privados permanecen inaceptables y los indicadores sociales aceptables.Para la alternativa II los indicadores privados permanecen sin variación.En los cuadros siguientes se observa lo señalado.

Cuadro Nº 28: Sensibilidad de la Variación en Número de Abonados Consumo Energía y

Incremento de la Demanda equivalente de Demanda – Alternativa IA) Número de Abonados

VAN a precios VAN a precios privados (soles) sociales (soles) VAN a precios privados VAN a precios sociales

20% -2 854 940 502 914 13,76% 0,00 41,16

0% -2 854 940 54 477 11,31%

-20% -2 854 940 -393 960 8,74% 0,00 41,16-40% -2 854 940 -842 397 6,02% 0,00 41,16

B) Consumos de energíaVAN a precios VAN a precios privados (soles) sociales (soles) VAN a precios privados VAN a precios sociales

20% -2 540 330 58 816 11,33% 0,55 0,40

0% -2 854 940 54 477 11,31%

-20% -3 169 550 50 139 11,28% 0,55 0,40-40% -3 484 159 45 800 11,26% 0,55 0,40

Índice de Elasticidad

Índice de ElasticidadVariaciones porcentuales TIR a precios

Variaciones porcentualessociales

en la variable 1 sociales

en la variable 2TIR a precios


Incremento de la Demanda equivalente de Demanda – Alternativa II

A) Número de AbonadosVAN a precios VAN a precios privados (soles) sociales (soles) VAN a precios privados VAN a precios sociales

20% -4 860 201 -495 553 NA 0,02 3,08

0% -4 880 621 -1 293 770 NA

-20% -4 901 041 -2 091 988 NA 0,02 3,08-40% -4 921 461 -2 890 206 NA 0,02 3,08


20% -4 880 621 -1 293 770 NA 0,00 0,00

0% -4 880 621 -1 293 770 NA

-20% -4 880 621 -1 293 770 NA 0,00 0,00-40% -4 880 621 -1 293 770 NA 0,00 0,00

Variaciones porcentuales

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

en la variable 2 socialesTIR a precios Índice de Elasticidad

El beneficio económico por iluminación y comunicación.El incremento de los costos de los beneficiarios en la situación sin proyecto tanto de los costos por iluminación y comunicación no afecta los indicadores de evaluación económica privada pero mejoran los indicadores de evaluación económica social para las dos alternativas. Para el rango de variación analizado, la alternativa I presenta indicadores sociales aceptables; para la alternativa II, si bien mejoran los indicadores sociales no llegan a alcanzar niveles aceptables.En los cuadros siguientes se observa lo señalado.


Cuadro Nº 30: Sensibilidad de la Variación en el beneficio Social por Iluminación y Comunicación –

Alternativa I

G) Beneficios Sociales por Iluminación


20% -2 854 940 340 671 12,88% 0,00 26,27

0% -2 854 940 54 477 11,31%

-20% -2 854 940 -231 716 9,68% 0,00 26,27-40% -2 854 940 -517 910 8,01% 0,00 26,27

H) Beneficios Sociales por ComunicaciónVAN a precios VAN a precios privados (soles) sociales (soles) VAN a precios privados VAN a precios sociales

20% -2 854 940 216 721 12,20% 0,00 14,89

0% -2 854 940 54 477 11,31%

-20% -2 854 940 -107 766 10,39% 0,00 14,89-40% -2 854 940 -270 010 9,46% 0,00 14,89

Índice de Elasticidaden la variable 7 sociales

Variaciones porcentuales TIR a precios Índice de Elasticidad

Variaciones porcentuales TIR a precios


recio de venta de energía o de la Cuota El incremento del precio de venta de la energía para la alternativa I o de la cuota para la alternativa II, no afecta los indicadores de evaluación económica social pero mejoran los indicadores de evaluación económica privada. El incremento de la variable, para el rango de variación analizado, si bien mejoran los indicadores privados de las dos alternativas no llegan alcanzar niveles aceptables.En los cuadros siguientes se observa lo señalado.

Cuadro Nº 31: Sensibilidad de la Variación del Precio de Venta de la Energía – Alternativa I

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

15% -2 620 187 57 731 11,32% 0,55 0,40

0% -2 854 940 54 477 11,31%

-15% -3 089 692 51 223 11,29% 0,55 0,40-30% -3 324 445 47 969 11,27% 0,55 0,40


Cuadro Nº 32: Sensibilidad de la Variación de la Cuota – Alternativa II

D) Cuota Mensual por abonadoVAN a precios VAN a precios privados (soles) sociales (soles) VAN a precios privados VAN a precios sociales

15% -4 757 506 -1 293 770 NA 0,17 0,00

0% -4 880 621 -1 293 770 NA

-15% -5 003 736 -1 293 770 NA 0,17 0,00-30% -5 126 852 -1 293 770 NA 0,17 0,00

socialesÍndice de ElasticidadVariaciones porcentuales TIR a precios

en la variable 4

Costo de Inversión El incremento de la inversión disminuye los valores de los indicadores de evaluación económica privada y social para ambas alternativas. El incremento de la variable, para el rango de variación analizado, si bien disminuyen los valores de los indicadores, los correspondientes a la evaluación social permanecen en niveles aceptables.En los cuadros siguientes se observa lo señalado.

Cuadro Nº 33: Sensibilidad de la Variación en los Costos de Inversión – Alternativa I


C) Inversión del ProyectoVAN a precios VAN a precios privados (soles) sociales (soles) VAN a precios privados VAN a precios sociales

10% -3 137 675 -158 071 10,17% -0,99 -39,02

0% -2 854 940 54 477 11,31%

-10% -2 572 204 267 026 12,61% -0,99 -39,02-20% -2 289 469 479 574 14,15% -0,99 -39,02

Índice de ElasticidadVariaciones porcentuales TIR a preciossocialesen la variable 3

Cuadro Nº 34: Sensibilidad de la Variación en los Costos de Inversión – Alternativa II


10% -5 450 760 -1 772 253 NA -1,17 -3,70

0% -4 880 621 -1 293 770 NA

-10% -4 310 482 -815 288 NA -1,17 -3,70-20% -3 740 343 -336 806 NA -1,17 -3,70

TIR a precios Índice de ElasticidadVariaciones porcentualesen la variable 3 sociales

Costos de Operación y Mantenimiento.El incremento de los costos de operación y mantenimiento de la alternativa I disminuye los valores de los indicadores de evaluación económica privada y social. El incremento de la variable, para el rango de variación analizado, si bien disminuyen los valores de los indicadores, los correspondientes a la evaluación social permanecen en niveles más que aceptables.En el cuadro siguiente se observa lo señalado.

Cuadro Nº 35: Sensibilidad de la Variación en los Costos de Operación y Mantenimiento – Alternativa I

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

20% -2 920 905 1 251 11,01% -0,12 -4,89

0% -2 854 940 54 477 11,31%

-20% -2 788 974 107 703 11,61% -0,12 -4,89-40% -2 723 008 160 928 11,92% -0,12 -4,89

Variaciones porcentuales TIR a preciossociales

Índice de Elasticidaden la variable 6

Costos de compra / generación de energíaEl incremento del costo de la compra o de la generación de la energía para la alternativa I, afecta los indicadores de evaluación económica social pero una disminución mejora los indicadores de evaluación económica privada.

Cuadro Nº 36: Sensibilidad de la Variación en los Costos de Compra / generación de Energía – Alternativa I

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

15% -3 028 245 -101 761 10,42% -0,40 -19,12

0% -2 854 940 54 477 11,31%

-15% -2 681 634 210 715 12,17% -0,40 -19,12-30% -2 508 328 366 953 13,02% -0,40 -19,12

Índice de ElasticidadVariaciones porcentuales TIR a preciosen la variable 4 sociales

Sensibilidad de Otras Variables AnalizadasAdicionalmente se ha realizado la sensibilidad de otras variables importantes que permiten ver la sensibilidad de los indicadores económicos, a continuación se muestra el resumen:

Cuadro Nº 37: Análisis de la Sensibilidad de la Alternativa I (A precios Privados y Sociales)


VAN S/. TIR (%) VAN S/. TIR (%)CASO BASE: Convencional -2 854 940 N.A. 54 477 11,31%

-Prepago Bicuerpo-Código -4 023 612 N.A. -22 892 10,90%-Prepago Monocuerpo Tarjeta -4 097 008 N.A. -71 601 10,69%

Variable 1: tipo de MedidorIndicadores Económicos

A Precios Privados A Precios Sociales

Variable 1 “Tipo de Medidor”, se ha tomado como variable el tipo de medidor a ser utilizado en la implementación del proyecto, para el caso base el medidor propuesto es el prepago monocuerpo convencional, se evalúa el efecto que tendría los resultados al cambiar a medidor prepago bicuerpo-código, prepago monocuerpo-tarjeta. Del análisis mostrado, para el medidor prepago Monocuerpo-código se tienen indicadores económicos más desfavorables que los otros medidores por ser el de mayor costo, obteniéndose una TIR (%) de 10,90% a precios sociales.

Para el caso de medidor convencional los indicadores son más favorables respecto a los otros medidores evaluados, debido menor costo del medidor, obteniéndose una TIR (%) de 11,31% a precios sociales.

1.14 IMPACTO AMBIENTAL Y EVALUACIÓN ARQUEOLÓGICA

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) más el área ocupada por los poblados beneficiados con el suministro eléctrico del SER. 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 límites naturales que marcan las cuencas o sub cuencas hidrográficas.

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 los pobladores de la zona.

La electrificación puede tener, tanto a nivel de las familias como de la comunidad en su conjunto, una serie de efectos que por lo general se consideran positivos. Los efectos pueden ser, por ejemplo, la difusión del empleo de nuevos artefactos, el desarrollo de nuevas actividades sociales y productivas, el reemplazo de otras formas más costosas de energía, etc. En general uno de los impactos de mayor importancia es el relacionado al cambio en el gasto familiar por concepto de energía, sobre todo en el caso de iluminación. Este impacto puede ser positivo o negativo. La electrificación puede afectar al ingreso familiar de manera directa, en este caso los gastos de instalación y los pagos regulares por el servicio, o de manera indirecta por el desarrollo de nuevas actividades productivas en la localidad.

Con la electrificación también se espera una serie de cambios de índole cualitativa en relación con la menor contaminación, la posibilidad de disponer de mayor tiempo para la lectura, cambio en el ritmo de actividades de la vida diaria, etc. A nivel de los centros poblados o conglomerados humanos producen cambios que significan mejora de los servicios públicos, uso de nuevos aparatos y equipos en los establecimientos de salud, mejora de la iluminación en las escuelas, seguridad nocturna, cambios en el valor de los terrenos, alquiler de casas, movimientos migratorios, etc.

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.



Dentro de los roles y funciones que deberá cumplir cada uno de los actores que participan en la implementación, así como en la operación del proyecto se analiza las capacidades técnicas, administrativas y financieras se describen principalmente los siguientes aspectos:

La Organización, gestión y dirección durante la fase de Preinversión estará a cargo de la Dirección General de Electrificación Rural-DGER, quien encargará la elaboración de los estudios mediante procesos de licitación, a empresas consultoras.

La Organización, gestión y dirección durante la Fase de Ejecución y Puesta en Marcha estará a cargo de la Dirección General de Electrificación Rural-DGER, quien encargará la ejecución de las obras mediante procesos de licitación, a empresas contratistas.

Para la puesta en marcha se integrará el concesionario de distribución eléctrica más cerca, quien cuenta con la infraestructura técnica y comercial adecuada de organización y gestión.

La Organización, gestión y dirección durante la Fase de Operación estará a cargo de la Empresa Concesionaria más cercana, quien se encargará de la administración de la operación y mantenimiento de las instalaciones proyectadas por contar con la infraestructura técnica y comercial adecuada de organización y gestión.

Para la fase de supervisión de la organización, gestión y dirección durante la operación de las instalaciones existentes y proyectadas, el encargado es el Osinergmin.

1.16 PLAN DE IMPLEMENTACIÓN


El Cronograma de Ejecución de Obras ha sido elaborado en base a la experiencia en proyectos similares. Se plantea que la duración de la obra sea de 9 meses (270 días calendarios), período suficiente para que un Contratista la ejecute en forma satisfactoria. El Cronograma de Ejecución de la Obra se presenta en el Anexo Nº 12.9, cuyo resumen de las principales actividades y desembolsos son los siguientes:

Cuadro Nº 38:

Cronograma de Ejecución de ObraCronograma de Ejecución de Obra - SER IQUITOS SUR II I ETAPA

Mes 01 Mes 02 Mes 03 Mes 04 Mes 05 Mes 06 Mes 07 Mes 08 Mes 09

TRABAJOS PRELIMINARES

ESTUDIO DE INGENIERÍA DEFINITIVA

REPLANTEO TOPOGRÁFICO E INGENIERÍA CONSTRUCTIVA

OTROS TRABAJOS PRELIMINARES

LINEAS PRIMARIAS

SUMINISTRO

TRANSPORTE

MONTAJE ELECTROMECÁNICO DE LÍNEAS PRIMARIAS

REDES PRIMARIAS

SUMINISTRO

TRANSPORTE

MONTAJE ELECTROMECÁNICO DE REDES PRIMARIAS

REDES SECUNDARIAS

SUMINISTRO

TRANSPORTE

MONTAJE ELECTROMECÁNICO DE REDES SECUNDARIAS

EXPEDIENTE CONFORME A OBRA

Desarrollo y entrega del expediente conforme a Obra

MesesSISTEMA ELECTRICO RURAL IQUITOS SUR I I I ETAPA



La fase de pre-inversión será financiada con recursos provenientes del tesoro público, a través de la Dirección General de Electrificación Rural del Ministerio de Energía y Minas en su calidad de entidad competente en Electrificación Rural.La operación y mantenimiento será autofinanciada a través de la comercialización de energía a cargo de Electro Oriente S.A.Durante la vida útil del proyecto, los costos de operación y mantenimiento se autofinancian con el flujo en efectivo de la venta de energía y de los pagos por conexión, tal como se ha demostrado en el presente documento.

1.18 RESULTADOS OBTENIDOS DEL PROYECTO - VIABILIDAD

En el presente estudio se concluye lo siguiente: De los análisis efectuados se concluye que el proyecto es viable según los lineamien-

tos del Sistema Nacional de Inversión Pública (SNIP) debido a que se cumplen las siguientes tres condiciones:

Es socialmente rentable, debido a que el VANS = 54 477 y la TIRS = 11,31%. Es sostenible administrativamente y financieramente cobertura>100% y el VANS posi-

tivo. Es compatible con los lineamientos de la política del Sector Energía y Minas.



CAPITULO II

ASPECTOS GENERALES

2. ASPECTOS GENERALES

2.1 NOMBRE DEL PROYECTO

“Estudio a Nivel de Perfil Integrado del Sistema Eléctrico Rural IQUITOS SUR III Etapa”.

2.2 UNIDAD FORMULADORA Y UNIDAD EJECUTORA

Las siguientes características identificarán a la unidad formuladora y ejecutora:

Unidad Formuladora

Nombre Dirección General de Electrificación Rural – Ministerio de Energía y Minas (MEM/DGER)

Dirección Avenida Las Artes Sur N. 260, San Borja, Lima

Representante Ing. Fernando Rossinelli Ugarelli.Director General de Electrificación Rural

Unidad Ejecutora

Nombre Dirección General de Electrificación Rural – Ministerio de Energía y Minas (MEM/DGER)

Dirección Avenida Las Artes Sur N. 260, San Borja, Lima

Representante Ing. Fernando Rossinelli Ugarelli.Director General de Electrificación Rural

2.3 PARTICIPACIÓN DE LOS PRINCIPALES GRUPOS DE INTERÉS

Para lograr la participación de las entidades involucradas y de los beneficiarios del proyecto se realizaron talleres de participación pública y coordinaciones con los grupos de interés involucrados.Para ello, en coordinación con las autoridades locales, se desarrollaron talleres de participación pública donde se identificaron intereses, recursos, estrategias y conflictos con la participación de los beneficiarios (la población) y los otros grupos de interés involucrados.Dichos talleres, además permitieron conocer la preocupación o percepción de los asistentes respecto a los posibles impactos sociales, culturales, ambientales durante las distintas fases del proyecto de electrificación.Asimismo, del análisis de la información obtenida en campo se efectuó el diagnostico y la identificación del problema A continuación se muestra la metodología empleada en cada taller:

2.3.1 Metodología empleada en cada taller

La metodología usada para recopilar la información primaria de los diferentes grupos de interés en el proyecto fue el de moderación y visualización a través de talleres de participación ciudadana (Tormenta de Ideas). Este método se basó en el “Documento sobre Técnicas de Moderación y Dirección de Grupos”, desarrollado por Burkhard Gnass, PROAGUA/GTZ (Cooperación Técnica del Gobierno de Alemania), 1998.

Este método consiste que el moderador mediante la visualización permita transmitir los diversos aspectos para recopilar información cuantitativa y cualitativa in-situ relacionado con los intereses, problemas, recursos, estrategias, causas y efectos de los diferentes grupos de interés que participan activamente en los talleres respectivos a través de la técnica de


tormentas de ideas. Se empleó ayudas visuales en las presentaciones, de tal modo que los interesados asistentes al taller aborden con más entendimiento cada tema tratado.

En cada taller se logró identificar los intereses, problemas y recursos disponibles de los grupos de interés, que permitieron identificar las causas, efectos y los impactos ambientales.

Dentro del área de influencia de cada taller se identificaron grupos de interés que se describen a continuación:

La Población.- Como principal beneficiario brindo la información necesaria para el desarrollo de los estudios de pre-inversión del proyecto (perfil y pre-factibilidad), acerca de las potencialidades agropecuarias de la zona, y otras características socio-económicas; durante la etapa de inversión (ejecución de obras) será un apoyo como mano de obra local calificada y no calificada; y durante la etapa de post-inversión mediante el pago de las tarifas por el consumo de energía eléctrica para garantizar las labores de operación y mantenimiento del sistema eléctrico.

La población beneficiada participará en los talleres que se organicen en la etapa de ejecución de obra (durante la ejecución del estudio de impacto ambiental), con la finalidad que tomen conocimiento y adquieran conciencia de los problemas actuales y de las alternativas de solución existentes relacionadas con el servicio de energía eléctrica; alternativas que conllevan a asumir un pago por el consumo de energía eléctrica.

Los pobladores de la provincia de Maynas son los beneficiarios y participantes activos del proyecto, pues conforman un potencial humano para desarrollar los servicios agroindustrial, industrial, turístico, comercial.

Municipios: Los gobiernos locales son entidades políticas que representan a la población del distrito o provincia al que pertenecen y que entre sus funciones es promocionar el desarrollo comunitario, habiendo facilitado la realización de los talleres de participación pública.

Entidades Regionales: El Gobierno Regional es una entidad política que representan a la población de la región Loreto y que entre sus funciones es facilitar el desarrollo regional promoviendo la inversión pública y privada garantizando el ejercicio pleno de los derechos y la igualdad de oportunidades de sus habitantes.

Entidades Sectoriales: La Dirección Regional de Energía y Minas – DREM que entre sus funciones, está la de fiscalización en cumplimiento de las normas emitidas por el Ministerio de Energía y Minas, y el de promover la expansión de la frontera eléctrica.

Empresas Multisectoriales: Ministerio de Agricultura, entidad pública encargada de promover el desarrollo sostenible del

sector agrario en el país, siendo la disponibilidad de energía eléctrica importante para alcanzar dicho desarrollo.

Instituto Nacional de Cultura - INC, entidad pública encargada de velar por el patrimonio cultural de la nación.

PRONAA, entidad pública que contribuye a elevar el nivel alimenticio y nutricional de la población de extrema pobreza y grupos vulnerables.

Dirección Regional de Agricultura, que entre sus funciones es cumplir y hacer cumplir las normas sobre los recursos naturales y de las actividades agrícolas en coordinación con los proyectos y organismos públicos descentralizados.

Servicio Nacional de Áreas Naturales Protegidas- SERNAP, entidad pública encargada de preservar los recursos naturales del país.

Empresa Concesionaria: Electrocentro es la empresa de distribución de energía eléctrica, siendo la encargada de la administración y operación actual de las instalaciones existentes del SER IQUITOS SUR III Etapa.

Entidades Proveedores de Productos y Servicios: representado por los consultores y las empresas contratistas que participaran en los concursos y licitaciones públicas para la elaboración de los estudios y la ejecución de las obras respectivas del proyecto.

Para el desarrollo del proyecto es necesaria la participación activa y decidida de las siguientes entidades involucradas en el proyecto:


DGER del Ministerio de Energía y Minas-DEP/MEM, el que se constituye por D.S. No 026-2007-EM que declara la fusión de la Dirección Ejecutiva de Proyectos y el FONER, convirtiéndose en la entidad ejecutora del proyecto en sus fases del estudio y ejecución de las obras, hasta la puesta en servicio.

La Población, conformada por las 26 localidades que conforman el proyecto CONSORCIO CONSULTORAS DEL CENTRO, la empresa consultora que tiene a cargo la

elaboración del Estudio de Perfiles Integrados del SER IQUITOS SUR III Etapa. Los Gobiernos Locales y Regional, Conformado por el gobierno regional de Loreto y las

municipalidades provinciales y distritales respectivas. La Oficina de Programación de Inversiones-OPI/MEM y la Dirección General de Programación

Multianual-DGPM/MEF: Entidades encargadas de la revisión y emisión de la viabilidad del proyecto. Electrocentro, que es la empresa de distribución de energía eléctrica, encargada de la

administración y operación actual de las instalaciones existentes del SER IQUITOS SUR III Etapa. Dirección General de Electricidad-DGE/MEM, responsable de emitir las Normas Técnicas de

Electrificación Rural.

2.3.2 Procedimiento seguido

Con la finalidad de llevar a cabo los Talleres de Participación Pública, se tuvo que realizar acciones previas, según se indica a continuación:

a) Acciones previas Programación del desarrollo de los TalleresSe efectúo una programación general de la realización de los diferentes talleres en coordi-nación con las diferentes autoridades, teniendo en cuenta los plazos mínimos indicados en los Términos de Referencia

La designación de los lugares para el desarrollo de los Talleres se realizó teniendo en cuenta los siguientes criterios:

Coordinación y sugerencias de los Alcaldes Distritales Distrito con el mayor número de localidades beneficiadas de acuerdo a los Términos de

Referencia. Ubicación geográfica céntrica en la zona del proyecto Accesibilidad y facilidad de movilidad.

Con el fin de asegurar un ambiente adecuado para la realización de los talleres, se coordi-naron con las autoridades de las diferentes localidades donde se han realizado los Talleres de Participación Pública, programándose dos talleres, como se detalla en el siguiente cua-dro:

Cuadro Nº 39: Talleres convocados

Ítem Departamento Provincia Distrito Localidad Denominación Fecha

1 LO RETO MAYNAS FERNANDO LORES NUEVA PRIMAVERA CASERIO 06/08/2010

2 LORETO MAYNAS FERNANDO LORES SEDOR DE LOS MILAGROS CASERIO 06/08/2010

3 LORETO MAYNAS FERNANDO LORES NUEVO SAN LORENZO (RIO AMAZONAS) CASERIO 06/08/2010


4 LORETO MAYNAS FERNANDO LORES SAN SALVADOR DE OMAGUA CASERIO 07/08/2010

5 LO RETO MAYNAS FERNANDO LORES SAN JOSE DE OMAGUAS CASERIO 07/08/2010

6 LORETO MAYNAS FERNANDO LORES FLOR DEL ORIENTE CASERIO 02/08/2010

7 LORETO MAYNAS FERNANDO LORES SAN JORGE CASERIO 03/08/2010

8 LORETO MAYNAS FERNANDO LORES BUENAS NUEVAS CASERIO 03/08/2010

9 LORETO MAYNAS FERNANDO LORES CENTRO AMERICA CASERIO 04/08/2010

10 LO RETO MAYNAS FERNANDO LORES TAPIRA CHICO CASERIO 03/08/2010

11 LORETO MAYNAS FERNANDO LORES TAPIRILLO CASERIO 04/08/2010

12 LORETO MAYNAS FERNANDO LORES 8 DE MAYO CASERIO 05/08/2010

13 LORETO MAYNAS FERNANDO LORES MANGUA CASERIO 04/08/2010

14 LO RETO MAYNAS FERNANDO LORES SAMARIA I ZONA CASERIO 05/08/2010

15 LORETO MAYNAS FERNANDO LORES SAMARIA 11 ZONA CASERIO 05/08/2010

16 LORETO MAYNAS FERNANDO LORES LUCERO PATA CASERIO 05/08/2010

Cursado las solicitudes a las autoridades locales se confirmó la autorización para el uso de los auditorios respectivos en la fecha y hora para el desarrollo de los Talleres de Participación Pública.

Identificación de los Grupos de Interés

Para el desarrollo del proyecto, es necesaria la participación activa y decidida de las autori-dades locales, regionales y de la población (beneficiarios) para garantizar la buena ejecu-ción del mismo.

Se coordinó con las autoridades Municipalidades Distritales de Fernando Lores, Belén y San Juan Bautista de la Provincia de Maynas del departamento de Loreto, las mismas que están ubicadas en el área de influencia del proyecto para la identificación de los grupos de interés. Entre los grupos de interés identificados tenemos:

La PoblaciónComo principal beneficiario brindó la información necesaria para el desarrollo de los estudios de pre-inversión del proyecto, acerca de las potencialidades agropecuarias de la zona y otras características socioeconómicas.

Durante la etapa de inversión (ejecución de obras) será un apoyo como mano de obra local calificada y no calificada y durante la etapa de post-inversión mediante el pago de las tarifas por el consumo de energía eléctrica, para garantizar las labores de ope-ración y mantenimiento del sistema eléctrico.

Gobierno Regional de Loreto El Gobierno Regional de Loreto es una entidad pública descentralizada que represen-ta a la población de la región Loreto que entre sus funciones es facilitar el desarrollo regional, promoviendo la inversión pública y privada garantizando el ejercicio pleno de los derechos y la igualdad de oportunidades de sus habitantes.

Municipios Provinciales y DistritalesLos gobiernos distritales y provinciales son entidades públicas que representan a la población del distrito o provincia al que pertenecen y que entre sus funciones es pro-mocionar el desarrollo comunitario. Entre las que se puede mencionar a los distritos; Fernando Lores, Belén y San Juan Bautista de la Provincia de Maynas. Las localida-des donde se realizaron los talleres facilitaron un espacio adecuado para la realización de dicho evento.


OPIs ProvincialesOficinas de las Municipalidades Provinciales encargados de evaluar y viabilizar pro-yectos de inversión pública de las provincias, consistentes con el conjunto de los mar-cos legales del Sistema Nacional de Inversión Pública (SNIP).

Empresa Concesionaria de Distribución Electro Oriente S.A.Empresa estatal, encargada de brindar el servicio público de electricidad en la zona, brindará las facilidades para la identificación y definición de la factibilidad técnica y de-finición de los puntos de diseño para el proyecto de electrificación que nos ocupa.

Entidades Sectoriales

- Dirección Regional de Energía y Minas – DREMLa Dirección Regional de Energía y Minas – (DREM) que entre sus funciones está la de fiscalización en cumplimiento de las normas emitidas por el Ministerio de Ener-gía y Minas, así como promover la expansión de la frontera eléctrica.

- Dirección General de Electrificación Rural (DGER) - MEMEntidad responsable según la Ley, de llevar a cabo los estudios requeridos para este proyecto y que tendrá la responsabilidad de dar el financiamiento, toda vez que estos proyectos por sus propias características no son atractivos a la inversión pri-vada.

- AdinelsaEmpresa estatal de derecho privado que administra la infraestructura eléctrica rural ejecutada por el Estado, a través de contratos y/o convenios con las empresas con-cesionarias.

Entidades Multisectoriales

- Sector Agricultura: Entidades públicas que buscan promover el desarrollo del sector agrario en la zona, siendo la disponibilidad de energía eléctrica importante para alcanzar dicho desarro-llo. Está conformada por: Junta de usuarios agrarios, Comité de Regantes, asocia-ción agropecuaria, asociación de ganaderos, agencia agraria, etc.

- Servicio Nacional de Áreas Naturales Protegidas – SERNANP: Entidad pública encargada de preservar los recursos naturales del país.

- Instituto Nacional de Cultura – INC: Entidad pública encargada de velar por el patrimonio cultural de la nación.

- Provías Descentralizado:Entidad pública que tiene a su cargo las actividades de preparación, gestión admi-nistración y ejecución de proyectos de infraestructura de transporte departamental y red vial rural, facilitando en muchos casos, el acceso de la empresa de distribución de energía al sistema de distribución eléctrica.

- Ministerio de Educación - Centros Educativos e Institutos: Entidades estatales encargados de impartir instrucción básica a nivel primario y se-cundario.

- Ministerio de Salud: Entidad pública perteneciente al Ministerio de salud que brinda servicio médico a la población, el acceso al servicio eléctrico permitirá contar con equipos médicos ade-cuados para dar una mejor atención a la población. Dentro de este grupo tenemos: Hospital rural, puestos de salud, farmacias, etc.


- Iglesias: Conformado por los diversos grupos religiosos que tienen a su cargo brindar la for-mación moral y espiritual de la población

Entidades Proveedores de Servicios y Productos

Representado por los consultores, empresas contratistas y proveedores que participaron en los concursos y licitaciones públicas para la elaboración de los estudios, ejecución de las obras y suministro de equipos y materiales en los proyectos.

Invitación a Representantes de los Principales Grupos de Interés

Obtenida la relación de los grupos de interés, se presentaron a la DGER – MEM para elaborar las cartas de invitación y su posterior entrega en coordinación con las autoridades municipales a cada uno de los grupos de interés considerando una anticipación de 7 días para la realización del Taller, a fin de garantizar la presencia del invitado.

Desarrollo del Taller El diagnóstico y la identificación del problema que se pretende solucionar han sido desarro-llados con la participación de los principales grupos de interés involucrados con la imple-mentación y sostenimiento del proyecto. Para ello en coordinación se ha desarrollado 01 talleres de Participación Pública en la Provincia de Maynas.

Presentación del Proyecto por Jefe del Proyecto, objetivos, organización y la metodología a seguir.

Identificación de los intereses, problemas, recursos y propuestas para la Implementación del proyecto a cargo del Consultor.

Identificación de las causas y efectos relacionados con el limitado uso de energía eléctrica, a cargo del Consultor.

Breve descripción de los de impactos ambientales en este tipo de proyectos, a cargo del Consultor.

Presentación de Conclusiones.

El consultor a través de la técnica “Tormenta de Ideas “, sirvió de facilitador a fin de que los propios interesados expongan de manera clara, sencilla y en forma escrita sobre los dife-rentes temas tratados; para ello se entregó previamente tarjetas de colores y plumones a cada participante con la finalidad de que ellos puedan expresar libremente sobre sus inte-reses, recursos, estrategias, problemas y dificultades de los mismos. La misma técnica se utilizó para recopilar la identificación de los problemas, las causas y efectos que los propios interesados hayan identificado previamente.

Las opiniones escritas de los interesados, se fueron ordenando y calificando en orden de prioridad por cada tema tratado y pegando en la pared en forma ordenada, ello con la fina-lidad, por un lado de eliminar las duplicadas, así como también, distinguir claramente por ejemplo cuando un aspecto es causa y no efecto.

En este sentido, con la opinión recogida de todos los interesados (involucrados) hace que el proyecto pueda desarrollarse concordante con la realidad de cada zona del proyecto. Seguidamente, una vez obtenido las opiniones escritas en los diferentes temas, se deter-minó el problema central del proyecto.

Hubo un espacio para recibir las preguntas escritas sobre el proyecto tratado.


Finalmente se elaboraron actas de la realización de los talleres, suscribiéndolas por las Autoridades local, Consultor y asistentes.

Las entidades que han participado en los talleres fueron los siguientes:

Población y/o Beneficiados con el proyecto: Han participado las localidades pertene-cientes a los distritos de: Fernando Lores, Belén y San Juan Bautista de la Provincia de Maynas.

Entidades Provinciales y Distritales: Entre ellas han participado el alcalde Provincial de Maynas; y de las distritales se tiene: Fernando Lores, Belén y San Juan Bautista. Entidades Sectoriales: Ha tenido la participación de las entidades educativas, sector salud, cuyo detalle se muestra en los cuadros del Anexo 5 – Análisis de Grupos de Inte-rés.

Concesionaria de Electricidad: En la zona del proyecto solo existe una concesionaria Electro Oriente S.A. Los centros poblados del proyecto están ubicados fuera del área de concesión de distribución de la empresa.

2.3.3 Información recopilada

Del análisis de la información recabada en los talleres un resumen de los principales intereses, recursos, estrategias y dificultades que plantearon los participantes fueron las siguientes:

Intereses:- Mejorar la calidad de vida- Electrificar a las localidades- Usar la energía para dar valor agregado a los productos- Contar con medios de comunicación- Reducir el costo de vida y la pobreza- Conservación de los alimentos y productos- Reemplazo de mecheros, velas y pilas por energía eléctrica- Acceso a la tecnología de información- Mejorar la atención al turista- Incrementar las posibilidades de desarrollo y dinamizar la economía- Seguridad Ciudadana

Problemas percibidos:- Falta de energía eléctrica- Limitado acceso a la información y a la comunicación por falta de energía

eléctrica- Contar con artefactos y no tener servicio de energía eléctrica- Falta de trochas carrozables y caminos agrestes que los pasajes sean costo-

sos- Abundancia de lluvias que impide la normal ejecución de los trabajos- Localidades aisladas- Localidades con viviendas dispersas- Inadecuado nivel de tensión y suministro- Elevado costo de energía.

Recursos y mandatos que disponen:- Mano de obra no calificada- Disponen de cacao, café y madera- Existencia de canteras y otros agregados usados en construcción- Infraestructura eléctrica cercana


- Empresa eléctrica concesionaria puede financiar obras- Capacitaciones y asistencia técnica a los involucrados en turismo- Cooperación privada.

Interés en una estrategia:- Apoyo de mano de obra en tiempos libres- Trabajo unido de la comunidad con sus autoridades- Proveer alimentación y hospedaje- Pueden alquilar maquinaria y equipos- Cofinanciar entre Ministerio de Energía y Minas y concesionario- Concesionaria asume operación y mantenimiento- Fomentar la concentración de las localidades.

Conflictos potenciales no controlables:- Lugares de ingreso difíciles en el invierno por las lluvias- Lugares accidentados por falta de vías de comunicación que dificulta el trans-

porte.- Desunión entre las comunidades y las autoridades- Existencia de terrenos de sembrío por donde van a pasar los postes de ener-

gía electica.- Problemas políticos- Poblador piensa que el Estado no les puede beneficiar por desinformación.

2.3.4 Análisis de grupos de interés

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.

Se coordinó con las autoridades Municipalidades Distritales de Fernando Lores, Belén y San Juan Bautista de la Provincia de Maynas del departamento de Loreto, las mismas que están ubicadas en el área de influencia del proyecto para la identificación de los grupos de interés.

Se ha analizado las opiniones de cada grupo de interés, muchas de las cuales expresan los mismos intereses, recursos disponibles en cada sector, los intereses en una estrategia y los conflictos potenciales no controlables que se presentan para resolver las necesidades expresadas por los participantes en los talleres, por lo tanto se ha agrupado por cada sector cuyo resumen se presentan a continuación:


Cuadro Nº 40: Análisis de Grupos de Interés

ANÁLISIS DE GRUPOS DE INTERÉS - LISTA CORTA

Cargo INTERESES PROBLEMASRECURSOS

DISPONIBLESESTRATEGIAS CONFLICTOS

Alcaldes

Mejorar la calidad de vida: - Una adecuada educación, sala de cómputo, proyección con multimedia. - Funcionamiento de equipos en establecimientos de salud. - Procesamiento de menestras, molinos. - Funcionamiento de equipos de cómputo.

- Costo moderado del servicio eléctrico.

- Mala ejecución del proyecto.- No hay una adecuada atención de la administración en caso de avería de línea.- Cambiar los focos malogrados del alumbrado público.

- Colaboración de los pobladores (Faena o pagado).- Mejoramiento de caminos, trochas carrozables.- Mano de obra calificada en la ejecución del proyecto.

- Trabajar en coordinación con las instituciones.- Colaboración de las instituciones en los trabajos.

- Autorización de los propietarios de los terrenos donde se instalarían los postes.- Comunidades problemáticas.- Los contratistas no pagan lo correspondiente al afectar los terrenos de los pobladores.

- Mejorar la educación.- Mejorar la economía.- Mejorar la comunicación.- Mejorar la salud.

- Falta de dinero.- Acceso de carreteras.- Falta de proyectos.- Tiempo de invierno.

- Mano de obra no calificada.- Apoyo con recursos de la población.- Apoyo con las maquinarias de la municipalidad.

- Formar grupos para la ejecución del proyecto.- Organizarse en coordinación con las autoridades del pueblo beneficiado.

- La línea pasa por las viviendas.- Pobladores no permiten usar sus viviendas para la plantación de postes.- Incumplimiento del compromiso por parte de los representantes del proyecto.

Presidentes Comunales

- Deterioro de la instalación de postes. - Falta de instalación de luz en los barrios de las diferentes comunidades. - Se solicita la instalación del sistema trifásico. - El costo del servicio eléctrico es muy elevado.

Toda zona rural sin el fluido eléctrico siempre será retrasada, por lo que el estado debe de electrificar a fin de mejorar la calidad de vida de la población.

Mejoraría la economía familiar abriendo negocios de acuerdo al capital de cada usuario.

Colaboración de la población brindando las facilidades para el proyecto.

Que un poblador no autorice la instalación del poste de fluido eléctrico en una parte de su terreno

- Que la energía llegue a todos los lugares lejanos y humildes. - Mejorar la parte administrativa.

- Mal manejo de los técnicos en los pueblos alejados.- Mala ejecución de los proyectos de energía eléctrica.- Falta de alumbrado público en los distritos.

- Colaboración de los pobladores (Gratuito o pagado).

- Realizar faenas comunales, el dinero recaudado sería para los fondos de la comunidad.- Una empresa constructora realizaría el trabajo.

- Accidentes y/o pérdidas humanas en la ejecución del proyecto.- Que un poblador no autorice dar parte de su terreno para los trabajos.





Pobladores

- Mejorar la educación. Acceso a la información (Internet) y uso de equipos electrónicos.- Mejorar la economía de la población.- Mejorar la calidad de vida de las personas.- Mejorar la salud.

- Distancia para el traslado de los postes en la carretera.- Huaycos en tiempo de invierno.

- Mano de obra calificada y no calificada.- Madera.- Herramientas de la población, etc.

- Organizar comités de electrificación en cada localidad.- Nombrar un encargado de materiales.- Realizar convenios con los municipios.- Brindar alojamiento y alimentación.

- Conflictos con el terreno del propietario del lugar de ubicación del poste.- Conflictos con los propietarios de forestales, etc.- Construcción de carreteras para el traslado de postes.- Mala organización de las autoridades.

Mejorar la educación de los niños.

- No hay carreteras accesibles.- Huaycos en tiempo de lluvia.

- Herramientas de la población (pico, lampa, sogas para llevar los postes, madera, etc.)

Realizar faenas en la comunidad.

Problemas con los propietarios del terreno donde se plantarán los postes.

Tenientes Gobernadores

- Con la luz se puede estudiar mejor. - Alumbrado público para caminar de noche y cuidarnos de los malos elementos.

- No hay energía eléctrica.- No hay desarrollo de la comunidad sin energía eléctrica.- Se deben realizar los trabajos de electrificación sin perjudicar a la población.

Colaboración de los pobladores con la mano de obra.

Trabajar organizadamente.

Antes de iniciar las obras pedir la autorización de los pobladores en caso de que se necesite parte de su terreno.

Regidores

- Para que los estudiantes tengan mayor tecnología (Internet) en las comunidades del Distrito de Maynas. - Que mejore la misma población de acuerdo a los programas presupuestales: Electrificación Rural y Saneamiento Básico.

- Costo elevado del servicio eléctrico.- Informar adecuadamente a toda la población.

Mano de obra no calificada.

- Coordinar con las autoridades comunales ya que algunas zonas tienen empresas comunales formalizadas.

- Que la empresa con cumpla con los pagos al afectar el terreno del poblador al momento de instalar los postes.- Favoritismo en la mano de obra no calificada.

- Mejorar el servicio de energía eléctrica.- Que no haya cortes de luz diarios y así no perjudicar a los usuarios.

- Problemas con la carretera.- Distancia para trasladar los materiales.- No todas las comunidades tienen carreteras de acceso.

- Madera para mejorar los puentes.- Mano de obra.- Camiones para trasladar materiales.- Agregados como piedras, hormigón, etc.

- Brindar alimentación y hospedaje.- Formar un comité de electrificación.- Realizar convenios con la municipalidad para que faciliten la maquinaria pesada.

- Falta de apoyo de las comunidades.- Problemas con los propietarios del terreno donde se plantarán los postes.- Lugares alejados de la comunidad.

Otros

En el barrio Miraflores queremos la Electrificación de trifásico para la

Pueden causar daños en las chacras cultivables y frutales.

Las empresas existentes en cada distrito.

Colaboración de la población con mano de obra.

Se pide que los trabajos se realicen previo acuerdo y con la aprobación de la





industrialización de nuestros productos; para bien de nuestro pueblo.

mayoría de la dirección municipal.

- Mejorar la calidad de vida de las personas más pobres.- Mejorar la educación.- Mejorar la agricultura.- Mejorar la comunicación.

Los principales problemas son:- Clima.- Carreteras accidentadas.- Falta de carreteras a algunas comunidades, etc.

- Mano de obra (calificado y no calificado).- Maquinaria del municipio (Caterpillar).- Recursos humanos (ideas, participación), etc.

- Formar comités de electrificación.- Convenios con municipalidades.- Mayor apoyo de las autoridades pertinentes.- Brindar alimentación y salud.

- Mala organización en las comunidades.- Conflictos con los dueños de los predios o chacras.- Poca información sobre la ejecución de la obra en las comunidades.

Presidente del comité de

electrificación

- Mejorar la educación del estudiante.- Mejores medios de comunicación.- Ingresos a través de carpintería.- Comunicación permanente a celulares.

- Falta de carreteras.- Desinterés de las autoridades de turno.- Desinterés de los pobladores.

- Mano de obra.- Herramientas de la población.- Maquinarias del municipio.

- Formar comités de electrificación.- Cuidar los materiales de electrificación.- Brindar hospedaje.

- Pobladores mal informados con respecto al servicio de electrificación.- Propietarios se oponen a la plantación de los postes en sus terrenos.

Los intereses manifestados por los involucrados son en primer lugar la necesidad de acceder al servicio público de electricidad reemplazando el uso de mecheros, velas y pilas, dando valor agregado a los productos de la región y de manera que permita mejorar la calidad de vida de los habitantes de las localidades, de tal modo de reducir el costo de vida y la pobreza imperante en la zona del proyecto. Así mismo de contar con medios de comunicación y acceder a la tecnología, situación que coadyuvaría para generar desarrollo y dinamizar la economía. No está demás, también con la energía eléctrica mejoraría la seguridad ciudadana.

Entre los problemas percibidos en estos talleres se puede apreciar la falta de energía eléctrica, que limita contar con artefactos eléctricos y no disponer de medios de comunicación. Así mismo se observa que la energía eléctrica existente no cumple adecuadamente con el nivel de tensión y calidad de suministro y el costo de servicio es elevado. Otros problemas que se observa son que en la zona existe abundante lluvia y que las trochas y caminos a las localidades son dificultosos que encarece el costo de transporte; también se observa que localidades están aisladas con viviendas dispersas

Con respecto a los recursos se manifiesta es la oferta de mano de obra que es el principal recurso con que se cuenta para la fase estudios, obra, operación y mantenimiento del proyecto. El otro recurso importante es la existencia de cacao, café y madera, los cuales con la disponibilidad de energía eléctrica pueda darse valor agregado y pueda cumplirse con los intereses planteados. Otro recurso manifestado en los talleres de este SER es la existencia de caídas de agua que muy bien pueda permitir la generación de energía eléctrica por medios renovables. También se ha indicado que existe infraestructura eléctrica cercana a la zona del estudio; así mismo existen canteras y otros agregados para la cimentación de los postes.

Los intereses en una estrategia indicadas por los participantes se observa que pueden proporcionar con mano de obra no calificada en sus tiempos libres, para cuyo efecto


trabajarían en forma unida con sus autoridades. Otras estrategias plasmadas en los talleres se pueden indicar que pueden alquilar maquinaria y equipo a los contratistas y puedan proporcionar alimentación y alojamiento a los trabajadores durante la fase de la obra., Así mismo la concesionaria ha manifestado que pueda cofinanciar las obras y que se encargarían de la operación y mantenimiento. Finalmente se ha planteado que para hacer más factible el proceso de electrificación y bajar costos, puedan fomentar el agrupamiento de las viviendas de las comunidades.

Entre los conflictos potenciales no controlables se puede observar que los accesos a las localidades son difíciles en invierno y falta de trochas carrozables que dificulta el transporte. Entre otros conflictos esta la desunión entre comunidades y sus autoridades y la existencia de problemas políticos, además de la duda que tiene la población sobre el apoyo de El estado. Finalmente existen terrenos de sembrío que debe tenerse en cuenta para la instalación los postes de las líneas primarias.

2.4 MARCO DE REFERENCIA

2.4.1 Antecedentes del Proyecto

El Ministerio de Energía y Minas (MEM), a través de la Dirección General de Electrificación Rural (DGER-MEM), tiene la competencia en materia de electrificación rural de acuerdo a la Ley N° 28749, “Ley General de Electrificación Rural”, en la ampliación de la frontera eléc-trica en el ámbito nacional, en coordinación con los Gobiernos Regionales y Locales, y enti-dades públicas y privadas dedicadas a estos fines, permitiendo el acceso del suministro de electricidad a los pueblos del interior del país, como un medio para contribuir a su desarro-llo económico-social, mitigar la pobreza, mejorar su calidad de vida y desincentivar la mi-gración del campo a la ciudad, en el marco de una acción conjunta del Estado para el de-sarrollo rural integral, mediante la implementación de proyectos de electrificación rural con tecnologías y programas de acción que permitan el incremento del poder adquisitivo de la población rural mediante la promoción de la electricidad en actividades productivas, asimis-mo deberán identificar, evitar, prevenir, mitigar o compensar los impactos culturales, socia-les y ambientales que estos pudieran ocasionar. Actualmente en el Perú, casi la quinta par-te de la población total carece de servicio eléctrico. En el contexto actual de globalización e integración regional, esta situación representa una clara desventaja respecto a los demás países del continente, cuyos índices de electrificación en la mayoría de los casos son bas-tante superiores, relegando al Perú al penúltimo lugar en Latinoamérica.

La DGER-MEM tiene como responsabilidad la formulación y actualización anual del Plan Nacional de Electrificación Rural (PNER), en coordinación con los Gobiernos Regionales y Locales y demás entidades públicas y privadas, documento que constituye una herramienta fundamental para el diseño de la política energética del Estado. La coordinación de priori-dades regionales y locales con las nacionales, las modificaciones de índole presupuestal así como la obtención de nuevas fuentes de financiamiento interno y/o externo, motivan que la programación de obras previstas de ejecutar en el horizonte de planeamiento tenga un carácter referencial.


Los PIP están sujetos a una evaluación técnico-económica a fin de identificar su rentabili-dad social y su sostenibilidad administrativa, operativa y financiera a largo plazo, siguiendo la secuencia de planificación e implementación definido en los lineamientos de la Ley Nº 27293 y normas modificatorias así como del Reglamento, mediante los cuales se creó el


Sistema Nacional de Inversión Pública (SNIP) para optimizar las inversiones destinadas a los PIP.

El Ministerio de Energía y Minas (MEM), a través de la Dirección General de Electrificación Rural (DGER-MEM), mediante el Convenio Nº 001-2010-MEM, establecen una relación de cooperación sin fines de lucro con las empresas concesionarias de distribución (Distriluz) para la elaboración de estudios a nivel de perfiles integrados fuera de la zona de conce-sión. Mediante el proceso de concurso Nº 012-2010, Distriluz aprueba la Buena Pro al Con-sorcio “Consultoras del Centro” conformado por las empresas DISA e INGEDISA para de-sarrollar los Perfiles Integrados del Grupo II y Grupo III.


2.4.2 Lineamientos de Política Sectorial

El Sistema Eléctrico Rural IQUITOS SUR III Etapa, es un proyecto de electrificación rural, comprendido dentro del Plan de Electrificación Rural (PNER) de la DGER del Ministerio de Energía y Minas, toda vez que tiende ampliar la frontera eléctrica a nivel nacional, permitiendo el acceso del servicio de energía eléctrica a los pueblos del interior del país, como un medio para facilitar su desarrollo económico , mitigando la pobreza y mejorando su calidad de vida a través de la implementación de proyectos de electrificación rural, con tecnología que minimicen los efectos negativos sobre el medio ambiente.

Sector Energía

- Afianzar la confiabilidad y calidad del suministro y el uso racional y eficiente de los recursos energéticos, así como la utilización de energías alternativas, a fin de preservar el medio ambiente.-Se propiciará el desarrollo de la infraestructura energética en los lugares aislados del interior del país, con la ejecución de proyectos de electrificación rural.

Sub Sector Electricidad

Proseguir con las acciones que promuevan la inversión privada en generación, transmisión y distribución eléctrica, y proyectos de electrificación rural.Revisar y perfeccionar la normatividad vigente en concordancia con los intereses del país.Implementar proyectos dentro del concepto de los Mecanismos de Desarrollo Limpio.

El presente proyecto se fundamenta en la Ley N° 27293 publicada en el Diario Oficial “El Peruano” el 28 de Junio de 2000; modificada por las Leyes N° 28522, 28802 y por el Decreto Legislativo N° 1005, publicadas en el Diario Oficial “El Peruano” el 25 de Mayo de 2005, el 21 de Julio de 2006 y el 03 de mayo de 2008, respectivamente), del Sistema Nacional de Inversión Pública.

Visión de la Región Loreto:

Loreto región promotora del desarrollo humano e igualdad de oportunidades con instituciones y organizaciones fortalecidas y líderes comprometidos. Con desarrollo económico sustentado en un territorio ordenado y en el manejo autónomo y sostenible de sus recursos naturales, culturales y reconocido como destino turístico.

Visión Socio – Institucional:

Los actores del desarrollo están integrados bajo la concepción y el proceso de desarrollo sustentable con el fin de liderar y garantizar el desarrollo de las capacidades humanas, de la familia como unidad básica del desarrollo regional, resolviendo los desequilibrios


económicos y sociales, generando posibilidades de realización individual y colectiva en la población.

La misión del Gobierno Regional de Loreto:

La misión del gobierno regional es organizar y conducir la gestión pública regional, desencadenar procesos sociales horizontales y revertir la problemática de la región, promoviendo e impulsando la planificación estratégica de desarrollo regional descentralizado, concertado y participativo institucionalizando el liderazgo y las responsabilidades compartidas con los actores públicos y privados de la región, de manera que los criterios del crecimiento, la equidad social y la sostenibilidad ambiental se conviertan en paradigmas en la Región Loreto, generando procesos de autonomía, descentralización y reformas del Estado mediante propuestas e iniciativas locales a fin de mejorar la calidad de vida de la población, propiciando oportunidades para que la población en situación de pobreza extrema se incorpore al proceso de desarrollo económico y social de la región y participe de sus resultados.

Plan Nacional de Electrificación Rural (PNER)

El Ministerio de Energía y Minas (MEM), a través de la Dirección Ejecutiva de Proyectos (DEP/MEM), tiene la competencia en materia de electrificación rural de acuerdo a la Ley N° 28749, “Ley General de Electrificación Rural”, en la ampliación de la frontera eléctrica en el ámbito nacional, en coordinación con los Gobiernos Regionales y Locales, y entidades públicas y privadas dedicadas a estos fines, permitiendo el acceso del suministro de electricidad a los pueblos del interior del país, como un medio para contribuir a su desarrollo económico-social, mitigar la pobreza, mejorar su calidad de vida y desincentivar la migración del campo a la ciudad, en el marco de una acción conjunta del Estado para el desarrollo rural integral, mediante la implementación de proyectos de electrificación rural con tecnologías y programas de acción que permitan el incremento del poder adquisitivo de la población rural mediante la promoción de la electricidad en actividades productivas, asimismo deberán identificar, evitar, prevenir, mitigar o compensar los impactos culturales, sociales y ambientales que estos pudieran ocasionar.

Objetivo general del PNER

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.

Los objetivos que se pretende lograr con la electrificación rural son:

Objetivo 1.- Situar al Perú dentro del tercio superior latinoamericano en cobertura eléctrica a mediano plazo.

Objetivo 2.- Capacitar a los usuarios del servicio de energía eléctrica del área Rural en el uso productivo de la electricidad.

Objetivo 3.- Elaborar planes en coordinación con los gobiernos regionales y locales, con la finalidad de que logren elaborar y ejecutar sus estudios, obras y liquidaciones.

Objetivo 4.- Desarrollar estudios que permita el desarrollo de las energías renovables (hidráulica, solar y eólica) y la actualización de los diseños de los sistemas eléctricos rurales.


Objetivo 5.- Efectuar coordinaciones de financiamiento con entidades públicas y privadas con el fin de lograr recursos económicos y créditos favorables para el financiamiento de la ejecución de proyectos.

Objetivo 6.- Optimizar la gestión administrativa y lograr el fortalecimiento institucional, mediante una adecuada dotación de recursos.

Plan Estratégico Institucional 2007 – 2011 del Ministerio de Energía y Minas

El presente proyecto está considerado en el Plan Nacional de Electrificación Rural 2009 – 2018, aprobado mediante Resolución Ministerial Nº 540 – 2009 – MEM / DM de fecha 23 de diciembre de 2009, que advierte proseguir con las acciones de ampliación de los siste-mas eléctricos a nivel nacional, especialmente en las zonas rurales, así como también es coherente con sus Objetivos General y Específicos que indican promover el desarrollo sos-tenible y competitivo del Sector Energético, priorizando la inversión privada y la diversifica-ción de la matriz energética, a fin de asegurar el abastecimiento de los requerimientos de energía en forma eficiente y eficaz para posibilitar el desarrollo de las actividades producti-vas y las mejoras de las condiciones de vida de la población, siendo además compatible con las prioridades y estrategias que contiene dicho plan, asimismo, lo precisado anterior-mente se encuentra sólidamente respaldado por las funciones que cumple la Dirección Ge-neral de Electrificación Rural del indicado Ministerio.

El proyecto se desarrolla dentro de los alcances de la Ley 28749 “Ley General de Electrifi -cación Rural” y su Reglamento aprobado mediante Decreto Supremo N° 025-2007-EM.

Entre los aspectos más importantes de esta Ley, se puede precisar lo siguiente:

Que la Dirección General de Electrificación Rural (DGER) es el órgano competente en ma-teria de electrificación rural.

Los proyectos de electrificación rural son de necesidad nacional y utilidad publica.

El Estado asumirá un rol subsidiario a través de la ejecución de un sistema de electrifica-ción rural en lo que corresponde al financiamiento de los estudios y de las obras.

El proyecto debe ceñirse a las tecnologías de expansión de redes, cumpliendo las normas para la construcción y operación de este tipo de instalaciones, según las disposiciones que emanan de la Dirección General de Electricidad.

En lo que se refiere a la fiscalización de las actividades de generación, transmisión, distri-bución y comercialización de los sistemas de electrificación rural estará a cargo del OSI-NERGMIN.

2.4.3 Lineamientos de Política Multisectorial

Los proyectos que desarrolla la DGER/MEM están clasificados como proyectos de Inver-sión Pública, por lo que debe ceñirse a los lineamientos de la Ley 27293 y su Reglamento, es decir el Sistema Nacional de Inversión Pública (SNIP), por lo que para la ejecución de la obra debe contar con la viabilización del proyecto a través de la OPI - MEM.

También el desarrollo de los estudios y la ejecución de las obras deben cumplir la normati-vidad relacionada a asuntos ambientales, los lineamientos del Servicio Nacional de Áreas Protegidas (SERNANP) y del Instituto Nacional de Cultura, en cuanto se refiere a la autori -zación que corresponde por parte del INC, para la ejecución de obra.


2.4.4 Lineamientos de política de los Gobiernos Regionales

Los Gobiernos Regionales consecuente con su rol promotor del desarrollo de su área de influencia, participa activamente en la elaboración de estudios de pre inversión e inversión de proyectos de electrificación rural; esta participación es coordinada con el Gobierno Cen-tral a fin de garantizar la no duplicidad de proyectos en el área de electrificación rural.

2.4.5 Lineamientos de política de los Gobiernos Locales

La Municipalidad Provincial de Maynas y las municipalidades distritales a pesar de su limi-tado presupuesto participan en la elaboración de estudios de pre inversión e inversión de proyectos de electrificación rural. Al igual, que en el caso anterior, estos proyectos son coordinados con el Gobierno Regional y el Gobierno Central a fin de no incurrir en la dupli-cidad de la gestión de los proyectos de electrificación.

2.4.6 Situación de Proyectos Especiales

Paralelamente al desarrollo de la infraestructura eléctrica en la zona del proyecto se debe impulsar los programas de desarrollo productivo que garanticen un crecimiento sostenible y por ende el desarrollo de la zona. Las diferentes instituciones y organismos del Estado comprometidas en el desarrollo de la zona del proyecto están elaborando proyectos espe-ciales, proyectos de usos productivos y de otros servicios públicos a mediano y largo plazo. A continuación se presentan un cuadro resumen de los principales proyectos:



CAPITULO III

IDENTIFICACIÓN

3. DE LA IDENTIFICACIÓN

En este ítem se presenta los resultados del análisis e interpretación de la información recopilada de los beneficiarios y de las entidades involucradas durante los trabajos de campo y la elaboración de los talleres de participación pública. Se efectúa un diagnostico de la situación actual, se define el problema central, planteando sus causas y efectos, permitiendo definir los objetivos centrales y específicos del proyecto, así como los medios y alternativas para alcanzar estos objetivos.

3.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA Y ZONOFICACIÓN

3.1.1 Ubicación del Área de Influencia del Proyecto



Ubicación PolíticaLa Provincia de MAYNAS se encuentra ubicada en el Departamento de Loreto, geográficamente el departamento está ubicada entre los paralelos 0° 1’ y 8° 50’ de latitud Sur 70° 07’ y 77° 50’ de longitud oeste, ocupa una superficie de 36’885,195 Has, que representa el 28.7% del territorio nacional.




El departamento de Loreto, está ubicado en la parte Nor – Este del territorio nacional, comprende principalmente zonas de selva baja, o llano amazónico. Es el departamento peruano de mayor extensión territorial. Limita por el Norte con la República del Ecuador, por el Nor-Este con la República de Colombia, por el Sur-Este con la República de Brasil, por el Sur con la Región Ucayali y por el Sur-Este con la Región Andrés Avelino Cáceres, Región San Martín y Región Nor Oriental del Marañón (departamento de Amazonas). Políticamente está organizado por 06 provincias que son: Provincia de Maynas, Alto Amazonas, Loreto, Requena, Ucayali y Mariscal Ramón Castilla. Su sede capital departamental es la ciudad de Iquitos, ubicada en la Provincia de Maynas.




(HAS)ALTITUD (msnm)



3.1.2 Condiciones Climatológicas

Las características climatológicas de las zonas del proyecto registradas por el SENAMHI son las siguientes:

Cuadro Nº 43: Datos Climatológicos del SENAMHI en la Zona del Proyecto

Zona Tamshiyacu

· Temperatura máxima media (ºC) 33,65

· Temperatura media (ºC) 28,53

· Temperatura mínima media (ºC) 23,41· Velocidad máxima del viento (km/hr)

21,6

· Máxima velocidad del viento (km/hr)

50

La altitud del área del proyecto varía entre 50 y 200 m.s.n.m.La información registrada por el SENAMHI corresponde a las estaciones:

Cuadro Nº 44: Ubicación de las Estaciones Meteorológicas


Estación Distrito Provincia Longitud LatitudAltura (msnm)

TAMSHIYACU , Tipo Convencional - Meteorológica

Fernando Lores

Maynas 73° 9' 39'' 4° 0' 12'' 141

3.2 IDENTIFICACIÓN DE LAS LOCALIDADES DEL PROYECTO

Se ha determinado los alcances de las localidades y la delimitación geográfica del área de influencia del proyecto, en base a los resultados de los trabajos de campo y a los criterios de priorización de localidades.

Así mismo se hizo la evaluación de las distancias entre cada una las localidades y los sistemas eléctricos adyacentes. Con lo que también se ha determinado el área de influencia directa del proyecto, quedando definido e identificado a que sistema eléctrico pertenecerían cada una de las localidades.

Cuadro Nº 45: Localidades pertenecientes a Sistema Electrico Rural

ÍTEM DISTRITOLOCALIDADES (Según Traba-

jode Campo)

CATEGORÍA VIVIENDAS TO-TALES

VIVIENDAS ELEC-TRIFICABLES

1 BELEN CAÑAVERAL CASERIO 21.00 21

2 BELEN CENTRO MANZANA I ZONA CASERIO 8.00 8

3 BELEN CENTRO MANZANA II ZONA CASERIO 17.00 17

4 BELEN MANZANILLO CASERIO 18.00 18

5 BELEN PUERTO ALEGRIA I ZONA CASERIO 19.00 19

6 BELEN PUERTO ALEGRIA II ZONA CASERIO 20.00 20

7 BELEN SAN MIGUEL CASERIO 17.00 17

8 BELEN SAN PABLO DE LUPUNILLO CASERIO 10.00 10

9 BELEN SANTA ROSA CASERIO 28.00 28

10 FERNANDO LORES 8 DE MAYO CASERIO 22.00 22

11 FERNANDO LORES BUENAS NUEVAS CASERIO 12.00 12

12 FERNANDO LORES CENTRO AMERICA CASERIO 36.00 36

13 FERNANDO LORES FLOR DEL ORIENTE CASERIO 10.00 10

14 FERNANDO LORES LUCERO PATA CASERIO 15.00 15

15 FERNANDO LORES MANGUA CASERIO 12.00 12

16 FERNANDO LORES NUEVA PRIMAVERA CASERIO 13.00 13

17 FERNANDO LORES NUEVO SAN LORENZO CASERIO 21.00 21

18 FERNANDO LORES SAMARIA I ZONA CASERIO 16.00 16

19 FERNANDO LORES SAMARIA II ZONA CASERIO 9.00 9

20 FERNANDO LORES SAN JORGE CASERIO 10.00 10

21 FERNANDO LORES SAN JOSE DE OMAGUAS CASERIO 26.00 26

22 FERNANDO LORES SAN SALVADOR DE OMAGUAS CASERIO 32.00 32

23 FERNANDO LORES SEÑOR DE LOS MILAGROS CASERIO 16.00 16


ÍTEM DISTRITOLOCALIDADES (Según Traba-

jode Campo)

CATEGORÍA VIVIENDAS TO-TALES

VIVIENDAS ELEC-TRIFICABLES

24 FERNANDO LORES TAPIRA CHICO CASERIO 33.00 33

25 FERNANDO LORES TAPIRILLO CASERIO 21.00 21

26 SAN JUAN BAUTISTA BUENA ESPERANZA CASERIO 12.00 12

3.3 DIAGNÓSTICO DE LA SITUACIÓN ACTUAL

3.3.1 Antecedentes de la Situación que motiva el proyecto

El Ministerio de Energía y Minas (MEM), a través de la Dirección General de Electrificación Rural (DGER-MEM), tiene la competencia en materia de electrificación rural de acuerdo a la Ley N° 28749, “Ley General de Electrificación Rural”, en la ampliación de la frontera eléc-trica en el ámbito nacional, en coordinación con los Gobiernos Regionales y Locales, y enti-dades públicas y privadas dedicadas a estos fines, permitiendo el acceso del suministro de electricidad a los pueblos del interior del país, como un medio para contribuir a su desarro-llo económico-social, mitigar la pobreza, mejorar su calidad de vida y desincentivar la mi-gración del campo a la ciudad, en el marco de una acción conjunta del Estado para el de-sarrollo rural integral, mediante la implementación de proyectos de electrificación rural con tecnologías y programas de acción que permitan el incremento del poder adquisitivo de la población rural mediante la promoción de la electricidad en actividades productivas, asimis-mo deberán identificar, evitar, prevenir, mitigar o compensar los impactos culturales, socia-les y ambientales que estos pudieran ocasionar. Actualmente en el Perú, casi la quinta par-te de la población total carece de servicio eléctrico. En el contexto actual de globalización e integración regional, esta situación representa una clara desventaja respecto a los demás países del continente, cuyos índices de electrificación en la mayoría de los casos son bas-tante superiores, relegando al Perú al penúltimo lugar en Latinoamérica.

La DGER-MEM tiene como responsabilidad la formulación y actualización anual del Plan Nacional de Electrificación Rural (PNER), en coordinación con los Gobiernos Regionales y Locales y demás entidades públicas y privadas, documento que constituye una herramienta fundamental para el diseño de la política energética del Estado. La coordinación de priori-dades regionales y locales con las nacionales, las modificaciones de índole presupuestal así como la obtención de nuevas fuentes de financiamiento interno y/o externo, motivan que la programación de obras previstas de ejecutar en el horizonte de planeamiento tenga un carácter referencial.


Los PIP están sujetos a una evaluación técnico-económica a fin de identificar su rentabili-dad social y su sostenibilidad administrativa, operativa y financiera a largo plazo, siguiendo la secuencia de planificación e implementación definido en los lineamientos de la Ley Nº 27293 y normas modificatorias así como del Reglamento, mediante los cuales se creó el Sistema Nacional de Inversión Pública (SNIP) para optimizar las inversiones destinadas a los PIP.

El Ministerio de Energía y Minas (MEM), a través de la Dirección General de Electrificación Rural (DGER-MEM), mediante el Convenio Nº 001-2010-MEM, establecen una relación de


cooperación sin fines de lucro con las empresas concesionarias de distribución (Distriluz) para la elaboración de estudios a nivel de perfiles integrados fuera de la zona de conce-sión. Mediante el proceso de concurso Nº 012-2010, Distriluz aprueba la Buena Pro al Con-sorcio “Consultoras del Centro” conformado por las empresas DISA e INGEDISA para de-sarrollar los Perfiles Integrados del Grupo II y Grupo III.


3.3.2 Características de la Zona y Población Afectada

Las principales características de la zona del proyecto son los siguientes:

Sector Agricultura y Pecuario

AgriculturaEl suelo de Loreto desde el punto de vista de su capacidad de uso mayor presenta limitadas alternativas para uso agrícola (3.3.%), pastos (6.5%) y bosques de protección (24.7%). La agricultura se caracteriza por ser de tipo migratorio de rozo, tumba y quema; con uso de tec-nología tradicional a intermedia, con una producción orientada al autoconsumo local y al abastecimiento interno regional, con limitados excedentes para la agroindustria y para el co-mercio externo.La superficie agrícola constituye el 5.4% de la superficie total, de ella el 3.8%, corresponde a tierras de labranza, el 0.7% a cultivos permanentes y el 0.9% a cultivos asociados. De la su-perficie no agrícola el 94% corresponde a montes y bosques y el 0.6% a pastos naturales. La superficie agropecuaria determinadas en el último Censo Agropecuario de 1994, es de 3’216,056 Has, está área se ha incrementado en casi 16 veces (1579%) desde el censo an-terior (1972).En cuanto a la especialización, destacan la Provincia de Maynas con la producción de fríjol, yuca, plátano, limón y naranja; Alto Amazonas, con arroz y maíz; Requena con la produc-ción de fríjol, yuca, plátano; Loreto y Ucayali con la producción de plá tano y fríjol, finalmente Ramón Castilla con arroz. Según la estructura productiva de la región, el sector agrícola (conjuntamente con los sectores de caza y selvicultura), representa el 6.1% de la producción regional y ocupa el 43% de la mano obra disponible.En el período (1995-2000) la producción agrícola de los 20 principales productos que se co-sechan en el campo tuvieron comportamientos distintos y dispares.

El Valor Bruto de la Producción Agropecuaria de Loreto, creció, en 15.5% durante mayo, en comparación, con igual mes del año anterior.La variación positiva del PBI agrícola está respalda por la mayor producción mensual de arroz (237.6%), yuca (24.7%), plátano (1.2%), maíz amarillo (22.9%), caña de azúcar 23.9% y maíz choclo (25.8%). La producción de arroz, yuca y maíz se debió a mayores áreas cose-chadas, así como por un aumento en la productividad.

Pecuario

La principal característica de la actividad pecuaria es su bajo nivel de producción que deter-mina dependencia cárnica de otras regiones (Lima y San Martín). Ello se debe a la existen-cia de un escaso patrimonio ganadero, originado por la baja calidad de los pastos y carencia de razas mejoradas, así como sistemas de crianzas de aves con alta utilización de insumo nacionales (harina de soya, harina de pescado, maíz etc.), que significan altos costos de producción, que lo vuelven frágiles a constituirse como unidades empresariales sólidas, la producción de carne aumentó en aproximadamente 59% en la data histórica; la producción de aves experimentó un crecimiento del 70 % a pesar que está actividad atraviesa por una serie de problemas de carácter económico-financiero. Con respecto a la producción de car-nes de porcino, vacuno, ovino y búfalo esta ha experimentado una estacionalidad perma-nente a lo largo de la serie histórica, esto debido a la calidad de los suelos y de pastos que


limita el desarrollo de esta actividad. El factor clima es otro de los componentes que amena-za la adaptación de ganado bovino y bufalino al medio y a las altas temperaturas que oca-sionan una mayor deshidratación del hato ganadero, cuya consecuencia final es la baja pro-ducción de leche (3 litros por animal).

Así como la producción de leche, la de huevos también fue de forma descendente, esto como producto de una mayor tendencia a la crianza de pollos parrilleros (menor tiempo para la producción), ya que la producción de huevos de corral tan solo puede realizar una empre-sa que cuenta con los medios suficientes para garantizar la permanencia en los galpones por más de 45 días.

IndustriaEl petróleo es uno de los recursos naturales más importante de nuestra región, cuyas reser-vas en la selva sobrepasan los 190 millones de barriles y cuya producción de crudo alcanza al finalizar el año 2000 a 23 millones de barriles anuales.En Iquitos existe una refinería para derivados del petróleo, que tiene entre sus principales productos al petróleo industrial, gasolina de 84 octanos, Diesel Nº 2, Turbo A-1 y Kerosene.El llamado “boom petrolero” se inició en la década del setenta con los descubrimientos de crudo por parte de la empresa estatal PETROPERU, en el lote 8, en los pozos de Trompete-ros y Pavayacu, yacimientos que desde mediados de 1996, están bajo responsabilidad de la empresa Argentina Pluspetrol.

Sin embargo, la mayor productora de la zona y del país ha sido la empresa transnacional Occidental Petroleum que operaba simultáneamente en el Perú, Ecuador y Colombia. Está ha obtenido en el Lote 1-AB, una producción acumulada de 553 millones de barriles de pe-tróleo; sin embargo está producción está constituido por un petróleo pesado con un alto con-tenido de azufre.

Teniendo como punto de referencia Andoas y su conexión con el ramal principal del Oleo-ducto a mediados de la década pasada (1995), OXY producía 59 MB/DC (Miles de Barriles/Días Calendario); en diciembre del 2000 su producción diaria bordeaba los 41 MB; con la agravante de que casi la totalidad del petróleo proveniente del Lote 1-AB se tiene que exportar, por ser un crudo pesado, no apto para ser transformado en la refinería local.El segundo productor en importancia opera el Lote 8, que hasta el mes de Julio de 1996 es-tuvo bajo la responsabilidad de PETROPERU y a partir de esa fecha por Pluspetrol, empre-sa argentina que la sustituyó, en el marco del proceso de privatización.

ComercialUna de las serias limitaciones para el desarrollo e incremento tanto del volumen como del valor de las exportaciones es la oferta exportable existente, ello sucede a pesar que la re-gión cuenta con relativa abundancia de recursos naturales con potencial exportador.

Población AfectadaEl proyecto comprenderá 35 localidades (Según Términos de Referencia). A medida como va desarrollándose el estudio, se determinará la población beneficiada y las características de la misma, tales como porcentaje de escolaridad, ocupación de la población, pero siendo la zona netamente agraria, se estima que la mayor parte de la población está dedicada a la micro agricultura con escasa aplicación de tecnología, dando como resultado un bajo poder adquisitivo, agravándose esta situación con la falta de energía en las localidades involucra-das.La tasa de analfabetismo en la región es del 11.9% y 23.9 % de la población no tiene ningún tipo de servicio. La mayoría de las localidades no cuenta con servicio de agua y desagüe, los pobladores aprovechan el agua de los ríos o quebradas que se encuentran en el área del proyecto. Las localidades no cuentan con servicio de energía eléctrica, asimismo sólo las capitales distritales y algunos centros poblados cuentan con servicio de comunicación telefónica.


En el área del proyecto existen centros educativos primarios y secundarios. Los servicios de salud se ofrecen a través de centros de salud y postas médicasEl nivel de salud de la población es bajo en toda la zona de estudio, debido a la falta de higiene y a los bajos ingresos no se encuentran al alcance la adquisición de determinados productos como medicinas, zapatos, etc., además de existir la costumbre del campesinado de la región de no utilizar calzado, existe carencia de agua potable y falta de control en la calidad de las comidas, todo lo cual trae como consecuencia la existencia de cuadros patogénicos en el aparato digestivo, como disentería, gastroenteritis, etc. Referente al servicio de energía eléctrica, las localidades no cuentan con servicio eléctrico.En el Cuadro N° 10, se presenta datos estadísticos obtenidos en el último censo de población y vivienda del INEI, de la zona del proyecto.

Cuadro N° 31. Indicadores Demográficos, Sociales y Económicos – Provincia Maynas

ubi-geo dpto provin distrito Población

2007

% po-blac. Rural

Quintil 1/

% po-blac. sin

agua

% poblac. sin

desag/letr.

% poblac. sin eletri-

cidda

% mujeres analfabetas

% ni-ños 0-

12 años

Tasa des-nutric. Ni-

ños 6-9 años

Indice de Desarrollo Humano

120101 Loreto MAYNAS BELEN 68 806 16% 2 35% 27% 29% 4% 31% 26% 0,5753

120104 Loreto MAYNASFERNANDO LORES 19 127 76% 1 67% 52% 74% 8% 36% 30% 0,5575

120105 Loreto MAYNASSAN JUAN BAUTISTA 102 076 14% 2 22% 23% 28% 3% 31% 23% 0,5780

Fuentes: Mapa de Pobreza 2006 - FONCODES, Censo de Población y Vivienda del 2007 - INEI, Censo de Talla Escolar del 2005 - MINEDU, Informe del Desa -rrollo Humano 2006 – PNUD.

Ubicación del Área de influencia del Proyecto



Ubicación Política

La Provincia de MAYNAS se encuentra ubicada en el Departamento de Loreto, geográficamente el departamento está ubicada entre los paralelos 0° 1’ y 8° 50’ de latitud Sur 70° 07’ y 77° 50’ de longitud oeste, ocupa una superficie de 36’885,195 Has, que representa el 28.7% del territorio nacional.




El departamento de Loreto, está ubicado en la parte Nor – Este del territorio nacional, comprende principalmente zonas de selva baja, o llano amazónico. Es el departamento peruano de mayor extensión territorial. Limita por el Norte con la República del Ecuador, por el Nor-Este con la República de Colombia, por el Sur-Este con la República de Brasil, por el Sur con la Región Ucayali y por el Sur-Este con la Región Andrés Avelino Cáceres, Región San Martín y Región Nor Oriental del Marañón (departamento de Amazonas).


Políticamente está organizado por 06 provincias que son: Provincia de Maynas, Alto Amazonas, Loreto, Requena, Ucayali y Mariscal Ramón Castilla. Su sede capital departamental es la ciudad de Iquitos, ubicada en la Provincia de Maynas.



(HAS)ALTITUD (msnm)



Condiciones ClimatológicasLas características climatológicas de las zonas del proyecto registradas por el SENAMHI son las siguientes:

Cuadro Nº 48: Datos Climatológicos del SENAMHI en la Zona del Proyecto

Zona Tamshiyacu

· Temperatura máxima media (ºC) 33,65

· Temperatura media (ºC) 28,53

· Temperatura mínima media (ºC) 23,41

· Velocidad máxima del viento 21,6


(km/hr)· Máxima velocidad del viento (km/hr)

50

La altitud del área del proyecto varía entre 50 y 200 m.s.n.m.La información registrada por el SENAMHI corresponde a las estaciones:

Cuadro Nº 49: Ubicación de las Estaciones Meteorológicas

Estación Distrito Provincia Longitud LatitudAltura (msnm)

TAMSHIYACU , Tipo Convencional - Meteorológica

Fernando Lores

Maynas 73° 9' 39'' 4° 0' 12'' 141

Vías de Acceso

Los accesos al SER IQUITOS SUR III Etapa son:

Al no contar con carretera, Iquitos es accesible por aire y por río.

Aérea: Vuelos regulares a Iquitos desde Lima (1 hora y 30 minutos), desde Tarapoto (50 minutos) y desde Pucallpa (1 hora). Vuelos no regulares desde Yurimaguas (40 minutos) y desde la ciudad de Leticia, en Colombia (1 hora).Fluvial: Desde Pucallpa (Puerto La Hoyada, a 2,5 km de la ciudad), vía el río Ucayali, con paradas en los puertos de Requena y Contamana en deslizador (embarcación chica pero rápida, con capacidad para 10 a 15 personas), que se contrata como servicio particular demora 1 o 2 días, dependiendo del nivel del rio; lancha o “motonave” (embarcación grande pero lenta, con capacidad para 250 personas), demora 4 o 5 días, dependiendo de la corriente del río. Desde Yurimaguas, vía los ríos Huallaga y Marañón, con una parada en el puerto de Nauta. Puede ser en deslizador (12 a 15 horas dependiendo del caballaje del motor) o en lancha o “motonave” (de 3 a 4 días dependiendo del nivel de los ríos).

3.3.3 Gravedad de la Situación Negativa que se Intenta Modificar

La carencia de suministro eléctrico, no ha permitido el desarrollo comercial, industrial y turístico de la zona, que en cambio si han experimentado otras zonas cercanas.

La falta de energía eléctrica obliga a las personas a utilizar otros medios de iluminación, tales como velas y mecheros que funcionan con kerosene. El coste del combustible afecta enormemente a la economía familiar.

La delincuencia (robos, asaltos, violaciones, etc) ha crecido en gran magnitud debido a la falta de alumbrado público en las calles, lo que ha generado la inseguridad en las poblaciones.

Los servicios de salud se ven limitados por la falta de energía eléctrica, orientándose solo a necesidades en las que no se requiera energía eléctrica y durante las horas de luz solar.

Debido a la falta de energía eléctrica, los servicios de educación tienen limitado acceso para las personas adultas que por lo general trabajan durante el día, no pudiendo estudiar de noche.

La falta de energía eléctrica ha llevado a que estas localidades solo se dediquen a actividades tradicionales, esto es: a la agricultura y ganadería no permitiendo el desarrollo económico y social. 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.

La falta de energía eléctrica no permite tener un sistema de refrigeración que permita el almacenamiento de alimentos o productos perecibles como por ejemplo, las carnes, las cuales tienen que ser saladas y secadas al sol para su posterior consumo, siendo almacenados de manera inadecuada, existiendo una alta incidencia en enfermedades estomacales.

Por lo expuesto los pobladores recurren a la migración hacia otras localidades y ciudades en las que pueden desarrollarse y acceder a una mejor calidad de vida.


3.3.4 Intentos anteriores de solución

No se tiene conocimiento de otras Entidades que hubiesen tomado acciones relacionados a solucionar el problema planteado, por lo menos en las localidades involucradas dentro del proyecto SER IQUITOS SUR III Etapa.

3.3.5 Reconocimiento del Área de influencia

Con la finalidad de tomar conocimiento de los alcances del proyecto se han efectuado visitas a la zona del proyecto, se ha coordinado con las autoridades municipales, regionales y enti-dades directamente involucrados en el tema de electrificación como la DREM Loreto.

Así mismo se ha coordinado con la empresa concesionaria, Electro Oriente S.A., encargado de la operación y mantenimiento del servicio eléctrico cercana a la zona de influencia del proyecto.

A medida que se concluya el trabajo de campo se detallará la información adicional referen-te al área de influencia del proyecto.

3.3.6 Instalaciones Eléctricas existentes

Subestación Santa Rosa 10/22,9 KV – 4 MVAEl SER Iquitos Sur, forma parte del sistema aislado de la Central Térmica de Iquitos, por medio de un sistema de sub-transmisión en 60 kV (5,5 km) que alimeta la SET Santa Rosa conformada por dos transformadores de 60/10 kV (10 y 7,5 MVA) con grupo de conexión YNd5, a partir de la barra en 10 kV de la SET Santa Rosa, se deriva a un Transformador Elebador de 10/22,9 kV – 4 MVA con grupo de conexión Dyn5, a partir de la barra en 22,9 kV se deriva el alimentador R5.

LÍNEAS Y REDES DEL SISTEMA ELÉCTRICO EXISTENTE (Salida R5)a. Líneas y Redes Primarias del sistema eléctrico Iquitos Sur

Descripción

Las líneas y redes primarias se encuentran en 22,9 kV y están conformadas por: Línea 3y1 22,9kV- conductores de AAAC, postes y crucetas de C.A.C, de 11 y

12 y 13 m, aisladores tipo Pin Ansi 56-3, suspensión Ansi 2x52-3, retenidas inclinadas con cable de acero galvanizado de 10mm, varilla de anclaje de 2,4 m, etc. Estas insta-laciones se encuentran en buen estado de conservación.

b. Redes Secundarias en el sistema eléctrico Iquitos SurDescripciónSe tiene las localidades de con servicio eléctrico existente, cuyas redes secunda-rias se encuentran en buen estado de conservación, con las siguientes característi-cas: Postes : concreto CAC 8/200 (45 m vano promedio).

Conductor : Autoportante 1x16, 2x16, 2x25, mm² Al y WP (3 y

5 hilos).

Neutro : 25 mm² de aleación de Al (solo en auto-portante)

Acometida Domicilia : Conductor concéntrico de 2x4 mm² de Cu.

Medidor de Energía : Caja metálica tipo L, c/ interruptor

Termo-magnético.

Retenidas : Cable de AºGº 10mm , varilla de anclaje de 2,4

m.

Alumbrado Público : Lámpara de vapor de sodio de 50 W y pastoral de

Fierro.


CENTROS DE GENERACIÓNDe acuerdo al análisis del sistema eléctrico, no se han encontrado centros de generación en el área de influencia del proyecto que deban ser evaluados.

3.3.7 Proyectos en Ejecución y Duplicidad de los Proyectos

SER IQUITOS SUR I Y II ETAPAEl proyecto se encuentra con estudio definitivo aprobado por el Gobierno Regional de Loreto.El proyecto prevé la implementación de líneas y redes primarias, redes secundarias y acometidas domiciliarias, de acuerdo al siguiente cuadro:

Cuadro Nº 50: Alcances del Proyecto SER Iquitos Sur I y II Etapa

Item Localidad Proyecto

A BARRA 10 KV SE SANTA ROSA ExistenteB BARRA 22,9 KV SE SANTA ROSA Existente1 NUEVO SAN JUAN DE MUYUY SER Iquitos Sur I Etapa2 SANTA ROSA DE MUYUY I ZONA SER Iquitos Sur I Etapa3 DOS DE MAYO DE MUYUY SER Iquitos Sur I Etapa4 TAMSHIYACU SER Iquitos Sur I Etapa5 TERRABONA SER Iquitos Sur I Etapa6 YARINACOCHA SER Iquitos Sur I Etapa7 AUGUSTO FREYRE SER Iquitos Sur I Etapa8 SAN MARCOS SER Iquitos Sur I Etapa9 CANTAGALLO SER Iquitos Sur I Etapa

10 SAN JOSÉ II ZONA SER Iquitos Sur I Etapa11 SAN CARLOS SER Iquitos Sur II Etapa12 PALO SECO SER Iquitos Sur II Etapa13 NUEVO TRIUNFO SER Iquitos Sur II Etapa14 PARAISO SER Iquitos Sur II Etapa15 PAUJIL II ZONA - A SER Iquitos Sur II Etapa16 SAN ANTONIO SER Iquitos Sur II Etapa17 SAN PEDRO SER Iquitos Sur II Etapa18 SAN PEDRO DE PINTUYACU SER Iquitos Sur II Etapa19 SANTA BARBARA SER Iquitos Sur II Etapa20 TRES DE OCTUBRE SER Iquitos Sur II Etapa21 NUEVO PROGRESO SER Iquitos Sur II Etapa22 YARANA YUTO SER Iquitos Sur II Etapa23 1 DE MAYO SER Iquitos Sur II Etapa24 24 DE OCTUBRE SER Iquitos Sur II Etapa25 ANGEL CÁRDENAS HAYA SER Iquitos Sur II Etapa26 CINCO DE JUNIO SER Iquitos Sur II Etapa27 CREACIÓN 2000 SER Iquitos Sur II Etapa28 EL HUAMBE SER Iquitos Sur II Etapa29 LUZ DE ORIENTE SER Iquitos Sur II Etapa30 LLANCHAMA SER Iquitos Sur II Etapa31 MELITON CARBAJAL SER Iquitos Sur II Etapa32 DOCE DE OCTUBRE SER Iquitos Sur II Etapa33 PEÑA BLANCA SER Iquitos Sur II Etapa34 SOLEDAD SER Iquitos Sur II Etapa35 10 DE OCTUBRE II ZONA SER Iquitos Sur II Etapa36 VARADERO DE OMAGUA SER Iquitos Sur II Etapa37 SANTA MARTHA SER Iquitos Sur II Etapa38 UNIÓN SER Iquitos Sur II Etapa


Item Localidad Proyecto

39 NUEVO SANTA ELOISA SER Iquitos Sur II Etapa40 NUEVA VIDA SER Iquitos Sur II Etapa41 NUEVO SAN MARTÍN SER Iquitos Sur II Etapa42 SAN JUAN DE MUNICH SER Iquitos Sur II Etapa43 PAUJIL II ZONA - B SER Iquitos Sur II Etapa44 10 DE OCTUBRE I ZONA SER Iquitos Sur II Etapa45 LIMÓN SER Iquitos Sur II Etapa46 28 DE JULIO SER Iquitos Sur II Etapa

AMPLIACION DE LAS REDES DE DISTRIBUCION PRIMARIA EN 10 KV Y SECUNDARIA EN 230 V PARA CASERIOS MOHENA CAÑO, UHSPACAÑO Y 8 DE DICIEMBRE, DISTRITO DE BELEN - MAYNAS – LORETO

Dicho proyecto se encuentra inscrito en el banco de proyectos del SNIP con código N°124487, cuyo proyecto se encuentra declarado viable, las localidades que lo conforman se nuestran a continuación:

3.3.8 Criterios de priorización de localidades

En el presente capitulo se realiza una evaluación de cada una de las localidades indicadas en la ficha técnica del sistema eléctrico considerando las características socio-económicas de las poblaciones involucradas en el proyecto, también se evaluaran las localidades propuestas por las autoridades distritales (Alcalde de cada uno de los municipios involucrados dentro del área de influencia del proyecto). En el Sistema Eléctrico Rural IQUITOS SUR III Etapa se han evaluado 35 localidades, las cuales fueron visitadas durante el trabajo de campo, de las localidades evaluadas se han priorizado 26 localidades.

Para determinar el orden de priorización de las localidades, se califica cada localidad con un puntaje establecido por 02 criterios:

Criterios Socio Económico. Evalúa las características socioeconómicas de las localidades. Calificación según priorización del contrato. Este criterio, evalúa si la localidad esta propuesta en la ficha técnica del proyecto entregada por

del Ministerio de Energía y Minas.

Calificación por Criterio Socioeconómico

PARÁMETROS DE CALIFICACIÓN: De la visita y verificación en campo de las localidades ubicadas dentro de la zona del proyecto se ha recogido información proporcionada por las instituciones, pobladores y autoridades locales, en lo referente a su situación socioeconómica actual y sus expectativas a futuro. Es así que para cada una de estas localidades, se evaluará los aspectos socioeconómicos que obedecen a los siguientes parámetros de calificación:

1. Categoría de la Localidad.- Según la categoría o denominación de la localidad, se le asignado un puntaje dependiendo de la importancia de la localidad. La categoría de cada localidad se ha obtenido de la información proporcionada por las municipalidades y autoridades locales.


2. Cantidad de Viviendas Totales.- En este ítem se indica la cantidad de viviendas que se encuentran dentro de todo el área de la localidad no importando su lejanía. Esta in-formación se ha obtenido de la encuestas por localidad, realizada a las autoridades lo-cales y haciendo una comparación con la información proporcionada por el INEI y la fi-cha técnica del presente estudio. El puntaje máximo lo obtiene la localidad que cuente con la mayor cantidad de viviendas, que varía en cada proyecto en función a las locali-dades identificadas en campo.

3. Cantidad de Lotes Electrificables.- Este ítem indica la cantidad de viviendas que se pueden electrificar en este proyecto, teniendo en cuenta el radio optimo de la subesta-ción en base a los puntos GPS tomados en la primera fase del trabajo de campo. El puntaje máximo lo obtiene la localidad que cuente con la mayor cantidad de viviendas que se puedan electrificar, que podría variar en cada proyecto.

4. Longitud de Línea Primaria por Localidad.- Este ítem evalúa, la longitud relativa a la troncal del la línea primaria, tomando en consideración el número localidades, y rama-les derivados por troncal.

5. Accesibilidad a la Localidad.- Según el tipo de vía de acceso con el que cuente cada localidad, se ha asignado un puntaje, ya que las vías de acceso en los proyectos de electrificación es un factor importante en la determinación de los costos de transporte de materiales.

6. Grado de Dispersión.- Este ítem califica, la dispersión (Muy Concentrada, Concentra-da, Dispersa y Muy dispersa), de las localidades por SER, de acuerdo, a una escala de clasificación propia para cada ser, midiendo en función del más concentrado y dis-perso.

7. Tasa de Crecimiento Poblacional.- Para la obtención de la tasa de crecimiento po-blacional de las localidades se ha recurrido a la información estadística proporcionada por el INEI, que consistieron en datos de Población y Vivienda de los censos del 1993, 2005 y 2007. La asignación del puntaje es proporcional a la tasa de crecimiento pobla-cional de cada localidad siendo así que a mayor tasa de crecimiento de la localidad esta obtendría mayor puntaje.

8. Cargas de Uso General / Cargas Comerciales.- El procedimiento que se ha utilizado para asignar un puntaje a cada carga de uso general y carga comercial se basa en que el máximo puntaje, es obtenido solo por la localidad que cuenta con la mayor cantidad de cargas de uso general y cargas comerciales. Es así que se asigna un pun-taje parcial a cada carga de uso general y carga comercial, según lo siguiente:

CUG / Sector Salud 1,2P CUG / Sector Educación 1,2P CUG / Otros 1,0P CARGAS COMERCIALES 1,0P

Teniendo en cuenta que la localidad que cuente con el mayor número de cargas especiales y generales, tiene los siguientes valores:

Número de Cargas de Uso General - sector salud: “a” Número de Cargas de Uso General - sector educación: “b” Número de Cargas de Uso General - sector otros: “c” Número de Cargas Comerciales: “d”

Por tanto: 1,2Pa+1,2Pb+1,0Pc+1,0Pd = 100

P = 100/[1,2(a+b)+1,0(c+d)]

Es así que se obtiene el Puntaje, tanto para cada carga de uso general, como las car-gas comerciales. Identificando el número de cargas de cada tipo por localidad y se multiplica por el puntaje parcial, se obtiene el puntaje por cada localidad.


9. Indice de Pobreza.-Se ha considerado, en este ítem, el grado de desarrollo de las localidades, de acuerdo al Mapa de la Pobreza 2006 elaborado por FONCODES (MIMDES), en el que se identifica el nivel de pobreza de cada uno de los distrito asignándole un valor numérico (Quintil de Pobreza), eva-luando de acuerdo al criterio Bottom-Up, dando mayor puntaje a las localidades más pobres.

Cuadro Nº 51: MAPA DE POBREZA DISTRITAL DE FONCODES 2006, CON INDICADORES ACTUALIZADOS CON EL CENSO DEL 2007

dpto provin distrito Población 2007

% poblac. Rural

Quintil 1/

% po-blac. sin

agua

% poblac. sin desag/

letr.

% poblac. sin eletri-

cidda

Indice de De-sarrollo Hu-

mano

Loreto MAYNAS BELEN 68 806 16% 2 35% 27% 29% 0,5753

Loreto MAYNASFERNANDO LO-RES 19 127 76% 1 67% 52% 74% 0,5575

Loreto MAYNASSAN JUAN BAU-TISTA 102 076 14% 2 22% 23% 28% 0,5780

10. Proyectos de uso Productivo.- Evalúa la cantidad de cargas de uso productivo en la zona de influencia del estudio, de lo cual el puntaje máximo se otorga a la localidad que cuente con el mayor número de cargas de uso productivo; los puntajes asignados a las demás localidades variaran en forma pro-porcional.

11. Número de Localidades Beneficiadas con el Circuito Eléctrico.- Este ítem califica a las localidades, de acuerdo al número de car-gas (Localidades) alimentadas por una misma derivación de LP proyectado. Dando el mayor puntaje a las localidades pertenecientes a la derivación con más cargas benefi-ciadas, y en función a esta, los puntajes asignados a las demás localidades variaran en forma proporcional.

12. Cobertura Distrital.- Evalúa, el coeficiente de electrificación distrital, acorde con la política de la electrificación rural en el país, que tiene como misión mitigar la pobreza, a partir de la electrificación prioritaria de los dis-tritos menos favorecidos con este servicio. Por lo cual se le asigna mayores puntajes a las localidades con coeficientes de electrificación distrital menores y de esta manera en forma proporcional al resto de localidades.

CRITERIOS NO CONSIDERADOS:

No se han considerado algunos criterios, debido a que estos, no determinan ninguna diferencia entre las localidades al tener estas las mismas características.

PROYECTOS DE USO PRODUCTIVO, este criterio no es aplicable al SER, debido a que no se han encontrado posibles cargas de uso productivo en las localidades evalua-das.

NÚMERO DE LOCALIDADES BENEFICIADAS CON EL CIRCUITO ELÉCTRICO, este criterio no es evaluado para el SER, debido a que las derivaciones de LP proyectadas, benefi-cian a una sola localidad, en su mayoría.

COBERTURA DISTRITAL, este criterio no es evaluado para el SER, debido a que el co-eficiente de electrificación en la región Loreto, ha tenido un incremento sustancial en los últimos años, cuyo alcance ya no es acorde a los datos del Mapa de Pobreza Dis-trital – FONCODES 2006, actualizados con datos del INEI a 2007 (Ver cuadro ante-rior), que en promedio sitúa a los distritos de Maynas con 44% de C.E.


ASIGNACIÓN DE PUNTAJES PARCIALES A cada parámetro de calificación, descritos en el ítem anterior se le asigna un puntaje que esté acorde a su desarrollo y organización, tal y como se indica a continuación:

Cuadro Nº 52: Cuadro de Criterios de priorización

CRITERIO Nº 1 CRITERIO Nº 2 CRITERIO Nº 3

CATEGORIA DE LOCALIDAD Nº DE VIVIENDAS TOTALES Nº DE LOTES ELECTRIFICABLES

Nº de viviendas P.A. Nº de viviendas P.A. Nº de viviendas P.A.

CENTRO POBLADO 100 0 0

COMUNIDAD 80 Nº VIV < = 5 0 Nº VIV < = 5 0

CASERIO 60 5 < Nº VIV. < = 8 30 5 < Nº VIV. < = 8 30

SECTOR 40 8 < Nº VIV. < = 11 40 8 < Nº VIV. < = 11 40

ANEXO 30 11 < Nº VIV. < = 14 50 11 < Nº VIV. < = 14 50

UNIDAD AGROPECUARIA 20 14 < Nº VIV. < = 17 60 14 < Nº VIV. < = 17 60

17 < Nº VIV. < = 20 70 17 < Nº VIV. < = 20 70

20 < Nº VIV. < = 23 80 20 < Nº VIV. < = 23 80

23 < Nº VIV 100 23 < Nº VIV 100


LONGITUD DE LINEA PRIMARIA ACCESIBILIDAD A LA LOCALIDAD GRADO DE DISPERSIÓN

Proximidad (Relativa) a la Troncal P.A. Vias de Acceso P.A. Número de Cargas Uso Productivo P.A.

100 Carretera Asfaltada 100 Muy Concentrado 100

DIST < = 0,3 100 Carretera Afirmada 90 Concentrado 80

0,3 < DIST < = 1 80 Carretera Sin Afirmar 70 Disperso 60

1 < DIST < = 2 60 Río 50 Muy Disperso 40

2 < DIST < = 5 40 Camino de Herradura 40

5 < DIST < = 10 20

10 < DIST. 10


TASA DE CRECIMIENTO POBLACIONAL CARGAS DE USO GENERALCARGAS COMERCIALES INDICE DE POBREZA

Tasa de crecimiento P.A. Cargas de Uso General / Cargas Co-merciales P.A. Quintil del Indice de Ca-

rencias P.A.

TASA < 0 % 0 CUG / Sector Salud 1.2P 0=Muy pobre 100

0% < TASA < = 1% 40 CUG / Sector Educación 1.2P 1=Más pobre 100

1% < TASA < = 1.2% 60 CUG / Otros 1P 2 80

1.2% < TASA < = 1.4% 80 CARGAS COMERCIALES 1P 3 60

1.4% < TASA 100

PUNTAJE TOTAL


De cada uno de los nueve (09) evaluaciones efectuadas se ha obtenido calificaciones y puntajes independientes; el puntaje total de cada localidad se obtendrá aplicándole un peso diferente a cada parámetro de calificación en base al grado de importancia de cada parámetro, los cuales se detallan a continuación:

Cuadro Nº 53: Puntaje parcial - Criterios de priorización

PUNTAJE TOTAL - CRITERIOS DE PRIORIZACIÓN

Nº CRITERIOS PORCENTAJE ASIGNADO

1 CATEGORIA DE LOCALIDAD 10,00%2 Nº DE VIVIENDAS TOTALES 10,00%3 Nº DE LOTES ELECTRIFICABLES 20,00%4 LONGITUD DE LINEA PRIMARIA 8,00%5 ACCESIBILIDAD A LA LOCALIDAD 15,00%6 GRADO DE DISPERSIÓN 10,00%7 TASA DE CRECIMIENTO POBLACIONAL 10,00%

8 CARGAS DE USO GENERALCARGAS COMERCIALES 7,00%

9 INDICE DE POBREZA 10,00%

Calificación según Priorización del Contrato

A. PUNTAJES PARCIALES Para identificar y cuantificar según la priorización del contrato, se realizara considerando dos criterios:

Criterio 1: En este criterio se evalúa si la localidad se encuentra o no entre las propuestas en la ficha técnica del presente estudio otorgado por la DGER del Ministerio de Energía y Minas.Criterio 2: En este criterio se evalúa, si la localidad fue o no encontrada en los trabajos de campo, por lo que se otorgara mayor puntaje a las localidades que si se encuentran indica-das en la ficha técnica y si fueron ubicadas en las labores de campo.

Como resultado de los dos criterios indicados se obtendrá la siguiente tabla de puntaje:Puntaje según priorización del contrato

Cuadro Nº 54: Calificación según priorización del contrato

Criterio 1Ficha Técnica

Criterio 2Trabajo de Campo

Puntaje

Verdadero Verdadero 100Verdadero Falso 0Falso Verdadero 60falso Falso 0

B. PUNTAJES TOTALES Finalmente para obtener el puntaje final de cada una de las localidades, se otorgara una ponderación a cada uno de estos dos (02) criterios de calificación descritos anteriormente, que sumado parcialmente y aplicándole un peso diferente a cada puntaje parcial se obten-


dría el Puntaje Total para cada una de las localidades. Las ponderaciones para los criterios de calificación se detallan a continuación:

Cuadro Nº 55: Pesos Priorización Final

Peso del criterio socioeconómico

Peso de priorización del contrato

Sub Total

80% 20% 100%

El resultado de la priorización se muestra en el Cuadro de Priorización de localidades. (VER Anexo B-Ítem 2)

3.3.9 Delimitación Del Alcance Del Proyecto Y El Área De Influencia

En base a la Metodología descrita se han determinado que las localidades que superan 50 puntos serán considerados en el presente proyecto, con ello se determinó los alcances de las localidades y la delimitación geográfica del área de influencia del proyecto.

Así mismo se hizo la evaluación de las distancias entre cada una las localidades y los sistemas eléctricos adyacentes. Con lo que también se ha determinado el área de influencia directa del proyecto, quedando definido e identificado a que sistema eléctrico pertenecerían cada una de las localidades.

Cuadro Nº 56: Localidades Priorizadas

ITEM DEPARTAMENTO PROVINCIA DISTRITOLOCALIDADES (Según Trabajo

de Campo)CATEGORIA VIVIENDAS

TOTALES VIV.

ELECT.

Puntaje Total Crite-

rioSocio eco-

nómico(1)

Puntaje por priorización de contrato

(2)

PUNTAJE TOTAL

1 LORETO MAYNAS BELEN CAÑAVERAL CASERIO 21,00 21 60,22 100,00 68,2

2 LORETO MAYNAS BELENCENTRO

MANZANA I ZONA

CASERIO 8,00 8 51,87 100,00 61,5

3 LORETO MAYNAS BELENCENTRO

MANZANA II ZONA

CASERIO 17,00 17 60,87 100,00 68,7

4 LORETO MAYNAS BELEN MANZANILLO CASERIO 18,00 18 63,85 100,00 71,1

5 LORETO MAYNAS BELENPUERTO

ALEGRIA I ZONA

CASERIO 19,00 19 59,35 100,00 67,5

6 LORETO MAYNAS BELENPUERTO

ALEGRIA II ZONA

CASERIO 20,00 20 67,00 100,00 73,6

7 LORETO MAYNAS BELEN SAN MIGUEL CASERIO 17,00 17 60,57 100,00 68,5

8 LORETO MAYNAS BELEN SAN PABLO DE LUPUNILLO CASERIO 10,00 10 51,57 100,00 61,3

9 LORETO MAYNAS BELEN SANTA ROSA CASERIO 28,00 28 74,67 100,00 79,7

10 LORETO MAYNAS FERNANDO LORES 8 DE MAYO CASERIO 22,00 22 65,87 100,00 72,7

11 LORETO MAYNAS FERNANDO LORES

BUENAS NUEVAS CASERIO 12,00 12 55,05 100,00 64,0


CENTRO AMERICA CASERIO 36,00 36 73,70 100,00 79,0


FLOR DEL ORIENTE CASERIO 10,00 10 55,33 100,00 64,3

14 LORETO MAYNAS FERNANDO LORES LUCERO PATA CASERIO 15,00 15 56,30 100,00 65,0

15 LORETO MAYNAS FERNANDO LORES MANGUA CASERIO 12,00 12 56,87 100,00 65,5


NUEVA PRIMAVERA CASERIO 13,00 13 53,30 100,00 62,6


NUEVO SAN LORENZO CASERIO 21,00 21 62,53 100,00 70,0


SAMARIA I ZONA CASERIO 16,00 16 59,87 100,00 67,9

LORETO MAYNAS FERNANDO SAMARIA II CASERIO 9,00 9 50,53 100,00 60,4SISTEMA ELÉCTRICO RURAL IQUITOS SUR III ETAPAInforme N° 04 : Edición Final del Estudio de Perfil IntegradoVOLUMEN 1A : Identificación, Formulación y Evaluación del Proyecto

ITEM DEPARTAMENTO PROVINCIA DISTRITOLOCALIDADES (Según Trabajo

de Campo)CATEGORIA VIVIENDAS

TOTALES VIV.

ELECT.

Puntaje Total Crite-

rioSocio eco-

nómico(1)

Puntaje por priorización de contrato

(2)

PUNTAJE TOTAL

19 LORES ZONA

20 LORETO MAYNAS FERNANDO LORES SAN JORGE CASERIO 10,00 10 53,95 100,00 63,2


SAN JOSE DE OMAGUAS CASERIO 26,00 26 70,13 100,00 76,1


SAN SALVADOR DE

OMAGUASCASERIO 32,00 32 70,05 100,00 76,0


SEÑOR DE LOS MILAGROS CASERIO 16,00 16 56,30 100,00 65,0

24 LORETO MAYNAS FERNANDO LORES TAPIRA CHICO CASERIO 33,00 33 73,70 100,00 79,0

25 LORETO MAYNAS FERNANDO LORES TAPIRILLO CASERIO 21,00 21 64,05 100,00 71,2

26 LORETO MAYNAS SAN JUAN BAUTISTA

BUENA ESPERANZA CASERIO 12,00 12 54,57 100,00 63,7

3.3.10 Determinación Del Tipo De Localidades

Para clasificar a las localidades se van a tener en cuenta las recomendaciones que se indican en la Norma DGE “Bases para el Diseño de Líneas y Redes Secundarias con conductores autoportantes para Electrificación Rural”, así mismo se tendrá en cuenta su grado de dispersión, recursos económicos y tipos de accesos.

Selección de los Tipos de Localidad:

De las localidades priorizadas.En la fase de identificación de las localidades en el trabajo de campo se apreció que las localidades presentan características socio-económicas diferentes por lo cual tienen que ser clasificadas en grupos, reuniendo las que posean características similares, de tal forma poder ser mas objetivos al momento de analizar los indicadores económicos de cada localidad, así obtener mejores resultados en el estudio de la demanda.

La clasificación de las localidades se realizó siguiendo dos criterios:

Cualitativo, basado en la norma 031-2003-EM/DGE, la norma describe localidades tipo (I y II), de acuerdo a un escenario, sin embarco en orden a la norma es competencia de consultor clasificar las localidades (I y II) de acuerdo al SER en evaluación, por lo que no se debe confundir con los criterios es-tablecidos en la norma;

Lo cual es expuesto seguidamente:

a) CUALITATIVO:

Las localidades del SER se encuentran en un escenario de desarrollo bajo, con menores recursos económicos, por lo tanto con mediana capacidad de consumo de energía por su densidad poblacional actual y futura por ser localidades alejadas a las capitales de distrito, sin ninguna configuración urbana definida (dispersos), estas se ubican en las inmediaciones de los ríos o a campo traviesa, con medianas perspectivas de desarrollo.

De acuerdo a las inspecciones en campo y a las evaluaciones efectuadas a las localidades priorizadas, se ha determinado que todas las localidades poseen igual grado de desarrollo, por lo que se han clasificado desde el punto cualitativo en un solo tipo de localidad a la que denominaremos como “Localidad Tipo I”.

CONCLUSIONES:


Como resultado del presente análisis, se han priorizado 26 localidades. Las cuales deberán ser atendidas con el suministro de energía eléctrica, con el presente proyecto “SER IQUITOS SUR III Etapa”.

Cuadro Nº 57: Resumen de los Alcances Finales del Proyecto

Distrito N° de LocalidadesLORETO 26

MAYNAS 26BELEN 9FERNANDO LORES 16SAN JUAN BAUTISTA 1

Total general 26

3.3.11 De la factibilidad de Suministro y punto de diseño

Una vez definido las localidades del proyecto y las rutas de las líneas primarias, se solicitará a la empresa concesionaria Electro Oriente S.A. La Factibilidad de Suministro y Punto de Diseño.

3.3.12 De los Permisos y autorizaciones

Una vez definido las localidades del proyecto y las rutas de las líneas se solicitarán los permisos y autorizaciones que correspondan.

3.4 DEFINICIÓN DEL PROBLEMA

Para la definición del problema se realizaron talleres de participación pública donde se logró identificar los intereses, problemas y recursos disponibles con los que cuenta los grupos de interés, además se recopiló las causas, efectos y los impactos ambientales percibidos por los asistentes a los talleres. El problema central es aquella situación que afecta directamente a la población del área de influencia del proyecto de electrificación.

3.4.1 Metodología

Para identificar las causas y los efectos se aplicara la metodología de Estructura de Desglose de Trabajo (“Work Breakdown Structure” – WBS), para lo cual se organizaran talleres de participación pública involucradas con el proyecto de tal forma se recepcione la mayor cantidad de ideas del publico invitado que están identificados directamente con los problemas propios de sus localidades y su organización, con esta información se realizara un listado que refleje lo que pueda estar causando el problema central, para luego clasificarlos en una lista corta de causas Relevantes del Problema, y subclasifcandolas en Causas Directas y Causas Indirectas.

Las Causas Directas (Nivel I) son aquellas que se relacionan directamente con el pro-blema central.

Las Causas Indirectas (Nivel II) son aquellas que no actúan directamente sobre el pro-blema central, sino que lo hacen a través de otras causas (directas o indirectas).

3.4.2 Procedimiento seguido

Se han realizado dieciséis talleres en las localidades de Maynas, dentro de cada uno de los talleres se han elaborados fichas donde el público ha expresado los siguientes aspectos; Problemas, Intereses, Causas, Recursos, Efectos, Conflictos y Estrategias. Estos aspectos fueron analizados y discutidos con la participación de los beneficiarios y las entidades involucradas, luego esta información fue analizada según la metodología indicada en el ítem anterior.


3.4.3 Información recopilada

Para analizar y diagnosticar la información recopilada de los beneficiarios en cada uno de los talleres, se han construido unas hojas en Excel en las cuales se han transcrito los aspectos discutidos en los talleres, estos cuadros permitirán definir el problema central.

A continuación se muestra las opiniones de los diferentes grupos de interés que han participado en los talleres de participación pública:

Cuadro Nº 58: Análisis de Grupo de Interés: Identificación de los Problemas, Causas y Efectos

Cargo PROBLEMAS CAUSAS EFECTOS

Alcaldes

- Mala ejecución del proyecto.- No hay una adecuada atención de la administración en caso de avería de línea.- Cambiar los focos malogrados del alumbrado público.

- Localidades Con Viviendas Dispersas.- Muchas Localidades No Son Electrificadas.- Las Autoridades Y La Población No Son Organizados Ni Unidos.

- Tener Acceso A Todo Tipo De Información (Internet).- Tener Mejor Atención En Salud, Educación Y Otros.- Mejor Calidad De Vida.- Creación De Microempresas, Asociaciones Y Comunales.

- Falta de dinero.- Acceso de carreteras.- Falta de proyectos.- Tiempo de invierno.

- Distancia Entre Pueblos.- Poca Cantidad De Pobladores.- Desinterés De Las Autoridades De Turno.

- No Se Cuenta Con Fluido Para El Uso De Artefactos Eléctricos.- No Se Realizan Obras Sociales.- Perjudica La Economía.- Retraso De La Comunidad.

Presidentes Comunales

Toda zona rural sin el fluido eléctrico siempre será retrasada, por lo que el estado debe de electrificar a fin de mejorar la calidad de vida de la población.

- Los Presupuestos No Llegan A Su Debido Tiempo.- El Corte De Luz Constante Y Sin Previo Aviso, Malogrando Los Artefactos Eléctricos A Afectando A Los Usuarios En General.

Retraso De La Economía Del Futuro Usuario, Quienes Se Encuentran Postrados Esperando La Instalación De Luz.

- Mal manejo de los técnicos en los pueblos alejados.- Mala ejecución de los proyectos de energía eléctrica.- Falta de alumbrado público en los distritos.

- Necesidad De Una Carretera Para Electrificar Un Pueblo.- Pocos Habitantes En Un Poblado.

- No Hay Atención Inmediata De Los Técnicos En Caso De Ruptura De Cables.- Alto Costo En Los Recibos De Luz.- No Se Han Realizado Bien Las Instalaciones.

Pobladores

- Distancia para el traslado de los postes en la carretera.- Huaycos en tiempo de invierno.

- Distancia Para El Traslado De Postes.- Casas Muy Dispersas En La Localidad.- Escasos Recursos Económicos.- Trochas, Rutas Muy Accidentadas.

- Retrasos En La Economía.- Retrasos En La Educación.- Retrasos En El Sistema De Productividad Y Cultura.- Carencia En El Área De Salud.

- No hay carreteras accesibles.- Huaycos en tiempo de lluvia.

Difícil Acceso A Las Comunidades Para Llevar Los Postes.

- No Podremos Usar Artefactos Eléctricos.- Falta De Alumbrado Público.


Cargo PROBLEMAS CAUSAS EFECTOS

Tenientes Gobernadores

- No hay energía eléctrica.- No hay desarrollo de la comunidad sin energía eléctrica.- Se deben realizar los trabajos de electrificación sin perjudicar a la población.

Falta De Recursos Económicos.

Sin Luz No Hay Comodidad En La Población.

Regidores

- Costo elevado del servicio eléctrico.- Informar adecuadamente a toda la población.

- El Alto Costo Que Genera Elaborar Perfiles Y/O Expedientes.- La Falta De Carreteras.- La Lejanía De Una Comunidad A Otra.- La Falta De Voluntad Política De Algunas Autoridades.- El Conformismo De La Población.

- El Retraso De La Comunidad.- La Falta De Educación, Salud.- Mala Calidad De Vida.- Retraso Total En Todo Aspecto.

- Problemas con la carretera.- Distancia para trasladar los materiales.- No todas las comunidades tienen carreteras de acceso.

- Viviendas De La Comunidad Están Muy Dispersas.- Falta De Carretera De Acceso A La Comunidad.- Bajos Recursos Económicos Para Hacer Una Carretera.

- Retraso Económico.- Falta De Medios De Comunicación (Radio, Televisión, Internet)- Retraso En La Educación.- Deficiencias En La Salud De Los Pobladores.

Otros

Pueden causar daños en las chacras cultivables y frutales.

El Alumbrado Público Debe Ser Completo.

No Hay Desarrollo Económico Sin Electrificación.

Los principales problemas son:- Clima.- Carreteras accidentadas.- Falta de carreteras a algunas comunidades, etc.

- Viviendas Están Muy Dispersas.- Las Vías De Acceso A Las Comunidades Son Muy Estrechas.- Economía Inestable En Los Hogares De La Comunidad.

- Retraso En La Educación, Salud, Económico.- Retraso En El Desarrollo De Los Pueblos.

Presidente del comité de

electrificación

- Falta de carreteras.- Desinterés de las autoridades de turno.- Desinterés de los pobladores.

- Carreteras De Acceso A Las Comunidades Son Accidentadas.- Viviendas Dispersas.

- Deficiencia En La Educación.- El Uso De Combustibles Causa Daño A La Salud De Los Pobladores.- El Pueblo No Se Desarrolla.

A continuación se presenta un resumen de los principales problemas esbozados así como las causas y efectos por los diferentes grupos de interés.

Causas- Desaprovechamiento de la infraestructura eléctrica cercana- Poca presencia de El Estado en las localidades, debido a los problemas

de seguridad- Falta de interés, unidad, liderazgo y organización de las localidades.- Carreteras en zonas difíciles, en malas condiciones y sin mantenimiento

que no permite una adecuada vía a las localidades.- Las localidades son pequeñas y dispersas.- Bajo ingreso económico del poblador rural.- Falta de comunicación.


- Condiciones climatológicas inadecuadas en invierno.- Ineficiente política sectorial.- Falta de inversión en energía eléctrica.

Efectos- La falta de energía eléctrica ocasiona falta de trabajo, ignorancia, atraso,

bajo nivel de educación, bajo desarrollo y aislamiento social, por lo tano bajo nivel de vida.

- Las localidades no cuentan con comunicación ni con adelantos de tecno-logías.

- La falta de electrificación imposibilita la industrialización.- Los niños no pueden hacer las tareas por falta de energía eléctrica para

alumbrado artificial.- Problemas con la vista y se efectúa un gasto considerable en velas, pe-

tróleo y kerosene.- Por falta de energía existe más enfermedades.- Es más costoso las cosas por falta de energía.- Falta de tecnificación para el desarrollo del agro.- Se tiene recursos humanos pero por falta de energía no son competitivos.- Comunidades inseguras debido a que no cuentan con energía eléctrica.

3.4.4 Problema Central

Las localidades beneficiarias del proyecto cuentan con un ineficiente abastecimiento de energía proveniente del petróleo, kerosene, velas, leña, elementos que contaminan al medio ambiente, los cuales deben ser sustituidos por la electricidad proveniente de una fuente continua, fácilmente disponible, confiable, de menor costo y compatible con el medio ambiente para satisfacer las necesidades de iluminación, de información, producción, refrigeración, esparcimiento y programas de desarrollo de uso productivo.

3.5 ANÁLISIS DE CAUSAS

Los involucrados han expresado diferentes causas directas e indirectas al problema central, como por ejemplo la lejanía de los centros poblados a las fuentes de suministro de energía existentes en la zona (redes eléctricas); centros poblados que presentan viviendas dispersas, la falta de carreteras y/o vías en mal estado de conservación, el desinterés de los pobladores, la mala gestión de las autoridades locales y regionales, la falta de presupuesto para la implementación de los proyectos

3.5.1 Causas Directas (nivel I)

Las causas directas encontradas luego del análisis de la información recabada en los talleres de participación ciudadana fueron ordenadas y clasificadas e interpretadas, las cuales se analizan a continuación:

Desaprovechamiento de los sistemas de distribución eléctricos cercanos a la zona:La cercanía de las redes de distribución eléctrica a la zona del proyecto las hace ideales para poder electrificar las localidades consideradas en el presente proyecto, pero la falta de la infraestructura eléctrica no lo hace posible.


PROBLEMA CENTRAL“Ineficiente abastecimiento de energía en las localidades del

Sistema Eléctrico IQUITOS SUR III Etapa”

a) Escasez de sistemas convencionales de generación de energía eléctrica:

La manera convencional de generar energía eléctrica es a través de un generador. Ninguna de las localidades cuenta con infraestructura para generar energía eléctrica de esta manera, debido a su alto costo, que lo hace poco viable para este tipo de localidades. La alta inversión requerida para la implementación de minicentrales hidroeléctricas y el reducido ingreso tarifario hacen imposible el sostenimiento de este tipo de proyectos (no se cubren los costos de operación y mantenimiento).

b) Limitada disponibilidad de la empresa concesionaria del servicio eléctrico.

La ampliación a partir de redes primarias existentes en zonas cercanas a algunas localidades del proyecto no han sido ampliadas por la poca rentabilidad que ofrece a las empresas concesionarias y además una causa que dificulta esta ampliación es la proximidad de algunas localidades del proyecto a zonas arqueológicas dificultando el trazo de rutas eléctricas.

c) Uso generalizado de fuentes de energía ineficientes (velas, kerosene, leña, etc.)

Los 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 al poco conocimiento de estos sistemas de generar energía eléctrica de manera no convencional, a partir de la energía solar (paneles solares), biomasa, energía eólica (molinos de viento). Así mismo, la elevada inversión inicial, ha llevado a que no se cuente con ningún tipo de infraestructura para generar energía de esta manera. En estas localidades, el uso de paneles solares, está orientado solo a alimentar algunos centros de salud y antenas de teléfonos comunitarios.

3.5.2 Causas Directas (nivel II)

Existen causas de segundo nivel que influyen en el problema principal siendo los más representativos las siguientes causas:

a) Limitada gestión de las autoridades locales y/ regionales para el acceso a las fuentes de financiamiento y desarrollo de proyectos La limitada gestión por parte de las autoridades o desinterés en resolver problemas, obedece al desconocimiento de la gestión pública, es decir la falta de un plan estratégico debidamente estructurado y la falta de cuadros de profesionales que ayuden a cumplir los planes y programas elaborados, hace que las decisiones de inversiones son muchas veces un dispendio de recursos porque no resuelven los problemas de sus localidades, es decir en lugar de invertir en satisfacer las necesidades básicas invierten en nuevas edificaciones para los municipios ( Elefantes Blancos), plazuelas con piletas ornamentales, etc.

b) Localidades alejadas de los sistemas eléctricos existentes La lejanía, el aislamiento y la poca accesibilidad son característicos de las localidades que conforman las zonas rurales del Perú, como es el caso de las localidades beneficiadas ubi-cadas en los distritos de Fernando Lores, Belén y San Juan Bautista de la Provincia de Ma-ynas. Esta situación ha contribuido a que las propuestas planteadas para dar solución al problema central sean caras y onerosas que han limitado las inversiones privadas en el tema de suministro y distribución de energía eléctrica.

c) Localidades con viviendas dispersas. La característica común de los centros poblados rurales alejados de los centros poblados importantes, como son los anexos, caseríos, no presentan configuraciones de localidades con concentraciones de viviendas, muy por el contrario presentan configuraciones con viviendas dispersas, viviendas ubicadas cada 50 metros o más, sin ningún alineamiento adecuado para facilitar un diseño de las redes secundarias.


Esta situación hace que los proyectos de electrificación sean demasiados costosas al emplearse mayores longitudes de redes primarias y secundarias para suministrar la energía eléctrica a las viviendas y/o cargas del proyecto; por lo tanto a veces no viables económicamente aun considerando los aspectos sociales en las evaluaciones económicas de los proyectos.

d) Localidades sin vías de comunicación adecuadas

Generalmente las localidades se encuentran ubicadas sin comunicación adecuada y hace que la población se encuentre aislada de las provincias, encareciendo cualquier tipo de ejecución de los estudios y obras. Esta situación hace también que los pobladores no puedan sacar sus productos en forma económica y oportuna.

e) Adversas condiciones climatológicas

Las condiciones climatológicas en época de invierno son bastante intensas y esto aunado a un terreno fangoso, hace que ingresar a estas localidades se hace sumamente difícil, que afectan sustancialmente el costo de transporte.

f) Escasa comunicación por TV e Internet Al no contar con servicio eléctrico las poblaciones no tienen acceso a la TV e internet, por lo que se encuentran aislados y con poca posibilidad de desarrollo alguno al no acceder a la información del avance del país, agudizando la pobreza en los pobladores de las localidades.

g) Bajo nivel de ingresos familiares Al tener bajos ingresos los pobladores de las localidades, no puedan poseer viviendas adecuadas y tampoco acceder de contar con diversos equipos como refrigeradoras. TV, computadoras personales, internet, dando resultado que el consumo de energía eléctrica sea bajo.

3.6 ANÁLISIS DE EFECTOS

Al igual que lo indicado anteriormente los involucrados han expresado diferentes efectos directos e indirectos suscitados por no resolver el problema central, como por ejemplo el atraso cultural y económico en la población, falta de trabajo, bajo nivel de educación, restricciones al acceso de calidad a los servicios de salud y educación, aumento de la delincuencia en los centros poblados, la ausencia de generación de proyectos de desarrollo productivo y de servicio.

3.6.1 Efecto Directos (Nivel I)

a) Reducida actividad productiva, comercial y turística La falta de energía eléctrica ha llevado a que estas localidades solo se dediquen a actividades tradicionales, esto es: a la agricultura y ganadería. 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.

b) Baja Rentabilidad 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.


c) Almacenamiento inadecuado de alimentos: La falta de energía eléctrica, no permite tener un sistema de refrigeración económico. Las carnes tienen que ser saladas y los demás alimentos tienen que ser almacenados de manera inadecuada, existiendo una alta incidencia en enfermedades estomacales.

d) 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 globalizado.

e) Incremento de los egresos de la canasta familiar La falta de energía eléctrica obliga a las personas a utilizar otros medios de iluminación, tales como velas y mecheros que funcionan con kerosene. El coste del combustible afecta enormemente a la economía familiar, lo cual conduce a las familias a la extrema pobreza.

Los efectos a, b, c, d y e llevan a un bajo desarrollo productivo de las localidades, y a una baja calidad de vida de los pobladores. Este efecto lo encontramos reflejados en los bajos índices de desarrollo humano elaborados y publicados por PNUD / Equipo para el Desarrollo Humano, Perú – 2004. El cual está medido por: bajo índice de esperanza de vida al nacer, alta tasa de analfabetismo, Bajo número de matriculados en el nivel secundaria, el bajo logro educativo y el bajo ingreso familiar per-cápita para la zona en estudio.

f) Restricciones en la calidad de los servicios de salud y educación: La falta de energía eléctrica, ha limitado los servicios de salud, orientándose solo a necesidades en las que no se requiera energía eléctrica y durante las horas de luz solar. También se ha limitado los servicios de educación, como el acceso a las personas adultas que por lo general tienen que trabajar durante el día. Debido a esto se observa que existe la migración de los pobladores a otras localidades y ciudades en las que pueden desarrollarse y acceder a otro nivel de vida.

g) Imposibilidad de generar nuevos puestos de trabajo: La falta de energía eléctrica no permite la apertura de pequeñas empresas e industrias, lo cual podría ayudar en la generación de puestos de trabajo y aumento de los ingresos en la canasta familiar. Esta falta de trabajo produce desocupación y pobreza, lo que puede llevar a cometer actos delictivos.Los efectos e, f y g llevan a un aumento de los problemas y conflictos sociales (desocupación, delincuencia) y a un aumento de la migración del campo a la ciudad y a un abandono de las tierras.

3.6.2 Efectos Directos (Nivel II)

Escasez de servicios (energía eléctrica, educación)

Por la falta de energía eléctrica hay escases de servicios de energía eléctrica y una educación adecuada, dando como efecto poco desarrollo de la población al no contar con estos servicios. Situación que también coadyuva al atraso de los habitantes de las poblaciones materia del proyecto.

Inadecuada iluminación artificial (Vista malograda por uso de mecheros) Por la falta de energía eléctrica no se cuenta con alumbrado artificial, por lo que los estudiantes y los habitantes de estas localidades, se ven obligados a usar mecheros a kerosene o velas, cuyo nivel de iluminación no es el idóneo, razón por la cual la gran mayoría de estudiantes llega a sufrir diferentes enfermedades de los ojos, como la miopía, etc.


Baja calidad de vida de la población

Las restricciones al acceso de servicios de energía eléctrica, salud, educación, hace que la población tenga una baja calidad de vida, lo cual reduce la esperanza de vida de la población, incrementando la pobreza en las zonas rurales del país

3.6.3 Efecto Final

La existencia del problema hace que el modo de vida este condicionado a lo que pueda realizarse durante las horas del día, así mismo la carencia de los servicios en muchas localidades limita las oportunidades de desarrollo de la población. Muchas localidades no cuentan con servicios de alcantarillado de aguas negras ni mucho menos pluvial, sus calles son afirmadas resultando contaminantes en épocas de sequía y resultando poco transitables en época de lluvias ocasionando malestar a la población.

El efecto final es que las localidades no logran desarrollar de una manera adecuada sus actividades educacionales, de salud, productivas, comerciales y turísticas, por ende los pobladores están sumidos en la pobreza e ignorancia, siendo este un problema nacional y continental que los países desean resolver, esta postergación a las que son sometidos los pobladores de las zonas rurales son aprovechados por delincuentes y fanáticos que los convencen para delinquir o pertenecer a grupos extremistas que buscan desestabilizar al Perú, generando un problema a toda la nación.

3.7 ÁRBOL DE PROBLEMAS O ÁRBOL CAUSAS Y EFECTOS

El muestra el árbol de problemas o árbol de causas – efectos, es mostrado en el Anexo C, Ítem 6.

3.8 OBJETIVO DEL PROYECTO PRINCIPAL Y ESPECÍFICO

3.8.1 Objetivo Principal

Al evaluar la zona en estudio se ha determinado que para lograr un desarrollo socio económico y productivo de las localidades, es necesario dotar de un servicio de electricidad proveniente de una fuente continua, fácilmente disponible, confiable, de menor costo, compatible con el medio ambiente y de buena calidad.

3.8.2 Objetivo Específicos

Mejorar el desarrollo socio económico de las localidades A través de la provisión de la energía eléctrica se pretende mejorar las condiciones sociales y económicas actuales de los pobladores.

Mejorar la calidad de vida de los pobladoresOtro objetivo es mejorar la calidad de vida, al ser mejor la calidad en el área los servicios de salud, educación, nuevas fuentes de trabajo, acceso a la información y al


OBJETIVO CENTRAL“Brindar eficiente abastecimiento de energía en las localida-des del Sistema Eléctrico Rural IQUITOS SUR III Etapa.”

“Retraso Socioeconómico y Productivo de las localidades que comprenden el presente proyecto”.

entretenimiento; y por ende la esperanza de vida de los pobladores de la zona del proyecto.

3.9 ANÁLISIS DE MEDIOS DEL PROYECTO

3.9.1 Medios de Primer Nivel (Nivel I)

Aprovechamiento de los sistemas de electricidad cercanos a la zona de estudio:

La ampliación de las redes eléctricas, a través de una línea primaria y redes primarias y secundarias del Sistema Eléctrico Rural IQUITOS SUR III Etapa, permitiría llevar la energía eléctrica a los centros poblados considerados en el proyecto.Existen fuentes energéticas como la solar la cual es abundante en la zona de estudio y otras a partir de desechos orgánicos y la fuerza del viento las cuales requieren de profesionales con conocimientos para aprovecharlas. La inversión inicial es elevada por lo que es poco atractiva para la población.

Uso de fuentes de energía eficientes (energía termoeléctrica, energía solar, etc.):

Se puede generar energía eléctrica para las Localidades, teniendo en cuenta otras tecnologías para la Generación de Energía Eléctrica, de tal manera que cuenten con electricidad durante todo el año.

3.9.2 Medios de Primer Nivel (Nivel II)

Infraestructura eléctrica: líneas primarias, redes primarias y secundarias:

La implementación de proyectos de inversión pública identificados en el PER regulando y garantizando los recursos presupuestales asignados por parte del Ministerio de Economía y Finanzas, en las fases de Pre inversión como de la inversión para garantizar un crecimiento sostenido de la electrificación rural en el país. De esta manera se dejaría de posponer la ejecución de obras tan ansiadas por la población rural para mejorar su calidad de vida.

Aprovechamiento de las fuentes de energía para la generación de electricidad:El Aprovechamiento de las Fuentes de Energía ya sea convencional o no convencional, es necesario para la implementación de proyectos, de manera que se cumpla el objetivo de Electrificar la Zona de Estudio.

Mayor inversión para infraestructura que genere energía eléctrica convencional:En equipamiento adecuado y disponible en el mercado para generar energía eléctrica grupo electrógeno o generador que utilizan combustibles eficientes y de bajo costo, como el gas, de tal manera que sea posible cubrir los costos en operación y mantenimiento para hacerlos accesibles a los usuarios .

Mayor inversión para infraestructura que genere energía eléctrica no convencional:En equipamiento adecuado y disponible en el mercado para generar energía eléctrica a partir de la energía solar (paneles solares) o la implementación de infraestructura que genere electricidad a partir la biomasa (construcciones especiales) y la energía eólica (molinos de viento). Todo esto es posible con el asesoramiento de profesionales con conocimientos en los temas antes mencionados.

Mayor conocimiento de los sistemas no convencionales para generar electricidad:Mediante la capacitación a profesionales para la aplicación de sistemas no tradicionales para generar electricidad y posteriormente realizar campañas de información a los pobladores a través de boletines informativos, reuniones y/o charlas informativas. Mediante programas piloto demostrativos in situ mostrando las alternativas existentes para


solucionar sus problemas de electrificación utilizando equipamiento disponible pero de poca difusión.

Ordenamiento de viviendas en zonas rurales:Mediante la capacitación de campañas de información a los pobladores a través de boletines informativos, reuniones y/o charlas informativas; es posible disminuir el Grado de dispersión de las viviendas en cada localidad de la zona del Proyecto.

3.9.3 Medios Fundamentales

Para enfrentar la ausencia de Infraestructura eléctrica se van a realizar evaluaciones del alcance de las líneas de distribución rural existente de las cuales se podrán reaizar las ampliaciones necesarias que puedan cubrir las necesidades de electrificación a las localidades consideradas en el proyecto y las que se consideren para una siguiente etapa.

De acuerdo al análisis de mejor alternativa para cada localidad involucrada en el proyecto se definirá que tipo de inversión se propondrá para cada localidad en función a sus características y ubicación geográfica.

Se debe aprovechar los talleres para difundir la utilización de los sistemas no convencionales para generar energía eléctrica:

La ubicación de lotes de los beneficiarios puede servir como medio para poder planificar el crecimiento de viviendas en zonas rurales.

3.10 ANÁLISIS DE FINES DEL PROYECTO

3.10.1 Fines Directos

a) 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. Existe el incentivo debido a la disminución de costos para alumbrado y refrigeración (refrigeradoras actualmente son a kerosene y a gas).

b) Incremento de la rentabilidad en actividades productivas Incrementará la rentabilidad de la actividad productiva, ya que con la energía eléctrica la jornada laboral se incrementará, al poder laborar en horas nocturnas y así originar mayores ingresos.

c) 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.

d) 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.

e) Disminución de los egresos de la canasta familiar Con la energía eléctrica las personas reducen sus egreso, debido a una disminución de los costos para alumbrado y refrigeración (refrigeradoras actualmente son a kerosene y a


gas). Los efectos a, b, c, d y e llevan a un incremento del desarrollo productivo de las localidades, y a una mejor calidad de vida de los pobladores.

f) 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.

g) Posibilidad de generar nuevos puestos de trabajo: Con la energía eléctrica se generará la apertura de pequeñas empresas e industrias, lo cual podría ayudar en la generación de puestos de trabajo y aumento de los ingresos en la canasta familiar. Los efectos e, f y g llevan a un aumento de la seguridad en las localidades y a una reducción de la migración del campo a la ciudad.

3.10.2 Fines Indirectos

a) Mejora del desarrollo socio económico de las localidades.

La energía eléctrica es una de los pilares del desarrollo socio económico de una región o localidad, por lo tanto esta fuente es uno de los principales motores del desarrollo producti-vo y comercial, y si a esto se le adiciona la adecuada tarifa por el uso de la energía está garantizada el incremento del desarrollo productivo de las localidades.Cabe indicar que la experiencia nos indica que no solo basta con proveerles de energía eléctrica u otros proyectos complementarios, sino estos deben ser acompañados de capacitación en gestión de proyectos, ayuda financiera para implementar sus proyectos locales y insertarlos en la cadena productiva propia y que garanticen ingresos económicos y el desarrollo sostenido a lo largo del tiempo.

b) Mejora calidad de vida de la población

Al contar con energía eléctrica en la cantidad y oportunidad adecuada, todas las entidades existentes en la zona del proyecto garantizarán que los servicios que brindan serán los adecuados para los pobladores de la zona, como el servicio de salud, educación, cultura, comunicación, internet, etc.

Al tener más fuentes de trabajo los pobladores en edad productiva tendrán un empleo que sirve para satisfacer sus necesidades básicas de educación, alimentación, vestimenta y entretenimiento por lo tanto disminuye la delincuencia y la migración de los pobladores a las ciudades importantes (Del campo a la ciudad).

3.10.3 Fin Último

Con el servicio de electricidad las mejoras que trae en los servicios hacen que el modo de vida de la población cambie positivamente interrelacionando a sus pobladores. El efecto final traerá consigo el desarrollo de las comunidades involucradas a través de las actividades productivas, comerciales y turísticas las cuales tendrán la posibilidad de incrementar y potenciar su economía y así superar la actual pobreza en que se encuentra.

El fin último es que dichas localidades con el desarrollo de sus actividades productivas, comerciales y turísticas podrán superar su estado de atraso y pobreza.


“Desarrollo Socioeconómico y Productivo de las Localidades”

3.11 ÁRBOL DE MEDIOS Y FINES O ÁRBOL DE OBJETIVOS

El diagrama del árbol de medios y fines, se muestra en el Anexo C, Ítem 7.

3.12 ANÁLISIS Y PLANEAMIENTO DE LAS ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN

El análisis de estrategias ha sido desarrollado de la información obtenida de los talleres de participación pública y de los trabajos de campo desarrollados en el área del proyecto, con la participación de la población, y los otros grupos de interés.Del árbol de medios y fines desarrollado, se ha efectuado el análisis de medios, planteando y describiendo las estrategias de solución al problema, la metodología empleada se muestra a continuación:

3.12.1 Identificación de los Medios de Intervención

Del análisis de los medios fundamentales imprescindibles o no, se ha identificado los medios en los cuales puede intervenir la unidad formuladora y ejecutora.

Plan de educación y capacitación de consumidores Nueva infraestructura eléctrica de líneas, redes primarias y secundarias. Mayor inversión en infraestructura eléctrica de manera no convencional Conocimiento de sistemas no convencionales de generación de energía

Medio imprescindible: Un medio fundamental puede ser considerado como imprescindible cuando constituye el eje de la solución al problema identificado y al menos se lleve una acción destinada a alcanzarlo.A continuación se describe la clasificación de los medios fundamentales obtenidos a partir del árbol de medios y fines:

Clasificación de Medios FundamentalesImprescindible Imprescindible Imprescindible Imprescindible Imprescindible Imprescindible

Medio Fund. 1:Existencia de Infraestructura

eléctrica: líneas y redes primarias,

redes secundarias y sistemas de

medición

Medio Fund. 2:Capacitación y

educación del uso de la energía eléc-

trica.

Medio Fund. 3:Infraestructura adecuada para generar energía

eléctrica con combustibles más eficientes y de bajo

costo.

Medio Fund 4:Rentabilidad del

servicio es aceptable y se

evita zonas arqueológicas con mayores costos.

Medio Fund. 5:Mayor

conocimiento de los sistemas no convencionales

de generación de energía eléctrica

Medio Fund. 6:Existencia de infraestructura adecuada para generar energía

eléctrica de manera no

convencional.

Relación de Medios Fundamentales y Planteamiento de AccionesDel análisis de medios fundamentales se plantea las acciones a realizar mostradas a continuación:

Mutuamente Excluyentes Complementario Complementario Independiente

Imprescindible Imprescindible Imprescindible Imprescindible Imprescindible Imprescindible

Existencia de Infraestructura

eléctrica: líneas y redes primarias,

Infraestructura adecuada para generar energía

eléctrica con

Rentabilidad del servicio es

aceptable y se evita zonas

Capacitación y educación del uso

de la energía eléctrica.

Mayor conocimiento de los sistemas no

convencionales de

Existencia de infraestructura adecuada para generar energía


Mutuamente Excluyentes Mutuamente Excluyentes

redes secundarias y sistemas de

medición

combustibles más eficientes y de bajo

costo.

arqueológicas con mayores

costos.

generación de energía eléctrica.

eléctrica de manera no

convencional

Acción 1:Interconexión al sistema eléctrico mediante línea primaria, red

primaria y secundaria.

Acción 2a:Construcción de una microcentral

hidroeléctrica

Acción 3:Ampliación de los

sistemas elect. Existentes a

través de subsidio otorgado por el

Estado

Acción 4a:Programas de uso productivo de la

energía, uso eficiente y medidas

de seguridad

Acción 5:Capacitación y Promoción a

profesionales del sector energía,

sobre fuentes de energía eléctrica no convencional

Acción 6a:Instalación de

paneles fotovoltaicos

Acción 2b:Construcción de

una planta de generación diesel

Acción 4b:Capacitación de

los pobladores de la zona.

Acción 6b:Capacitación a los pobladores

de la zona.

3.12.2 Identificación de la Jerarquía Decisional del Proyecto

Se ha identificado dentro de la jerarquía decisional del proyecto las decisiones políticas, estratégicas y operativas que inciden en la implementación del proyecto, los cuales se muestran a continuación: Decisiones políticasLas decisiones políticas tomadas para brindar un eficiente abastecimiento de energía eléctrica en las localidades del proyecto mediante leyes de electrificación rural o mediante los organismos institucionales del Ministerio de Energía y Minas se muestra a continuación: Ley General de Electrificación Rural Normas DGE - Dirección General de Electrificación Rural – DGER Código Nacional de Electricidad Ley de Concesiones Eléctricas Norma Técnica de Calidad de Servicios Eléctricos

Decisiones estratégicasSon decisiones relacionas con la intervención de la unidad ejecutora, sobre las cuales se formularán las estrategias de solución. Elaboración de Estudios de Preinversión mediante el SNIP

Estudios de Perfil Estudios de Prefactibilidad Estudios de Factibilidad Estudios Definitivos

Intervención para superar barreras socioculturales Mejora de la calidad de vida( Sector Educación, salud) No afectar los parques y/o reservas nacionales Decisiones operativasComprende las decisiones relacionadas con las acciones requeridas para la implementación de cada uno de los medios fundamentales en los que se podrá intervenir. Establecer los planes de capacitación referente al uso de la energía Establecer el inicio del proyecto Construcción de una nueva infraestructura eléctrica Establecer las fuentes de financiamiento adicionales para el proyecto Establecer los lugares de realización de los planes de capacitación

Para establecer la jerarquía decisional del proyecto se establece el criterio de lluvia de ideas para identificar y jerarquizas decisiones.

Cuadro Nº 59: Jerarquía de decisiones y su identificación


Nro Temas Clasificación

1 Intervenciones para superar barreras socio-económicas y culturales. Decisión Estratégica

2 Aumento de la Actividad productiva, comercial y turística Resultados

3 Aumento de la rentabilidad en actividades productivas Incertidumbre

4 Mejora de los métodos de almacenamiento de alimentos Resultados

5 Disminución de las restricciones de la disponibilidad de telecomunicaciones Resultados

6 Disminución de los egresos de la canasta familiar Incertidumbre

7 Intervención en la mejora de la calidad de los servicios de salud Decisión Estratégica

8 Intervención en la mejora de la calidad de los servicios de educación Decisión Estratégica

9 Posibilidad de generar nuevos puestos de trabajo Resultados

10 Disminución de robos en las localidades Resultados

11 Contenido del material para los talleres de participación pública Políticas

12 Fecha de inicio del proyecto Decisión Operativa

13 Incremento del Consumo de Energía Resultados

14 Aumento del Coeficiente de Electrificación Resultados

15 Ahorro por dejar de usar fuentes actuales de energías Resultados

16 Lugar donde realizar los talleres de participación pública Decisión Operativa

17 Reuniones de coordinación con las autoridades distritales Políticas

18 Disposición de la población para asistir a los talleres Incertidumbre

19 Construcción de nueva infraestructura Decisión Operativa

20 Reducción de la migración al campo Políticas

21 mejora de la calidad de vida de los pobladores Incertidumbre

22 mayor desarrollo productivo Resultados

23 Programa de Uso productivo de la energía Decisión Estratégica

24 Programa de Uso razonable de la energía Decisión Estratégica

25 Programa de seguridad en el uso de la energía eléctrica Decisión Estratégica

26 Fuente de Financiamiento Adicional para el proyecto Decisión Operativa

Cuadro Nº 60:

Jerarquía Decisional del Proyecto


Código Nacional de ElectricidadLey General de Electrificación RuralLey de Concesiones EléctricasNorma Técnica de Calidad de Servicios Eléctricos

Intervención para mejorar la calidad de vida.Intervención en educación

Optimizar detalles.Fuente de Financiamiento.Fechas de Capacitación.

Decisiones Operativas

Decisiones Estratégicas

Políticas

3.12.3 Construcción de la tabla de generación de estrategias

Las variables de decisión se analizan para que nos permitan definir las estrategias del proyecto, para ello se trasladan a la tabla de generación de estrategias mostradas a continuación:

EstrategiaBarreras Socio

culturalesGeneración de Energía

Distribución de Energía

PoblaciónBeneficiada

Momentum

Estrategia 1

Estrategia 2

Estrategia 3

Talleres de participación Pública-PIP

Talleres de participación

Ciudadana-EIA

Campañas

Charlas

Reuniones

Nada

Sistema Aislado Eléctrico

Hidroeléctrico

Conexión alSistema deGeneraciónExistente

MinicentralHidroeléctrica

Sistema Fotovoltaico

Sistema aislado eléctrico térmico

Optimización de Recursos

Conexión alSistema deDistribución

Existente

Implementación de nuevas Líneas

y Redes Eléctricas

Implementación de Módulos Fotovoltaicos

Nada

Capacitación del uso productivo de la energía

Capacitación del uso eficiente de

la energía

ConstrucciónInstalaciones

Interiores

Talleres de seguridad en instalaciones

eléctricas

Nada

3.12.4 Formulación de Estrategias o Alternativas de Solución

MomentunEs la situación actual que se presenta sin haberse tomado ninguna acción:





Momentun

Estrategia 1

Estrategia 2



Ciudadana-EIA

Campañas

Charlas


Hidroeléctrico




Existente

Implementación de nuevas Líneas y Redes Eléctricas

Implementación



la energía

ConstrucciónInstalaciones

Interiores


Reuniones

Nada




de Módulos Fotovoltaicos

Nada


eléctricas

Nada

Estrategia 01





Momentum

Estrategia 1

Estrategia 2



Ciudadana-EIA

Campañas

Charlas

Reuniones

Nada


Hidroeléctrico







Existente


y Redes Eléctricas


Nada



la energía

Capacitación enInstalaciones

Interiores


eléctricas

Nada

Estrategia 02


culturales

Fuente de Generación de Energía

Sistemas de Distribución de

Energía

Población Beneficiada


Momentum

Estrategia 1

Estrategia 2



Ciudadana-EIA

Campañas

Charlas

Reuniones

Nada


Hidroeléctrico

Conexión al Sistema de Generación Existente






Existente


y Redes Eléctricas


Nada

Capacitación del uso productivo de

la energía

Capacitación del uso eficiente de la

energía

Capacitación en Instalaciones

Interiores


eléctricas

Nada

Del análisis de estrategias se ha identificado dos alternativas a implementar en el presente proyecto, las cuales se describen a continuación:

Alternativa I: Implementación del SER IQUITOS SUR III Etapa con líneas y redes convencionales

Alternativa II: Implementación de Paneles Solares Domiciliarios



CAPITULO IV

FORMULACIÓN

4. FORMULACIÓN

4.1 HORIZONTES DE EVALUACIÓN

El horizonte de evaluación del proyecto es de 20 años, tal y como está definido en los Términos de Referencia de (Ítem 6.4.1) el cual a la letra menciona lo siguiente: “El Horizonte de evaluación de proyectos de electrificación rural estará definido por el tiempo transcurrido desde el inicio del estudio de perfil integrado hasta un horizonte temporal de veinte (20) años luego de concluida la puesta en marcha y operación experimental del proyecto”

AÑO INICIAL = AI 2011AÑO HORIZONTE (20 AÑOS): 2031

4.2 ANÁLISIS DE LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA

4.2.1 Fuentes de información

Para esta parte del estudio se recopiló datos de campo, previa visita a todas las comunidades en la cual se realizo encuestas, también se recopilo información de fuentes confiables como son de carácter demográfico, económico y productivo, incluyendo las actividades: agrícola, ganadera, comercial, industrial, forestal, minera, etc.; y de cualquier otra actividad que tenga impacto en el consumo de la energía eléctrica, ya sea por su utilización como insumo o como uso final.Para la estimación de la demanda, se ha tomado en cuenta la siguiente información:Términos de Referencia y Ficha técnica del SER IQUITOS SUR III Etapa.Información histórica del consumo de energía y potencia de las localidades pertenecientes al SER Iquitos Sur (Sector Iquitos Rural) y localidades similares, información proporcionada por Electro Oriente S.A.Diagramas unifilares de los centros de generación y transformación, especificando potencias instaladas de los equipos y máxima demanda actual según nivel de tensión.Instituto Nacional de Estadística e Informática (INEI), el cual proporciona información de los últimos censos poblacionales a nivel nacional (Censo de 1981-1993 y 2007).Guía para la Evaluación Económica de Proyectos de Electrificación de localidades Aisladas Rurales.Para efectos de garantizar la información consignada en los documentos citados, se realizó la inspección de campo, que consistieron visitar las localidades de la zona del proyecto, evaluar el nivel socioeconómico y el grado de desarrollo urbano de la población. Se ha tomado como referencia la información de Electro Oriente S.A.

4.2.2 Consumo de Energía de Localidades Similares Con Servicio Eléctrico

Se han obtenido los consumos unitarios de energía de las localidades que presentan un nivel de desarrollo socio-económico similar a las localidades que forman parte del presente proyecto (Ver Anexo Nº B-3.1-2), cuyo resumen se presenta en el cuadro siguiente:

Cuadro Nº 61: Registro de Consumos Unitarios de Energía en Localidades similares con Servicio Eléctrico en el Área del Proyecto

CU - kWh/mes-usuario (Loc. Tipo I)

Ítem Rango de ConsumoLocalidad

Tipo2006 2007 2008 2009 2010

01 BT5B 1-30 N° USUARIOS I 2932 3105 3081 3173 3237

02 BT5B 31-100 N° USUARIOS I 1304 1330 1357 1384 1411

03 BT5B 1-30 Energia (kW.h) I 34602,98 35295,04 36000,94 36720,96 37455,3804 BT5B 31-100 Energia I 63512,02 67331,93 71391,52 74254,18 75739,26




Tipo2006 2007 2008 2009 2010

(kW.h)Fuente: Elaboración Propia en Base a la Información Proporcionada por Electro Oriente S.A.

4.2.3 Determinación de los Consumos Unitarios

Tomando como base la información recopilada del Concesionario Electro Oriente S.A., de los consumos mensuales por usuario y el número de usuarios, (Ver ANEXO 3.1-3), se procede a determinar los consumos unitarios de la siguiente manera:

a) Descripción de la Metodología para el Cálculo de los Consumos UnitariosPara la determinación del consumo unitario se utilizó la siguiente fuente de información:

Ventas de energía mensual, por rango de consumo perteneciente a la opción tarifaria BT5B. (Sector Iquitos Rural)

Número de Clientes por mes, por rango de consumo perteneciente a la opción tarifaria BT5B. (Sector Iquitos Rural)

Para la selección de consumos unitarios se utilizó el método de promedios ponderado el cuál se describe a continuación:Debido a que la información de ventas energía y número de usuarios, en la zona del proyecto entregada por el concesionario, están totalizadas para el Sector Iquitos Rural y no se cuenta con información por usuario, ha sido necesario desarrollar una metodología adecuada, que permita la obtención de un valor característico y representativo del Consumo Unitario Doméstico (CUD), para el SER en evaluación.Se realiza la caracterización de la carga que consiste en la determinación de los tipos de consumidores, basándose en el número de clientes por tipo de tarifa y rangos de consumo. Determinado que el 83,45% de los clientes se encuentran en la tarifa BT5BR, entre los rangos de <0 – 30] y <30 -100] kW.h/mes-usuario.

Cuadro Nº 62: Caracterización de la Carga.

Fuente: Elaboración Propia-Información Histórica de Electro Oriente SA

Del gráfico anterior podemos ver que en el área del proyecto, la demanda se encuentra distribuida principalmente entre los dos primeros rangos de la tarifa BT5BR. Teniendo una incidencia mayor de clientes en el rango de consumos menores a 30 kWh (58,11 %).


Sólo se consideran los consumos por tipo de opción tarifaría BT5B de 0-30kWh-mes y de 31-100kWh-mes, de los análisis de la de la demanda histórica se identifica que la mayoría de los clientes de 31-100kWh-mes representan consumos de uso comercial.Para la determinación del consumo unitario en cada año de evaluación (2006 al 2010) se determinan los valores promedio mensuales del consumo de energía y el número de usuarios por rango de consumo de la tarifa BT5BR, cuya relación directa determina el CUD para cada rango, para el año evaluado.

Donde:Ri : Rango de Consumo de la tarifa BT5B, (R1= [0; 30]; R2=<30; 100]; R3=<100; a más]), se evalúan los dos primeros rangos.CUDRi : Consumo Unitario Doméstico mensual para Ri. Energ.Prom Ri : Energía Total Promedio Mensual perteneciente a los Rangos R1= [0; 30]

y R2=<30; 100]N° Usuarios Ri : Número de Usuarios Promedio Mensual perteneciente a los Rangos R1=

[0; 30] y R2=<30; 100]

De esta manera se determina los consumos unitarios para cada rango 1 y 2, en cada año de evaluación.

Cuadro Nº 63: Consumo Unitario Por Rango de Consumo


Rango de ConsumoLocalidad

Tipo2006 2007 2008 2009 2010

BT5B 1-30 CUD (kW.h) I 11,8 11,37 11,68 11,57 11,57

BT5B 31-100 CUD (kW.h) I 48,71 50,63 52,61 53,65 53,68

El consumo unitario representativo (CUD loc. Tipo I), se determinan como el promedio ponderado de los CUD de cada rango respecto al número de usuarios por rango, como se explica en la siguiente relación:

Donde:CUDLoc.Tipo I : Consumo Unitario para la Localidad Tipica de la zona del proyecto (Tipo I)Ri : Rango de Consumo de la tarifa BT5B, (R1= [0; 30]; R2=<30; 100]; R3=<100; a más])CUDRi : Consumo Unitario Doméstico mensual para Ri. N° Usuarios Ri : Número de Usuarios Promedio Mensual perteneciente a los Rangos R1= [0; 30] y R2=<30; 100]

Cuadro Nº 64: Consumo Unitario Doméstico de una localidad típica




Tipo2006 2007 2008 2009 2010

03 BT5B 1-30 CUD (kW.h) I 11,8 11,37 11,68 11,57 11,57

04 BT5B 31-100 CUD (kW.h) I 48,71 50,63 52,61 53,65 53,68CUD - Promedio Ponderado (R1 y R2)

Loc. Tipo I: 23,16 23,14 24,20 24,35 24,35

Anexos N° 3.2 – 3.4, se muestra el detalle del cálculo del CUD, cuyos resultados se muestran a continuación:

Cuadro Nº 65: Consumos Unitarios Tipo I y II.

Resultados: [kW.h/usuario]

Loc. TipoCUD-mes INCIAl

CUD-Año INCIAl

I 24,59 295,08

4.2.4 Determinación del Factor de Carga

Factores de Carga de Localidades RuralesEl factor de carga se ha calculado en forma indirecta, tomando en cuenta las horas de utilización al año. Las horas de utilización se ha obtenido de la resolución de consejo directivo del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería OSINERGMIN N° 181-2009-OS/CD – página 10 sección 3.4, Número de horas de Baja Tensión: para el sector SER corresponde 208 horas de utilización al mes:

Cuadro Nº 66: Número de horas de Uso de Baja Tensión

Fuente: RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVOORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍAOSINERGMIN N° 181-2009-OS/CD

NHUBT : Número de horas de uso de medidores simples para cálculo de potencias bases (= 208 horas)

Por lo tanto:

4.2.5 Crecimiento del Consumo Unitario y del Factor de Carga

a) Determinación de la Tasa de Crecimiento del Consumo de Energía


Fc (I y II) = 0,289

En base a la información histórica entregada por Electro Oriente, de la data analizada para el cálculo del CUD, (Ver Cuadro N° 61) se determinó, la tendencia de crecimiento.

SELECCIÓN DE LA CURVA DE PROYECCIÓN DEL CONSUMO UNITARIO DE ENERGÍA DOMÉSTICA (TCUD) - LOCALIDADES TIPO IDe acuerdo al análisis de los datos históricos presentados en el Cuadro N° 61, y de los resultados del CUD Cuadro N° 64 por año, se ha determinado la siguiente curva de de regresión:

Cuadro Nº 67: Tendencia de Crecimiento del CUD – Tipo I

Se han evaluado dos curvas de ajuste, a fin de determinar la curva que presente el menor error (R2 más cercano a 1);

Funcion Lineal : y = 0,359x +22,763 Funcion Potencia : y = 22,993x0,0375

Evaluando para el Año 2010Curva Real Calculado Error R2

Lineal 24,35 24,56 0,85% 0,8044

Potencia 24,35 24,42 0,30% 0,7982

Finalmente, del análisis efectuado se determinó que la curva potencia ajusta mejor los datos históricos, por lo tanto realiza una proyección del CUD, más adecuada.

En función a la curva potencial, que supone un cambio geométrico de la demanda a una tasa amortiguada en el tiempo, se realizó el cálculo de la Tasa de Crecimiento Tipo I (Ver Anexo 3.5)Los resultados de Tasa de Crecimiento Tipo I son los siguientes:

Cuadro Nº 68: Tasa de Crecimiento CUD y Consumo Unitario Final

Resultados: [kW.h/usuario]

Loc. TipoCUD-mes

INCIAl (Año CUD-mes

FINAL (Año % TC del

CUD


cero: 2011) horiz: 2031)I 295,08 397,43 1,5%

b) Determinación de la Tasa de Crecimiento del Factor de CargaPara obtener el factor de carga final se ha considerado un incremento de horas de utilización al año igual a 20, esto quiere decir que para el horizonte de evaluación de 20 años se obtendría un incremento de 400 horas al año final, el factor de carga final sería: ((208 x 12) + 400) / 8760 = 0,33.

4.2.6 Proyección de Población y Número de Viviendas

De la información proporcionada por el INEI de los Censos Nacionales de los años 1981, 1993 y 2005, extraemos los datos de población y vivienda, estratificados por: Localidades, distritos y provincias. Con esta información como base obtenemos las tasas de crecimiento poblacional.

Determinación de las Tasas de CrecimientoPara el cálculo de las tasas de crecimiento poblacional se aplicó la función del cambio geométrico, el cual supone que la población aumenta o disminuye a una tasa constante, es decir, que se presentaran cambios similares en cada periodo de tiempo, aunque en números absolutos las personas aumentan o disminuyen en forma creciente, esta función se expresa como sigue:

Despejando:

Donde:

P(f) : Población en el año final.P(0) : Población en el año inicial.t : Periodo de Tiempor : Tasa de Crecimiento Poblacional.

El objetivo es obtener la Tasa de Crecimiento Poblacional, para cada localidad priorizada de manera particular, lo cual se muestra en el (ANEXO B-3.6)

Como se puede observar en dicho cuadro, en la columna “TCP Asumida”, el resultado de las tasas no siempre es coherente para cada localidad, por razones diversas, entre ellas la carencia de datos históricos completos, o porque el comportamiento de la población a través de los periodos inter censales no fue uniforme. Para tales casos se asumirá como Tasa de Crecimiento Poblacional de la localidad, la TCP Distrital.

Cuadro Nº 69: Determinación de las Tasas De Crecimiento Poblacional Distrital

CENSOS DISTRITALES Población Vivienda TCP (%)1981-1993

TCP (%)1993-2007

TCP (%)PROMEDIO

TCP (%)ELEGIDO

DISTRITOS P.1981 P.1993 P.2005 P.2007 V.1981 V.1993 V.2005 V.2007

BELÉN 55 788 66904 68 806 8 667 12 742 13 596 1,53% 2,66% 2,09% 1,49%

FERNANDO LORES 17 596 20127 20 759 2 889 4 420 4 071 1,13% 2,09% 1,61% 1,61%

SAN JUAN BAUTISTA 92 976 96936 102 076 17 334 22 369 24 008 0,35% 1,17% 0,76% 1,49%


CENSOS DISTRITALES Población Vivienda TCP (%)1981-1993

TCP (%)1993-2007

TCP (%)PROMEDIO

TCP (%)ELEGIDO

DISTRITOS P.1981 P.1993 P.2005 P.2007 V.1981 V.1993 V.2005 V.2007Promedio Global 1,49%

4.2.7 Relación de Habitantes por Viviendas

El número de viviendas para cada localidad se evalúa tomando como base la proyección de la población y la densidad familiar que se encontró en los trabajos de campo, confrontándolos con los datos de población y vivienda proporcionados por el INEI. Los valores considerados de la densidad familiar HAB/VIV para el análisis de la demanda, es independiente para cada una de las localidades manteniéndose constante para todo el período de análisis y se encuentra dentro de los valores siguientes:

[3,50 < HAB / VIV < 6] (Densidad Familiar)El número de viviendas se determina en función a la siguiente relación:

Donde:Nº VI : Número de Viviendas.Nº Hab : Número de habitante de cada año (resultado de la proyección).Hab/Viv : Relación de Habitantes por viviendas.

4.2.8 Relación entre el Consumo Unitario Comercial y el Consumo Doméstico

Se determina a partir del consumo unitario del sector doméstico (CUC/CUD), asumiendo un porcentaje adicional al consumo unitario doméstico, estas cargas comerciales están conformados básicamente por pequeñas bodegas (tiendas), el procedimiento se describe a continuación:Localidades del tipo I: Se ha considerado la relación CUC/CUD de 1,30, es decir se prevé un 30% más de consumo de energía que los usuarios del sector domésticoLocalidades del tipo II: Se ha considerado la relación CUC/CUD de 1,20, considerando que son abonados comerciales pertenecientes a una localidad del tipo II.

Cuadro Nº 70: Consumos Unitarios Comercial por Tipo de Localidad

Tipo de LocalidadCUD (kWh/mes-

abon.)Promedio

CUC (kWh/mes-abon.)

PromedioLocalidad Tipo I 24,59 31,97

4.2.9 Relación entre Abonados Comerciales y Abonador Domésticos

En la estimación de las cargas futuras, el consumo del sector comercial juega un papel importante, sin embargo su estimación no es sencilla debido a que los usuarios comerciales en sí son diversos y diferentes, en la gran mayoría de las localidades visitadas los domicilios son usados también como pequeños establecimientos comerciales. El número de abonados comerciales será determinado en función al número de establecimientos comerciales identificados en el desarrollo de las encuestas de campo.Finalmente la relación de los abonados domésticos y abonados comerciales identificados en campo será representada por la constante de proporcionalidad k el mismo que se mantendrá constante durante el periodo de estudio.

kACN

ADN


Nº AD : Abonados Domésticos

Nº AC : Abonados ComercialesK : Constante de proporcionalidad

4.2.10 Determinación del Coeficiente de Electrificación

Para determinar el coeficiente de electrificación inicial en cada localidad se ha dividido la cantidad de abonados domésticos factibles de electrificar entre la cantidad de viviendas totales, de la inspección de campo realizada se ha estimado un coeficiente de electrificación al año final. (Ver Anexo N° B.4.3).

Cuadro Nº 71: Proyección del Coeficiente de Electrificación por Tipo de Localidad

Se ha verificado en campo que es posible electrificar al 100% de usuarios domésticos, ya que la limitante de la dispersión de viviendas, es posible de solucionar, en virtud de que las casas son fáciles de desplazar por lo tanto de concentrar.

4.2.11 Consumo por Cargas Industriales Menores

La proyección del consumo debido a la existencia de pequeñas industrias, tales como talleres de soldadura, pequeños aserraderos, grifos rústicos, carpinterías, manufactura, artesanía, destilería, etc. Se determina a partir del consumo neto doméstico:

CI = %CI * CD

Donde %CI es el porcentaje del consumo neto industrial con respecto al consumo neto doméstico. Este porcentaje se utiliza para calcular el Consumo Industrial Menor para todos los años.Para nuestro proyecto no se encontró ninguna carga con estas características en las localidades en estudio.

4.2.12 Consumo por Cargas Uso General

El consumo de energía de abonados de uso general se determina a partir del consumo neto doméstico, como:

CG = %CG * CD


Donde: %CG es el porcentaje del consumo neto de las cargas de uso general con respecto al consumo neto de las cargas domésticas. Este porcentaje se utiliza para calcular el Consumo de uso general para todos los años y se considera 110% tanto para localidades tipo I y II.

4.2.13 Consumo por Cargas de Alumbrado Público

Determinar el consumo de energía mensual por alumbrado público considerando el factor de alumbrado público y el número de usuarios de la localidad, mediante la aplicación de la siguiente fórmula:

CMAP = KALP x UNDonde:

CMAP : Consumo mensual de alumbrado público en kWhKALP : Factor de AP en kWh/usuario-mesNU : Número de Usuarios de la localidad

Para determinar el número de lámparas de alumbrado público se ha considerado lo estipulado en la R.M. N° 074-2009-MEM/DM donde se establecen los índices lámpara/usuario y los factores KALP para el cálculo del numero de lámparas que se considerara para el servicio de alumbrado público.

Cuadro Nº 72: KALP por Sector Típico

R.M. Nº 074-2009-MEM/DM

KALP = 6.3

4.2.14 Pérdidas de Energía Eléctrica en Distribución

Las pérdidas de energía se considera las reconocidas por OSINERG – GART/Nº 181-2009-OS/CD. (Informe N° 433-2009-GART (Informe Técnico)).

Cuadro Nº 73: Pérdidas Reconocidas en Distribución – Sector SER

SECTOR 7NIVEL DE TENSIÓN

TIPO ENERGÍA (*)POTENCIA

(*)

Media Tensión

Técnica 3.52% 8.14%No Técnica 0.00% 0.00%

TOTAL 3.52% 8.14%Baja Técnica 7.08% 7.33%

Tensión No Técnica 2.85% 2.85% TOTAL 9.93% 10.18%


4.2.15 Resumen de Indicadores para el Estudio De Demanda

A continuación se presenta en resumen los indicadores utilizados en el cálculo de la proyección de la demanda.

Cuadro Nº 74: CRITERIOS APLICADOS PARA LA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA

SER IQUITOS SUR III ETAPA

Localidades Tipo I

% Tasa de Crecimiento (1)

Coeficiente de Electrificación (2)

Consumo Unitario Inicial Doméstico Mensual (kWh-mes) 24,59

Consumo Unitario Inicial Doméstico Anual (kWh-año) 295,1

Consumo Unitario Final Doméstico Mensual (kWh-mes) 33,1

Consumo Unitario Final Doméstico Anual (kWh-año) 397,4

Tasa de Crecimiento del Consumo Unitario de Energía (%) 1,50%

# Abon. Com./ # Abon. Domes. (3)

CUC / CUD (Comercial) 1,30

CAUGEN / CUD (Uso General) 1,10

KALP (AP) [kW.h/mes-Usuario] (Resolución 074-2009-MEM/MD) 6,30

% Consumo Industrial 2%

% Pérdidas de distribución (Incluye pérdidas de LP, RP, RS, acometidas domiciliarias y acometidas comerciales) - Energía

13,45%

fc A.P. 0,500

fc C.D. 0,289

fc C.C. 0,289

Horas de Utilización de Alumbrado Público (Año Inicial y final) 4 380

Horas de Utilización del Consumo Doméstico (Año Inicial) 2 532

Horas de Utilización del Consumo Doméstico (Año Final) 2 932

Horas de Utilización del Consumo Comercial (Año Inicial) 2 532

Horas de Utilización del Consumo Comercial (Año Final) 2 932

Incremento H.U.C.D. 20

Incremento H.U.C.C. 20

(1) y 2) El Coeficiente de Electrificación y la Tasa de Crecimiento Poblacional son variables, están

determinadas para cada localidad

(3) Estos porcentajes son aplicados por localidad de acuerdo a los formatos de encuestas.

4.2.16 Metodología de la Proyección del Mercado Eléctrico

Generalidades:El objetivo de todo sistema eléctrico es dar cobertura a la demanda de electricidad de forma eficiente. Por lo tanto para fines de planeamiento, el estudio de la demanda es de mucha importancia. 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 (kWh/Abon) y el número de abonados para cada año. Esta relación considera que la expansión urbana a


consecuencia del crecimiento poblacional está íntimamente vinculada con el desarrollo de actividades productivas que conducen a mejorar los niveles de ingreso y por consecuencia, el crecimiento per-cápita del consumo de energía eléctrica. A continuación, se describe secuencialmente los cálculos que se efectuarán para la determinación de la proyección de la demanda de localidades del SER IQUITOS SUR III Etapa:

Proyección de la población. Proyección del número de viviendas. Proyección del número de abonados domésticos. Proyección del número de abonados comerciales. Proyección del número de abonados del sector Productivo. Proyección del número de abonados del sector uso general. Proyección de los consumos de energía unitario y neto en el sector doméstico. Proyección del consumo del sector comercial. Proyección del consumo del sector de alumbrado público. Proyección del consumo del sector industrial menor. Proyección del consumo del sector de uso general. Proyección del consumo neto total. Proyección de pérdidas de Energía y Potencia. Proyección del Consumo bruto de energía. Proyección de la máxima demanda. Proyección de Máxima Demanda por tipo de abonado. Calificación Eléctrica por tipo de abonado.

Desarrollo de los ítems antes mencionados:

4.2.17 Proyección del Número de Habitantes y Abonados Domésticos

El Análisis de la tendencia de crecimiento demográfico de la zona de proyecto se realiza en base a la información oficial de los Censos Nacionales de 1972, 1981 y 1993 proporcionados por el INEI, los datos recopilados en la visita efectuada a las localidades de la zona de proyecto.Se proyecta el número de habitantes para cada centro poblado con su respectiva tasa de crecimiento, para un horizonte de 20 años. La población base para el año 2010 es la obtenida de los datos de campo, relacionándolos con los índices de crecimiento poblacional asumidos, se determinó la proyección de la población; la cual para el horizonte de planeamiento, se ha calculado con la siguiente relación:

Donde:Pn : Población al año “N”Po : Población al año inicial (2 010).Tcrec: Tasa de crecimiento de la población, constante en el periodo de análisis.n : Año a proyectarse la población.El detalle de la proyección de la población beneficiada se muestra en el Anexo Nº B.4.7

4.2.18 Proyección del Número de Viviendas

Sobre la base de los resultados de la visita de campo, en donde se contabiliza la población y el número de vivienda, se determina número de viviendas tomando como base la proyección de la población y la densidad familiar que se encontró durante las encuestas realizadas en los trabajos de campo para todo el horizonte de planeamiento. Los valores asumidos de la densidad familiar para el análisis de la demanda, se mantiene constante para todo el período de análisis y se muestra por cada localidadEl número de viviendas se determina en función a la siguiente relación:


Donde:Nviv : Número de ViviendasNhab : Número de habitante de cada año (resultado de la proyección).Hab/Viv : Relación de Habitantes por viviendas.

El detalle de la relación de habitantes por vivienda por localidad se muestra en el Anexo Nº B.4.7.

4.2.19 Consumos Unitarios de Energía

El análisis comprende las siguientes etapas:

a. Identificación y recopilación de datos históricos de consumidores domésticos, comer-ciales, industriales, cargas de uso general y otros en las localidades próximas y/o simi-lares a la zona del proyecto que cuentan con suministro de energía.

b. Identificación de cargas que pueden afectar o incrementar la tendencia general del crecimiento de cada localidad.

c. Identificación del consumo unitario del sector doméstico por abonado, tomando en consideración la información obtenida tanto de la visita de campo como de la Empresa Concesionaria y otras entidades relacionadas al proyecto como OSINERGMIN.

d. Cálculo de la Tasa de crecimiento poblacional basado en información Estadística y de Censos Nacionales de los años 1972, 1981, 1993 y 2005 proporcionados por INEI por localidad.

e. Identificación de la tendencia de crecimiento del consumo de energía basado en la in-formación histórica obtenida de la Empresa Concesionaria.

f. Identificación de los factores que influyen en la estimación de la demanda eléctrica, ta-les como: factor de demanda, diagramas de cargas típicos proporcionado por la Em-presa Concesionaria; coeficiente de electrificación por localidad; finalmente identifica-ción de las pérdidas de potencia y energía reconocidas por el organismo regulador OSINERGMIN.

Los tipos de cargas que propician la demanda en el proyecto constituyen los siguientes sectores:

- Sector Doméstico: Correspondiente a los usuarios domésticos. El consumo de ener-gía de los usuarios de tipo doméstico es importante, ya que según la metodología utili-zada el consumo de energía por abonado del sector doméstico es la base para los otros sectores.

- Sector Comercial: La constituyen los establecimientos comerciales, bodegas, peque-ñas tiendas, boticas, hoteles, etc.

- Sector de Uso General: Constituidos por las municipalidades, oficinas de gobierno lo-cal, locales comunales, juzgados de paz, centros de educación inicial, escuelas, cole-gios, institutos, hospital, posta médica, iglesias, puesto policial.

- Sector de Uso Productivo: Constituido por pequeñas industrias y talleres artesanales donde se requiera la utilización de energía eléctrica para procesar y elaborar los traba-jos a cuales están orientados, se ha considerado que la energía para Pequeñas Indus-trias (Sector Domestico), representa el 2,0 % de las cargas domesticas.

- Sector Alumbrado Público: Correspondiente a la iluminación de plazas, parques, ca-lles y/o avenidas principales de acuerdo a la norma DGE “ALUMBRADO DE VÍAS PÚ-BLICAS EN ÁREAS RURALES” Ley No. 27744 “Ley de Electrificación Rural y de Loca-lidades Aisladas y de Frontera”.


4.2.20 Proyección del Número de Abonados Domésticos

La proyección del Número de Abonados Domésticos se ha establecido sobre la base del Coeficiente de Electrificación, durante el período de estudio y la tasa de crecimiento poblacional. El coeficiente de electrificación de la zona se halló según el grado de dispersión que presenta cada localidad incluida en el proyecto, las cuales fueron identificadas en las labores de campo. El número de abonados domésticos se obtiene de la multiplicación del número de viviendas totales y el coeficiente de electrificación.

Donde:#AbonDom: Número de Abonados.Año i : Año (1 al 20).P año i : Población en el año i.#Hab/Lotes : Número de habitantes por lote.C.E : Coeficiente de electrificación por localidad.

Cuadro Nº 75: Proyección de Población y Abonados /Años

2011 2016 2021 2026 2031

N° DE HABIT. 2 535,00 2 741,00 2 981,00 3 198,00 3 469,00

N° DE ABON. 474,00 513,00 557,00 598,00 649,00

4.2.21 Proyección del Consumo Domésticos

Consumo Neto de Energía Doméstico:El Consumo de Energía eléctrica anual del sector Doméstico se calculará a partir de la relación siguiente donde de las consideraciones anteriores ya se obtuvieron los datos de Consumo Unitario de Abonados Domésticos y de datos de recopilación de información de Campo se obtuvo la cantidad de abonados.

CUSDo*ADNCAD

CAD : Consumo de Energía Eléctrica anual del sector DomésticoN°AD : Número de Abonados del sector DomésticoCUSDo: Consumo Unitario del sector Doméstico

Es necesario conocer que para hallar el NºAD se calcula multiplicando la cantidad de viviendas por el coeficiente de electrificación antes definido por localidad.

4.2.22 Proyección del Número de Abonados Comerciales

En la estimación de las cargas futuras, el consumo del sector comercial juega un papel importante, sin embargo su estimación no es sencilla debido a la diversidad de carga que utiliza, ya que los usuarios comerciales en sí son diversos y diferentes.El Número de Abonados Comerciales fueron determinados en función al número de establecimientos comerciales encontrados en las encuestas de campo, encontrándose la siguiente relación:


;

K : Representa a la constante de proporcionalidad entre Abonados Domésticos y Comerciales, la misma que es calculado para cada localidad y se mantiene constante en todo el periodo de estudio.

4.2.23 Proyección del Consumo Comercial

De Consumo Unitario Comercial antes obtenido, se calcula el consumo anual de energía eléctrica del sector comercial, partir de la relación siguiente:

CUSCo*ACNCAC

CAC : Consumo de Energía Eléctrica anual del sector Comercial.N°AC : Número de Abonados del sector Comercial.CUSCo : Consumo Unitario del sector Comercial.

El detalle de la relación de habitantes por vivienda por localidad se muestra en el Anexo Nº B.4.10

4.2.24 Proyección del Consumo por Cargas Industriales Menores

Para las localidades evaluadas en el proyecto no se ha identificado cargas industriales menores o de uso productivo, sin embargo se ha previsto considerar un porcentaje adicional del consumo de energía de los abonados domésticos para las cargas productivas (3% del consumo de energía doméstica).La proyección del consumo de energía para las cargas productivas se determina a partir del consumo neto doméstico:CI = %CI * CD ( 3% del consumo doméstico)Donde: %CI es el porcentaje del consumo neto industrial o de cargas productivas con respecto al consumo neto doméstico. Este porcentaje se utiliza para calcular el Consumo Industrial Menor o consumo de cargas productivas. El detalle de la relación de habitantes por vivienda por localidad se muestra en el Anexo Nº B.4.11

4.2.25 Proyección del Consumo de Cargas de Uso General

Para la proyección del consumo debido a la existencia de cargas de uso general que están conformadas por escuelas, colegios, iglesias, locales comunales, municipalidades, postas médicas, etc., se determinó el consumo de las cargas de uso general por tipo de localidad (I y II), y se ha cuantificado la cantidad de artefactos y las horas de utilización mensual, asimismo se ha determinado los consumos unitarios por cada tipo de carga, tal y como se detalla en el Anexo Nº B.4.12.La proyección del consumo de energía de abonados de uso general se determina a partir del consumo neto doméstico, como:CG = %CG * CDDonde: %CG es el porcentaje del consumo neto de las cargas de uso general con respecto al consumo neto de las cargas domésticas. Este porcentaje se utiliza para calcular el Consumo de uso general para todos los años.Los criterios considerados para la proyección del consumo de energía de las cargas de uso general son los mismos criterios adoptados para los abonados domésticos y se establece como un porcentaje del consumo de energía de cargas de uso general.


4.2.26 Proyección del Consumo por Cargas de Alumbrado Público

Para la determinación del consumo de alumbrado público se aplicará la Norma DGE “Alumbrado de Vías Públicas en Áreas Rurales” según RD Nº 017-2003-EM, el cual rige desde el 01 de abril del 2004, donde se describe la siguiente metodología:

Determinar el consumo de energía mensual por alumbrado público considerando el factor de alumbrado público y el número de usuarios de la localidad, mediante la aplicación de la siguiente fórmula:

CMAP = KALP x UNDonde:

CMAP : Consumo mensual de alumbrado público en kWhKALP : Factor de AP en kWh/usuario-mesNU : Número de Usuarios de la localidad

Para determinar el número de lámparas de alumbrado público se ha considerado lo estipulado en la R.M. N° 074-2009-MEM/DM donde se establecen los índices lámpara/usuario y los factores KALP para el cálculo del numero de lámparas que se considerara para el servicio de alumbrado público.

Cuadro Nº 76: KALP por Sector Típico

R.M. Nº 074-2009-MEM/DM

KALP = 6.3

Para calcular el número de puntos de iluminación se debe considerar una potencia promedio de lámpara de alumbrado y el número de horas de servicio mensuales del alumbrado público (NHMAP). Se aplica la siguiente fórmula:

PI = (CMAPx1000) / (NHMAPxPPL)

Donde:PI : Puntos de IluminaciónCMAP : Consumo mensual de alumbrado público en kWhNHMAP : Número de horas mensuales del servicio alumbrado

público (horas/mes)PPL : Potencia nominal promedio de la lámpara de alumbrado

público en watts

La cantidad de puntos de iluminación (PI) en el caso de ser decimal se debe redondear al entero inferior.El número de horas mensuales del servicio de alumbrado público (NHMAP) dependerá de su control de encendido y apagado:


Tipo de control NHMAP : (horas/mes)Célula fotoeléctrica : 360

La potencia nominal promedio de la lámpara de alumbrado público (PPL) comprende la potencia nominal de la lámpara más la potencia nominal de sus accesorios de encendido.El número de horas diarias de alumbrado público considerado es de 12 horas.Es así que para calcular el número de puntos de iluminación por localidad en el año inicial se considera lo siguiente:

NHMAP = 360PPL = 59,5W (Se incluye las pérdidas de potencia)

Con las consideraciones anteriores se calcula el Consumo de Alumbrado Público para todos los años de acuerdo a la siguiente relación:

Esta relación se utiliza para calcular el Consumo de Alumbrado Público de todos los años.

Donde:CAAP : Consumo Anual de Alumbrado Público por localidad.Año i : Año (1 al 20)KALP : kWh.mes/Usuario (=6,3)UN : Número de Usuarios.

El detalle de la proyección de consumo de energía en el sector de alumbrado público se muestra en el Anexo Nº B.4.13

4.2.27 Proyección del Consumo Neto de Energía por Localidad

Es la sumatoria de los consumos netos de energía de todos los demás sectores como son: Domestico Comercial, Uso Productivo, Uso General y Alumbrado Público.

CSUPCSUGCSUCCSUD CAPNeta Energia

CAP : Consumo total Sector Alumbrado PúblicoCSUD : Consumo total Sector Uso DomésticoCSUC : Consumo total Sector Uso ComercialCSUG : Consumo total Sector Uso GeneralCSUP : Consumo total Sector Uso Productivo

4.2.28 Proyección del Consumo Bruto Total de Energía

Se obtiene de sumar el consumo neto y las pérdidas técnicas y comerciales en distribución.

4.2.29 Pérdidas de Energía Eléctrica en Distribución

Las pérdidas de energía se considera las reconocidas por OSINERG – GART/Nº 181-2009-OS/CD. (Informe N° 433-2009-GART (Informe Técnico))

Cuadro Nº 77: Pérdidas Reconocidas en Distribución – Sector SER


SECTOR 7

NIVEL DE TENSIÓN

TIPO ENERGÍA (*)POTENCIA

(*)

Media Tensión

Técnica 3.52% 8.14%

No Técnica 0.00% 0.00%

TOTAL 3.52% 8.14%Baja Técnica 7.08% 7.33%

Tensión No Técnica 2.85% 2.85% TOTAL 9.93% 10.18%

PÉRDIDASNetaEnergía Bruta Energía

Cuadro Nº 78: Proyección de la Demanda de Energía

CONSOLIDADO DE LA ENERGIA VENDIDA EN

[kWh]

Años0 5 10 15 20

2011 2016 2021 2026 2031

224 120,14 255 990,29 293 911,55 332 777,23 382 506,32

4.2.30 Proyección de la Demanda Máxima de Potencia

Es la que se obtiene de dividir el consumo bruto total (kWh-año) sobre las horas de utilización. A continuación se muestra el cuadro resumen de la Proyección de la demanda máxima de potencia. (Ver Anexo B-4.8)

Cuadro Nº 79: CONSOLIDADO DE LA POTENCIA DE MÁXIMA DEMANDA [kW]

AÑOS

0 5 10 15 20

2011 2016 2021 2026 2031

90,93 99,92 110,52 120,72 134,02

4.2.31 Calificación Eléctrica

Sector DomésticoLa calificación eléctrica obtenida del análisis de la demanda está en función del consumo total del sector doméstico y está definida por la siguiente relación:

1000*8760*

*2._Fc

CUDElectrCalif

Calif_Electr : Calificación Eléctrica del sector Doméstico.CUD : Consumo Unitario Doméstico


Fc : Factor de CargaCuadro Nº 80: CALIFICACIÓN ELÉCTRICA - S.E.R. IQUITOS SUR III Etapa

TIPO LOC. Fc CUD (inicial) CUD (final)CALIF. ELECT. (Calculado)

AÑO INICIAL AÑO FINAL

I 0,289 295,1 397,4 233,11 271,14

4.2.32 Proyección de la Demanda de las Instalaciones Existentes y Futuras

Para la proyección de la demanda de potencia del Sistema Eléctrico Existente se ha tomado en consideración la información suministrada por Electro Oriente, proyectando las cargas existentes a una tasa del 1% vegetativo. A continuación se muestra el resumen de proyección:

Cuadro Nº 81: Proyección de la Demanda de Potencia del Sistema Eléctrico Existente y Futuro

Descripción2 011 2 016 2 021 2 026 2 031

0 5 10 15 20

10/22,9 kV(4 MVA)

S.E. SANTA ROSASALIDA R5 D

em

anda

kW

Sistema Eléctrico (Iquitos Sur) Exis-tente

2 460,00 2 585,49 2 717,36 2 855,98 3 001,67

4.3 ANÁLISIS DE OFERTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA

La oferta de potencia y energía requerida para satisfacer la demanda del “Sistema Eléctrico Rural IQUITOS SUR III Etapa está dada por las subestaciones SET Santa Rosa – Salida R5 10/22,9 kV - 4 MVA y Sub Estación Monofásica Barbotante Monoposte 10/13,2 kV-100 kVA (S.E.Aerea, proyectada - SER Iquitos Sur I y II Etapa).El resumen del balance oferta – demanda se presenta en los siguientes cuadros:

Cuadro Nº 82: Oferta Disponible

Fuente de SuministroPotencia Nominal

(kVA)

Potencia Efectiva

(kW)

Potencia Utilizada

(kW)

Potencia de Reser-va (kW)

S.E. SANTA ROSA SALIDA R5 - 10/22,9 kV (4 MVA)

4 000,00 3 800,00 2 460,00 1 340,00

S.E.Aerea, proyectada - SER Iquitos Sur I y II - 10/13,2 kV (100 kVA)

100,00 95,00 0,00 95,00

4.4 BALANCE OFERTA DEMANDA (DÉFICIT)

El balance oferta – demanda compara la oferta disponible de potencia en la S.E. con la demanda futura de todo el SER, el cual se muestra en el cuadro siguiente:

Cuadro Nº 83: Balance Oferta – Demanda

Descripción2 011 2 015 2 020 2 025 2 031

0 4 9 14 20

10/22,9 kV(4 MVA) De

man

dakW

Sistema Eléctrico (Iquitos Sur) Existente 2 460,00 2 559,89 2 690,46 2 827,70 3 001,67



S.E. SANTA ROSASALIDA R5



Total en 22,9/13,2kV 2 998,55 3 134,55 3 313,33 3 503,32 3 748,40

Oferta ONAN (4 MVA) 3 800,00 3 800,00 3 800,00 3 800,00 3 800,00

Balance Oferta Demanda - 22,9/13,2 kV 801,45 665,45 486,67 296,68 51,60

Sub Estación Monofá-sica Barbotante Mono-poste 10/13,2 kV-100

kVA S.E.Aerea, proyecta-da - SER Iquitos Sur I

y II Etapa

Dem

anda

kWSER Iquitos Sur I y II Etapa (*) 47,50 51,78 57,67 64,23 73,10



Total en 13,2 kV - MRT 78,26 84,80 93,36 103,84 117,65

Oferta ONAN (100 kVA) (**) 95,00 95,00 95,00 118,75 118,75

Balance Oferta Demanda 13,2 kV - MRT 16,74 10,20 1,64 14,91 1,10

Notas(1) Localidades del proyecto, en total 18 localidades del Distrito de Fernando Lores y 1 localidad de San Juan Bautista (Alimentador R5; SET Santa Rosa)(2) Localidades del proyecto, en total 07 localidades del distrito de Belén (Alimentador R1 - Transformador proyectado SE Aérea Pro-yectada - SER Iquitos Sur I Etapa)(*) Localidades del proyecto - SER IQUITOS SUR I Y II ETAPA(**) El transformador proyectado (100 KVA) deberá operar en el año 10 con una sobrecarga de 25 %.Del cuadro precedente se concluye que los sistemas eléctricos no tendrán problemas de oferta de potencia, en todo el hori-zonte de evaluación.

Del cuadro y grafico anteriores se puede concluir lo siguiente: La Demanda del SER IQUITOS SUR III Etapa estará cubierta para todos los años de

evaluación.


4.5 DESCRIPCIÓN TÉCNICA RESUMIDA DE ALTERNATIVAS PROPUESTAS

4.5.1 Descripción de la Alternativa I

“Construcción de la interconexión al sistema eléctrico existente: línea y redes primarias y secundarias“

Características Principales del Sistema Eléctrico

Las principales características del sistema son las siguientes: Tensión nominal del sistema : 22,9 kV Configuración : 1ø-MRT Tensión Máxima de Servicio : 25 kV (60 Hz) Factor de Potencia : 0,95 (atraso) Conexión del Neutro : Rigídamente Puesto a Potencia de cortocircuito mínima : 200 MVA Nivel isoceráunico : 40

Líneas y Redes Primarias

El sistema se dimensionará con el aislamiento y distancias mínimas de seguridad necesarios para la tensión nominal de 22,9 kV, que es la tensión normalizada. Las líneas y redes primarias serán en 13,2 kV - 1ø, MRT. Estructura: Monoposte, conformado por postes de C.A.C, de12 m, de 200 y 300 daN. Cruceta: Madera tornillo tratado de 115mm x 90mm x 1,2 m. Conductores : Aleación de aluminio de 35 mm² AAAC. Aislador: Porcelana, tipo Pin Ansi 56-3 y suspensión Polimericos de 36 kV Seccionador fusible Tipo Cut Out, 27/38 kV, 150 kV-BIL, 100 A. Pararrayos Oxido Metálico 21 kV (10 kA) clase distribución. Retenidas cable de acero SM de 10 mmø, varilla de anclaje de 2,4 m x 16 mmø, bloque de

anclaje de 0,4 x 0,4 x 0,15 m. Puesta a tierra compuesto por varilla de acero recubierto de cobre de 2,4 m x 16 mm Ø,

conductor bajada de Cu 16 mm², en los puntos de seccionamiento.

Subestaciones de Distribución

Transformadores de distribución, 1ø-MRT (fase-neutro) de 13,2/0,46-0,23 kV, de 5, 10 kVA. Seccionador fusible de expulsión, tipo cut out, 27/38 kV, 150 kV-BIL, 100 A. Pararrayos de Oxido Metálico 21 kV clase distribución, 10 kA. Tablero de distribución para sistema 440/220 V. El equipamiento de los tableros es el

siguiente:

TransformadorInterruptor Termo magnético (A) Transform. Contador de Energía

C-1 C-2 C-3 Corriente Totalizador AP 5 kVA 2x32 Reserva - - 10 (40)A 2x220V 10 (40)A

10 kVA 2x40 Reserva - - 10 (40)A 2x220V 10 (40)A15 kVA 2x40 2x40

Rese

rva - 10 (60)A 2x220V 10 (40)A

25 kVA 2x40 2x40 - 15 (100)A 2x220V 10 (40)A40 kVA 2x40 2x40 - 15 (100)A 2x220V 10 (40)A

La estructura a utilizar en las subestaciones de distribución será monoposte, compuesta por un equipamiento similar al de las líneas y redes primarias descritas anteriormente.Puesta a Tierra: Se deberá utilizar una puesta a tierra común en la SED, para el pararrayos, el neutro de la RP y RS, y la carcasa del transformador. Compuesto por una varilla de acero recubierto de cobre de 2,4 m x 16 mm ø, conductor bajada de Cu desnudo de 16 mm² que debe rellenarse con materiales de la zona, como tierra de cultivo, humus, y/o estiércol, con la finalidad de obtener bajos niveles de puesta a tierra. Donde el terreno tenga alta resistividad se deberá emplear bentonita.


La resistencia de puesta tierra en las subestaciones de distribución, sin considerar la conexión del neutro de las redes secundarias, deberá ser no mayor de 25 ohm.Los valores máximos de la Resistencia de Puesta Tierra en las subestaciones de distribución, sin considerar la conexión del neutro de las redes secundarias, deberán ser los siguientes:

Potencia del Transformador Resistencia 10 y 5 kVA : 25 Ohm15 kVA : 20 Ohm25 kVA : 15 Ohm

Redes Secundarias

Las redes secundarias serán 1ø 440/220 V y 220 V. Vano Promedio de 60 m. Poste: C.A.C. de 8m - 200 daN. Conductores: Autoportante de aluminio, con portante desnudo de aleación de aluminio y

grapas especiales para las conexiones: 2x16+16/25 mm², 2x16+1x25 mm², 1x16+16/25 mm² y 1x16/25 mm².

Alumbrado público: Pastoral tubo AoGo 38 mmø, avance 500mm, luminaria con equipo completo y lámpara de vapor de sodio de 50 W.

Retenidas: Cable de acero SM de 10 mm ø, varilla de anclaje de 2,4mx16mm ø, contrapunta de AoGo de 1 m completo, bloque de anclaje de CA 0,40x0,40x0,15 m, con grapas preformadas.

Puesta a tierra: Electrodo de acero recubierto de cobre 2,4 mx16 mm ø conductor bajada de Cu 16 mm².

Ferretería de acero forjado y galvanizado en caliente. Conexiones domiciliarias: Medidor de energía activa monofásico 220 V- 10 A, caja metálica

portamedidor, conductor de cobre concéntrico, 2x4 mm², con aislamiento y cubierta de PVC, caja de derivación de acometidas de 440/220 V de 5 y 10 salidas.

4.5.2 Descripción de la Alternativa II

“Instalación de paneles fotovoltaicos”Consiste en la implementación módulos fotovoltaicos con paneles solares en cada vivienda, que permita obtener la energía y potencia suficiente para satisfacer las demandas básicas de alumbrado e información (radio y TV).

Componentes de los Sistemas Fotovoltaicos

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 conforman cada uno de los paneles son: Un generador fotovoltaico compuesto por uno o más paneles fotovoltaicos Un soporte para el generador fotovoltaico Un banco de baterías de plomo ácido compuesto por uno o más baterías (100Ah, 12Vcc) Uno o más controladores de carga Un convertidor CC/CC y un inversor CC/CA Juego de Conductores Equipos de Iluminación de 9 W Interruptores de un poloCaja de Conexiones.

Cuadro Nº 84: Esquema de Utilización de la Energía Solar


Información General

Las características del sistema fotovoltaico-SFV y su funcionamiento dependen de las características del medio donde operará, del régimen de consumo eléctrico, entre otros. Por ello, se deben definir las características climáticas y geográficas donde se instalará el sistema y, definir la capacidad del sistema y de cada uno de sus componentes.En general, se sugiere que los SFV se destinen a lugares que tengan una climatología y geografía similar, a fin de especificar adecuadamente los SFV, sin necesidad de sobredimensionarlos. La irradiancia solar mínima mensual anual se puede seleccionar del Mapa del Senamhi y publicada por la DGER.

Dimensionamiento del Sistema Fotovoltaico

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.

Cuadro Nº 85: Dimensionamiento del Sistema Fotovoltaico

PANEL SOLARPOTENCIA

(W)VOLTAJE

(V)CORRIENTE

(A)

KW-h/m2/día<>

Horas/díaWh/día kWh/Anual Ah/día

PANEL SOLAR 50W 50 16,9 3,00 4,89 245,00 88,20 14,70

PANEL SOLAR 60W 60 20,3 3,60 5,90 294,00 105,80 17,60

Para obtener una similitud con respecto a consumos unitarios de energía considerados en la alternativa I, se considera la implementación de un modulo fotovoltaico con tres y cuatro paneles solares (cada panel solar de 60 W y 8,82 kWh/mes) para las localidades tipo I y II respectivamente, es decir que cada usuario cuente con potencia instalada de 180 y 240 W y disponibilidad de energía máxima de 26,5 y 35,3 kWh/mes. Para el año inicial se requerirá: Según la cantidad de Usuarios a la que se le debe suministrar de Electricidad, los números

de módulos fotovoltaicos son los siguientes:


AÑO (2030) AÑO (2010)

- Numero de Modulos con (04) paneles - Localidades Tipo I: 649 474

- Numero de Modulos con (03) paneles - Localidades Tipo II: 0 0

- Numero de Modulos con (03) paneles - Alumbrado Público: 179 126

TOTAL 828 600

Esta alternativa debe llevarse a cabo junto con una capacitación a profesionales del sector, sobre la operación y mantenimiento, así como otros usos de los paneles solares.

4.6 DESCRIPCIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES DE LAS ALTERNATIVAS PROPUESTAS

4.6.1 Ambiente Físico

Área de Influencia Directa

Serán las áreas que se verán afectadas directamente por las instalaciones eléctricas conformadas por la franja de servidumbre de la línea de 62,87 km, además de las zonas identificadas como canteras, campamentos y botaderos.

Área de Influencia Indirecta

Vendrían a ser las áreas cuyo uso se hace necesario para la implementación del proyecto, siendo el área de influencia indirecta durante las etapas de diseño, construcción, operación y mantenimiento: carreteras y caminos de accesos principales y secundarios (trochas y caminos de herradura), los centros poblados y áreas comprendidas dentro de un ancho entre 20 m a 200 m a lo largo de la ruta de la línea.

4.6.2 Ambiente Biológico

Áreas Naturales Protegidas Reconocidas por el SERNANP

Para la definición de la ruta de las líneas primarias, se tuvo en cuenta las zonas naturales protegidas por el Estado, por lo que se obtuvo información del SERNANP referida a Áreas Naturales Protegidas del Departamento de Loreto, no existiendo ningún Área Protegida dentro del límite donde se desarrolla el proyecto.

Flora y Fauna

La flora y fauna estará regida por las siguientes leyes existentes:Ley Nº 27308Resolución Ministerial Nº 017-10-77-AG-DGFFDecreto Supremo Nº 034-2004-AG

4.6.3 Ambiente Socioeconómico

Beneficiarios del Proyecto

El proyecto permitirá el desarrollo socio-económico y agroindustrial de 26 localidades la zona de proyecto, mediante el suministro de energía eléctrica a 474 abonados totales. El detalle de la relación de las localidades se muestra en el Cuadro N° 1.

4.6.4 Áreas Arqueológicas

Durante los trabajos de reconocimiento arqueológicos de campo del proyecto “Estudio Declaración Impacto Ambiental del SER IQUITOS SUR III Etapa”, no se identificaron, ni registraron Sitios Arqueológicos en el área de influencia directa, por lo tanto, se concluye que no existen evidencias arqueológicas en superficie de los 62,87 km de ruta de línea primarias recorridas; en consecuencia, estimamos que no existen inconvenientes para el otorgamiento del CIRA. Se recomienda realizar el Monitoreo Arqueológico durante la ejecución de obra de las Líneas del proyecto SER IQUITOS SUR III Etapa, teniendo en cuenta la posibilidad de alguna modificación de línea primaria o remoción de tierras durante la instalación de postes.


4.6.5 Estimaciones del Área Afectada en la Franja de Servidumbre

Uso Actual de las Tierras Estimadas en la Franja de Servidumbre

El impacto por pérdida de hábitat ya existe en la ruta de las líneas primarias debido a la presencia de los centros poblados (localidades), carretera afirmada, trochas carrozables existentes, y con mayor razón en los terrenos con cultivos. Es preciso mencionar que ningún tramo de la ruta de líneas primarias pasa por ecosistemas especiales o frágiles o bosques densos.La electrificación puede tener, tanto a nivel de las familias como de la comunidad en su conjunto, una serie de efectos que por lo general se consideran positivos. Los efectos pueden ser, por ejemplo, la difusión del empleo de nuevos artefactos, el desarrollo de nuevas actividades sociales y productivas, el reemplazo de otras formas más costosas de energía, etc. En general uno de los impactos de mayor importancia es el relacionado al cambio en el gasto familiar por concepto de energía, sobre todo en el caso de iluminación. Este impacto puede ser positivo o negativo. La electrificación puede afectar al ingreso familiar de manera directa, en este caso los gastos de instalación y los pagos regulares por el servicio, o de manera indirecta por el desarrollo de nuevas actividades productivas en la localidad.Con la electrificación también se espera una serie de cambios de índole cualitativa en relación con la menor contaminación, la posibilidad de disponer de mayor tiempo para la lectura, cambio en el ritmo de actividades de la vida diaria, etc. A nivel de los centros poblados o conglomerados humanos producen cambios que significan mejora de los servicios públicos, uso de nuevos aparatos y equipos en los establecimientos de salud, mejora de la iluminación en las escuelas, seguridad nocturna, cambios en el valor de los terrenos, alquiler de casas, movimientos migratorios, etc.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.

4.6.6 Medidas de Atenuación del Impacto

Recomendaciones Generales

En la etapa de construcción la empresa ejecutora del sistema eléctrico rural deberá cumplir normas mínimas de saneamiento tales como cuidado del uso y disposición de letrinas y pozos sépticos que no contaminen la napa freática y los cursos superficiales de aguas.Los residuos sólidos domésticos producto de los campamentos serán acumulados para que sean recogidos por el camión recolector municipal. Todos los residuos sólidos producto de las instalaciones eléctricas, generados durante la obra deberán ser conducidos a los campamentos al final cada día de trabajo, estos residuos deberán ser recolectados y clasificados por los trabajadores y conducidos a la zona destinada para su acumulación, el Titular del Proyecto a través del Contratista está obligado a acondicionar y almacenar en forma segura, sanitaria y ambientalmente adecuada los residuos, previo a su entrega a una Empresa Prestadora de Servicios de Residuos Sólidos, para continuar con su manejo hasta su destino final.El uso de explosivos se hará necesario en la fase de excavaciones, cuyo manejo será realizado por personal experto en manejo de explosivos, para evitar un deterioro del paisaje y del suelo. Los encargados de la supervisión ambiental deberán tomar medidas mitigadoras de impacto ambiental tanto en los trabajos de Construcción y Operación del Proyecto.


Medidas de Mitigación de los Impactos Detectados

Respecto al empleo del suelo agrícola y el suelo se recomienda indemnizar adecuadamente a los propietarios con precios actuales del mercado y según una tasación que incluya factores adicionales como molestias, fragmentación de unidades productivas, etc. Las compañías constructoras deberán contratar un porcentaje de la mano de obra perteneciente al área del proyecto de acuerdo a lo establecido en el Artículo 68 del Organismo Supervisor de las Contrataciones del Estado (OSCE).Se recomienda acortar los plazos de ejecución de la obra para evitar desbroces innecesarios de vegetación, caza indiscriminada de la fauna local.El material sobrante producto de las excavaciones para los postes será esparcido en las inmediaciones del mismo, de manera que no altere la topografía del terreno. La disposición de residuos materiales sobrantes producto de la construcción de las instalaciones eléctricas y residuos domésticos se trasladarán a los lugares para luego ser dispuestos a una Empresa Prestadora de Servicios de Residuos Sólidos y autorizada por DIGESA.Los cruces de quebrada, los cursos de ríos así como de los lagos deberán hacerse de manera que sea acorde con sus regímenes naturales, para evitar erosión de sus lechos o bordes producidos por la aceleración de sus aguas. Se utilizarán los caminos de acceso existentes, no siendo necesaria la apertura de nuevos caminos de acceso, de manera que no se afectarán cursos de agua, lagos, etc.Para evitar contaminación de los ríos no se deben arrojar ningún tipo de desechos o residuos a los cursos de aguaSe realizará Talleres Informativos, con el objeto de difundir los alcances del Estudio Ambiental a las autoridades sectoriales, regionales y a la ciudadanía en general, dentro del proceso de participación ciudadana y transparencia.Todos los vehículos y equipos que se utilicen para el proyecto serán sometidos a un programa de mantenimiento adecuadoLos residuos producto del afinamiento y mantenimiento de los equipos de combustión, deberán ser recolectados y acumulados conjuntamente con los residuos de la obra. Los aceites y grasas deberán ser depositados en recipientes de plásticos para su posterior disposición.La supervisión deberá aprobar la extracción de agregados en las canteras ubicadas en la inspección de campo.

El Contratista deberá cumplir con las recomendaciones del fabricante y especificaciones técnicas de montaje del proyecto.En la etapa de operación se verificará de forma periódica el estado de conservación de los conductores, el estado de limpieza de los aisladores, del mantenimiento de la ruta de línea (no se permite plantaciones mayores a 4,5 m de altura), verificación anual de las señales de seguridad además de realizar charlas informativas.

4.7 CRONOGRAMA DE ACCIONES


En los cuadros siguientes se muestran las actividades y su duración de cada proyecto alternativo. Se ha elegido un período de evaluación de 20 años para lo cual se cuenta con el sustento técnico de la unidad formuladora.


Cuadro Nº 86: Actividades de Alternativa I

Actividades DuraciónFASE I: PRE-INVESIÓN E INVERSIÓN 375 días Etapa I: Estudios de Preinversión 105 días Estudios de Preinversión 105 días Supervisión de Estudios de Preinversión 105 días Etapa II: Instalación de Líneas, Redes Primarias y Secundarias 270 días Estudios de Ingeniería Definitiva 60 días Replanteo topográfico e Ingeniería Constructiva 53 días Suministros y Transporte de Equipos y Materiales 210 días Montaje Electromecánico de Líneas, Redes Primarias y Redes Secundarias 189 días Pruebas y Puesta en Servicio 30 díasFASE II: POST INVERSIÓN 20 años Operación y mantenimiento de líneas y redes de distribución 20 años

Cuadro Nº 87: Actividades de Alternativa II

Alternativa 02Actividades Duración

FASE I: PRE-INVESIÓN E INVERSIÓN 50 días Etapa I: Estudios de Preinversión 105 días Estudios de Preinversión 105 días Supervisión de Estudios de Preinversión 105 días Etapa II: Instalación de Paneles Solares 90 días Estudios de Ingenieria Definitiva 44 días Trabajos Preliminares 25 días Suministro de Equipos y Materiales 60 días Montaje Electromecánico 80 díasFASE II: POST INVERSIÓN 20 años Operación y mantenimiento de los módulos 20 años

4.7.2 Recursos Necesarios para la Ejecución

Disponibilidad de Materiales y Equipos

La mayoría de los materiales a utilizarse en la línea, son de fabricación nacional, el resto de materiales: conductores de aleación de aluminio AAAC, aisladores y equipos de protección serán importados. Los materiales para las subestaciones serán de procedencia nacional o extranjera.

Disponibilidad de Contratistas y Equipos de Montaje

En el país existe un gran número de empresas contratistas con amplia experiencia en la ejecución de este tipo de trabajos y debidamente equipadas, que han venido trabajando en la construcción de SER desde 1982 a la fecha, por lo que se ha previsto que dichas labores se encarguen a firmas peruanas.

Transporte y Montaje

El transporte de materiales y equipos desde el lugar de fabricación hasta la zona del Proyecto no representará mayor problema, debido a la existencia de carreteras apropiadas y en regular y buen estado de conservación. Para el transporte de materiales nacionales e importados se tiene la carretera asfaltada.En la zona del Proyecto, existen carreteras afirmadas paralelas al trazo de las líneas proyectadas en la mayor parte de su recorrido, por tal motivo, tampoco se ha previsto la existencia de problemas durante el transporte.


Responsables de la Ejecución del Proyecto

La Dirección General de Electrificación Rural – DGER, es la Unidad Formuladora y ejecutora del Proyecto. Las etapas de inversión y ejecución de obra estarán a cargo del Ministerio de Energía y Minas, con la supervisión de la Dirección General de Electrificación Rural – DGER, coordinando aspectos técnicos, económicos y contractuales.

4.8 DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS DE ALTERNATIVAS

Para la determinación de los costos de las alternativas propuestas se realizó: La determinación de los indicadores de metrado a partir de los metrados finales de los

proyectos ejecutados en obra y elaborados como estudio definitivo por parte de la DGER en los últimos años; con los cuales se determinó los metrados referenciales de las líneas primarias, redes primarias, y redes secundarias del presente proyecto.

La determinación de los indicadores de inversión fue realizado a partir de la actualización de los precios del “Estudio de Mercado para Adquisición de Equipos y Materiales para Proyectos de Electrificación Rural”, elaborado por la DGER.

A continuación se muestra la metodología para los indicadores de metrado y de inversión:

4.8.1 Fuentes de información

Para la elaboración de los indicadores de metrado se ha tomado como base algunos proyectos seleccionados y que han sido desarrollados recientemente por la DGER; lo que permitió la facilidad del procesamiento de la información.

4.8.2 Determinación de los Indicadores de Líneas y Redes Primarias

Generalidades

Para la determinación de los indicadores de metrado se debe tener en cuenta lo siguiente: Identificar la zona (costa/sierra/selva) donde se implementará el proyecto Identificar los materiales que se utilizarán en el proyecto Definir los criterios para obtener los indicadores de metrados Definición de los tipos de terreno a utilizar Definir los indicadores de metrado Determinar los datos de entrada para la obtención de los metrados

Criterios para la Selección de los Materiales

A continuación se definen los materiales principales que se utilizarán en las líneas primarias: EstructurasLos postes a utilizar para las líneas primarias serán de C.A.C., de acuerdo a los siguientes criterios de aplicación:

- Postes de C.AC., 12 m - 200 daN para líneas 3ø en alineamiento y ángulos pequeños- Postes de C.AC., 12 m - 300 daN para líneas 3ø en ángulos grandes, retención y vanos

especiales- Postes de C.AC., 11 m - 200 daN para líneas 2ø en alineamiento, ángulos y retención- Postes de C.AC., 11 m - 300 daN para líneas 2ø en vanos especiales- Postes de C.AC., 11 m - 200 daN para líneas 1ø-MRT en alineamiento, ángulos y retención- Postes de C.AC., 11 m - 300 daN para líneas 1ø-MRT en vanos especiales

ConductoresLa norma RD-018-2003-EM/DGE “Bases para el Diseño de Líneas y Redes Primarias para Electrificación Rural”, establece que el material de los conductores para Líneas Primarias es de Aleación de Aluminio tipo AAAC que consideramos adecuado, frente al cobre que si bien es cierto es abundante en el mercado nacional, su costo y su peso lo tornan inadecuado.


La sección mínima del conductor será de 35 mm² AAAC. Para vanos especiales se considera un conductor de 70 mm² AAAC. Se ha previsto la utilización de las siguientes secciones de conductores: Conductor de aleación de aluminio de 35 mm² Conductor de aleación de aluminio de 70 mm² AisladoresDe acuerdo con los análisis de coordinación de aislamiento y sobre la base de la Norma RD-026-2003-EM/DGE, se utilizarán aisladores de porcelana tipo Pin y Suspensión. Los primeros se instalarán en estructuras de alineamiento y ángulos de desvío topográfico moderados. En estructuras terminales, ángulos de desvío importantes y retención, se utilizarán aisladores de suspensión.Los aisladores Pin corresponderán a la clase ANSI 56-3. La cadena de aisladores será del tipo polimérico con conexión horquilla (estructura) y lengüeta (línea), sin embargo como alternativa se considera también los aisladores de porcelana clase ANSI 52-3 (dos unidades). Retenidas y AnclajesLas retenidas y anclajes se instalarán en las estructuras de ángulo, terminal y retención con la finalidad de compensar las cargas mecánicas que las estructuras no pueden soportar por sí solas. El ángulo que forma el cable de retenida con el eje del poste no deberá ser menor de 37º. Los cálculos mecánicos de las estructuras y las retenidas se han efectuado considerando este ángulo mínimo. Valores menores producirán mayores cargas en las retenidas y transmitirán mayor carga de compresión al poste.Las retenidas y anclajes estarán compuestos por los siguientes elementos:

- Cable de acero grado SIEMENS-MARTIN, de 10 mm ø- Perno angular con ojal-guarda cabo de A°G°, 16 mm ø x 254 mm, provisto de tuerca y

contratuerca- Perno angular con ojal-guarda cabo de A°G°, 16 mm ø x 305 mm, provisto de tuerca y

contratuerca- Varilla de anclaje de A°G° de 16 mm ø x 2,40 m, provisto de ojal guardacabo en un

extremo; tuerca y contratuerca en el otro- Mordaza preformada de A°G° para cable de 10 mm ø- Alambre de acero N° 12; para entorchado- Arandela de anclaje, de A°G°, 102 x 102 x 6,35 mm, agujero de 18 mmø- Contrapunta de A°G° con abrazadera partida en un extremo y grapa de ajuste para cable

en el otro extremo- Bloque de concreto de 0,40 x 0,40 x 0,15 m- Abrazadera para retenida ø 150 mm x 150 mm x 5 mm

Puesta a TierraLas puestas a tierra estarán conformadas por los siguientes elementos:

- Electrodo de acero recubierto de cobre de 16 mm ø x 2,40 m- Conector AB para electrodo de 16 mm ø- Caja registro de concreto para puesta a tierra 0,50x0,50x0,45 m- Plancha doblada de cobre para toma a tierra de espigas y/ o pernos- Conector de cobre tipo perno partido para conductor 16 mm²- Conector doble vía bimetálico para cable de acero de 10mmø y cobre de 16 mm²

Los criterios de aplicación de la puesta a tierra para LP y RP serán:- Para sierra: Todas las estructuras llevarán puestas a tierra del tipo contrapeso en anillo,

instalado hasta el punto de conexión de la cruceta con el poste.- Las subestaciones de distribución contarán con una sola puesta a tierra para la conexión

del neutro de MT y BT, la carcasa del transformador y el pararrayos. La puesta a tierra de la subestación contará con caja de registro; el cable de cobre y el electrodo serán conectados mediante conector tipo AB.


Material de Ferretería- Todos los elementos de fierro y acero, tales como pernos, abrazaderas y accesorios de

aisladores, serán galvanizados en caliente a fin de protegerlos contra la corrosión. Las características mecánicas de estos elementos han sido definidas sobre la base de las cargas a las que estarán sometidas.

Equipos de Seccionamiento y PararrayosSe utilizarán seccionadores fusibles unipolares del tipo expulsión (Cut-Out) de 27/38 kV, 100 A, 150 kV-Bil, con fusible del tipo K según requerimiento. Los pararrayos que se utilizarán pueden ser de acuerdo al nivel de tensión:

- Pararrayos de oxido metálico, 12 kV, 10 kA, clase 1- Pararrayos de oxido metálico, 21 kV, 10 kA, clase 1- Pararrayos de oxido metálico, 24 kV, 10 kA, clase 1

Metodología Utilizada para el Procesamiento

La metodología utilizada para el procesamiento de la información fue la siguiente: Se identificaron las configuraciones:

- Se identificaron las regiones geográficas por proyecto.- Se identificaron los sistemas eléctricos utilizados en cada tramo de línea.- Se identificaron las secciones de los conductores en cada tramo de línea analizado.

En cada proyecto se cuantificaron:- En cada proyecto se cuantificó el total de las longitudes de las líneas primarias en km,

cuyos tramos sean de igual sistema eléctrico y de igual sección de conductor.- Se cuantificó el total de número de estructuras izadas, en los tramos que compartan igual

sistema eléctrico e igual sección de conductor.- En cada uno de los proyectos bases se cuantificaron los totales de los distintos tipos de

armados, cuyos tramos sean de igual sistema eléctrico, y de igual sección de conductor.Todos los datos fueron ordenados, de acuerdo a la zona geográfica, sistema eléctrico y sección de conductor. El orden es según la configuración que presentan las líneas, en lugar del proyecto base al cual pertenecen.Los metrados de los tramos de línea de los distintos proyectos que comparten la misma configuración (es decir que pertenezca a la misma zona, tengan igual sistema eléctrico e igual sección de conductor) fueron agrupados.Los indicadores calculados son los siguientes:

- Vano Promedio. Este indicador se halla de la división del total de las longitudes de líneas primarias referidas a una configuración, y el número de estructuras totales cuantificadas a dicha configuración menos una unidad.

- Peso porcentual de los armados (Nivel de presencia de cada tipo de armado en la línea primaria). Este indicador se obtiene de la división del total de un tipo de armado, y el número de estructuras totales en el mismo tramo de línea.

La herramienta utilizada para el procesamiento de la información fue el software Microsoft Excel.

Criterios para la Obtención de los Indicadores de Metrado

Los criterios considerados para la obtención del metrado se han basado en la información proporcionada por cada proyecto analizado mediante los siguientes indicadores:

- Se determinó el vano promedio de los tramos de líneas primarias, diferenciados por tipo de sección y tipo de sistema (1ø-MRT; 2ø y 3ø), que resulta de la longitud del tramo de línea analizado entre el número de estructuras. El vano promedio nos permite saber y conocer el tipo de morfología presente y conocer la presencia de vanos especiales en el tramo evaluado.

- Se obtienen los porcentajes de presencia de los armados de línea por sección y tipo de sistema (1ø-MRT; 2ø y 3ø). Los porcentajes de los armados de ángulo pueden variar, ya que se


considera que serán metrados exactamente todos los vértices definidos en el trazo de las rutas de las líneas primarias.

- Los armados de las estructuras que se utilizarán han sido tomadas de la norma DGE RD-024-2003 EM/DGE: Especificaciones Técnicas de Soportes Normalizados para Líneas y Redes Primarias para Electrificación Rural, y RD-026-2003 EMDGE: Especificaciones Técnicas para el Suministro de Materiales y Equipos de Líneas y Redes Primarias para Electrificación Rural.

- La sección mínima a ser utilizada en las líneas primarias será de 35 mm² de AAAC, en vanos especiales se utilizará 50 mm² de AAAC.

- Los aisladores Pin corresponderán a la clase ANSI 56-3 y los de suspensión serán del tipo polimérico de 36 kV.

- El cable de retenida será con cable de acero grado SIEMENS MARTIN de 10 mm de diámetro, varilla de anclaje, bloque de retenida y accesorios.

- Todas las estructuras llevarán puestas a tierra del tipo contrapeso en anillo, instalado hasta el punto de conexión de la cruceta con el poste.

- Se cuantifica el número de vanos especiales por tramo de línea, considerando que todos los vanos especiales deberán tener un conductor de 50 mm2 AAAC, La longitud de los vanos especiales será un dato de entrada, cuyo valor ha sido definido en la definición de ruta de línea en campo.

Criterios para Seleccionar los Tipos de Terreno

El tipo de terreno será un dato de entrada para la valorización, es decir que se deberá cuantificar de manera porcentual el tipo de terreno según tres tipos:

- Terreno Normal (Arcilloso y conglomerado)- Terreno Rocoso- Terrenos Inundables

Para obtener la cuantificación porcentual del tipo de terreno, el ingeniero deberá colocar lo establecido en las cartas geológicas y el tipo de terreno encontrado durante la inspección de campo realizado durante las definiciones de las rutas de líneas

Obtención de los Indicadores Técnicos a Aplicar

Los indicadores técnicos seleccionados para aplicar son los siguientes:- Vano Promedio : Obtenido por sistema eléctrico, sección del conductor y zona - Porcentaje de presencia de los armados de la líneas primarias: Obtenido por sistema

eléctrico, sección del conductor y zona- Nº de vértices por tramo de línea definido en campo: Definido en la definición de la ruta de

línea en campo, diferenciándolos por tipo de ángulo.- Con respecto a los vanos especiales se considera como un dato de entrada, identificando

la cantidad y longitud de los vanos especiales por tramo de línea: Definido en la definición de la ruta de línea en campo

Obtención de los Metrados Requeridos por Proyecto

Los metrados se obtendrán a partir de los criterios e indicadores ya definidos, a continuación se describe el procedimiento que se considera para obtener los metrados: A partir de los porcentajes de presencia de los armados de línea y la definición de los

vértices en el tramo de línea que se desea metrar, se obtiene el metrado final de los armados que utilizará la línea. Con esa información se obtiene el metrado final de los siguientes suministros:

- Postes y crucetas.- Aisladores pin y accesorios.- Cadena de aisladores y accesorios.- Material de ferretería para postes y crucetas.- Accesorios para conductor de aleación de aluminio.- Retenidas y anclajes.


El metrado del conductor se cuantifica por la longitud del tramo de la ruta de las líneas primarias definidas en campo, incluyendo los vanos especiales, mas el efecto de las flechas en los conductores.

El sistema de puesta a tierra es metrado a partir del criterio de aplicación para la sierra, obteniendo los suministros de:

- Conductor de cobre recocido, cableado de 16 mm².- Electrodo de acero recubierto de cobre de 16 mm ø x 2,40 m.- Conector de bronce para electrodo de 16 mm ø.- Conector de cobre tipo perno partido para conductor 16 mm².- Grapa de vías paralela bimetálico.- La cantidad de retenidas se obtiene según la función del armado ya definido.- Se cuantifica un cartel de obra por proyecto.

La obtención del CIRA, la elaboración, gestión de aprobación y ejecución del plan de monitoreo arqueológico, el replanteo topográfico – ubicación de estructuras en líneas primarias e ingeniería de detalle, e informe técnico sustentatorio para gestión de servidumbre se valoriza con relación a la longitud de la línea primaria.

De obras del proyecto bajo la supervisión del INC. El estudio y monitoreo ambiental del proyecto (LP, RP y RS) y los pagos por suspensión

temporal de suministro eléctrico se cuantifica en global, desarrollando el análisis de precios unitarios respectivos.

El despeje de árboles dentro de la franja de servidumbre se cuantifica con lo determinado en campo.

Con la cantidad de postes obtenidos se cuantifica su instalación (excavación, transporte de poste a punto de izaje, izaje, relleno y compactación)

Con la cantidad de retenidas obtenidos se cuantifica su instalación (excavación, instalación, relleno y compactación)

Con el metrado conocido de los armados a utilizar en la línea se cuantifica su montaje Conocido la cantidad de km de conductor para la línea y el sistema de puesta a tierra a

utilizar, se cuantifican su montaje Se consideran las partidas de pruebas y puesta en servicio y expediente técnico final

conforme a obra Conocido el metrado completo de los suministros, se cuantifican las partidas de transporte

de Lima a almacén de obra Se actualizarán los análisis de precios unitarios con los precios del personal e insumos a la

fecha de realización de los presupuestos para obra.

Datos de Entrada para la Obtención de los Metrados

Se ha desarrollado una hoja de cálculo de metrado y presupuesto de líneas primarias que permitirá la obtención de los metrados finales al detalle como expediente técnico.En la hoja de cálculo se consideran los siguientes datos de entrada: Identificar el tramo de línea a valorizar mediante el tipo de sistema eléctrico (3ø; 2ø o 1ø-

MRT), tensión fase – fase (kV) y sección del conductor (mm²) Cuantificar la longitud de la línea primaria (km) del tramo identificado Cuantificar el número de seccionamiento para ese mismo tramo de línea Cuantificar el número de vértices por tamaño de ángulos: de 5º-30º (A1); 30º-60º (A2) y

60º-90º (A3) para el mismo tramo de línea Cuantificar el número de vanos especiales y la longitud de las mismas para el tramo de ruta

línea Identificar el tipo de terreno (I: Arcilloso y conglomerado; II: Rocoso y III: Húmedo) Grado de inaccesibilidad (%) Desbroce de árboles (km) Identificar la zona de trabajo de la línea primaria (costa/sierra/selva)


4.8.3 Determinación de Indicadores de Redes Primarias

Generalidades



A continuación se definen los materiales principales que se utilizarán en las redes primarias: EstructurasLos postes a utilizar para las redes primarias serán de CAC, con los siguientes criterios de aplicación:

- Postes de C.AC., 12 m - 200 daN para redes 3ø- Postes de C.AC., 12 m - 300 daN para para subestaciones de distribución 3ø- Postes de C.AC., 12 m - 200 daN para las redes primarias 2ø y 1ø-MRT- Postes de C.AC., 12 m - 300 daN para subestaciones de distribución 1ø-MRT

ConductoresLa norma RD-018-2003-EM/DGE “Bases para el Diseño de Líneas y Redes Primarias para Electrificación Rural”, establece que el material de los conductores para Líneas Primarias es de Aleación de Aluminio tipo AAAC que consideramos adecuado, frente al cobre que si bien es cierto es abundante en el mercado nacional, su costo y su peso lo tornan inadecuado.La sección mínima del conductor será de 35 mm² AAAC. Se ha previsto la utilización de las siguientes secciones de conductores:

- Conductor de aleación de aluminio de 35 mm²- Conductor de aleación de aluminio de 50 mm²

AisladoresDe acuerdo con los análisis de coordinación de aislamiento y sobre la base de la Norma RD-026-2003-EM/DGE, se utilizarán aisladores de porcelana tipo Pin y Suspensión. Los primeros se instalarán en estructuras de alineamiento y ángulos de desvío topográfico moderados. En estructuras terminales, ángulos de desvío importantes y retención, se utilizarán aisladores de suspensión.Los aisladores Pin corresponderán a la clase ANSI 56-3. La cadena de aisladores será del tipo polimérico con conexión horquilla (estructura) y lengüeta (fase), sin embargo como alternativa se considera también los aisladores de porcelana clase ANSI 52-3 (dos unidades). Subestaciones de DistribuciónLa selección de la capacidad de potencia de los transformadores de distribución es mediante la aplicación de la norma IEEE Std. C57.91-1995 “Guide for Loading Mineral-Oil-Immersed Transformers”, que define las condiciones de selección óptima de los kVA de los transformadores de distribución mediante los criterios de sobrecarga de transformadores y el valor RMS del factor de carga típico, considerando las variaciones de temperatura del devanado y del aceite del transformador. Esto permitirá la selección de la potencia de los transformadores de distribución de cada localidad a partir del número de abonados totales y la calificación eléctrica definida en el estudio de mercado eléctrico.Las subestaciones de distribución serán aéreas Monofásicas (13,2/0,46-0,23 kV) equipada con seccionadores fusibles tipo expulsión, pararrayos, sistema de puesta a tierra y un tablero de distribución para baja tensión.Para determinar la potencia requerida por el transformador de distribución se determina primero los componentes de los demanda de potencia de cada localidad:


La demanda requerida solo por los abonados domésticos se determina multiplicando el número efectivo de abonados con su respectiva calificación eléctrica las cuales son datos de entrada y luego e multiplican por un factor de simultaneidad de 0,5.

El total de las cargas de uso general que también es dato de entrada es multiplicado por su respectivo factor de simultaneidad que generalemente es 1.

Se considera el consumo de alumbrado público cuya número es determinado según la Norma DGE “Alumbrado de Vías Públicas en Áreas Rurales” según RD Nº 017-2003-EM, el factor de simultaneidad es de 1.

Se considera un incremento por pérdidas ocurridas en los conductores autoportantes, como un 3% del consumo total.

La potencia resultante es multiplicada por un factor de potencia de 0,95 para así obtener la Potencia Aparente (kVA).

Finalmente se determina la máxima demanda que el transformador podría abastecer multiplicándose la potencia por un factor de sobrecarga de 1,3 para zona de sierra ó 1,2 para zona de costa o selva, determinado según norma IEEE Std. C57.91-1995 “Guide for Loading Mineral-Oil-Immersed Transformers”.

Retenidas y AnclajesLas retenidas y anclajes se instalarán en las estructuras de ángulo, terminal y retención con la finalidad de compensar las cargas mecánicas que las estructuras no pueden soportar por sí solas. El ángulo que forma el cable de retenida con el eje del poste no deberá ser menor de 37º. Los cálculos mecánicos de las estructuras y las retenidas se han efectuado considerando este ángulo mínimo. Valores menores producirán mayores cargas en las retenidas y transmitirán mayor carga de compresión al poste.Las retenidas y anclajes estarán compuestos por los siguientes elementos:

- Cable de acero grado SIEMENS-MARTIN, de 10 mm ø- Perno angular con ojal-guarda cabo de A°G°, 16 mm ø x 254 mm, provisto de tuerca y

contratuerca- Perno angular con ojal-guarda cabo de A°G°, 16 mm ø x 305 mm, provisto de tuerca y

contratuerca- Varilla de anclaje de A°G° de 16 mm ø x 2,40 m, provisto de ojal guardacabo en un

extremo; tuerca y contratuerca en el otro- Mordaza preformada de A°G° para cable de 10 mm ø- Alambre de acero N° 12; para entorchado- Arandela de anclaje, de A°G°, 102 x 102 x 6,35 mm, agujero de 18 mmø- Contrapunta de A°G° con abrazadera partida en un extremo y grapa de ajuste para cable

en el otro extremo- Bloque de concreto de 0,40 x 0,40 x 0,15 m- Abrazadera para retenida ø 150 mm x 150 mm x 5 mm

Puesta a TierraLas puestas a tierra estarán conformadas por los siguientes elementos:

- Electrodo de acero recubierto de cobre de 16 mm ø x 2,40 m- Conector AB para electrodo de 16 mm ø- Caja registro de concreto para puesta a tierra 0,50x0,50x0,45 m- Plancha doblada de cobre para toma a tierra de espigas y/ o pernos- Conector de cobre tipo perno partido para conductor 16 mm²- Conector doble vía bimetálico para cable de acero de 10mmø y cobre de 16 mm²

Los criterios de aplicación de la puesta a tierra para RP serán:- Para Selva: Todas las estructuras llevarán puestas a tierra del tipo contrapeso en anillo,

instalado hasta el punto de conexión de la cruceta con el poste.- Las subestaciones de distribución contarán con una sola puesta a tierra para la conexión

del neutro de MT y BT, la carcasa del transformador y el pararrayos. La puesta a tierra de la subestación contará con caja de registro; el cable de cobre y el electrodo serán conectados mediante conector tipo AB para electrodo.


Material de FerreteríaTodos los elementos de fierro y acero, tales como pernos, abrazaderas y accesorios de aisladores, serán galvanizados en caliente a fin de protegerlos contra la corrosión. Las características mecánicas de estos elementos han sido definidas sobre la base de las cargas a las que estarán sometidas. Equipos de Seccionamiento y PararrayosPara el equipamiento de protección de las subestaciones de distribución se utilizarán seccionadores fusibles unipolares del tipo expulsión (Cut-Out) de 27/38 kV, 100 A, 150 kV-BIL, con fusible del tipo K según requerimiento. Los pararrayos que se utilizarán serán de acuerdo al nivel de tensión:

- Pararrayos de oxido metálico, 12 kV, 10 kA, clase 1- Pararrayos de oxido metálico, 15 kV, 10 kA, clase 1- Pararrayos de oxido metálico, 21 kV, 10 kA, clase 1



- Se identificaron las regiones geográficas que los proyectos bases abarcan.- Se identificaron los sistemas eléctricos utilizados en cada RP de las localidades.- Se identificaron los grados de concentración en cada localidad. Los grados de

concentración para cada localidad se cuantificó del cociente del número de abonados y el área ocupada por la localidad (densidad).

En cada proyecto base se cuantificaron:- Se cuantificó el total de número de estructuras izadas, en las RP de las localidades que

compartan igual sistema eléctrico e igual grado de concentración.- En cada proyecto base se cuantificó el total de las longitudes de las redes primarias en km,

cuyas RP compartan igual sistema eléctrico y el grado de concentración.- Se cuantificó el total de número de abonados, en las redes primarias que compartan igual

sistema eléctrico y tengan el mismo grado de concentración.- En cada proyecto se cuantificaron el total de los tipos de armados, cuyas redes primarias

compartan igual sistema eléctrico, y el mismo grado de concentración.Esta evaluación se realizó diferenciando las distintas regiones geográficas que pudieran abarcar a un mismo proyecto.Todos los metrados cuantificados fueron ordenados de acuerdo a la zona geográfica, sistema eléctrico y grado de concentración. El orden es según la configuración que presentan las redes primarias.Los metrados de las redes primarias de los distintos proyectos, y que comparten la misma configuración (es decir que pertenezca a la misma zona, tengan igual sistema eléctrico e igual grado de concentración) fueron sumados.Los indicadores calculados son los siguientes:

- Vano Promedio. Este indicador se halla de la división del total de las longitudes de las redes primarias referidas a una configuración, y el número de estructuras totales cuantificadas a dicha configuración menos una unidad

- Tipo de Armado / Abonados. Este indicador se obtiene de la división del total de un tipo de armado, cuantificadas a una determinada configuración, y el número de abonados totales cuantificadas a la misma configuración..

La herramienta utilizada para el procesamiento de la información fue el software Microsoft Excel.


Los criterios considerados para la obtención del metrado se han basado en la información proporcionada por cada proyecto analizado mediante los siguientes indicadores: Se identificó el número de localidades que forman parte de los proyectos


Estas localidades se agruparon según el grado de dispersión de las localidades, zona (costa/sierra/selva), sistema eléctrico (1ø-MRT; 2ø y 3ø), y nivel de tensión. El grado de dispersión se analizó en cuatro niveles:

- Muy Concentrado – MC- Concentrado – C- Disperso – D- Muy Disperso – MD

Se ha realizado un análisis de caracterización de la carga por localidad, determinado para cada localidad la densidad de carga (kW/km2), la clasificación del tipo de localidad por grado de concentración se ha realizado, clasificando las localidades en una escala de 0% a 100%, tomando a la localidad de mayor densidad de carga como 100%, dividiendo de esta manera las demás localidades en grupo al que pertenecen (Grado de Concentración), de acuerdo los Cuadros 99 y 100.Los parámetros considerados para la definir los grados de dispersión de las localidades se muestran en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 88: Grados de Dispersión de Localidades

Ítem Grado de Dispersión Abrev.

Descripción

1Muy

ConcentradoMC Localidad entorno de una Plaza o Carretera.

2 Concentrado C Calles definidas, abonados cercanos.3 Disperso D Calles mal definida, abonados distantes.4 Muy Disperso MD Sin ninguna calle definida, abonados muy distantes.

Cuadro Nº 89: Rangos de Densidad de Carga por Proyecto

Grad.Conc. % [kW./km²]/max()Muy Disperso 0% 25%Disperso 25% 50%Concentrado 50% 75%Muy Concentra-do 75%

De acuerdo al análisis, de las localidades se ha definido la dispersión de localidades en los siguientes rangos:

Cuadro Nº 90: Rangos de abon./ km2 y localidades modelo

Abonado/Area Km2

Grad.Conc. Inferior Superior Localidad Modelo

Muy Disperso -

25,00

MANZANILLO

Disperso 25,00

180,00

SAN SALVADOR DE OMAGUAS

Concentrado 180,00

681,00

NUEVA PRIMAVERA

Muy Concentrado

681,00

2 727,00

8 DE MAYO

En el Anexo Nº 8.1 se muestran los análisis de caracterización de la carga.


Se determina el vano promedio de las redes primarias por grado de concentración, que resulta de la longitud del tramo de red primaria analizado entre el número de estructuras totales.

Se cuantifica el número de abonados beneficiados por localidad y agrupados con el mismo criterio que las localidades.

Los armados de las estructuras que se utilizarán han sido tomadas de la norma DGE RD-024-2003 EM/DGE: Especificaciones Técnicas de Soportes Normalizados para Líneas y Redes Primarias para Electrificación Rural, y RD-026-2003 EMDGE: Especificaciones Técnicas para el Suministro de Materiales y Equipos de Líneas y Redes Primarias para Electrificación Rural.

La sección mínima a ser utilizada en las redes primarias será de 35 mm2 de AAAC. Los aisladores Pin corresponderán a la clase ANSI 56-3 y los de suspensión serán del tipo

polimérico, dejando como alternativa la aplicación del aislador de porcelana del tipo clase ANSI 52-3 (02 unidades).

El cable de retenida será con cable de acero grado SIEMENS MARTIN de 10 mm de diámetro, varilla de anclaje y bloque de retenida.

Todas las estructuras de las redes primarias llevarán PT del tipo contrapeso circular, mientras que en las subestaciones de distribución, se utilizarán las puesta a tierra del tipo PAT-2 y PAT-3; el criterio de aplicación es: PAT-3 para todos los transformadores de distribución de 25 y 37,5 kVA y todas las subestaciones que se encuentren en una zona rocosa, y del tipo PAT-2 para el resto.

Se determina la capacidad del transformador de distribución mediante: el número de abonados beneficiados por localidad, la calificación eléctrica definida en el mercado eléctrico, el criterio de sobrecarga de transformadores, se asumen las pérdidas por caída de tensión según el grado de dispersión.


Los indicadores técnicos seleccionados para aplicar son los siguientes: Grado de dispersión de la localidad (MC, C, D y MD). Vano Promedio: Obtenido por grado de dispersión, sistema eléctrico, sección del conductor

y zona. Presencia de los armados de las redes primarias con relación al número de abonados

(armado/abonado): Obtenido por grado de dispersión, sistema eléctrico y zona. Nº de armados terminales se cuantifica según el número de subestaciones de distribución

de la localidad. Radios de acción de los transformadores de distribución (m).


Los metrados se obtendrán a partir de los criterios e indicadores ya definidos, a continuación se describe el procedimiento que se considera para obtener los metrados: A partir de la relación obtenida del tipo de armado/Nº abonados se obtiene el metrado de

final de armados de la red primaria de la localidad evaluada, una vez obtenido esta información se obtiene el metrado de los siguientes suministros:

- Postes y crucetas- Aisladores pin y accesorios- Cadena de aisladores (aislador polimérico) y accesorios- Material de ferretería para postes y crucetas- Accesorios para conductor de aleación de aluminio- Retenidas y anclajes

El metrado del conductor se cuantifica con el vano promedio y el número de estructuras de red primaria definida en el ítem anterior.

La capacidad del transformador de distribución es obtenida a partir de un cálculo aproximado definido con el número de abonados domésticos, el grado de dispersión, la caída de tensión, la demanda por alumbrado público y la calificación eléctrica de la localidad.


Una vez definida la capacidad del transformador de distribución se considera el equipamiento completo de la subestación de distribución (tablero de distribución, seccionador tipo cut-out, fusible, número de pararrayos y cables de BT).

El sistema de puesta a tierra definido contempla los suministros ya definidos. Con el número de armados de la red primaria y el número de subestaciones definidos se

obtiene el metrado final de las puestas a tierra requeridas por localidad. La cantidad de retenidas se obtiene según la función del armado ya definido. La obtención del replanteo topográfico y ubicación de estructuras en redes primarias es por

localidad. Con la cantidad de postes obtenidos se cuantifica su instalación (excavación, transporte de

poste a punto de izaje, izaje, relleno y compactación) Con la cantidad de retenidas obtenidos se cuantifica su instalación (excavación, instalación,

relleno y compactación) Con el metrado conocido de los armados, se cuantifica su montaje Conocido la cantidad de km de conductor y el sistema de puesta a tierra a utilizar, se

cuantifican ambos montajes Se consideran las partidas de pruebas y puesta en servicio y expediente técnico final





Se ha desarrollado una hoja de cálculo de metrado y presupuesto de redes primarias que permitirá la obtención de los metrados finales al detalle como expediente técnico.En la hoja de cálculo se consideran los siguientes datos de entrada: Nombre de la localidad Zona de ubicación (costa/sierra/selva) Longitud de la red primaria (km) Ingresar el tipo de sistema eléctrico (1ø-MRT; 2ø y 3ø) y la tensión fase – fase (kV). Cuantificar el número de abonados totales Sección del conductor Radio de acción mayor de la localidad (para identificar grado de dispersión Radio de acción menor de la localidad (para identificar grado de dispersión Identificar el tipo de terreno (I: Arcilloso y conglomerado; II: Rocoso y III: Húmedo) Grado de accesibilidad Calificación Eléctrica (W), número de Cargas Especiales totales y potencia total de Cargas

Especiales (kW).

4.8.4 Determinación de Indicadores de Redes Secundarias

Generalidades



A continuación se definen los materiales principales que se utilizarán en las redes secundarias:


EstructurasLos postes a utilizar para las redes secundarias serán de CAC de 8 m – 200 daN. Se utilizará postes de CAC de 11 m/200, solo cuando la RS cruza las carreteras y avenidas principales.

ConductoresSe emplearán cables autoportantes de aluminio, con cable portante de aleación de aluminio desnudo. La composición de los conductores serán de 2x16+16/25 mm², 2x16/25 mm², 1x16+16/25 mm², 1x16/25 mm², 2x35+16/25 mm², 2x35/25 mm², 2x25+16/25 mm² y 2x25/25 mm².

Alumbrado PúblicoEl alumbrado público constará de luminarias con lámparas de vapor de sodio de alta presión de 50 W soportadas por pastorales de fierro.Los materiales a utilizar en el alumbrado público son:

- Pastoral tubo A°G° 38 mmø, int.; 500mm avance horiz.; 720 mm altura, y 20° inclinación.- Provisto de 2 abrazaderas simples para poste de Concreto.- Luminaria completa con equipo para lámpara de 50 W.- Lámpara de vapor de sodio de alta presión de 50 W.- Portafusible unipolar 220 V, de 5ª con fusible de 1 A.- Conector bimetálico forrado para Al 35 mm2/cu 4-10mm2, para fase aislada tipo

perforación.- Conector bimetálico para Al 25 mm²/cu 4-10mm2, para neutro desnudo tipo cuña.

Conexiones DomiciliariasLas conexiones domiciliarias serán aéreas, compuestas de cable concéntrico con conductor de cobre de 2x4 mm², caja portamedidor y material accesorio de conexión y soporte del cable de acometida. Las cuales irán empotrados directamente hasta la caja de medición o caja toma. Se considera la aplicación de las siguientes acometidas domiciliarias:

- Acometidas domiciliarias, configuración corta y larga en murete – Se esta considerando la utilización de muretes para las acometidas domiciliarias largas y cortas solamente por la precariedad de la fachadas.

- Acometidas domiciliarias, configuración corta y larga - En el caso que las viviendas sean de material noble y/o adobe la caja porta medidor y el tubo de acometida se empotrarán en la pared y serán cubiertos con mortero de cemento-arena o yeso dependiendo de la naturaleza de la pared de la vivienda.

Los vanos máximos de conexión domiciliaria por tipo de configuración son:- Configuración corta en murete : 15 m- Configuración larga en murete : 25 m- Configuración corta : 15 m- Configuración larga : 25 m

Los materiales a utilizar en las conexiones domiciliarias:- Tubo de AºGº standard / redondo de 19mm x 1,5mm x 2,5m, provisto de codo- Tubo de AºGº standard / redondo de 19mm x 1,5mm x 4,0m, provisto de codo- Tubo de AºGº standard / redondo de 19mm x 1,5mm x 6,0m, provisto de codo- Tubo de AºGº standard / redondo de 38mm x 1,5mm x 6,0m, provisto de codo- Tubo de AºGº standard / redondo de 38mm x 1,5mm x 4,0m, provisto de codo- Tubo de AºGº standard / redondo de 38mm x 1,5mm x 2,5m, provisto de codo- Armella tirafondo de 10 mmø x 64mm de longitud- Tarugo de cedro de 13 mm x 50 mm- Alambre galvanizado N° 12 AWG- Conector bimetálico aislado, para al 35 mm²/cu 4-10 mm², para fase aislada, tipo

perforación


- Conector bimetálico, para al 25 mm²/cu 4-10 mm², para neutro desnudo, tipo cuña- Templador de AºGº - Caja metálica portamedidor, equipado con interruptor termomagnético 10 A- Medidor monofásico de energía activa, tipo electrónico con micro procesador de 220V;10-

40 A;60 Hz, clase 1.- Tubo de AºGº standard / redondo de 19mm x 1,5mm x 6,0m, provisto de codo- Caja metálica portamedidor, equipado con interruptor termomagnético 5a- Correa plástica de amarre

Retenidas y AnclajesLas retenidas y anclajes se instalarán en las estructuras según su función. El ángulo que forma el cable de retenida con el eje del poste no deberá ser menor de 30º. Valores menores producirán mayores cargas en las retenidas y transmitirán mayor carga de compresión al poste.Las retenidas y anclajes estarán compuestos por los siguientes elementos:

- Cable de Acero Grado Siemens Martín, de 10 mm ø, 7 hilos- Perno Angular con ojal-guardacabo de A°G°, 16 mm ø x 254 mm, provisto de tuerca y

contratuerca- Varilla de Anclaje de A°G° de 16 mm ø x 2,40 m, provisto de ojal guarda en un extremo;

tuerca y contratuerca en el otro- Arandela de Anclaje, de A°G°, 102 x 102 x 5 mm, agujero de 18 mmø- Mordaza preformada de a° g° para cable de 10 mm ø- Arandela cuadrada curva de A°G°, 57 x 57 x 5 mm, agujero de 18 mmø- Soporte de contrapunta de 51 mmøx1000mm de long. con abrazadera partida en un

extremo- Alambre de acero N°12; para entorchado- Bloque de concreto de 0,40 x 0,40 x 0,15 m- Conector bimetálico para al 25mm2 y cobre de 16 mm², tipo cuña- Conector doble vía bimetálico para cable de acero de 10mmø y cobre de 16 mm²

Puesta a TierraEn las subestaciones de distribución se contará con una puesta a tierra común para la MT y BT, donde se conectará el pararrayos, la carcaza del transformador, el tablero de distribución y el neutro de la baja tensión, la bajada de la PT ira dentro del poste con un conductor de cobre blando desnudo de 16 mm².Para las redes secundarias 1ø 440/220 V, la Norma DGE establece el valor 10 Ω para la resistencia del neutro a tierra, con todas las puestas a tierra - PT conectadas de BT, incluyendo la primera PT de BT de la subestación. Con ello se garantiza que cuando ocurre una falla a tierra en una de las fases, la tensión fase-neutro no debe superar la tensión de 250 V (desplazamiento del neutro).Con las consideraciones mencionadas, el sistema a utilizar será el tipo PAT-1, y su ubicación serán:

- Cada 200 metros- En los puntos de derivación y;- En las últimas estructuras de las redes secundarias.

Las puestas a tierra estarán conformadas por los siguientes elementos:- Conductor de cobre recocido para la bajada a tierra.- Electrodo de acero recubierto con cobre de 16 mm ø x 2,40 m- Conector bimetálico para al 25 mm2 y cobre de 16 mm2, tipo cuña- Conector de bronce para electrodo de 16 mm ø y conductor de cobre 16 mm²

Material de FerreteríaTodos los elementos de fierro y acero, tales como pernos, abrazaderas y accesorios, serán galvanizados en caliente a fin de protegerlos contra la corrosión.




- Se identificaron las regiones geográficas que los proyectos bases abarcan.- Se identificaron los grados de concentración en cada localidad. Los grados de

concentración para cada localidad se cuantificó del cociente del número de abonados y el área ocupada por la localidad (densidad).

En cada proyecto base se cuantificó:- El total de número de postes izados en RS que presenten la misma formación de conductor

e igual grado de concentración.- En cada proyecto base se cuantificó el total de los conductores de las redes secundarias en

km, cuyas RS que presenten la misma formación de conductor y grado de concentración.- El total de número de tipos de acometidas.- Los tipos de armados, cuyas redes secundarias compartan la misma formación de

conductor, y el mismo grado de concentración.Todos los metrados cuantificados fueron ordenados de acuerdo a la zona geográfica y grado de concentración.Los metrados de las redes secundarias de los distintos proyectos, y que comparten la misma configuración (es decir que pertenezca a la misma zona, tengan igual formación de conductor e igual grado de concentración) fueron sumados.Los indicadores calculados son los siguientes: Vano Promedio. Este indicador se halla de la división del total de las longitudes de las

redes secundarias referidas a una configuración, y el número de postes totales cuantificadas a dicha configuración menos una unidad.

Postes / Abonados. Este indicador se obtiene de la división del total de postes, cuantificada a una determinada configuración, y el número de abonados totales cuantificada a la misma configuración.

Presencia porcentual de los conductores según el tipo de formación del cable autoportante. Este indicador se obtiene de la división del total de un tipo de conductor, cuantificada a una determinada configuración, y el total de los conductores cuantificados en la misma configuración.

Presencia porcentual de las acometidas por tipo de aplicación (con murete y sin murete, corta y larga). Este indicador se obtiene de la división del total de un tipo de acometida, cuantificadas a una determinada configuración, y el total de los abonados cuantificados en la misma configuración.

Tipo de Armado / Abonados. Este indicador se obtiene de la división del total de un tipo de armado, cuantificadas a una determinada configuración, y el número de abonados totales cuantificados a la misma configuración.

La herramienta utilizada para el procesamiento de información fue software Microsoft Excel.


Los criterios considerados para la obtención del metrado se han basado en la información proporcionada por cada proyecto analizado mediante los siguientes indicadores: Se identificó el número de localidades que forman parte de los proyectos. Todas las redes secundarias serán monofásicas 440/220 V y 220 V. Estas localidades se agruparon según el grado de dispersión de las localidades y zona

(costa/sierra/selva). El grado de dispersión se analizó en cuatro niveles:- Muy Concentrado - MC- Concentrado - C- Disperso - D- Muy Disperso - MD

Los parámetros considerados para definir los grados de dispersión de las localidades se indican en el cuadro anteriormente mostrado.En el Anexo Nº 8.1, se muestran los análisis de caracterización de la carga.


El grado de dispersión se obtiene a partir del número de abonados y los radios de acción de las redes (área).

Se determina el vano promedio de las redes secundarias por grado de concentración, que resulta de la longitud del tramo de red secundaria analizado entre el número de estructuras totales. El vano promedio debe incrementarse conforme se va de un grado de dispersión concentrado a muy disperso.

Se cuantifica el número de abonados beneficiados por localidad. Los armados de las estructuras que se utilizarán han sido tomadas de la norma DGE RD-

023-2003 EM/DGE: Especificaciones Técnicas de Soportes Normalizados para Redes Secundarias para Electrificación Rural, y RD-025-2003 EMDGE: Especificaciones Técnicas para el Suministro de Materiales y Equipos de Redes Secundarias para Electrificación Rural.

Se emplearán cables autoportantes de aluminio, con cable portante de aleación de aluminio desnudo. La composición de los conductores serán de 2x16+16/25 mm², 2x16/25 mm², 1x16+16/25 mm², 1x16/25 mm², 2x35+16/25 mm², 2x35/25 mm², 2x25+16/25 mm² y 2x25/25 mm².

El cable de retenida será con cable de acero grado SIEMENS MARTIN de 10 mmø, varilla de anclaje, bloque de retenida, etc.

El metrado de las puestas a tierra ha sido establecido según lo normalizado por la DGE, es decir puestas a tierra cada 200 metros, en los puntos de derivación y en las últimas estructuras de la redes secundarias, y así obtener 10 Ω para las redes secundarias 1ø 440/220 V para la resistencia del neutro a tierra, con todas las puesta a tierra-PT conectadas de BT, incluyendo la primera PT de BT de la subestación.

Para determinar el número de unidades de alumbrado público por localidad se considera lo establecido por la Norma DGE RD 017-2003-EM “Alumbrado de Vías Públicas en Áreas Rurales”; por lo tanto, en este caso la iluminación corresponde exclusivamente a lo indispensable y de acuerdo a los requerimientos de un sistema rural.

Las conexiones domiciliarias serán aéreas, compuestas de cable concéntrico con conductor de cobre de 2x4 mm², caja portamedidor y material accesorio de conexión y soporte del cable de acometida. El número de acometidas se cuantifica con el número de abonados beneficiados de la localidad analizada.


Los indicadores técnicos seleccionados para aplicar son los siguientes: Grado de dispersión de la localidad (MC, C, D y MD) Vano Promedio: Obtenido por grado de dispersión, sistema eléctrico, sección del conductor

y zona Número de postes por abonado Presencia porcentual de los conductores por tipo de formación del cable autoportante Presencia porcentual de las acometidas por tipo de aplicación (con murete y sin murete,

corta y larga) Índice de armados por abonado para los casos con o sin caja de derivación

Son obtenidos de los metrados de los prediceños de las localidades modelo.


Los metrados se obtendrán a partir de los criterios e indicadores ya definidos, a continuación se describe el procedimiento que se considera para obtener los metrados: A partir de la relación obtenida del tipo de armado/Nº abonados se obtiene el metrado de

final de armados de la red secundaria de la localidad evaluada, una vez obtenido esta información se obtiene el metrado de los siguientes suministros:

- Postes- Material de ferretería para estructuras- Accesorios de cables autoportantes- Retenidas y anclajes

El metrado del conductor se cuantifica con el vano promedio y el número de estructuras de red secundaria definida en el ítem anterior.


El número de unidades de alumbrado público se determina por localidad a partir del número de abonados totales, para lo cual se considera lo establecido por la Norma DGE RD 017-2003-EM “Alumbrado de Vías Públicas en Áreas Rurales”.

El sistema de puesta a tierra definido contempla los materiales ya definidos Con el criterio de aplicación de las puestas a tierra se obtiene el metrado final de este

suministro por localidad. La cantidad de retenidas se obtiene según la función del armado ya definido. Las conexiones domiciliarias se determinan a partir del número de abonados totales y los

porcentajes de presencia por tipo de acometida. La obtención del replanteo topográfico y ubicación de estructuras en redes secundarias es

por localidad. Con la cantidad de postes obtenidos se cuantifica su instalación (excavación, transporte de

poste a punto de izaje, izaje, relleno y compactación) Con la cantidad de retenidas obtenidos se cuantifica su instalación (excavación, instalación,

relleno y compactación) Con el metrado conocido de los armados, se cuantifica su montaje Conocido la cantidad de km de cable autoportante por tipo de conformación y definido el

número de puestas a tierra, se cuantifican ambos montajes Con la cantidad del número de luminarias definidas se desarrollan las partidas de

instalación de las mismas. Con la cantidad del número de conexiones domiciliarias definidas se desarrollan las

partidas de instalación de las mismas. Se consideran las partidas de pruebas y puesta en servicio y expediente técnico final





Se ha desarrollado una hoja de cálculo de metrado y presupuesto de redes primarias que permitirá la obtención de los metrados finales al detalle como expediente técnico.En la hoja de cálculo se consideran los siguientes datos de entrada: Nombre de la localidad Zona de ubicación (costa/sierra/selva) Radio de acción mayor de la localidad (para identificar grado de dispersión Radio de acción menor de la localidad (para identificar grado de dispersión Cuantificar el número de abonados totales Tipo de terreno. Numero de cruces de carreteras y avenidas principales.

4.8.5 Determinación del Metrado de los Módulos Fotovoltaicos

Consideraciones Generales

La implementación de paneles solares fotovoltaicos en cada vivienda permitirá obtener la energía suficiente para satisfacer las demandas básicas de alumbrado e información (radio y TV) de cada usuario en las localidades que integran el presente proyecto. Las cargas especiales se atenderán con paneles de mayor capacidad. La implementación de módulos fotovoltaicos 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. Cada abonado deberá contar con su propio módulo fotovoltaico.

Metrado de Suministros que conforma el Módulo Fotovoltáico

Los panales solares serán instalados sobre postes de madera de 10 m de altura ubicados en la parte exterior del predio por alimentar. Los elementos que conforman cada uno de los paneles son: 03 ó 04 Paneles Fotovoltaicos 60W y soporte


01 Batería de 100 Ah, 12 Vcc 01 Controlador de carga 01 Convertidor de DC/AC 01 Juego de Conductores 03 Interruptores de un polo 01 Caja de ConexionesLas características del sistema fotovoltaico-SFV y su funcionamiento dependen de las características del medio donde operará, del régimen de consumo eléctrico, entre otros. Por ello, se deben definir las características climáticas y geográficas donde se instalará el sistema y, definir la capacidad del sistema y de cada uno de sus componentes.En general, se sugiere que los SFV se destinen a lugares que tengan una climatología y geografía similar, a fin de especificar adecuadamente los SFV, sin necesidad de sobredimensionarlos. La irradiancia solar mínima mensual anual se puede seleccionar del Mapa del Senamhi y publicada por la DGER/MEM.

Obtención del Consumo Unitario por Módulo Fotovoltáico

Los Módulos Fotovoltaicos presentan la ventaja de ser una energía limpia, barata e inagotable; asimismo dadas ciertas 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.

Cuadro Nº 91: Consumo Unitario por Módulo Fotovoltaico

PANEL SOLARPOTENCIA

(W)VOLTAJE

(V)CORRIENTE

(A)

KW-h/m2/día<>

Horas/día

Wh/día kWh/Anual Ah/día

PANEL SOLAR 50W 50 16,9 3,00 4,89 245,00 88,20 14,70 PANEL SOLAR 60W 60 20,3 3,60 5,90 294,00 105,80 17,60

Fuente: Senamhi “Energía solar incidencia diaria promedio anual”

Para obtener una similitud con respecto a consumos unitarios de energía considerados en la alternativa I, se considera la implementación de un modulo fotovoltaico con tres y cuatro paneles solares (cada panel solar de 60 W y 8,82 kWh/mes) para las localidades tipo I y II respectivamente, es decir que cada usuario cuente con potencia instalada de 180 y 240 W y disponibilidad de energía máxima de 26,5 y 35,3 kWh/mes. Para el año inicial se requerirá: Según la cantidad de Usuarios a la que se le debe suministrar de Electricidad, los números

de módulos fotovoltaicos son los siguientes:

AÑO (2030) AÑO (2010)

- Numero de Modulos con (04) paneles - Localidades Tipo I: 649 474

- Numero de Modulos con (03) paneles - Localidades Tipo II: 0 0

- Numero de Modulos con (03) paneles - Alumbrado Público: 179 126

TOTAL 828 600

Esta alternativa debe llevarse a cabo junto con una capacitación a profesionales del sector, sobre la operación y mantenimiento, así como otros usos de los paneles solares.


Determinación de los Costos de Inversión y de Operación y Mantenimiento

La DGER/MEM a través del Plan Operativo Periodo 2006-2007 del proyecto PER/98/G31 “Electrificación Rural en Base de Energía Fotovoltaica en el Perú” ha obtenido información de costos de los suministros que componen los módulos fotovoltaicos (información que ha sido proporcionada por la DGER/MEM), así como la vida útil de cada uno de sus componentes, siendo los que se muestran a continuación:

Cuadro Nº 92: Costo de los Componentes de los Módulos Fotovoltaicos

Componente Capacidad Cantidad Costo(US$)

Tiempo de vida(años)

Módulo fotovoltaico 60 Wp 1 225 25Controlador de carga 10 A 1 25 10Batería 100 Ah 1 85 4Lámparas Ahorradoras 15 W 2 2,9 7Accesorios Varios 135,8 20

Los costos de instalación (montaje) es de 40 US$/módulo fotovoltaico y la operación y mantenimiento es de 10 US$/módulo fotovoltaico.

Nota: Según información de la DGER/MEM el costo de operación y mantenimiento es de 12,0 US$/año-sistema

Todos los componentes del SFV deben satisfacer los requerimientos de la demanda para todo el horizonte del proyecto (20 años), por lo que se hace necesario realizar las inversiones requeridas para reemplazar los componentes de la SFV para que este operativo durante todo el periodo de análisis.

Impuesto General a las Ventas

A todos los costos se considera el impuesto general a las ventas de 19%, en cumplimiento al D.S. Nº 055-99-EF y DS Nº 29-94-EF.

4.8.6 Indicadores de Inversión Intangibles

Los Indicadores de inversión has sido obtenidos teniendo como base los recursos de Mano de Obra, Equipos y Herramientas proporcionados por la DGER, los mismos que han sido actualizados con los Índices de Precios Unificados, obtenidos del INEI.Estos indicadores están determinados por los siguientes costos de inversión:

Estudio de Preinversión (Prefactibilidad)

Las Partidas del Estudio de Preinversión ha sido estructurado teniendo como base el Valor Referencial del Contrato, asimismo se han actualizado los km de línea primaria, localidades y rendimiento empleados en los trabajos de Campo. En el siguiente cuadro se muestra el resumen de costos del Estudio de Preinversión (Prefactibilidad).


Cuadro Nº 93: Costos de Estudio de Pre inversión Alternativa I

N° COSTO (S/.)

A 55 683,50

B 12 656,70

C 11 194,50

D 18 282,45

TOTAL COSTO DIRECTO (Sumatoria A + B + C + D) 97 817,15

GASTOS GENERALES 11 738,06

UTILIDADES 5 869,03

TOTAL SIN IMPUESTOS 115 424,24

IMPUESTO GENERAL A LAS VENTAS (19%) 21 930,61

TOTAL COSTO DEL ESTUDIO (S/.) 137 354,85

COSTOS DE LOS TRABAJOS DE CAMPO PARA IDENTIFICACION Y GEOREFERENCIACION DE USUARIOS

COSTOS PARA EL DESARROLLO DEL PROYECTO INTEGRAL DE EVALUACIÓN ARQUEOLOGICA Y OBTENCION DE LOS CERTIFICADOS DE INEXISTENCIA DE RESTOS ARQUEOLOGICOS(CIRA) POR CADA PROYECTO

DESCRIPCIÓN

COSTO DEL PERSONAL PROFESIONAL (INCLUYE BENEFICIOS SOCIALES Y TODO OTRO CONCEPTO):

GASTOS PRINCIPALES PARA EL DESARROLLO DE LOS ESTUDIOS

El análisis detallado se muestra en el Anexo Nº 9.1

Estudio de Ingeniería

Las Partidas del Estudio de Ingeniería ha sido estructurado teniendo en cuenta los estudios definitivos elaborados por la DGER/MEN. Asimismo cabe mencionar que estos costos han sido obtenido en base a los Km. de Línea Primaria y Localidades priorizadas en la etapa de Estudio de Preinversión (Prefactibilidad) con los datos obtenidos en campo.En el siguiente cuadro se muestra el resumen de costos del Estudio de Ingeniería.

Cuadro Nº 94: Costos de Estudios de Ingeniería Definitiva de Alternativa I

LP RP RS TotalÍtem Descripción S/. S/. S/. S/.

1. COSTO DIRECTO 60 749,39 24 328,30 33 584,39 118 662,08 A. Costo de Personal 17 992,73 13 790,23 20 290,24 52 073,20 B. Levantamiento Topográfico de Línea Primarias 31 083,65 0,00 0,00 31 083,65 C. Levantamiento Topográfico de Planos Catastrales 0,00 2 756,07 5 512,15 8 268,22 D. Gastos Principales para el Desarrollo del Estudio 11 673,01 7 782,00 7 782,00 27 237,01

2. GASTOS GENERALES Y UTILIDADES 23 732,42 A. Gastos Generales 11 866,21 B. Utilidades (10% de 1) 11 866,21 TOTAL ( 1 + 2 ) 142 394,50

El análisis detallado se muestra en el Anexo Nº 9.6

Expediente para Gestión de Servidumbre

Las partidas del Expediente para Gestión de Servidumbre ha sido estructurado teniendo en cuenta:

Costo de Personal Replanteo Topográfico para Servidumbre Gastos Principales para el Desarrollo del Servicio Gastos Generales (12% del Costo de Personal) Utilidades (10% del Costo de Personal)


El análisis detallado se muestra en el Anexo Nº 9,1

Supervisión de Estudios de Preinversión

Las Partidas de Supervisión de Estudios ha sido estructurado teniendo en cuenta: Costos del Personal Gastos Generales y Utilidades

El análisis de Costos detallado se muestra en el Anexo Nº 9,1

Plan de Educación y Capacitación de Consumidores

Los costos para el Plan de Educación y Capacitación de Consumidores ha sido estructurado teniendo como base talleres y programas de capacitación los cuales tiene por finalidad orientar a los usuarios finales la adecuada utilización de la energía eléctrica.El análisis de Costos detallado se muestra en el Anexo Nº 9,1

Gastos Financieros y Administrativos – Fase de Preinversión

Las Partidas para los Gastos Financieros y Administrativos en la que incurre la entidad por la implementación del proyecto en su fase de Preinversión, ha tenido en cuenta los gastos determinados po la DGER en la directiva N° 005-04, en la que considera la aplicación de porcentajes sobre el costo total según estudio, de acuerdo a los niveles de contratación vigente: Menor Cuantia (8,0%), Concurso público (3,5%) y Licitación Pública (2,8%).Los resultados se muestran en el Anexo Nº 9.1



4.8.7 Indicadores de Inversión en Activos

Las inversiones de activos del proyecto comprendido por las Líneas y Redes de Distribución Primaria y Redes de Distribución Secundaria han sido obtenidas según lo siguiente:

Indicadores de Suministros, Recursos Humanos y Materiales

Los suministros utilizados se valorizaron empleando la base de datos de costos de suministros de cotizaciones realizadas por la DGER a diversos proveedores; estos precios son actualizados mediante índices unificados de precios emitidos por el INEI (Ver Anexo Nº 12.5), también serán empleados cotizaciones y precios considerados en proyectos similares.Para los análisis de precios unitarios es necesario emplear los costos de personal, mano de obra, vehículos y maquinarias, materiales y herramientas los cuales son publicados por la Revista Costos (Mes de Diciembre).

Aranceles

Los aranceles para equipos importados fueron obtenidos del portal de ADUANAS, la determinación de los aranceles para las redes secundarias, primarias y líneas primarias.

Análisis de Precios Unitarios

De Montaje ElectromecánicoSe realizaron los costos por actividad de montaje en la cual se muestra la incidencia de la mano de obra no calificada dentro del costo total de la actividad de montaje electromecánico. (Ver Anexo Nº 12.8).Para este análisis se están empleando los precios de recursos humanos, materiales y maquinarias descritas en el ítem a. TransporteSe realizó un análisis de transporte, por suministro principal empleado en el proyecto, desde almacenes de proveedor hasta almacenes en obra, el cual se muestra en el Anexo Nº 12.8

Gastos Generales


Para determinar los Gastos Generales se desarrollo su respectivo análisis detallado (Ver Anexo Nº 12,6), considerando que la Obra tendrá una duración de 9 meses.

Determinación de la Inversión de Células Fotovoltaicas

Se ha valorizado todos los elementos que conforman cada uno de los módulos fotovoltaicos: Un generador fotovoltaico compuesto por uno o más módulos fotovoltáicos Un soporte para el generador fotovoltaico Un banco de baterías de plomo ácido compuesto por uno o más baterías(100Ah, 12Vcc) Uno o más controladores de carga Un convertidor CC/CC y un inversor CC/CA Juego de Conductores Equipos de Iluminación de 9 W Interruptores de un polo Caja de Conexiones

La DGER a través del Plan Operativo Periodo 2006-2007 del proyecto PER/98/G31 “Electrificación Rural en Base de Energía Fotovoltaica en el Perú” ha obtenido información de costos de los suministros que componen los módulos fotovoltaicos (información que ha sido proporcionada por la DGER a DISA CGSA), así como la vida útil de cada uno de sus componentes, siendo los que se muestran a continuación:

Cuadro Nº 95: Costo de los Componentes de los Módulos Fotovoltaicos

DESCRIPCIONCosto Unitario

(US$)Cantidad Costo Total Cantidad Costo Total Cantidad Costo Total

Intangibles** 58,78 1 58,78 1 58,78 1 58,78

Suministro de Materiales

- Panel Solar con Soporte 189,08 4 756,30 3 567,23 3 567,23

- Controlador de Carga 21,01 1 21,01 1 21,01 1 21,01

- Batería 71,43 1 71,43 1 71,43 1 71,43

- Luminaria c/lámpara 8,40 3 25,21 3 25,21 3 25,21

- Conductores 36,97 1 36,97 1 36,97 1 36,97

- Interruptor de un polo 1,01 3 3,03 3 3,03 3 3,03

- Caja de Conexiones 46,05 1 46,05 1 46,05 1 46,05

Montaje Electromecánico

Instalación de un Módulo Fotovoltaico 25,21 1 25,21 1 25,21 1 25,21

Transporte 436,97 1 436,97 1 436,97 1 436,97

Gastos Pre-operativos (***) 9,24 9,24 9,24

Imprevistos (1%) 14,22 12,33 12,33

Gastos Generales (12%) 173,48 150,56 150,56

Utilidades (10%) 144,57 125,47 125,47

Costo de un Módulo Fotovoltaico (US$) 1 822,48 1 589,50 1 589,50

(04 PANELES POR MODULO) (03 PANELES POR MODULO) (03 PANELES POR MODULO)

LOCALIDAD TIPO I LOCALIDAD TIPO I y II ALUMBRADO PUBLICO

Utilidades

Se tomo un porcentaje con respecto al costo directo del total de la obra, teniendo en cuenta los presupuestos de proyectos desarrollados por el consultor (Ver cuadro Nº 96) con características similares al nuestro.El porcentaje considerado para el presupuesto es de 8 % (C.D. de la Obra).


Cuadro Nº 96: Ejemplos de Utilidades consideradas en proyectos similares

S/. % C.D.

1 SER HUÁNUCO EJE AMBO II ETAPA 5 052 927,74 503 776,90 9,97%

2 SER TINGO MARÍA CIRCUITO I - II ETAPA 3 052 032,11 304 287,60 9,97%

3 SER HUÁNUCO EJE PANAO II ETAPA 7 130 116,99 710 872,66 9,97%

4 SER TINGO MARÍA CIRCUITO II - II ETAPA 1 006 082,69 100 306,45 9,97%

5 PEQUEÑO SISTEMA ELECTRICO VILLA RICA II ETAPA 1 615 956,64 161 595,67 10,00%

6 ELECTRIFICACION DE LOCALIDADES Y ANEXOS DEL DPTO. DE JUNIN 3 006 264,26 300 626,43 10,00%

7 ELECTRIFICACION DE PARATUSHIALI - VALLE HUHUARI 1 105 872,22 110 587,22 10,00%

8 ELECTRIFICACION LOCALIDADES DEL DISTRITO DE MARGOS 1 230 632,44 123 063,24 10,00%

9 ELECTRIFICACION 22 LOCALIDADES RURALES PROVINCIA DE HUAMALIES 1 831 350,19 183 135,02 10,00%

10 928 087,03 92 808,70 10,00%

11 ELECTRIFICACION RURAL PSE SAN IGNACIO I ETAPA - III FASE 2 919 123,33 291 912,33 10,00%

12 ELECTRIFICACION DEL CENTRO POBLADO DE CURIMARCA 756 689,32 75 668,93 10,00%

Fuente: Licitaciones DGER/MEM

Proyecto ITEMCOSTO

DIRECTO S/.

UTILIDADES

PROYECTO DE ELECTRIFICACION DE LOS CENTROS POBLADOS EL MILAGRO, SAN JUAN DE KIATE, AOTI Y ANAPATI DEL DISTRITO DE RIO NEGRO - SATIPO

4.8.8 Gastos Preoperativos

Los gastos preoperativos están conformados por los siguientes costos:

Supervisión de Obra

Considera el número de profesionales dedicados a la supervisión de las obras del proyecto. Los mismos que comprenden las siguientes partidas:

Costos de honorarios de profesionales Costo de camioneta, chofer, combustible, etc. Recepción de Obra, Supervisión y/o Elaboración de la Liquidación de Contrato Gastos Generales y Utilidades

El análisis de Costos detallado se muestra en el Anexo Nº 9.3

Gastos por Compensación de Servidumbre Afectada

Se cuantifica el área afectada por la franja de servidumbre, asignándose un valor arancelario (VA) promedio por tipo de terreno rústicos (según Consejo Nacional de Tasaciones), considerándose que cada poste afectará un área de 9 m² siendo su compensación el 100%(VA), mientras que la afectación por aires tendrá una compensación del 15%(VA), estimándose el pago por compensación por afectación de la franja de servidumbre. En el Anexo Nº 9.3, se presenta el análisis por tipo de terreno de la compensación por afectación de la franja de servidumbre.

Gastos Financieros y de Administración – Fase de Inversión.

Las Partidas para los Gastos Financieros y Administrativos en la que incurre la entidad por la implementación del proyecto en su fase de Preinversión, ha tenido en cuenta los gastos determinados po la DGER en la directiva N° 005-04, en la que considera la aplicación de porcentajes sobre el costo total según estudio, de acuerdo a los niveles de contratación vigente: Menor Cuantia (8,0%), Concurso público (3,5%) y Licitación Pública (2,8%).La estructura de costos con su análisis se muestra en el Anexo Nº 9.3

4.8.9 Otros Indicadores de Inversión

Se tienen lo siguiente:

Valor Residual

El periodo de evaluación del proyecto de electrificación es de 20 años, mientras las instalaciones están definidas, de acuerdo al Artículo N° 144 del Reglamento de la Ley de


Concesiones Eléctricas, para una vida útil de 30 años; el valor de las instalaciones al final del periodo de evaluación es el Valor Residual, el cual es determinado por la depreciación del equipo. La tasa de depreciación será determinada a partir del valor inicial del bien (presupuesto) y su valor cero al fin de su uso. Ver Anexo Nº 9.4

Costos de Operación y Mantenimiento

Costos de Operación y Mantenimiento, será evaluados a partir de las actividades estándar de mantenimiento como inspección, limpieza, reparaciones y mediciones tanto en líneas y redes primarias, y redes secundarias; estas actividades dependerán de las características del sistema, longitudes de las líneas primarias, número de usuarios, es decir, el metrado total del proyecto el cual será presentado, en el Anexo Nº 12,1-4Cada actividad de mantenimiento tiene su análisis de precios unitarios los cuales se muestran en el Anexo Nº 19 al igual que el esquema para la determinación del COYM.En el caso de emplear células fotovoltaicas, se considera costo de operación y mantenimiento de 3US$/sistema instalado de acuerdo con estudios similares realizados. Ver Anexo Nº 9.5

Tarifas

La compra de energía y potencia será en barra de 22,9 kV de las subestaciones, obtenido a partir de los precios en barra de las mismas.

Costos de Reposición

Costos de Reposición sólo es aplicable para células fotovoltaicas, debido a que la vida útil de la mayoría de sus componentes es menor a 20 años.

Cuadro Nº 97: Equipamiento de Células Foltovoltaicas

DescripciónTiempo de

vida útil

Panel Solar con Soporte 25

Controlador de carga 10

Batería 4

Convertidor CC/CC 5

Accesorios 20



4.9 COSTOS DE ALTERNATIVAS A PRECIOS DE MERCADO

4.9.1 Costos “Con Proyecto”

En el Anexo E se presenta el detalle de las inversiones, gastos preoperativos, costos de operación y mantenimiento y de las tarifas eléctricas consideradas en la evaluación.

Alternativa I

Los costos a precios de mercado considerado para la ejecución del proyecto se resumen en los cuadros siguientes:

Cuadro Nº 98: Costos a Precios de Mercado – Alternativa I


A) COSTOS DE INVERSION (*)1. Intangibles

Estudios Definitivos 140 021Informe de Gestión de Servidumbre 28 574Programa de Talleres de Información y de Medidas Preventivas y/o Correctivas. 1 609Monitoreo Arqueológico 13 973Monitoreo Ambiental 15 963Programa de Manejo de Residuos 8 514Pagos por Suspensión Temporal de Suministro Eléctrico 4 957

2. Inversión en Activos: Linea PrimariaSuministro de Materiales Nacionales 283 879Suministro de Materiales Importados 145 382Montaje Electromecanico (Mano de Obra Calif icada) 309 230Montaje Electromecanico (Mano de Obra No Calif icada) 160 670Transporte 105 794Gastos Generales 100 496Utilidades 80 396

3. Inversión en Activos Fijos: Red PrimariaSuministro de Materiales Nacionales 99 473Suministro de Materiales Importados 88 977Montaje Electromecanico (Mano de Obra Calif icada) 67 820Montaje Electromecanico (Mano de Obra No Calif icada) 25 759Transporte 21 452Gastos Generales 30 348Utilidades 24 278

4. Inversión en Activos Fijos: Red SecundariaSuministro de Materiales Locales 116 827Suministro de Materiales Importados 58 624


5. Inversión en Activos Fijos: Conexiones DomiciliariasSuministro de Materiales Locales 45 510Suministro de Materiales Importados 26 539


6. Gastos PreoperativosSupervisión de Obras 160 080Compensación por servidumbre 23 973Gastos Financieros y Administrativos 71 787

7. Capital de Trabajo inicial 08. Valor Residual (-) 9. Impuesto General a las Ventas I.G.V. 500 036Subtotal costos de inversión 3 131 803

Cuadro Nº 99: COSTO ANUAL DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

RUBRO MT BT SE AP TOTAL S/.

COSTO DE OPERACION 36318,62 1127,90 4391,09 787,94 42625,55

COSTO DE MANTENIMIENTO 9047,39 1436,35 3137,53 990,38 14611,65

TOTAL 45366,01 2564,25 7528,62 1778,32 57237,20Incluido IGV.

El costo de compra de energía para alimentar al SER corresponde al pliego tarifario de SER ELECTRO ORIENTE (04 Noviembre de 2010), que según criterios y metodología de OSINERGMIN (Resolución N° 079-2010-OS/CD), se valoriza a los Precios de la Energía en la Barra Equivalente de MT (A partir del precio de energía en la Subestación Base – Mantaro 220 kV). El precio multiplicado por la demanda de energía obtenida para el SER se obtiene el costo de compra de energía. En el cuadro siguiente se presenta los precios indicados.

Cuadro Nº 100: PRECIOS EN BARRA EN SUBESTACIONES BASE

ACTUALIZACIÓN AL 4 DE Noviembre DE 2010

OSINERGMIN

SE BASE Tensio PPM PEMP (ctm. PEMF PCSPT CPSEE (ctm. PPB (S/./kW-


n Kv(S/./kW-

mes) S/./kW.h)(ctm.

S/./kW.h)(S/./kW-

mes) S/./kW.h) mes)

ELECTRO ORIENTE MT 21,74 35,99 35,99 21,74

PPM (S/./kW-mes)Precio de la Potencia de Punta a Nivel Generación, expresado en S/./kW-mes

PEMP (ctm. S/./kW.h)Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas de Punta para las Subestaciones Base del Siste-ma, expresado en céntimos de S/./kWh.

PEMF (ctm. S/./kW.h)Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas Fuera de Punta para las Subestaciones Base del Sistema, expresado en céntimos de S/./kWh.

PCSPT (S/./kW-mes)Cargo de Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión, expresado en S/./kW-mes

CPSEE (ctm. S/./kW.h)

Cargo de Peaje Secundario por Transmisión Equivalente en Energía, expresado en céntimos de S/./kWh, que de corresponder, se agrega a los Precios de la Energía a Nivel de Generación para las su-bestaciones base del sistema.

PPB (S/./kW-mes)Precio en Barra de la Potencia de Punta, expresado en S/./kW-mes.

Cuadro Nº 101: Tarifa Reflejada en Barra MT, a Partir de Precios en Barra en SET Base del 4 de

Noviembre 2010PRECIOS EN BARRA EQUIVALENTE EN MT (SE BASE ELECTRO ORIENTE-

MT kV) SECTOR SER ELECTRO ORIENTE

POTENCIA EN HORAS PUNTA S/./kW-mes 22,09

ENERGIA EN HORAS PUNTA ctm. S/./kWh 36,38

ENERGIA EN HORAS FUERA DE PUNTA ctm. S/./kWh 36,38

Factor de Ponderación 0

ENERGÍA EN BARRA EQUIVALENTE DE MEDIA TENSION ctm. S/./kWh 36,38

Alternativa II

Para la determinación de los costos de la alternativa II con el sistema fotovoltaico se han considerado los siguientes criterios:

El número de componentes del sistema fotovoltaico se ha determinado en función al consumo de energía y demanda de potencia requerida para cargas domesticas y cargas de uso general equivalentes al que suministraría la alternativa I(Implementación de líneas y redes primarias y redes secundarias).

Para la evaluación económica, a fin de que sea comparable la alternativa del sistema fotovoltaico a la alternativa del sistema interconectado, se considera las inversiones de nuevos sistemas fotovoltaicos en los costos incrementales para satisfacer el crecimiento vegetativo del número de abonados.

Adicionalmente se considera las reposiciones a lo largo del horizonte de la evaluación del proyecto de los siguientes equipos:

Panel Solar con Soporte : 25 años Baterías : 4 años Controladores de carga : 10 años Accesorios : 20 años

Los costos unitarios por componente fueron obtenidos en base a promedio por módulo fotovoltaico según lo estimado por la DGER.

Los costos a precios de mercado para un número de módulos igual a 467 se muestran a continuación:

Cuadro Nº 102: Costos a Precios de Mercado – Alternativa II


A) COSTOS DE INVERSION1. Intangibles 136 1822. Inversión en Activos Fijos

Suministro de materialesPanel Solar con Soporte 2 071 828Controlador de Carga 60 839Bateria 206 852Luminaria c/lampara 73 007Interruptor de un polo 8 761Caja de Conexiones 133 359

Montaje electromecánicoMano de Obra Calif icada 51 105Mano de Obra No Calif icada 21 902

Transporte 1 265 4483. Reposiciones4. Gastos Preoperativos(*) 77 8625. Capital de Trabajo inicial6. Imprevistos(**) 38 7127. Valor Residual (-)8. Impuesto General a las Ventas I.G.V. 787 713Subtotal costos de inversión 4 933 568

4.9.2 Costos “Sin Proyecto”

Los Costos “Sin Proyecto” son iguales a cero.En el Formato 5-A1: pueden verse los costos privados en las situaciones “Con Proyecto” y “Sin Proyecto

4.10 COSTOS DE ALTERNATIVAS A PRECIOS SOCIALES

4.10.1 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 no calificada 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 costos sociales no consideran el impuesto general de las ventas.

4.10.2 Costos “Sin Proyecto”

Los Costos “Sin Proyecto” son iguales a cero.

4.11 DETERMINACIÓN DE LOS BENEFICIOS PRIVADOS DE LAS ALTERNATIVAS

4.11.1 Beneficios “Con Proyecto”.

Alternativa I

Los Beneficios Privados en la situación “Con Proyecto” consisten en la venta de energía a los abonados en BT y por alumbrado público a las tarifas vigentes al 04 de Octubre de 2010, publicadas y aprobadas por el OSINERG sin el subsidio del FOSE, las cuales son las siguientes:

Cuadro Nº 103: Tarifa BT7, BT5B Residencial y Tarifa BT5C con simple medición de energía SER ELECTRO

ORIENTE – 4 de Noviembre de 2010


BAJA TENSIÓN UNIDAD TARIFA Sin IGV

TARIFA BT5B: CON SIMPLE MEDICIÓN DE ENERGÍA 1E

0-30 kW.h



31 - 100 kW.h




TARIFA BT7: CON SIMPLE MEDICIÓN DE ENERGÍA 1E

0-30 kW.h




31 - 100 kW.h





Consumos mayores a 100 kW.h

Cargo Comercial del Servicio Prepago - Sistema de recarga por Códigos S/./mes #¡REF!

Cargo Comercial del Servicio Prepago - Sistema de recarga por tarjetas S/./mes #¡REF!

Cargo por Energía Activa ctm. S/./kW.h 2,72

TARIFA BT5C: CON SIMPLE MEDICIÓN DE ENERGÍA 1E - Alumbrado Público



Fuente: OSINERGMIN-GART

Para obtener el beneficio total se multiplica la energía consumida por la tarifa respectiva año a año, sin incluir el beneficio FOSE, por el carácter cruzado del mismo.Como parte de los beneficios no se considera el costo por derecho de conexión, debido a que el OSINERGMIN ha definido la tarifa en el marco de la Ley General de Electrificación Rural (LGER). En el marco de la LGER, la tarifa rural considerará un incremento por el ingreso del costo de conexión al VAD, significando un mayor subsidio a las zonas rurales, que por el carácter cruzado del mismo, no afectará los resultados de la evaluación, como en la actualidad sucede con el FOSE1.

El resumen de los beneficios incrementales a precios privados se muestra a continuación:

Cuadro Nº 104: Resumen de Beneficios Incrementales a Precios Privados – Alternativa I (S/.)

1 FOSE: LEY No. 27510 Ley que crea el Fondo de la Compensación Social Eléctrica (FOSE).


http://www2.osinerg.gob.pe/MarcoLegal/pdf/LEY%20N%C2%BA%2027510.pdf

0 1 5 10 15 20


Venta de energía Sector doméstico 119 365 135 455 157 272 180 560 209 649Venta de energía Sector comercial 8 378 8 829 9 430 10 079 10 777Venta de energía Sector Productivo 2 217 2 519 2 932 3 378 3 933Venta de energía Sector Uso general 15 632 16 453 17 551 18 734 20 009Venta de energía Alumbrado Público 28 201 22 607 25 064 26 539 29 324Costo por Derecho de Conexión 0 0 0 0 0I.G.V. 33 021 35 314 40 328 45 465 52 001Subtotal ventas de energía 206 815 221 177 252 578 284 755 325 693




Total ventas de energía y Derecho de Conexión 206 815 221 177 252 578 284 755 325 693

DESCRIPCION

PERIODO

Alternativa II

Los Beneficios Privados en la situación “Con Proyecto” consisten en el Ingreso por Cuota Mensual por abonado, la cual según información de la DGER esta en función de la capacidad de pago, que varían entre 16 y 20 soles mensuales, independientemente de las inversiones en el sistema fotovoltaico; para los beneficios privados de está alternativa se está tomando el valor promedio de 6,0 US$ (18,0 S/.), según aplicaciones de la DGER.El beneficio total se obtiene multiplicando la cantidad de abonados por la cuota mensual por los 12 meses del año.El resumen de los beneficios incrementales a precios privados se muestra a continuación:

Cuadro Nº 105: Resumen de Beneficios Incrementales a Precios Privados – Alternativa II (S/.)

0 1 5 10 15 20







PERIODO

4.11.2 Beneficios “Sin Proyecto”.

Actualmente estas localidades no cuentan con servicio eléctrico, en consecuencia se considera que los beneficios en la situación sin proyecto es cero.


4.12 DETERMINACIÓN DE LOS BENEFICIOS SOCIALES DE LAS ALTERNATIVAS

4.12.1 Beneficios “Con Proyecto”.

Alternativa I y II

Los beneficios a precios sociales se han determinado teniendo en cuenta los siguientes criterios:

Los beneficios a precios sociales corresponden al gasto que significa consumir fuentes alternativas de energía (velas, baterías, pilas, kerosene, etc).

Los beneficios a precios sociales se estiman de los gastos en los insumos de las fuentes alternativas de energía obtenidas en campo mediante encuestas, con el cual se realiza la evaluación social. Adicionalmente se realiza el análisis de sensibilidad con los precios proporcionados por el NRECA-1999.

Cuadro Nº 106: Resumen - Capacidad De Pago Mensual (Us$)

NRECA Campo Factor

8,52 8,22 0,9654,83 5,51 1,141

11,57 5,20 0,45

(**) 0,00 0,00Otros Usos

Beneficio Economico

Iluminación

Radio y TV.

Refrigeración (*)

Cuadro Nº 107: Resumen - Capacidad De Pago Anual (S/.)

NRECA Campo

337,39 325,52 191,27 218,25 458,17 205,80

- - TIPO DE CAMBIO CONSIDERADO 3,30 S/./US$

Iluminación

Radio y TV.

Refrigeración

Otros Usos Sociales

Beneficio Económico

En el Anexo N° 17 se muestra la hoja del formato de capacidad de pagoA continuación se muestra el resultado de los beneficios incrementales de la alternativa I y II a precios sociales:

Cuadro Nº 108: Resumen de Beneficios a Precios Sociales – Alternativas I



Beneficio económico iluminación (1) 160 936 173 082 187 927 201 760 218 967Voluntad de pago por radio y televisión (2) 91 235 98 120 106 536 114 378 124 133Voluntad de pago por refrigeración (3) 162 880 177 725 195 869 212 775 233 805Beneficio económico otros usos 0 0 0 0 0Otros beneficios valorables 2 217 2 519 2 932 3 378 3 933Sub total beneficios económicos 417 268 451 447 493 265 532 292 580 839





Beneficios Totales


Cuadro Nº 109: Resumen de Beneficios a Precios Sociales – Alternativas II



Beneficio económico iluminación 160 936 173 082 187 927 201 760 218 967Voluntad de pago por radio y televisión 91 235 98 120 106 536 114 378 124 133Beneficio por Refrigeración 196 693 211 538 229 682 246 588 267 618Sub total beneficios económicos 448 864 482 741 524 145 562 727 610 719





Beneficios Totales

4.12.2 Beneficios en la situación “sin proyecto”

Para las alternativas I y II, actualmente estas localidades no cuentan con servicio eléctrico, en consecuencia se considera que los beneficios en la situación sin proyecto es cero.



CAPITULO V

EVALUACIÓN

5. EVALUACIÓN

5.1 EVALUACIÓN PRIVADA DE ALTERNATIVAS

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-A1 y 6-A2: Evaluación Económica.

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-A1 y 5-A2: Evaluación Económica.

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: Evaluación Económica.

Para poder apreciar mejor los resultados económicos del proyecto se muestran a través de los siguientes indicadores: El VAN (Valor Actual de Beneficios Netos), la TIR (Tasa Interna de Retorno), la relación B/C (Beneficio/costo) y el periodo de la recuperación de la inversión (años).La tasa de descuento utilizada para la evaluación privada es igual a 12%.

Cuadro Nº 110: Resumen del Valor Actual de Beneficios Netos a Precios Privados – Alternativa I y II







ALTERNATIVA 1 -3 131 803 18 789 18 049 26 275 36 029 45 957 997 732ALTERNATIVA 2 -4 933 568 68 025 56 997 55 626 64 736 72 887 -165 356


Los valores obtenidos de estos indicadores son los siguientes:Cuadro Nº 111:

Indicadores del proyecto a precios privados



Se puede apreciar que a precios privados el VAN resulta negativo y la TIR no tiene valor por lo tanto el proyecto no es rentable desde el punto de vista privado. Sin embargo la Alternativa I presenta un VAN menos negativo que la Alternativa II.

5.2 EVALUACIÓN SOCIAL DE ALTERNATIVAS

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-A1 y 6-A-A2: Evaluación Económica.


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-A-1 y 5-A-2: Evaluación Económica.

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-A: Evaluación Económica.

Al igual que la evaluación privada, para la evaluación social se utilizan los mismos indicadores.La tasa de descuento utilizada para la evaluación social es igual a 11%.

Cuadro Nº 112: Resumen del Valor Actual de Beneficios Netos a Precios Sociales – Alternativa I y II







ALTERNATIVA 1 -2 381 324 259 263 280 751 297 608 319 111 336 621 1 296 053ALTERNATIVA 2 -4 535 105 409 932 443 810 465 584 501 343 533 337 364 923


Solo en el año cero los beneficios netos resultan negativos, año de inversión. En los años siguientes los beneficios netos dan valores positivos para ambas alternativas.

Los valores obtenidos de los indicadores sociales son los siguientes:Cuadro Nº 113:

Indicadores del Proyecto a precios sociales



La alternativa I, presenta indicadores económicos de evaluación desde el punto de vista social aceptables: VANS positivo, TIRS mayor a 11%, B/CS mayor a 1 y periodo de recuperación de la inversión menor al periodo de evaluación; por consiguiente el proyecto es viable desde el punto de vista social.Ninguno de los indicadores económicos de evaluación social de la alternativa II supera el límite aceptable. Además de la viabilidad social de la alternativa I, existen otros beneficios al nivel de bienestar social que no pueden ser cuantificables; como son 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.La alternativa I tiene otras ventajas respecto a la alternativa II, como es la confiabilidad del servicio y el uso de una mayor diversidad de equipos electrodomésticos, que requieren corriente alterna. Los resultados obtenidos para la alternativa II empeorarían si se hubiese considerado los costos de un convertidor de frecuencia continua a alterna.


5.3 ANÁLISIS DE SOSTENIBILIDAD DE LAS ALTERNATIVAS

En el Formato 8: Análisis de Sostenibilidad: Evaluación Económica, se puede ver que el SER IQUITOS SUR III Etapa es sostenible desde el primer año de operación; considerando como fuentes de ingreso las ventas de energía a los usuarios y los ingresos por derechos de conexión; como fuentes de egreso las compras de energía del sistema de distribución al sistema interconectado y los costos de operación y mantenimiento.A continuación se presenta el resumen del análisis de la sostenibilidad:

Cuadro Nº 114: Análisis de la Sostenibilidad y Sensibilidad (variación del COyM )

FLUJO DE COSTOS DE OPERACIÓN Y M ANTENIM IENTO - CASO BASE

2 011 2012 2016 2021 2026 20311) Costos:Compra de energía neta 96 978 108 173 123 211 138 467 158 048Costo de Pérdidas de Energía 12 929 14 425 16 434 18 474 21 091Costos de operación y mantenimiento (2,02%) 48 098 48 098 48 098 48 098 48 0982) Beneficios:Costo por Derecho de Conexión 0 0 0 0 0Ventas de Energía (Tarifas o Cuotas) 173 794 185 863 212 250 239 290 273 692Aportes del Estado 0 0 0 0 03) Flujo Económico (Beneficios - Costos) 15 789 15 167 24 506 34 251 46 4544) Cobertura 110% 109% 113% 117% 120%

COSTOS Y FUENTESAÑOS

FLUJO DE COSTOS DE OPERACIÓN Y M ANTENIM IENTO - SENSIBILIDAD DE LA SOSTENIBILIDAD POR VARIACIÓN DEL COYM

0 1 5 10 15 20A) CASO (Beneficios Tot = Costos Tot.)

COyM = 2,69% 63 887 63 887 63 887 63 887 63 887Flujo Económico (Beneficios - Costos) 0 -622 8 717 18 462 30 665Cobertura 100% 100% 104% 108% 113%

B) CASO (110% COyM BASE)COyM = 2,23% 52 908 52 908 52 908 52 908 52 908Flujo Económico (Beneficios - Costos) 10 979 10 357 19 696 29 441 41 644Cobertura 107% 106% 110% 114% 118%

C) CASO (80% COyM BASE)COyM = 1,62% 38 479 38 479 38 479 38 479 38 479Flujo Económico (Beneficios - Costos) 25 408 24 787 34 126 43 870 56 074Cobertura 117% 115% 119% 122% 126%

Flujo Económico (Beneficios - Costos)AÑOS

Del análisis de la sensibilidad del COyM, se puede ver que el proyecto no requerirá cobertura y/o aporte desde el año inicial hasta el año final.

Adicionalmente se ha realizado la sensibilidad de otras variables para observar el comportamiento de la sostenibilidad durante el horizonte de evaluación, las cuales se muestran a continuación:


Debido a que todo proyecto de inversión pública está expuesto a riesgos no necesariamente controlables por las unidades ejecutoras u operadoras del PIP que afecten su funcionamiento normal a lo largo del horizonte del proyecto, en este ítem se ejecuta un análisis de sensibilidad de las principales variables para las alternativas planteadas.A continuación se muestra la determinación de las variables y su impacto en el proyecto por cada alternativa:

5.4.1 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

Las variables número de abonados, consumo unitario de energía e incremento equivalente de la demanda, producen similar efecto en el análisis de la sensibilidad, razón por la cual solamente se presenta los resultados de la variable tasa de crecimiento equivalente de la demanda de energía.El rango de variación de esta variable, para la alternativa 1 será de – 30% a un +20% de la tasa de crecimiento asumida. Se asume que: la población beneficiaria de alguna manera ha estado en contacto alguna vez con servicios de energía eléctrica, es decir la necesidad esta creada; así también se asume que los ingresos de la población urbano-rural son bajos, hecho que restringe la satisfacción de esta necesidad.Para la alternativa 2, el rango de variación será de –30% a un +20% de la tasa de crecimiento asumida, esto debido a los 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 –20% 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 nuestros días; el ingreso de nuevas tecnologías más eficientes de bajo consumo de energía eléctrica, hará que el beneficio real pueda ser mayor.

Precio de venta de energía o valor de la cuota

Se ha tomado un rango de variación de esta variable entre -30% a un +15% del precio venta actual o del precio de la cuota establecido por el MEM. Las variaciones del precio de venta, 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. Las variaciones de la cuota variarán en función de la variación de la capacidad de pago de los pobladores.

Costo de Inversión

El rango de variación de esta variable, para la alternativa 1 será de –20% a un +20% de la inversión inicial, debido a que los costos suelen subir debido a la subida en el mercado mundial del precio de los minerales (Ej. el precio del cobre); 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. Existe la incertidumbre que la economía mundial pueda variar su tendencia lo que se reflejaría en una reducción de la inversión.

Para la alternativa 2, el rango de variación será de –20% a un +20% de la inversión base, por los mismos argumentos expuestos en la alternativa I; sin embargo, 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 la alternativa I, está entre –20% y 20% del valor base, debido a la presencia en el entorno del proyecto de factores ambientales y otros como: incremento de la industria, población, sembríos, vandalismo; el sentido inverso se presenta como consecuencia de los sistemas automatizados de mantenimiento.

5.4.2 Análisis de sensibilidad de Variables

La sensibilidad se efectúa para una variable dentro del rango establecido en el ítem anterior, permaneciendo las otras variables constantes o sin variación.

Del análisis de los resultados se deduce las siguientes conclusiones: Tasa de crecimiento equivalente de la demanda de energía


Para la alternativa I, el incremento de la demanda de energía mejora los indicadores privados y disminuye los sociales; para el rango de variación analizado los indicadores privados permanecen inaceptables y los indicadores sociales aceptables.Para la alternativa II los indicadores privados permanecen sin variación.En los cuadros siguientes se observa lo señalado.


Incremento de la Demanda equivalente de Demanda – Alternativa IA) Número de Abonados


20% -2 854 940 502 914 13,76% 0,00 41,16

0% -2 854 940 54 477 11,31%

-20% -2 854 940 -393 960 8,74% 0,00 41,16-40% -2 854 940 -842 397 6,02% 0,00 41,16


20% -2 540 330 58 816 11,33% 0,55 0,40

0% -2 854 940 54 477 11,31%

-20% -3 169 550 50 139 11,28% 0,55 0,40-40% -3 484 159 45 800 11,26% 0,55 0,40

Índice de Elasticidad

Índice de ElasticidadVariaciones porcentuales TIR a precios

Variaciones porcentualessociales


en la variable 2TIR a precios


Incremento de la Demanda equivalente de Demanda – Alternativa II

A) Número de AbonadosVAN a precios VAN a precios privados (soles) sociales (soles) VAN a precios privados VAN a precios sociales

20% -4 860 201 -495 553 NA 0,02 3,08

0% -4 880 621 -1 293 770 NA

-20% -4 901 041 -2 091 988 NA 0,02 3,08-40% -4 921 461 -2 890 206 NA 0,02 3,08


20% -4 880 621 -1 293 770 NA 0,00 0,00

0% -4 880 621 -1 293 770 NA

-20% -4 880 621 -1 293 770 NA 0,00 0,00-40% -4 880 621 -1 293 770 NA 0,00 0,00

Variaciones porcentuales


en la variable 2 socialesTIR a precios Índice de Elasticidad

El beneficio económico por iluminación, comunicación, refrigeración y otros usos.El incremento de los costos de los beneficiarios en la situación sin proyecto tanto de los costos por iluminación y comunicación no afecta los indicadores de evaluación económica privada pero mejoran los indicadores de evaluación económica social para las dos alternativas. Para el rango de variación analizado, la alternativa I presenta indicadores sociales aceptables; para la alternativa II, si bien mejoran los indicadores sociales no llegan a alcanzar niveles aceptables.En los cuadros siguientes se observa lo señalado.

Cuadro Nº 117: Sensibilidad de la Variación en el beneficio Social por Iluminación, Comunicación – Alternativa

I


G) Beneficios Sociales por IluminaciónVAN a precios VAN a precios privados (soles) sociales (soles) VAN a precios privados VAN a precios sociales

20% -2 854 940 340 671 12,88% 0,00 26,27

0% -2 854 940 54 477 11,31%

-20% -2 854 940 -231 716 9,68% 0,00 26,27-40% -2 854 940 -517 910 8,01% 0,00 26,27

H) Beneficios Sociales por ComunicaciónVAN a precios VAN a precios privados (soles) sociales (soles) VAN a precios privados VAN a precios sociales

20% -2 854 940 216 721 12,20% 0,00 14,89

0% -2 854 940 54 477 11,31%

-20% -2 854 940 -107 766 10,39% 0,00 14,89-40% -2 854 940 -270 010 9,46% 0,00 14,89

Índice de Elasticidaden la variable 7 sociales

Variaciones porcentuales TIR a precios Índice de Elasticidad

Variaciones porcentuales TIR a precios


Precio de venta de energía o de la Cuota El incremento del precio de venta de la energía para la alternativa I o de la cuota para la alternativa II, no afecta los indicadores de evaluación económica social pero mejoran los indicadores de evaluación económica privada. El incremento de la variable, para el rango de variación analizado, si bien mejoran los indicadores privados de las dos alternativas no llegan alcanzar niveles aceptables.En los cuadros siguientes se observa lo señalado.

Cuadro Nº 118: Sensibilidad de la Variación del Precio de Venta de la Energía – Alternativa I

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

15% -2 620 187 57 731 11,32% 0,55 0,40

0% -2 854 940 54 477 11,31%

-15% -3 089 692 51 223 11,29% 0,55 0,40-30% -3 324 445 47 969 11,27% 0,55 0,40


Cuadro Nº 119: Sensibilidad de la Variación de la Cuota – Alternativa II

D) Cuota Mensual por abonadoVAN a precios VAN a precios privados (soles) sociales (soles) VAN a precios privados VAN a precios sociales

15% -4 757 506 -1 293 770 NA 0,17 0,00

0% -4 880 621 -1 293 770 NA

-15% -5 003 736 -1 293 770 NA 0,17 0,00-30% -5 126 852 -1 293 770 NA 0,17 0,00

socialesÍndice de ElasticidadVariaciones porcentuales TIR a precios

en la variable 4

Costo de Inversión El incremento de la inversión disminuye los valores de los indicadores de evaluación económica privada y social para ambas alternativas. El incremento de la variable, para el rango de variación analizado, si bien disminuyen los valores de los indicadores, los correspondientes a la evaluación social permanecen en niveles aceptables.En los cuadros siguientes se observa lo señalado.

Cuadro Nº 120: Sensibilidad de la Variación en los Costos de Inversión – Alternativa I



10% -3 137 675 -158 071 10,17% -0,99 -39,02

0% -2 854 940 54 477 11,31%

-10% -2 572 204 267 026 12,61% -0,99 -39,02-20% -2 289 469 479 574 14,15% -0,99 -39,02

Índice de ElasticidadVariaciones porcentuales TIR a preciossocialesen la variable 3

Cuadro Nº 121: Sensibilidad de la Variación en los Costos de Inversión – Alternativa II


10% -5 450 760 -1 772 253 NA -1,17 -3,70

0% -4 880 621 -1 293 770 NA

-10% -4 310 482 -815 288 NA -1,17 -3,70-20% -3 740 343 -336 806 NA -1,17 -3,70

TIR a precios Índice de ElasticidadVariaciones porcentualesen la variable 3 sociales

Costos de Operación y Mantenimiento.El incremento de los costos de operación y mantenimiento de la alternativa I disminuye los valores de los indicadores de evaluación económica privada y social. El incremento de la variable, para el rango de variación analizado, si bien disminuyen los valores de los indicadores, en la evaluación social permanece en niveles más que aceptables.En los cuadros siguientes se observa lo señalado.

Cuadro Nº 122: Sensibilidad de la Variación en los Costos de Operación y Mantenimiento – Alternativa I

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

20% -2 920 905 1 251 11,01% -0,12 -4,89

0% -2 854 940 54 477 11,31%

-20% -2 788 974 107 703 11,61% -0,12 -4,89-40% -2 723 008 160 928 11,92% -0,12 -4,89

Variaciones porcentuales TIR a preciossociales

Índice de Elasticidaden la variable 6

Costos de compra / generación de energíaEl incremento del costo de la compra o de la generación de la energía para la alternativa I, afecta los indicadores de evaluación económica social pero una disminución mejora los indicadores de evaluación económica privada.

Cuadro Nº 123: Sensibilidad de la Variación en los Costos de Compra / generación de Energía – Alternativa I

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

15% -3 028 245 -101 761 10,42% -0,40 -19,12

0% -2 854 940 54 477 11,31%

-15% -2 681 634 210 715 12,17% -0,40 -19,12-30% -2 508 328 366 953 13,02% -0,40 -19,12

Índice de ElasticidadVariaciones porcentuales TIR a preciosen la variable 4 sociales

5.4.3 Sensibilidad de la sostenibilidad financiera

Como existen algunos factores que pueden afectar los flujos de los beneficios y costos del proyecto, por los tanto se analizará la variación de los indicadores de sostenibilidad financiera de las posibles variaciones que pudieran ocurrir.A continuación se muestra el análisis realizado por cada una de las variables que pueden afectar la sostenibilidad financiera del proyecto, para la alternativa seleccionada, mostrando los valores obtenidos por cada una de estas variaciones.

Cuadro Nº 124: Análisis de la Sensibilidad de Otras Variables en la Sostenibilidad del Proyecto-Alternativa I


2012 2016 2020 2024 2028 2031

10 % 103% 102% 104% 107% 110% 112%0 % 110% 109% 112% 115% 118% 120%

-10 % 118% 117% 121% 125% 128% 131%-20 % 128% 127% 131% 136% 140% 143%

1 5 9 13 17 20

20 % 104% 103% 106% 110% 113% 116%0 % 110% 109% 112% 115% 118% 120%

-10 % 113% 112% 115% 118% 121% 123%-20 % 117% 115% 118% 121% 124% 126%

1 5 9 13 17 20

10 % 110% 109% 112% 115% 118% 120%0 % 110% 109% 112% 115% 118% 120%

-10 % 110% 109% 112% 115% 118% 120%-20 % 110% 109% 112% 115% 118% 120%

1 5 9 13 17 20

10 % 121% 120% 123% 127% 130% 132%0 % 110% 109% 112% 115% 118% 120%

-10 % 99% 98% 101% 104% 106% 108%-20 % 88% 87% 90% 92% 95% 96%

VARIABLE CRITICA Nº 02: Costos de Operación y Mantenimiento


Variable 02

AÑOS


Variable 03

AÑOS


Variable 04

AÑOS

VARIABLE CRITICA Nº 03: Costo por derecho de Conexión

VARIABLE CRITICA Nº 04: Precios de venta de energia


Variable 01

AÑOS

VARIABLE CRITICA Nº 01: Costos de compra / generación de energia

Del análisis del cuadro mostrado anteriormente se concluye que el proyecto no requerirá cobertura y/o aporte desde el año inicial hasta el año final.

Por consiguiente; de los análisis efectuados se concluye que la Alternativa I es desde el punto de vista social es viable y sostenible.

Sensibilidad de Otras Variables AnalizadasAdicionalmente se ha realizado la sensibilidad de otras variables importantes que permiten ver la sensibilidad de los indicadores económicos, a continuación se muestra el resumen:

Cuadro Nº 125: Análisis de la Sensibilidad de la Alternativa I (A precios Privados y Sociales)


VAN S/. TIR (%) VAN S/. TIR (%)CASO BASE: Convencional -2 854 940 N.A. 54 477 11,31%

-Prepago Bicuerpo-Código -4 023 612 N.A. -22 892 10,90%-Prepago Monocuerpo Tarjeta -4 097 008 N.A. -71 601 10,69%

Variable 1: tipo de MedidorIndicadores Económicos

A Precios Privados A Precios Sociales

Variable 1 “Tipo de Medidor”, se ha tomado como variable el tipo de medidor a ser utilizado en la implementación del proyecto, para el caso base el medidor propuesto es el prepago monocuerpo-código, se evalúa el efecto que tendría los resultados al cambiar a medidor prepago bicuerpo-código, prepago monocuerpo-tarjeta y convencional. Del análisis mostrado, para el medidor prepago monocuerpo-código se tienen indicadores económicos más desfavorables que los otros medidores por ser el de mayor costo, obteniéndose una TIR (%) de 10,69% a precios sociales.

De medidor convencional los indicadores son más favorables respecto a los otros medidores evaluados, debido menor costo del medidor, obteniéndose una TIR (%) de 11,31% a precios sociales.

5.5 ANÁLISIS DE RIESGO DE LA SENSIBILIDAD DE ALTERNATIVAS

5.5.1 Análisis De Riesgo De La Rentabilidad

Para la toma de decisiones de realizar un proyecto privado es necesario hacer un análisis del Valor Actual Neto de la otra alternativa, si el proyecto alternativo tiene una rentabilidad baja, esto nos indica que su Costo de oportunidad tiene un valor pequeño, por tanto no es riesgoso invertir en el proyecto que se está evaluando.En este caso, como se trata de un proyecto social se evalúa cual es el riesgo mayor que pueda ocurrir al proyecto, vendría hacer la sostenibilidad en el tiempo, de acuerdo a las probabilidades de que este costo de operación y mantenimiento varíe se realizo un cuadro donde se puede apreciar hasta que valores de este costo podrá ser sostenible nuestro proyecto. Tal es así que para nuestro caso previo análisis se considero que el costo de operación y mantenimiento es de 1,5 % a 2,1% del costo de inversión.

5.5.2 Análisis De Riesgo De La Sostenibilidad Financiera

Para la toma de decisiones de realizar un proyecto privado es necesario hacer un análisis del Valor Actual Neto de la otra alternativa, si el proyecto alternativo tiene una rentabilidad baja, esto nos indica que su Costo de oportunidad tiene un valor pequeño, por tanto no es riesgoso invertir en el proyecto que se está evaluando.

5.6 PLAN DE IMPLEMENTACIÓN DE ALTERNATIVAS

Los plazos para la elaboración del estudio definitivo del proyecto, se han calculado en 60 días calendario.

Los plazos para la ejecución de la obra, son 270 días calendario para la línea primaria, para las redes Primarias y Redes secundarias.

Recursos necesarios para la instalación Disponibilidad de materiales y equiposLa mayoría de los materiales a utilizarse en la Línea Primaria en 13,2 kV, Redes Primarias y Secundarias tales como postes C.A.C, crucetas de madera, ferretería de postes, materiales para puesta a tierra y retenidas son de fabricación nacional.Los materiales para el sistema de protección son importados.


Disponibilidad de Contratistas y Equipos de MontajeEn el país existe un gran número de empresas contratistas con amplia experiencia en la ejecución de este tipo de trabajos y debidamente equipadas, por lo que se ha previsto que las labores se encarguen a firmas peruanas. Podemos citar el antecedente que en los últimos procesos de licitación para la ejecución de obras similares, se han presentado a dichos procesos más de 100 firmas contratistas.


El transporte de materiales y equipos desde los almacenes del fabricante hasta la zona del proyecto deberá contemplar las posibles rutas:

Terrestre: Desde Lima vía terrestre (por carretera), a la ciudad de Pucallpa. Desde Lima hasta Yurimaguas.Fluvial: Desde Pucallpa (Puerto La Hoyada, a 2,5 km de la ciudad), vía el río Ucayali, con paradas en los puertos de Requena y Contamana en deslizador (embarcación chica pero rápida, con capacidad para 10 a 15 personas), que se contrata como servicio particular demora 1 o 2 días, dependiendo del nivel del rio; lancha o “motonave” (embarcación grande pero lenta, con capacidad para 250 personas), demora 4 o 5 días, dependiendo de la corriente del río. Desde Yurimaguas, vía los ríos Huallaga y Marañón, con una parada en el puerto de Nauta. Puede ser en deslizador (12 a 15 horas dependiendo del caballaje del motor) o en lancha o “motonave” (de 3 a 4 días dependiendo del nivel de los ríos).

En la zona del Proyecto, existe pocas carreteras afirmadas paralelas a la mayoría del trazo de la Línea Primaria proyectada, sin embargo existen ríos navegables importantes que comunican a las localidades del proyecto, como el río Amazonas y el río Itaya, por tal motivo tampoco se ha previsto la existencia de problemas durante el transporte. Asimismo para las zonas de difícil acceso se prevé el empleo de postes de CAC seccionables (2partes)

5.7 SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA

La alternativa I presenta una menor inversión comparada con la alternativa II. La alternativa I presenta mejores indicadores económicos sociales que la alternativa II. La alternativa I se presentan sostenibles en todo el periodo de análisis, lo que no ocurre con la

alternativa II. El servicio de las Redes eléctricas es ininterrumpido durante las 24 horas del día con algunas

excepciones que puedan existir en la estación de invierno o cuando se tenga que hacer labores de mantenimiento

La operación y maniobra del sistema estará a cargo de un Concesionario. Las líneas y redes primarias de este Sistema Eléctrico Rural se conectarán al Sistema

Interconectado Nacional. Los Impactos Ambientales negativos que pueden ocasionar son casi nulos, puesto que la

energía eléctrica en corriente alterna no deja residuos. Las sensibilidades y riesgo de variación de las principales variables que inciden en la

evaluación económica del proyecto desde el punto de vista social. Mantienen a la Alternativa I como la mejor alternativa.

Teniendo en consideración lo referido por el marco de referencia, las políticas del sector eléctrico y el aprovechamiento de los sistemas eléctricos cercanos al área del proyecto se ha optado por seleccionar la Alternativa I para su implementación en el presente proyecto. Por consiguiente, se recomienda gestionar la emisión de la declaratoria de viabilidad según lineamientos del SNIP para que el Estado construya un sistema eléctrico convencional.



CAPITULO VI

SELECCIÓN TÉCNICA – ECONÓMICA DE LA ALTERNATIVA

6. ESTABLECIMIENTO DE LA MEJOR ALTERNATIVA

6.1 DESCRIPCIÓN DE LA ALTERNATIVA SELECCIONADA DEL PROYECTO

Líneas Primarias

Sistema : Monofásico (1ø - MRT): 13,2 kV (fase-neutro)Tensión Nominales : 22,9 kV.Longitud de línea eléctricas

:Longitud Total : 62,87 kmMonofásico - 1ø, MRT: 62,87 km

Nº de Ternas : 1Altitud : 50 msnm (mínimo) – 200 msnm (máximo)Conductor : Aleación de Aluminio de 35

Estructuras :

Configuración: según normalización de la DGER/MEM

Poste de CAC de 11 m, 200 y 300 daN. Cimentación - Concreto Ciclópeo. Prestaciones mecánicas y eléctricas optimizadas

Crucetas : Cruceta de madera de 90 mm x 115mm x 1,20mDisposición de conductores.

: Horizontal y vertical

Vano Promedio: 190 m (MRT)

Aisladores:

Aislador polimérico tipo suspensión, de 36 kV, tensión Nominal.

Aislador tipo Pin clase ANSI 56-3.

Equipos de protección y maniobra

: Seccionador fusible unipolar tipo expulsión (Cut Out), 27/38 kV, 150 kV-BIL, 100 A.

Pararrayos de Oxido Metálico 21 kV, clase 1, 10 kA.

Sistema de puesta a tierra tipo PAT-1C (Contrapeso) y PAT-1 en puntos de Seccionamien-to.

Redes Primarias

Localidades involucradas

: TOTAL: 26 localidades proyectadas con: Monofásico-1, MRT en 13,2kV (fase-neutro):

12 localidadesConductores : Aleación de Aluminio, 35 mm2

Estructuras

: Poste de CAC de 12 m, 200 y 300 daN. Cimentación - Concreto Ciclópeo. Prestaciones mecánicas y eléctricas optimiza-

das

Crucetas : Cruceta de madera de 90 mm x 115 mm x 1,20

m

Equipos de protección : Seccionador fusible monofásico tipo expulsión


y maniobra

(Cut Out), 27/38 kV, 150 kV-BIL, 100 A Pararrayos de Oxido Metálico 21 kV clase 1, 10

kA. Tablero de distribución Sistema de puesta a tierra tipo PAT-2 y PAT-3

(2 y 3 electrodos) para las subestaciones; y tipo PAT-1C (contrapeso) para las demás estructuras.

Transformadores de Distribución Monofásicos

: Transformadores monofásico (fase-neutro) 13,2/0,46-0,23 kV de 5 y 10 kVA; 60 Hz; Vcc 4%.

Redes Secundarias

Localidades involucradas

: TOTAL : 26 localidades proyectadas

Sistema : Monofásico con neutro corridoTensión : 440/220 V y 220 V (monofásico)

Calificación Eléctrica :Tipo I: 400 W/lote, Tipo II: 300 W/lote, (Cal. Elec. De diseño)

Factor de simultaneidad

:Cargas de servicio particular: 0,5Cargas de uso general: 1

Número de lotes : TOTAL : 474

Conductor :Autoportante de aluminio con portante de aleación aluminio 1x16/25; 1x16+1x16/25; 2x16/25; 2x16+1x16/25.

Estructura :

Poste de CAC 8 m, 200 daN. Cimentación - Concreto Ciclópeo. Prestaciones mecánicas y eléctricas optimiza-

das.Vano Promedio : 45 - 60 mAlumbrado Público : Las lámparas serán de vapor de sodio de 50 W

Puesta a Tierra :

Conductor de cobre desnudo 16 mm² de sec-ción yElectrodo de acero recubierto de cobre de 16 mm x 2,40 m de longitud.

Sistema de puesta a tierra tipo PAT-1.Ferretería Acero forjado y galvanizado en caliente

Conexiones domiciliarias

Aérea, monofásica, con medidor de energía monofásico 220V-10A, con cable concéntrico de cobre 2x4 mm², caja portamedidor tipo “L” y material accesorio de conexión (incluye conector bimetálico).

6.2 DESCRIPCIÓN DEL TRAZO DE RUTA FINAL

6.2.1 Estudios y Trabajos Preliminares en Gabinete

Se efectuaron los “Estudios Preliminares de Gabinete” conformadas por las siguientes actividades enumeradas secuencialmente:

Análisis y estudio de las cartas geográficas a escalas 1/25 000 y 1/100 000, ubicando las localidades comprendidas dentro del Sistema Eléctrico y las rutas de líneas primarias propuestas. Asimismo se utilizo Google Earth para visualizar lo morfología del terreno.

Estudio del Mapa Forestal y delimitación de las Zonas Protegidas por el Estado.


Análisis y estudio de las cartas geológicas y boletines técnicos de INGEMMET. Se han identificado las zonas inundables, suelos hidromórficos y geológicamente inestables.

Representación gráfica en las cartas 1/25 000 y 1/100 000 de la información obtenida. Estudio y análisis proyectos de ampliación y servidumbres de carreteras en el área de

influencia del proyecto según clasificación del Ministerio de Transportes y Comunicaciones. Determinación de los puntos críticos a ser inspeccionados en campo. Criterios de Selección de la Ruta de las Líneas Primarias Se verificó que la ruta de las líneas primarias definidas sean concordantes con los siguientes

criterios y normas de seguridad enumerados en orden de importancia:

6.2.2 Criterios de Selección de la Ruta de las Líneas Primarias

Se verificó que la ruta de las líneas primarias definidas sean concordantes con los siguientes criterios y normas de seguridad enumerados en orden de importancia:

Procurar que la estructura existente de derivación (punto de alimentación), sea una estructura en buen estado y de alineamiento.

Evitar el paso por zonas con vestigios arqueológicos: Durante todo el desarrollo de los trabajos de campo se contó con la presencia de un arqueólogo, el mismo que constató la no afectación de zonas arqueológicas en la ruta de la línea.

Evitar el paso por zonas protegidas por el estado (Decreto Supremo N° 010-90-AG): Para los trabajos de campo se contó con el Mapa del Sistema Nacional de Áreas Naturales Protegidas por el Estado del SERNANP; con el cual se concluye que el proyecto no afecta a las Áreas Naturales Protegidas por el Estado Peruano.

Evitar el paso por terrenos inundables, suelos hidromórficos y geológicamente inestables: Se han utilizado los planos geológicos del INGEMET, para establecer los tipos de terreno en la ruta de la línea; asimismo se ha realizado la inspección superficial del terreno durante los trabajos de campo.

Se tuvo presente el cruce de las líneas de transmisión. Minimizar la afectación de terrenos de propiedad privada: Se evitó en lo posible el paso por

terrenos de propiedad privada. Minimizar la afectación de zonas con vegetación natural, de tal manera de no afectar la flora,

fauna y disminuir el impacto ambiental en la zona del proyecto. Desarrollo del trazo de la ruta cercana a las carreteras y/o ríos navegables, aprovechando

accesos existentes como trochas comunales; y respetando los derechos de vía en las carreteras: Se ha considerado el desarrollo de la ruta de la línea cerca de las carreteras, ríos navegables y caminos de herraduras existentes, para facilitar el traslado de los postes en el montaje de la línea.

La poligonal de la línea primaria lo más recta posible para llegar a las localidades que integran el proyecto, tratando de minimizar los fuertes ángulos de desvío. Asimismo los ángulos definidos fueron ubicados en zonas adecuadas para evitar vano peso negativo (vértice en lomadas), con espacio necesario para la instalación de las retenidas.

Se han identificado las canteras de agregados y fuentes de agua, información relevante para el Estudio de Impacto Ambiental.

Inspección de Campo, Georeferenciación. Para los trabajos de campo se procedió de la siguiente manera: Para el reconocimiento y determinación del área de influencia del proyecto, se contó con la

presencia del jefe de estudios, el especialista en líneas-redes primarias, quién definió el trazo de las rutas de las líneas en compañía del ingeniero especialista en geología y el arqueólogo.

Luego de coordinar con las autoridades municipales referentes a la priorización de localidades y realizar la visita de cada localidad, se obtuvo la priorización preliminar de las localidades que integrarían al proyecto.

Se procedió a definir los alcances de los trabajos georeferenciación de viviendas para obtener el plano de ubicación de usuarios.

6.2.3 Coordinaciones Efectuadas en la Zona del Proyecto

Se coordinó en la zona con las autoridades de la Municipalidad para obtener la información de a las localidades en lo concerniente a número de viviendas, familias y habitantes, cargas productivas, proyectos futuros, actividades económicas, etc.


El trazo de ruta final se muestra en el poligonal del proyecto.


Dentro de los roles y funciones que deberá cumplir cada uno de los actores que participan en la implementación, así como en la operación del proyecto se analiza las capacidades técnicas, administrativas y financieras se describen principalmente los siguientes aspectos:

La Organización, gestión y dirección durante la fase de Preinversión estará a cargo de la Dirección General de Electrificación Rural-DGER, quien encargará la elaboración de los estudios mediante procesos de licitación, a empresas consultoras.

La Organización, gestión y dirección durante la Fase de Ejecución y Puesta en Marcha estará a cargo de la Dirección General de Electrificación Rural-DGER, quien encargará la ejecución de las obras mediante procesos de licitación, a empresas contratistas.

Para la puesta en marcha se integrará el concesionario de distribución eléctrica más cerca, quien cuenta con la infraestructura técnica y comercial adecuada de organización y gestión.

La Organización, gestión y dirección durante la Fase de Operación estará a cargo de la Empresa Concesionaria más cercana, quien se encargará de la administración de la operación y mantenimiento de las instalaciones proyectadas por contar con la infraestructura técnica y comercial adecuada de organización y gestión.

Para la fase de supervisión de la organización, gestión y dirección durante la operación de las instalaciones existentes y proyectadas, el encargado es el Osinergmin.

6.4 PLAN DE EDUCACIÓN Y CAPACITACIÓN

En el marco de la Ley General de Electrificación Rural se establece un plan de educación y capacitación de los consumidores de las zonas rurales en las distintas fases del proyecto, que desarrollará los siguientes programas mostrados a continuación:

6.4.1 Programa de uso Productivo de la Energía

Dentro del programa del uso productivo de la energía podemos resaltar las siguientes capacitaciones y/o charlas, mostradas a continuación:

Taller de Uso Eficiente de Energía y de Actividades Productivas en coordinación con la empresa concesionaria, el Ministerio de Energía y Minas y los gobiernos local y regional.

Promoción de uso eficiente de la energía, el mantenimiento de las instalaciones y el desarrollo de actividades sociales, culturales y productivas en base a la disponibilidad de energía.

Promoción de la implementación de cargas comerciales y cargas de uso general Promoción del uso productivo de la energía en la implementación de talleres con actividades

agroindustriales.

6.4.2 Programa de uso Razonable de la Energía

Dentro del programa del uso razonable de la energía eléctrica se muestran las siguientes: Orientaciones sistemáticas sobre medidas para reducir el consumo de electricidad sin disminuir

el uso de la misma (ejemplo: uso de focos ahorradores) Programas de orientación y difusión de los costos y beneficios de la electricidad( comparación

de la situación actual velas, lámparas de kerosene, baterías, etc.) y la energía mediante líneas y redes eléctricas

Campañas de uso eficiente de energía en los colegios de los distritos beneficiados con el proyecto, en coordinación con el Ministerio de Educación y la empresa concesionaria.

6.4.3 Programa de seguridad en el Uso de la Energía

Dentro del programa de capacitación a los pobladores de las localidades en el tema de seguridad se muestran las siguientes charlas a tener en cuenta:

Prevención de accidentes en el uso del servicio eléctrico Prevención de accidentes en el hogar Prevención de accidentes en las vías de alumbrado público


6.5 PLAN DE IMPLEMENTACION


El Cronograma de Ejecución de Obras elaborado en base a la experiencia en proyectos similares. Se plantea que la duración de la obra sea de 9 meses (270 días calendarios), período suficiente para que un Contratista la ejecute en forma satisfactoria. El Cronograma de Ejecución de la Obra se presenta en el Anexo Nº 12.9, cuyo resumen de las principales actividades:

Cuadro Nº 126: Cronograma de Ejecución de Obra

Cronograma de Ejecución de Obra - SER IQUITOS SUR II I ETAPA

Mes 01 Mes 02 Mes 03 Mes 04 Mes 05 Mes 06 Mes 07 Mes 08 Mes 09

TRABAJOS PRELIMINARES

ESTUDIO DE INGENIERÍA DEFINITIVA

REPLANTEO TOPOGRÁFICO E INGENIERÍA CONSTRUCTIVA

OTROS TRABAJOS PRELIMINARES

LINEAS PRIMARIAS

SUMINISTRO

TRANSPORTE

MONTAJE ELECTROMECÁNICO DE LÍNEAS PRIMARIAS

REDES PRIMARIAS

SUMINISTRO

TRANSPORTE

MONTAJE ELECTROMECÁNICO DE REDES PRIMARIAS

REDES SECUNDARIAS

SUMINISTRO

TRANSPORTE

MONTAJE ELECTROMECÁNICO DE REDES SECUNDARIAS

EXPEDIENTE CONFORME A OBRA

Desarrollo y entrega del expediente conforme a Obra

MesesSISTEMA ELECTRICO RURAL IQUITOS SUR I I I ETAPA

6.5.2 Recursos Necesarios para la Ejecución

Disponibilidad de materiales y equipos

La mayoría de los materiales a utilizarse en la línea, son de fabricación nacional, el resto de materiales: conductores de aleación de aluminio AAAC, aisladores y equipos de protección serán importados. Los materiales para las subestaciones serán de procedencia nacional o extranjera.

Disponibilidad de Contratistas y Equipos de Montaje

En el país existe un gran número de empresas contratistas con amplia experiencia en la ejecución de este tipo de trabajos y debidamente equipadas, que han venido trabajando en la construcción de Sistemas Eléctricos Rurales desde 1982 a la fecha, por lo que se ha previsto que dichas labores se encarguen a firmas peruanas.

Disponibilidad de Consultores de Estudios de Obras

En el país existe un gran número de empresas Consultoras de Obra con amplia experiencia en la elaboración de expedienten técnico de Ingeniería Definitiva de Sistemas Eléctricos Rurales, por lo que se ha previsto que dichas labores se encarguen a firmas peruanas.


El transporte de materiales y equipos desde el lugar de fabricación hasta la zona del Proyecto no representará mayor problema, debido a la existencia de carreteras apropiadas y en regular y buen estado de conservación. Para el transporte de materiales nacionales e importados se tiene la carretera asfaltada.


En la zona del Proyecto, existen carreteras afirmadas paralelas al trazo de las líneas proyectadas en la mayor parte de su recorrido, por tal motivo, tampoco se ha previsto la existencia de problemas durante el transporte.

Responsables de la Ejecución del Proyecto

La Dirección General de Electrificación Rural - DGER es la Unidad Formuladora y ejecutora del Proyecto. Las etapas de inversión y ejecución de obra estarán a cargo del Ministerio de Energía y Minas, con la supervisión la Dirección General de Electrificación Rural - DGER, coordinando aspectos técnicos, económicos y contractuales.


Durante la etapa de inversión será el estado peruano a través del Ministerio de Energía y Minas quienes financiaran la ejecución del proyecto.Durante la vida útil del proyecto, los costos de la etapa de operación y mantenimiento se autofinancian con el flujo en efectivo de la venta de energía, tal como se ha demostrado en el presente documento por lo que no requerirá el subsidio por parte del estado.

6.7 LÍNEA BASE PARA LA EVALUACIÓN DEL IMPACTO

La evaluación de los impactos de la electrificación rural, carecen de información de una línea-base para determinar objetivamente los logros o fracasos del proyecto.

En este sentido, es necesario disponer de una línea-base para evaluar las capacidades o limitaciones de los actores locales en los procesos de gestión y participación, y en qué medida éstas impactan o podrían impactar sobre el desarrollo económico y social de la población afectada. A partir de la línea-base, posteriormente, se podrán evaluar los impactos del proyecto en un horizonte temporal, a la vez que se podrán extraer algunas pistas para la formulación de políticas de desarrollo económico y social.

6.7.1 Descripción de los Objetivos e Instrumentos del Proyecto

i. Objetivo General:

El objetivo general del proyecto es ELECTRIFICAR A 26 localidades de los distritos de Fernando Lores, Belén y San Juan Bautista, siguiendo los indicadores que se han planteado dentro del marco lógico del presente proyecto.

ii. Objetivos específicos:

Recoger información relevante para conocer la situación actual del desarrollo socio-económico de la población afectada.

Conocer las necesidades de capacitación de los usuarios y de otros actores relevantes para el proyecto.

Conocer las expectativas, recursos y limitaciones de la población afectada para la con-secución del trabajo de fortalecimiento interno, comunicación e incidencia.

Conocer las opiniones y sugerencias de los diferentes miembros de la comunidad y del estado vinculados al sector de energía y participación ciudadana.

Desarrollar indicadores específicos para cada resultado según actores y áreas temáti-cas.

iii. Fuentes de Información

Las fuentes de información que se utilizaron para la elaboración de la Línea de Base fueron: cualitativas y cuantitativas.

Las fuentes de información cualitativa corresponden a:


Información proporcionada por encuestas aplicadas a la población afectada. Información proporcionada por entrevistas a actores relevantes para la ejecución del

proyecto. Insumos brindados por las diferentes dinámicas de los Talleres de Participación Públi-

ca con la población afectada.

Las fuentes de información cuantitativas propuestas corresponden a:

Resultado de los talleres de participación pública, en donde se ha identificado los inte-reses, problemas, recursos, expectativas, conflictos, etc; de los actores relevantes al proyecto.

Resultado de las encuestas realizadas a una muestra del total de la población afecta-da.

El plan estratégico de desarrollo de la zona afectada.

iv. Los instrumentos del recojo de información

Encuestas realizadas a la población afectada.Se realizaron las siguientes encuestas:

- Formato de Encuesta por localidad (Población, Servicios básicos existentes, Actividades Económicas, etc). – 01 encuesta por localidad.

- Formato de Encuesta por usuario (Capacidad de pago en lo que se refiere a Iluminación, Comunicación, otros). – 01 encuestas por localidad.

El objetivo de la encuesta es recoger información necesaria para elaborar el estudio de mercado eléctrico y la línea de base del Proyecto con la cual se espera conocer la realidad de la población afectada.

Sobre la organización del trabajo del campo, digitación y análisis de datos

El trabajo de campo fue realizado por encuestadores capacitados por el consultor1 y equipo técnico del proyecto. Previo a la aplicación de la encuesta, se seleccionó y capacitó a candidatos-encuestadores que habían sido convocados por el proyecto. La capacitación incluyó exposiciones teóricas, dinámicas de grupo y entrevistas simuladas de campo.

Solicitud de información a las Municipalidades acerca del estado energético de las localidades de cada distrito.Esta información viene a ser un consolidado donde se especifica sobre aspectos energéticos como: La viabilidad de proyectos de electrificación, La ejecución de proyectos, Estudios dentro del marco SNIP, Estudios definitivos.Este instrumento fue elaborado en una secuencia de reuniones entre el equipo del consultor y las municipalidades.El responsable de aplicar y verificar la información fue el equipo técnico del consultor, se realizo un consolidado del estado energético de las localidades.

Las entrevistas a los actores relevantes al proyectoEn el caso de las entrevistas, se determinó como actores relevantes a los representantes de las siguientes instituciones: ELECTRO ORIENTE S.A., INC, LORETO, GOBIERNO REGIONAL DE LORETO Y LAS MUNICIPALIDADES DISTRITALES.

Los talleres de Participación PúblicaLos talleres tienen como objetivo principal identificar los intereses, problemas, recursos, expectativas, conflictos, etc.; de los actores relevantes al proyecto. La

1 Consultor DESARROLLO CON INGENIERIA CONTRATISTAS GENERALES S.A.SISTEMA ELÉCTRICO RURAL IQUITOS SUR III ETAPAInforme N° 04 : Edición Final del Estudio de Perfil IntegradoVOLUMEN 1A : Identificación, Formulación y Evaluación del Proyecto

información obtenida será el resultado de una discusión, aportes, experiencias y puntos de vista de los propios participantes, varones y mujeres. La prioridad de los temas fue responsabilidad del equipo técnico del consultor, entre ellos se considero los siguientes: Priorización de localidades, Identificación de factores que influyen en el proyecto, Alcances del proyecto, los impactos ambientales sujetos a la ejecución del proyecto.

6.7.2 Detalles operacionales relevantes para la evaluación (descripción y costo del beneficiario del proyecto, criterio de selección de beneficiarios, etc.).

Considerando que se realizara 02 talleres en la zona del estudio.En la etapa de post-inversión las unidades ejecutoras conjuntamente y en estrecha coordinación con las municipalidades se harán cargo de la evaluación de los impactos del proyecto.La selección de las localidades beneficiadas se baso en un proceso de priorización, tomando en cuenta los datos de campo.La selección de los beneficiarios en cada localidad se baso en aspectos técnicos, según la distancia optima del transformador.

6.7.3 Descripción De La Metodología De La Evaluación De La Eficacia Del Proyecto.

Se identificara los impactos del proyecto en los talleres que se realizaran durante la ejecución del proyecto. Además se realizara UN ESQUEMA DE ANÁLISIS POR EFICIENCIA COMPARATIVA, a cargo de las unidades ejecutoras en estrecha coordinación con las municipalidades distritales.La filosofía de la línea base es la comparación de las transformaciones que se buscan mediante la política y los programas:

i) Comparación de los cambios frente a una referencia temporal

ii) Comparación de los cambios frente a estándares.


Independiente del campo y la unidad de análisis, dada la ventaja de la democratización de la información, las entidades o la gestión que estas realizan en función del crecimiento económico, el desarrollo social o la conservación del medio ambiente, por mencionar sólo algunos campos de actuación, podrán compararse entre sí con respecto a los recursos que destinan al cumplimiento de sus metas. La información de los indicadores de la línea base puede ofrecer una visión amplia de las diferencias que existen, entre grupos poblacionales o grupos de municipios con características sociales y económicas semejantes. La política puede orientarse a reducir las diferencias entre ellos. Ofrece también información en cada indicador, de la distancia a la que se encuentra una entidad, un grupo poblacional, un municipio frente a otros, con respecto a un estándar (v.gr. un promedio o un nivel óptimo alcanzado). La eficiencia comparativa constituye en este caso un proceso de comparación y medición de la gestión a la que se refieren a los indicadores.

DESCRIPCIÓN DE LA METODOLOGÍA DE LA EVALUACIÓN DE IMPACTO.

Al cerrar el ciclo de este proyecto y de retroalimentar todo este proceso se ha de realizar un seguimiento periódico de las variables que determinarán en una evaluación posterior, donde debe observarse efectivamente que el proyecto está alcanzando los objetivos que se estimaron en la evaluación de impacto.

Cuadro Nº 93Identificación y Evaluación de Impactos del Proyecto


ACTIVIDADES OPERACIÓN

DEL PROYECTO

MEDIO AMBIENTE

3 3 3 3 3 15-2 -2 -3 -1 -1 -9

2 3 3 1 9-2 -2 -2 -2 -2 -10

2 2 3 3 3 13-1 -2 -2 -1 -6

3 3 3 3 3 15-2 -2 -2 -1 -1 -8

3 3 3 3 3 6-2 -2 -2 -1 -1 -3

8 10 15 12 13-7 -8 -11 -4 -6

(*) Educación, Salud y Seguridad

EJECUCION

ACTIVIDADES ECONOMICAS

4 SERVICIOS E INFRAESTRUCTURA (*)

5 MODO DE VIDA

EVALUACION TOTAL

SOCI

OEC

ON

OM

ICO

MAN

TEN

IMIE

NTO

Y

OPE

RACI

ÓN

IMPO

RTAN

CIA

EVAL

UAC

ION

TO

TAL

1 POBLACION

USO DE LA TIERRA2

3

TRAN

SPO

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Y M

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M

ATER

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TEN

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Y

RED

SEC

UN

DAR

IA

MAGNITUD 1: LEVE -1: LEVE BENEFICIO (POSITIVO)DEL 2: MODERADO -2: MODERADO COSTO (NEGATIVO)EFECTO 3: ALTO -3: ALTO

Todas las unidades Ejecutoras deben de realizar evaluaciones ex post de los proyectos de inversión pública.

Como se puede apreciar en el cuadro la evaluación exdurante y expost los beneficios son mayores a los costos, en la operación se manifiesta la magnitud más baja en lo que es el mantenimiento respecto al beneficio que tiene un promedio alto, de la misma manera se puede ver que el proyecto es importante para el desarrollo de la población.

6.8 ASPECTOS AMBIENTALES Y ARQUEOLÓGICOS DEL PROYECTO

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) más el área ocupada por los poblados beneficiados con el suministro eléctrico del SER. 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 límites naturales que marcan las cuencas o sub cuencas hidrográficas.

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 los pobladores de la zona.

La electrificación puede tener, tanto a nivel de las familias como de la comunidad en su conjunto, una serie de efectos que por lo general se consideran positivos. Los efectos pueden ser, por ejemplo, la difusión del empleo de nuevos artefactos, el desarrollo de nuevas actividades sociales y productivas, el reemplazo de otras formas más costosas de energía, etc. En general uno de los impactos de mayor importancia es el relacionado al cambio en el gasto familiar por concepto de energía, sobre todo en el caso de iluminación. Este impacto puede ser positivo o negativo. La electrificación puede afectar al ingreso familiar de manera directa, en este caso los gastos de instalación y los pagos regulares por el servicio, o de manera indirecta por el desarrollo de nuevas actividades productivas en la localidad.

Con la electrificación también se espera una serie de cambios de índole cualitativa en relación con la menor contaminación, la posibilidad de disponer de mayor tiempo para la lectura, cambio en el ritmo de actividades de la vida diaria, etc. A nivel de los centros poblados o conglomerados humanos producen cambios que significan mejora de los servicios públicos, uso de nuevos aparatos y equipos en los establecimientos de salud, mejora de la iluminación en las escuelas, seguridad nocturna, cambios en el valor de los terrenos, alquiler de casas, movimientos migratorios, etc.


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.

6.9 MATRIZ DEL MARCO LÓGICO DEL PROYECTO

La matriz de marco lógico preparado para el proyecto muestra la estructura básica, de la cual se puede leer los objetivos y las acciones que se tendrían que llevar a cabo para resolver el problema central. Ver Anexo F.

6.10 CRITERIOS Y PREMISAS PARA LA FASE DE EJECUCIÓN DE LA INFRAESTRUCTURA DEL PROYECTO

En esta sección se resume los criterios y premisas técnicas y económicas principales que serán considerados durante los trabajos de campo y de gabinete para el desarrollo de los estudios definitivos de las obras civiles y electromecánicas para la electrificación de las localidades beneficiadas son:

6.10.1 Normas Aplicables

Los criterios a emplear en el diseño de las líneas, redes primarias y secundarias se regirán principalmente por las siguientes normas:

Código Nacional de Electricidad Suministros 2001. Ley de Concesiones Eléctricas N° 25844. Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas N° 25844. RD-016-2003-EM/DGE Especificaciones Técnicas de Montaje de Líneas y Redes Primarias

para Electrificación Rural. RD-017-2003-EM/DGE Alumbrado de Vías Públicas en Áreas Rurales. RD-018-2003-EM/DGE Bases para el Diseño de LP y RP para Electrificación Rural. RD-020-2003-EM/DGE Especificaciones Técnicas de Montaje de Redes Secundarias con

Conductor Autoportante para Electrificación Rural. RD-023-2003 EM/DGE Especificaciones Técnicas de Soportes Normalizados para Líneas y

Redes Secundarias para Electrificación Rural. RD-024-2003 EM/DGE Especificaciones Técnicas de Soportes Normalizados para Líneas y

Redes Primarias para Electrificación Rural. RD-025-2003 EMDGE Especificaciones Técnicas para el Suministro de Materiales y Equipos

de Redes Secundarias para Electrificación Rural. RD-026-2003-EM/DGE Especificaciones Técnicas para el Suministro de Materiales y Equipos

de Líneas y Redes Primarias para Electrificación Rural. RD-031-2003-EM/DGE Bases para el Diseño de Líneas y Redes Secundarias con Conductores

Autoportantes para Electrificación Rural.Adicionalmente se consulta las siguientes normas internacionales:

NESC (National Electrical Safety Code). RUS (Rural Utilities Service). U.S. Bureau of Reclamation - Standard Design. VDE 210 (Verband Deutscher Electrotechniker). IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers). CIGRE (Conference International des Grands Resseaux Electriques). ANSI (American National Standard Institute). IEC (International Electrotecnical Comission).


6.10.2 Del Estudio Definitivo

Criterios, Premisas y Recomendaciones

A continuación las actividades a realizar, criterios, premisas y recomendaciones para el desarrollo del estudio definitivo del proyecto de electrificación rural:

Descripción técnica del proyecto Estudios de Geología y Geotécnia Levantamiento topográfico de las rutas de línea y lotización y manzaneo de las localidades Georeferenciación de las rutas de línea Mediciones de resistividad eléctrica del terreno Desarrollo de la memoria descriptiva Desarrollo de las especificaciones técnicas de suministro y montaje Desarrollo del metrado y valor referencial del proyecto Desarrollo del análisis de costos unitarios de montaje y formula polinómica de reajuste Cronograma de ejecución de obras Realización de los diagramas unifilares, planos de ubicación y trazos de rutas de líneas

primarias Diseño de las redes primarias y secundarias a partir del levantamiento catastral de las

localidades beneficiadas en el proyecto Diseño de las líneas primarias a partir del levantamiento de perfil y planimetría de las rutas de

línea Desarrollo de los cálculos justificativos

Del Diseño Electromecánico

Dentro de los aspectos de diseño electromecánico se realizara los cálculos eléctricos tomando en consideración lo siguiente: Consideraciones de diseño; cálculo de impedancias de secuencia; análisis del sistema eléctrico; estudio de cortocircuito; verificación de la Icc de los equipos existentes en el sistema eléctrico; estudio de coordinación de la protección; cálculo, diseño y configuración del sistema de puesta a tierra para LP, RP y RS; y estudio de coordinación del aislamiento, definiendo los niveles de aislamiento y selección de aisladores.

Del Diseño Mecánico

Dentro de los aspectos de diseño electromecánico se realizara los cálculos mecánicos tomando en consideración lo siguiente: Consideraciones de diseño mecánico, cálculo mecánico de conductores, selección y cálculo de prestaciones de las estructuras, vanos máximos por distancias mínimas al terreno, vano máximo por resistencia de la estructura sin retenida y vano máximo por resistencia de la estructura con retenida; cálculo y diseño de cimentaciones; y cálculo mecánico de retenidas.

De las Obras Civiles

Los aspectos a considerar dentro de los diseños de las obras civiles son:Consideraciones de diseño civil, cálculo de las cimentaciones típicas, planos geológicos y identificación de canteras.

Del Suministro

Todos los suministros de materiales serán los que actualmente se encuentran normalizados por la Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas - DGE/MEM.

Contenido del Estudio Definitivo

Este estudio definitivo deberá contener los siguientes: Resumen Ejecutivo del Proyecto Parte I: Líneas y Redes Primarias

Ficha técnica Volumen I : Memoria Descriptiva – Especificaciones Técnicas Volumen II : Metrados y Valor Referencial Volumen III : Planos Volumen IV: Cálculos Justificativos


Parte II: Redes Secundarias Volumen I : Memoria Descriptiva – Especificaciones Técnicas Volumen II : Metrados y Valor Referencial Volumen III : Planos Volumen IV : Cálculos Justificativos

6.10.3 Características Técnicas y Eléctricas del Sistema

Para efectos del análisis del sistema eléctrico existente y proyectado se tendrán en cuenta las siguientes características:

Tensión Nominal de la Red : 22,9 kV Tensión Máxima de Servicio : 24 kV Frecuencia Nominal : 60 Hz Factor de Potencia : 0,90 (atraso) Conexión del Neutro : Rígidamente Puesto a Tierra

6.10.4 Configuración del Sistema Eléctrico

Generalidades

El presente capítulo describe la configuración del SER IQUITOS SUR III Etapa

Sistema Principal de Transmisión

La oferta de potencia y energía requerida para satisfacer la demanda del “Sistema Eléctrico Rural IQUITOS SUR III Etapa está dada por las subestaciones SET Santa Rosa – Salida R5 10/22,9 kV - 4 MVA y Sub Estación Monofásica Barbotante Monoposte 10/13,2 kV-100 kVA (S.E.Aerea, proyectada - SER Iquitos Sur I y II Etapa).

6.10.5 Parámetros de los Conductores

Resistencia EléctricaLa resistencia de los conductores a la temperatura de operación se calculará mediante la siguiente fórmula.

R1 = R20 [1 + 0,0036 (t - 20°)]Donde:R20 = Resistencia del conductor en c.c. a 20°C, en ohm/km t = 20°Ct = Temperatura máxima de operación, en °C

Reactancia InductivaLa reactancia inductiva para sistema trifásico equilibrado es:CL = 377 (0,5 + 4,6 Log (DMG/r) x 10-4, en Ohm/kmDMG = Distancia Media Geométrica, igual a 1,20 mr = radio del conductor, en metrosLa reactancia inductiva equivalente para sistemas monofásicos con retorno total por tierra.XLT = 0,1734 log (De/Ds), en Ohm/kmDe = 85 - Diámetro equivalente, en metrosDs = Radio equiv. del conductor, e igual a 2,117 r’ para conductor de 7 alambresr = Resistividad eléctrica del terreno, se considera 250 Ohm-mr’ = Radio del alambre del conductor, en metros


6.11 CRITERIOS Y PARÁMETROS PARA LA EVALUACIÓN ECONÓMICA, SEGÚN EL SNIP DE LAS ALTERNATIVAS PROPUESTAS

La evaluación económica a precios sociales y de mercado, permite determinar cuál es la rentabilidad económica de llevar a cabo el proyecto. En esta etapa se define:

o La evaluación económica a precios privados de las alternativas

o La evaluación social de los mismos

o El análisis de sensibilidad

o El análisis de sostenibilidad

o El marco lógico de la alternativa finalmente seleccionada.

Una vez que se han estimado los costos y beneficios incrementales de las alternativas se está en condiciones de hacer la evaluación económica. En este caso, se calculará el Valor Actual Neto (VAN) y la Tasa Interna de Retorno (TIR) tanto a precios privados como sociales para cada alternativa, considerando una tasa de descuento social de 11% y una tasa de descuento privada de 12%.

CÁLCULO DE LOS INDICADORES ECONÓMICOS A PRECIOS PRIVADOS Y SOCIALES:El VAN y la TIR a precios privados se calculan a partir de los flujos de beneficios incrementales a precios privados para cada alternativa. Correspondientemente el VAN y la TIR sociales se calculan a partir de los flujos de beneficios incrementales a precios sociales.

1. VAN privado: para cada alternativa se consideran los flujos de beneficios netos privados a partir del año cero y se aplica una tasa de descuento de 12%. La rentabilidad privada del proyecto se mide a través de este indicador. (Proyecto Rentable si VAN>= 0)2. TIR privada: se calcula también a partir de los beneficios netos privados de cada alternativa del proyecto durante el horizonte de evaluación. Este es un indicador de apoyo para medir la rentabilidad privada del proyecto. (Proyecto Rentable si TIR>= 12%)3. VAN social: para cada alternativa se consideran los flujos de beneficios netos sociales a partir del año cero y se aplica una tasa de descuento de 11%. La rentabilidad social del proyecto se mide a través de este indicador. (Proyecto Socialmente Rentable si VANS>= 0)4. TIR social: se calculan también a partir de los beneficios netos sociales de cada alternativa del proyecto durante el horizonte de evaluación. Este es un indicador de apoyo para medir la rentabilidad social del proyecto. (Proyecto Socialmente Rentable si TIRS>= 11%)

ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD:El análisis de sensibilidad se usa para determinar cuánto podría afectarse el valor actual neto del proyecto a precios sociales y privados para las alternativas evaluadas, ante cambios en variables relevantes para el proyecto, tales como: consumo, tarifas, costos, etc.Se debe tener cuidado en la selección de las variables a analizar dado que estas deben tener una significativa influencia. Es recomendable siempre analizar los cambios de los costos de inversión, consumo y de los costos de operación y mantenimiento.Al analizar las variaciones, se deben enfatizar los cambios adversos que afecten la rentabilidad social y económica del proyecto. Se recomienda simular cambios en las variables del orden del ± 10 %.

ANÁLISIS DE SOSTENIBILIDADEl análisis de sostenibilidad de cada alternativa tiene como finalidad evaluar la capacidad del proyecto para cubrir sus costos de operación y mantenimiento (incluyendo compra de energía), mediante ingresos propios o con ingresos comprometidos por terceros.


Esto se mide a través del índice de cobertura, el cual permite medir el grado de financiamiento que tiene el proyecto dadas las tarifas y los aportes del estado.



CAPITULO VII

CONCLUSIONES

7. CONCLUSIONES

En el presente estudio se concluye lo siguiente: El Sistema Eléctrico Rural Iquitos Sur opera satisfactoriamente hasta el año 2031, y atenderá

las Etapas existentes, las localidades que actualmente vienen ejecutándose sus obras, la I y II Etapa proyectada, y algunas cargas especiales existentes en el área del proyecto. El proyecto requiere de líneas 1ø-MRT, con conductores de sección de 35 mm² AAAC.

De acuerdo al análisis económico realizado desde el punto de vista social, considerando los beneficios obtenidos de la información de campo (encuestas), se obtiene beneficios sociales positivos para la alternativa seleccionada, que indican la rentabilidad del proyecto a nivel social.

Cuadro Nº 127: Resumen de la Evaluación Social



Del análisis de sensibilidad que da como resultado que a pesar de que las variables utilizadas en el análisis puedan sufrir cambios fuertes, el proyecto sigue siendo rentable socialmente excepto en el caso en que el beneficio económico disminuya más del 20%.

Del análisis de sostenibilidad se ha determinado que los ingresos del proyecto bastan para cubrir los egresos del mismo en lo relacionado a compra y venta de energía, por lo que se concluye que el proyecto presenta Sostenibilidad.

Se ha explicado también los importantes beneficios no cuantificables que traerá a la zona del proyecto la mejora en las instalaciones eléctricas en lo referente a seguridad y alumbrado público ya que se incrementará la calidad de vida y la posibilidad de mayores ingresos para la zona por conceptos de turismo y desarrollo agroindustrial.

Las inversiones totales del proyecto (alternativa seleccionada) es la siguiente:

Cuadro Nº 128: RESUMEN GENERAL DEL VALOR REFERENCIAL

SISTEMA ELECTRICO RURAL IQUITOS SUR III ETAPAOctubre, 2010

ITEMLÍNEAS

PRIMARIASREDES

PRIMARIASREDES

SECUNDARIASTOTAL

(S/.)

A Suministro 429 260,49 188 449,91 247 500,27 865 210,67

B Montaje Electromecánico 388 104,97 88 131,28 222 015,00 698 251,25

B1 Actividades Complementarias de Montaje 204 908,96 29 775,82 45 681,93 280 366,71

C Transporte de Equipos y Materiales 105 794,40 21 451,66 42 423,07 169 669,13

D COSTO DIRECTO (C.D.) 1 128 068,82 327 808,67 557 620,27 2 013 497,76E GASTOS GENERALES

GASTOS GENERALES VARIABLES DIRECTOS 92 849,74 26 981,47 45 896,93 165 728,14GASTOS GENERALES FIJOS INDIRECTOS 19 957,14 5 799,40 9 865,10 35 621,64

F UTILIDADES (8% C.D.) 90 245,51 26 224,69 44 609,62 161 079,82

COSTO TOTAL (sin IGV) S/. 1 331 121,21 386 814,22 657 991,92 2 375 927,36

J IGV (S/.) 252 913,03 73 494,70 125 018,46 451 426,20

COSTO TOTAL S/. 1 584 034,24 460 308,92 783 010,38 2 827 353,56

DESCRIPCION


De los análisis efectuados se concluye que el proyecto es viable según los lineamientos del Sistema Nacional de Inversión Pública (SNIP) debido a que se cumplen las siguientes tres condiciones:

Es sostenible administrativamente y financieramente cobertura>100% y el VANS positivo.

Es compatible con los lineamientos de la política del Sector Energía y Minas.



CAPITULO VIII

ANEXOS

8. ANEXOS

Anexo A: Ficha Técnica del proyecto

1. Ficha Técnica del proyecto

Anexo B: Estudio de Mercado Eléctrico

2. Priorización de Localidades2.1 Priorización de Localidades SER IQUITOS SUR III Etapa.2.2 Localidades Priorizadas2.3 Localidades Excluidas2.4 Tipo de Localidades

3. Indicadores para la Estimación de la Demanda Eléctrica3.1 Información Recabada de la Empresa concesionaria (Información Para la estimación de la

Demanda Eléctrica.3.2 histórico de consumos unitarios y número de usuarios, estratificados por rango de

consumo.3.3 Consumo Unitario Doméstico (CUD) - BT5B (Rangos 1 y 2).3.4 Cálculo de CUD y Tasa de Crecimiento / Localidades Tipo I3.5 Selección de la Curva de Proyección del Consumo Unitario de Energía Doméstica (TCUD)

- Localidades Tipo I3.6 Tasa De Crecimiento Poblacional Distrital3.7 Criterios Aplicados Para La Proyección De La Demanda

4. Estudio para la estimación de la Demanda Eléctrica4.1 Localidades consideradas en el estudio de Mercado Eléctrico4.2 Cálculos de consumos Unitarios Domésticos, Comerciales y De uso General4.3 Valores Promedio del Coeficiente de Electrificación4.4 Criterios Aplicados para la Evaluación del Estudio de Mercado4.5 Valores de los Factores de Carga4.6 Resumen de cargas comerciales, productivas y uso general por localidad4.7 Resumen de la Proyección de Población, del N° de Vivienda y de la Máxima Demanda

[kW]4.8 Consolidado de la Potencia de Máxima Demanda [kW]4.9 Consolidado de la Energía Vendida en [kWh]4.10 Consumo de Energía Cargas Sector Comercial4.11 Consumo de Energía Cargas Sector Productivo4.12 Consumo de Energía Cargas Uso General4.13 Consumo de Energía de las Cargas del Alumbrado Publico4.14 Proyección de la demanda eléctrica por localidad4.15 Balance de oferta y demanda de Potencia

Anexo C: Formulación y Evaluación

5. Análisis de Grupos de Interés6. Árbol de Causas y Efectos7. Árbol de Medios y Fines

Anexo D: Inversión de Activos por Alternativas

8. Grados de Dispersión de Localidades y Prediseño de Redes Secundarias de Localidades Modelo

8.1 Caracterización de la Carga por tipo de Localidad (kW/km2)9. Alternativa N° 01: Construcción de Redes Eléctricas Convencionales normalizadas por la DGER/MEM:

9.1 Indicadores de Inversión Intangibles9.2 Indicadores de Inversión en Activos9.3 Indicadores de Inversión Pre-operativos9.4 Otros Indicadores de Inversión9.5 Costos de Operación y Mantenimiento – CO&M


9.6 Costos de estudios de Ingeniería Definitiva10. Alternativa N° 02: Instalación de módulos fotovoltaicos.

10.1 Indicadores de Inversión Intangibles10.2 Indicadores de Inversión en Activos10.3 Indicadores de Inversión Pre-operativos

11. Indicadores económicos de inversión (Gastos Generales y Utilidades) – 12 Proyectos (Alternativa 01)12. Inversiones en Activos – Alternativa I (Seleccionada)

12.1 Resumen General de Inversión de Activos.12.2 Valor Referencia de Líneas Primarias.12.3 Valor Referencia de Redes Primarias.12.4 Valor Referencia de Redes Secundarias.12.5 Costos de Suministro, Recursos Humanos, Equipos y Materiales.12.6 Análisis de Costos de Gastos Generales.12.7 Análisis de Costos de Estudios de Ingeniería Definitiva.12.8 Análisis de Costos Unitarios de Montaje y Transporte. 12.9 Cronograma de Ejecución de Obra

13. Tarifas de Electricidad13.1 Pliego Tarifario, SER ELECTRO ORIENTE (4 de Noviembre de 2010).13.2 Presupuestos de la Conexión (*), Resolución OSINERGMIN N° 423-2007-OS/CD, Vigente

a partir del 04 de Noviembre de 201014. Densidad de Energía Solar – Incidente Diaria – Promedio Anual

Anexo E: Evaluación Económica de las Alternativas 15. FORMATOS SNIP16. ANEXOS DE LA EVALUACIÓN ECONÓMICA17. Formatos de Capacidad de pago.

ANEXO F: Matriz del Marco Lógico del Proyecto18. Matriz del Marco Lógico del Proyecto

Anexo G: Cartas de Compromiso19. Solicitud Factibilidad de Suministro Eléctrico y Fijación del Punto de Diseño20. Cuadros de Puntos de Alimentación21. Presentación del PEA al Ministerio de Cultura.

Anexo H: Láminas y Planos21. Plano de Ubicación del Proyecto.22. Diagrama Unifilar del SER IQUITOS SUR III Etapa 2010 – 2031.23. Poligonal de la Ruta de Línea del SER IQUITOS SUR III Etapa (1/100 000).24. Planos de ubicación de Usuarios


volumen 1a - est. prefact. ser iquitos iii etapa

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