estudio de perfil electrificaÓ

ESTUDIO DE PERFIL INTEGRADO PARA EL

PROYECTO:

INSTALACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO RURAL POMAHUACA –

BELLAVISTA - SAN IGNACIO – REGION CAJAMARCA

IRIGOIN GONZALES, Nelson U.

PARDO NUNEZ, Juan C.

SANCHEZ RODRIGUEZ, Nestor.

INTEGRANTES

MODULO I

RESUMEN EJECUTIVO

“PERFIL INTEGRADO – IDENTIFICACION, FORMULACION Y EVALUACION DEL PROYECTO”

“Instalación del Sistema Eléctrico Rural Pomahuaca – Bellavista - San Ignacio”.

A. NOMBRE DEL PROYECTO:

"136 Localidades rurales en los distritos de Pomahuaca, Bellavista y San Ignacio Vinculadas al Servicio Básico de Energía Eléctrica"

B. OBJETIVO DEL PROYECTO Y ALTERNATIVAS DE SOLUCION DEL PIP

El SER Pomahuaca – Bellavista - San Ignacio será alimentado por:

• En Pomahuaca las localidades serán alimentadas por el Alimentador PUC-201 que parte de la C.H de Pucara.

• En Bellavista las localidades serán alimentadas por el Alimentador JAE-201 que parte de la S.E. Jaén.

• En San Ignacio las localidades serán alimentadas por el Alimentador QUA – 201 que parte de la C.H. Quanda 4,16/22,9 kV – 3.5 MVA.

• La factibilidad de suministro eléctrico otorgado por Electronorte S.A.

• En el siguiente cuadro se presenta el Balance Oferta/Demanda del SER Pomahuaca – Bellavista - San Ignacio.

C. BALANCE OFERTA – DEMANDA DE POTENCIA Y ENERGÍA

C. BALANCE OFERTA – DEMANDA DE POTENCIA Y ENERGÍA

Resumen del Balance Oferta-Demanda del SER Pomahuaca – Bellavista - San Ignacio

De un breve análisis del cuadro anterior podemos inferir claramente que el Sistema Electrico Rural Pomahuaca – Bellavista - San Ignacio, cuenta con demandantes asegurados, por lo que se garantiza la factibilidad de la inversión social.

Años

DESCRIPCIÓN 1 5 10 15 20

2012 2013 2017 2022 2027 2032

Potencia Requerida (kW)226.4 232.1 256.9 292.0 332.0 378.1

Oferta (kW) 715.5 715.5 715.5 715.5 715.5 715.5

Superávit489.1 483.4 458.6 423.5 383.5 337.4

D.ANALISIS TECNICO DE PIP

• ALTERNATIVA 01:

1. LÍNEAS Y REDES PRIMARIAS

- Las Lineas Primarias están Comprendido por: 141.79 km

- Las Redes Primarias están Comprendido por: 14.20 km

2. SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN

- 138 transformadores de distribución 1 13,3±2x2,5%/0,46-0,23 kV de 5,10 y15 kVA.

- Seccionador fusible de expulsión, tipo cut out, 27 kV, 170 kV-BIL, 100 A.

- Pararrayos de Oxido Metálico 21 kV clase distribución, 10 kA, 2514 m.s.n.m

- Tablero de distribución para sistema 440/220 V.

3. REDES SECUNDARIAS

Las redes secundarias esta comprendido por 198.51 km. conformadas por las redes de baja tensión 1ø 440/220 V y 220 V; se tiene la siguiente descripción:

- De las Redes de Servicio Particular

- De las Conexiones Domiciliarias

E. COSTOS DEL PIP

• Beneficios en la situación “SIN PROYECTO”

Actualmente estas localidades no cuentan con servicio eléctrico. • Beneficios en la situación “CON PROYECTO” Estos están dados para la alternativa Nº 01:

Las Ventas de energía eléctrica se han estimado utilizando la tarifa venta de S/ 0.2224 por Kwh. Esta tarifa de venta de energía corresponde a la Tarifa BT5B, para clientes con consumos entre 0 - 30 KW–h/mes y menores a 100 KW-h/mes, para el Sistema San Ignacio, pliego tarifario del 4 de Marzo del 2012, Electronorte S.A.

F. BENEFICIOS DEL PIP

G. RESULTADOS DE LA EVALUACION SOCIAL

El presente proyecto es sostenible por las razones siguientes:

Gobierno Regional de Cajamarca PROREGION, estará incluido en su Programa de Inversión del 2013.

La Población manifiesta la necesidad de contar con el servicio eléctrico por tanto se comprometen a

pagar por el servicio eléctrico prestado.

Para la operación y mantenimiento la entidad encargada será la Concesionaria a quienes los usuarios

otorgarán las facilidades al personal técnico cada vez que se necesite realizar el mantenimiento

preventivo o correctivo tanto de las Líneas y Redes Primarias como Secundarias a cargo de

Electronorte S.A., empresa concesionaria de energía eléctrica.

Debido a la magnitud del proyecto deberá desarrollarse la ejecución del proyecto bajo la modalidad de

Contrata.

La unidad ejecutora del Proyecto, Programa Regional PROREGION dispone de la capacidad técnica

como administrativa, que garantizan la ejecución del Proyecto.

Dado que la ejecución del proyecto hará posible que el servicio a brindarse sea eficiente, es muy

posible que la población beneficiaria se incremente en el futuro, lo que garantiza en un mayor margen

el mantenimiento y operatividad del proyecto.

H. SOSTENIBILIDAD DEL PIP

I. IMPACTO AMBIENTAL

- El tendido de Líneas y Redes Primarias y Redes Secundarias en las 136 localidades rurales de los distritos de Pomahuaca, Bellavista y San Ignacio, no genera impactos ambientales negativos por los siguientes motivos

• La ejecución de este Proyecto estará a cargo de la Unidad Ejecutora de Programas Regionales PROREGION del Gobierno Regional de Cajamarca.

• La Unidad Ejecutora de Programas Regionales PROREGION tendrá un papel

importante, pues deberá coordinar con las diferentes instituciones públicas y privadas, para la adecuada ejecución del proyecto y para la apropiada operación y mantenimiento de las obras.

• Para garantizar la buena ejecución del proyecto, éste deberá desarrollarse bajo la

modalidad de Contrata.

• Electronorte S.A. es la empresa de derecho privado que tiene por finalidad administrar la infraestructura eléctrica rural ejecutada por el Estado, en zonas fuera del área de concesión de las empresas distribuidoras, a través de contratos de administración y/o convenios con empresas eléctricas Concesionarias, municipalidades y comunidades campesinas.

L. ORGANIZACIÓN Y GESTION

K. CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES

MODULO II

ASPECTOS GENERALES


2.1. NOMBRE DEL PROYECTO

UBICACIÓN

REGIÓN :Cajamarca

PROVINCIAS : Jaen y San Ignacio

DISTRITOS : Pomahuaca, Bellavista y San Ignacio

2.2. LOCALIZACION

PLANO DE UBICACION

a. Unidad Formuladora .

b. Unidad Ejecutora.La Ejecución del proyecto será responsabilidad exclusiva de PROREGION, para cuyo efecto inicialmente tendrá que haberse aprobado el presente Estudio de Pre inversión a Nivel de Perfil y declarado la viabilidad correspondiente.

2.3. NOMBRE DEL PROYECTO

a. Población directamente beneficiada: El Proyecto responde a una necesidad de la población de las localidades involucradas de beneficiarse con un servicio público de gran necesidad; está conformado por un total de 2140 viviendas que constituyen un total de 8310 habitantes como la población beneficiaria, quienes manifiestan un gran interés pues el proyecto significa mejorar sus condiciones de vida.

b. Gobierno Regional de Cajamarca:A través de su UE de Programas Regionales PROREGION, financiará la elaboración del presente proyecto a Nivel Perfil, y posteriormente se encargará de la ejecución de las Obras.

c. Municipalidades distritales:Instituciones involucradas en mejorar las condiciones de vida de los pobladores de las zonas rurales.

d. Electronorte S.A.: .: Entidad que al final será quien se encargará de la administración del servicio y por lo tanto de los costos de operación y mantenimiento como empresa concesionaria de distribución privatizada.

2.4. PARTICIPACION DE INVOLUCRADOS

Ley Nº27293, Ley del Sistema Nacional de Inversión Publica, modificada mediante Ley Nº 28802 Nuevo Reglamento del Sistema Nacional de Inversión Publica aprobado mediante decreto supremo Nº 102-2007-EF (Publicado en el Diario Oficial “El Peruano” el 19 de julio de 2007. En vigencia desde el 02 de agosto de 2007). El SNIP es un sistema administrativo del Estado que a través de un conjunto de principios, métodos, procedimientos y normas técnicas certifica la calidad de los Proyectos de Inversión Pública (PIP). Con ello se busca: Eficiencia en la utilización de recursos de inversión. Sostenibilidad en la mejora de la calidad o ampliación de la provisión de los servicios públicos intervenidos por los proyectos. Mayor impacto socio-económico, es decir, un mayor bienestar para la población.

2.5. MARCO DE REFERENCIA

CONFORMAN EL SNIP: El Órgano Resolutivo o más alta autoridad ejecutiva de la entidad.

Las Unidades Formuladoras (UF) u órganos responsables de la formulación de los estudios de preinversión

Las Oficinas de Programación e Inversiones (OPI) encargadas de la evaluación y declaración de viabilidad de los PIP y Las Unidades Ejecutoras (UE) responsables de la ejecución, operación y mantenimiento y evaluación ex post de los PIP .

La Ley Nº 28749 “Ley General de Electrificación Rural” y su reglamento publicado el 01 de junio de 2006, establece en su Art. Nº 06.- Descentralización, estable: “la ejecución de las Obras participan el Gobierno Nacional, los Gobiernos Regionales y Locales….” Y es fortalecida por El D.S Nº 025-2007-EM “Reglamento de la Ley General de Electrificación Rural” publicada el 03 de mayo del 2007 en su Art. Nº 5.- Función Ejecutora.

2.5. MARCO DE REFERENCIA

MODULO III

IDENTIFICACION


3.1. DIAGNOSTICO DE LA SITUACION ACTUAL

ANTECEDENTES

En el mundo, alrededor de 2.000 millones de personas no tienen acceso a la electricidad. Este problema se localiza especialmente en países en vías de desarrollo, lo que inviabiliza la posibilidad de mejorar la calidad de vida, especialmente de los habitantes ubicados en el área rural, donde generalmente se localizan las familias de escasos recursos financieros. El acceso al servicio eléctrico es una de las mayores aspiraciones de la población rural de los Distritos de Pomahuaca, Bellavista y San Ignacio debido a su positiva influencia sobre las condiciones de vida. Así la falta de energía eléctrica es un factor limitante para el desarrollo de sus actividades económicas básicas y productivas.


Características de la situación Negativa.

El Coeficiente de Electrificación del Perú es el penúltimo en América Latina con el 75.3% solo con un 8% por encima del país que ocupa el último puesto en el contexto Latinoamericano.


Características de la situación Negativa.


3.2. Población objetivo

Toda la zona del proyecto se encuentra ubicada en los Distritos de Pomahuaca, Belllavista y San Ignacio, Departamento de Cajamarca, en zona Fronteriza con el Ecuador:Las principales localidades que alcanza el proyecto, son: Los Robles, Miraflores, La Libertad, Mora Chica, San Juan, Bellavista, Timaruca, San Andres, Pinturas Rupestres.La población de las mencionadas localidades está conformada por un total de 2 140 familias, que constituyen un total de 8 310 habitantes.

"136 Localidades rurales en los distritos de Pomahuaca, Bellavista y San Ignacio Inconexas y Desvinculadas del Servicio Básico de Energia Electrica"

SOLUCIÓN

ESTUDIO DE PERFIL

INTEGRADO PARA EL PROYECTO

•servicios públicos

•Gravedad de la

situación negativa

que se intenta

modificar

•Intentos anteriores

de solución

•Interés de los

grupos

involucrados

•Contabilidad y

finanzas

•Control personal

GRUPO DE INVOLUCRADOS

PROBLEMAS PERCIBIDOS

INTERESES ESTRATEGIAACUERDOS Y

COMPROMISO

población de los caseríos

Restricciones en desarrollar actividades económicas productivas con valor agregado y actividades sociales.

Altos costos de generación de energía.

Restricciones para el uso de instrumentos eléctricos para estudiar

Limitado presupuesto para ejecutar proyectos de esta naturaleza.

Aprovechar las potencialidades económicas productivas de la zona.

Reducir los costos en el consumo de energía.

Mejorar las condiciones físicas para los alumnos que estudian.

Buscar financiamiento en otras entidades.

Dar facilidades a los formuladores y ejecutores del proyecto.

Proporcionar la información en la elaboración del estudio de pre inversión.

Coordinar con la autoridad para la gestión del proyecto.

Apoyo con mano de obra no calificada.

Facilidades de Gestión de Servidumbre.

Memoriales y actas para cancelar consumo y de participación en la obra.

Gobierno Regional

Poco apoyo a las comunidades ubicadas en las zonas rurales de la provincia de San Ignacio

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

Acuerdos con las Municipalidades distritales en la solución de atención de servicio básicos.

Elaboración del plan de desarrollo regional.

Municipalidades Distritales Pomahuaca-

Bellavista-San Ignacio

Escaso desarrollo socioeconómico de de los caseríos

Mejorar las condiciones de vida de los pobladores de las zonas rurales

Apoyar en la fase de preinversión, promoviendo la coordinación y facilitando información de los beneficiarios.

Acuerdo de consejo para la opinión favorable del estudio de pre inversión.

Electronorte S.A.

Los caseríos involucrados se encuentran fuera del área de concesión.

Incremento de clientes para la utilización del servicio de energía eléctrica.

Mejorar las coordinaciones con las autoridades locales

Convenios interinstitucionales para la operación y mantenimiento o acuerdos de transferencia de obra.

MATRIZ DE INVOLUCRADOS.

Causas identificadas:

-Desaprovechamiento de las

potencialidades energéticas y

sistemas eléctricos existentes.

Alto costo por generación

domiciliaria de energía.

-Carencia de sistemas modernos

para generar energía eléctrica

Domiciliaria

1

2efectos

No hay generación de los

nuevos mercados Laborales.

Desconocimiento de

tecnologías existentes para

mejorar la calidad de vida.

Escasa asignación de

Tecnologías para el

desarrollo de los servicio de

Salud y Educación.

Calidad de Vida Baja.

3.2: DEFINICION DEL PROBLEMA Y SUS CAUSAS

ARBOL DE

CAUSAS Y

EFECTOS

3.3: OBJETIVO DEL PROYECTO

El objetivo central del proyecto se obtiene expresando el problema en sentido opuesto, de esta manera el objetivo central queda definido así:

"136 Localidades rurales en los distritos de

Pomahuaca, Bellavista y San Ignacio Vinculadas al

Servicio Básico de Energia Electrica"

El fin último del proyecto es el Desarrollo socioeconómico y cultural de los distritos de Pomahuaca, Bellavista y San Ignacio. De esta manera se obtiene el árbol de Medios y Fines que mostramos a continuación.

ÁRBOL DE O

BJETIV

OS

ALTERNATIVAS DE SOLUCION

1.- El uso de energía convencional (Interconexion al Sistema Electrico Rural Interconectado).2.- El uso de energía no convencional (Instalación de Módulos Fotovoltaicos).

ÁRB

OL

DE M

ED

IOS

FU

ND

AM

EN

TALE

S Y

ACCIO

NES

Del Árbol de Medios Fundamentales y

Acciones se desprenden tres acciones1

2

Alternativa N°

Alternativa N°

La ac

ción

03

es m

utua

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ón.

Así te

nem

os:

INTERCONEXION AL SISTEMA ELECTRICO RURAL INTERCONECTADO

INSTALACIÓN DE MÓDULOS FOTOVOLTAICOS DOMICILIARIOS

ALTERNATIVA N°1

Línea

s

prim

aria

s

Redes primarias

Subestaciones

de distribución

ESTUDIO DE PERFIL

INTEGRADO PARA EL

PROYECTO.

La Línea Primaria Tienen 141.79 Km, Las principales características de las líneas primarias en 13,2 kV Monofásico MRT 01 hilo

La Red Primaria Tienen 14.20 Km, Las principales características de las líneas primarias en 13.2 kV-MRT

138 transformadores de distribución 1 13,3±2x2,

Redes Secundarias

Las redes secundarias esta comprendido por 198.51 km, Las redes secundarias, conformadas por las redes de baja tensión 1 Φ 440/220 y 220 V,

ALTERNATIVA N° 2

02 Paneles solares

Instalar sistemas Fotovoltaicos domiciliarios SFD. Para el diseño de los módulos fotovoltaicos domiciliarios se ha considerado el siguiente módulo típico.Cada Módulo comprende:

01 Controlador de carga

01 Batería

03 Luminarias con lámparas

03 Interruptores

02 Caja de conexiones

Se ha seleccionado el uso de paneles solares como segunda alternativa no sólo por las ventajas de ser una energía limpia, barata e inagotable; sino también porque dadas las condiciones meteorológicas como la estación del año y la latitud del lugar, se espera que el número de horas de sol y en la inclinación de los rayos respecto de la horizontal generen una mayor cantidad de energía en relación con otras alternativas de fuente no convencional

Área Distrito de San Ignacio

MesRadiación

Solar kWh/m2

Enero 4.75

Febrero 4.25

Marzo 4.25

Abril 4.75

Mayo 5.25

Junio 5.25

Julio 5.25

Agosto 4.75

Septiembre 5.25

Octubre 4.75

Noviembre 6.25

Diciembre 4.75

Promedio Anual

4.96

Fuente: Estimaciones a partir del

Mapa Solar San Ignacio. DEP-

MEM

2 Paneles solares

FIGURA Nº 01CONFIGURACIÓN TÍPICA DE UN MÓDULOFOTOVOLTAICO DOMICILIARIO

IV: FORMULACION

MODULO. MATRÍCULAANALISIS DEL PROYECTOSe ha establecido un período de 20 años como horizonte de evaluación del proyecto.Se considera este horizonte debido a la naturaleza del proyecto y la duración de los activos fijos más importantes, equipos y estructuras electromecánicas.

Las encuestas de campo eléctrico tienen como finalidad obtener información social y económica de las localidades para ser utilizadas en los estudios de mercado eléctrico e impacto ambiental. Entre los principales datos recopilados tenemos: categoría de la localidad, número de viviendas, población, actividades económicas, cargas especiales, principales cultivos y servicios con los que cuentan. Las encuestas de campo se han efectuado para todas las localidades consideradas en el proyecto.

HORIZONTE DEL PROYECTO

Los involucrados en el proyecto ascienden a 8 310 habitantes correspondientes a 2085 viviendas domésticas y 55 de uso general.

Item Localidad Población Viviendas

HAB/VIVDomésticas Uso General

1 AGUAS VERDES 42 15 1 3

2 EL LAUREL 38 14 0 3

3 ZAPOTE PAMPA 44 12 0 4

4 EL ALGARROBO 152 40 1 4

5 LIMON PAMPA 121 32 2 4

6 NINABAMBA 80 27 1 3

7 TAYAS 251 52 3 5

8 EUCALIPTO 122 27 2 4

9 EL REJO 122 23 2 5

10 NARANJITOS 168 37 2 4

11 MANZANO 31 19 1 2

12 LA RAMADA 96 23 2 4

13 FLOR DE LA PALMA 79 17 1 4

14 LOS CEDROS DE LA FLORIDA 63 16 4 3

15 BETHEL 65 18 1 3

16 ATUMPAMPA ALTO 93 22 4 4

17 CORAZON DE AMILAN 43 15 1 3

18 BUENOS AIRES 162 35 5 4

19 LAS YANGUAS 118 23 4 4

20 CASA QUEMADA 41 20 0 2

21 CAÑARIACO 40 18 0 2

22 PUEBLO NUEVO 50 20 0 3

23 CALABOZO 55 18 2 3

número de viviendas beneficiadas según empadronamiento.

117 EL LUCERO 62 15 0 4

118 LA LUCUMA 21 7 0 3

119 LA CASUARINA 67 14 0 5

120 LA TUNA 68 16 0 4

121 HUAYABA 10 5 0 2

122 ALTO BUENOS AIRES 113 24 0 5

123 GUARGUAR 49 9 0 5

124 EL CEDRILLO 33 6 0 6

125 LA CRUZ 50 7 0 7

126 LA CATARATA 44 11 0 4

127 SAN JUAN 90 20 0 5

128 LA LIMA 56 11 0 5

129 LOS ANGELES 72 12 0 6

130 EL LAUREL 62 18 2 3

131 LA CRUZ 31 9 0 3

132 LA PUMAROSA 77 16 0 5

133 CIPRES 35 7 0 5

134 SANTA ELENA 45 11 0 4

135 VERGEL 28 9 0 3

136 NUEVA JUVENTUD 72 16 0 5

TOTAL 8310 2085 55

b. Número de Habitantes y Abonados Domésticos:

a) Se proyecta el número de habitantes para cada centro poblado con su respectiva tasa de crecimiento, para un horizonte de 20 años.

b) Considerando que las localidades involucradas en mayor número corresponden a sectores y/o anexos de Centros Poblados y Caseríos, la tasa de crecimiento se ha estimado en 1.5% c) Para la proyección de la población se ha utilizado la siguiente formula:

Donde :

d) Sobre la base de los resultados de la visita de campo, en donde se contabilizó la población y el número de vivienda, se determina el número promedio de habitantes por familia para cada una de las localidades, índice que permite determinar el número de viviendas para todo el horizonte de planeamiento.

e) El número de abonados domésticos se obtiene de la multiplicación del número de viviendas totales y el coeficiente de electrificación.Cuadro 4.2Resumen del Número de Abonados Domésticos

Nº Descripción \ años 2012 2018 2023 2028 2032

1 Nº de Abonados Domésticos 2085 2280 2456 2646 2808

Tipo de Localidad

Consumo Unitariopromedio kWh-mes

I 24,00II 16,00

c. Consumo doméstico:De los consumos unitarios mensuales (kWh-mes) alcanzados por Electronorte S.A. de los 05

ultimos años 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 7.1.b), de donde se obtienen los siguientes resultados:Cuadro Nº 4.3Consumos Unitarios por Tipo de Localidad

Asimismo se han definido dos tipos de localidades para el desarrollo del mercado eléctrico, sobre la base su desarrollo relativo y configuración urbana, teniendo en consideración el criterio adoptado en la Norma DGE

“Base para el Diseño de Redes Secundarias con Conductores Auportantes para Electrificación Rural”:

Tipo I :Se considera a los centros poblados urbano rurales que presentan una configuración urbana definida o centros poblados agrupados compuesta por calles y plazas.

Tipo II : Son las localidades rurales que no presentan aún configuración urbana o es incipiente. Las viviendas están generalmente situadas a lo largo de carreteras, caminos de herradura o dentro de chacras de

los propietarios.

4.3 ANÁLISIS DE LA OFERTA

La oferta “sin proyecto” es nula dado que actualmente no existe el servicio de energía eléctrica. La oferta “con proyecto” está dada por la potencia ofertada por las dos alternativas.

ALTERNATIVA N° 01:El SER Pomahuaca – Bellavista - San Ignacio será alimentado por:

En Pomahuaca las localidades serán alimentadas por el Alimentador PUC-201 que parte de la C.H de Pucara.

En Bellavista las localidades serán alimentadas por el Alimentador JAE-201 que parte de la S.E. Jaén.

En San Ignacio las localidades serán alimentadas por el Alimentador QUA – 201 que parte de la C.H. Quanda 4,16/22,9 kV – 3.5 MVA.

La factibilidad de suministro eléctrico otorgado por Electronorte S.A. se muestra en el Anexo 7.14.

ALTERNATIVA N° 02:La oferta esta dada por 2085 Sistemas Fotovoltaicos Domiciliarios (SFD) y 55 Sistemas

Fotovoltaicos de Uso General, esta cantidad está determinada a partir de la Máxima Demanda requerida por el proyecto en el horizonte de la evaluación y la potencia unitaria de cada SFD.

Los niveles de radiación en la zona del proyecto han sido obtenidos de la Carta de Radiación Solar (SENAMHI - MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINAS).

Según los niveles de radiación solar de la zona del proyecto y las características técnicas de los Sistemas Fotovoltaicos Domiciliarios, la oferta mensual de Energía por lote será 11.90 kWh/mes.

En el ANEXO Nº 7.7 se muestra los niveles de radiación del Distrito de San Ignacio y la oferta de cada SFD.

Dicha oferta de energía es suficiente para satisfacer la demanda básica de un equipo de iluminación, radio y televisión

4.4 BALANCE OFERTA DEMANDA

Para ambas alternativas queda satisfecha la demanda del servicio. Cabe mencionar sin embargo que con la Alternativa Nº 02 la energía es suficiente solo para los requerimientos mínimos de energía. Según estudios realizados en el ámbito de la sierra peruana, por la Empresa ADINELSA en el año 2002. En el ANEXO 7.3 Formato Nº 04-A y 04-B se presenta el resumen.

COSTOS DE ALTERNATIVAS A PRECIOS PRIVADOS

A. Costos de Inversión a precios privados

a.- AlternatiVa N° 01 a precios privados

Los costos de inversión de la alternativa Nº 01 están dados por:• Suministros de materiales: • Postes y accesorios de concreto armado centrifugado• Aisladores y accesorios ferretería eléctrica.• Transformadores, Sistema de Medición y Protección.• Conductores • Montaje Electromecánico: • Redes Primarias, Redes Secundarias, Conexiones Domiciliarias• Transporte de materiales eléctricos.• Gastos Generales, Utilidades, IGV

Estos costos se han determinado de acuerdo al precio de mercado y precios referenciales estimados por la Empresa Concesionaria de Energía Eléctrica ELECTRONORTE S.A.

Los Costos de Inversión a Precios Privados para la Alternativa Nº 01 se muestran en el ANEXO 7.6.

• b.- Alternatina N° 02 a precios privados

Los costos de inversión de la Alternativa Nº 02 están dados por:• Suministro de Materiales:• Panel solar con soporte.• Controlador de carga, baterías, luminarias, interruptor.• Caja de conexiones.

• Instalación de Módulos Fotovoltaicos • Montaje Electromecánico• Transporte de materiales• Gastos Generales, Utilidades, IGV.

Estos costos se han determinado de acuerdo al precio de venta de las empresas distribuidoras de los SFD.

Los Costos de Inversión a Precios Privados para la Alternativa Nº 02 se muestran en el ANEXO 7.7

Los costos de inversión de cada alternativa se muestran a continuación:

B. Costos de Operación y Mantenimiento a precios privados

a.- Costos de operación y mantenimiento - Alternatina N° 01 (precios privados)

Estos están determinados por:

Compra de energía eléctrica: De los precios en barra fijados por el OSINERGMIN para la subestacion base Jaen, tenemos:

• PPB : 28,13 S/. /Kw-mes.• PEBP : 12,48 cS/. / Kw-h.• PEBF : 11,45 cS/. / Kw-h.

Con estos valores se considera el precio ponderado de la energía en barra equivalente en media tensión.

Operación y mantenimiento: Los costos de operación y mantenimiento se ha estimado en 2,10% de la Inversión en el primer año (ver anexo 7.12)

La tasa del Impuesto a la Renta que se utiliza en los flujos de costos es del 30% de las Utilidades. (Fuente: Estimados a partir del informe OSINERG –GART – GDE – 2001 – 045. “Procesos de Cálculo de las Tarifas de Distribución Eléctrica.” Tabla de Impuestos SUNAT).

b.- Costos de operación y mantenimiento - Alternatina N° 02 (precios privados)

Los costos de operación y mantenimiento están dados por la reposición de las baterías y controladores de los SFD.

• Los costos de operación y mantenimiento estimados como un porcentaje de la inversión, manteniéndose constante en 2% durante todo el horizonte de evaluación

• Impuesto a la Renta es el 30% de las utilidades. (Fuente: Estimación realizada por las empresas fabricantes de los SFD. Tabla de Impuestos SUNAT)

En el ANEXO Nº 7.3 Formatos 5-A y 5-B se presentan los costos de operación y mantenimiento proyectados a precios privados.

C. COSTOS DE ALTERNATIVAS A PRECIOS SOCIALES

Dado que los impuestos y el mercado distorsionan el verdadero valor que la sociedad le asigna a los recursos, es necesario expresar los precios privados a precios sociales. Para ello, se utilizan los factores de corrección, deduciendo los aranceles e impuesto a la renta, el IGV no se deduce puesto que los precios están expresados sin IGV.

La presentación de los costos de inversión, operación y mantenimiento proyectados a Precios Sociales se presenta en ANEXO 7.3 Formato 5-C, 5-D.

4.7 EVALUACION SOCIAL

La evaluación a precios sociales es la que define la rentabilidad de un proyecto de electrificación rural debido a la valoración de los beneficios económicos que implica disponer de energía eléctrica durante las 24 horas al día.

4.7.1 Estimación de Costos Sociales

El precio social es aquel que refleja el costo que significa para la sociedad el uso del servicio. Para cambiar los costos de precios de mercado a costos de precios sociales se debe de aplicar un factor de corrección de la siguiente manera:

Costo a Precio Social = Costo a Precio de Mercado x Factor de Corrección.

Factores de Corrección.

Factor de Corrección de Bienes Nacionales:

Para considerar el costo social de los bienes nacionales, se deben restar los impuestos indirectos y directos, en este caso el IGV (18%) y el Impuesto a la Renta (IR=30%).

Entonces:

FCBNIGV = 1/(1+IGV)

FCBNI-RENTA = 1/(1+IR)

Factor de Corrección de Bienes Importados:

Para considerar el costo social de los bienes importados, además de restarle los impuestos indirectos (IGV), también debemos de restarle los aranceles, y además afectarlo por el precio social de la divisa (PSD).

Entonces:

FCBI = PSD/ ((1+Aranceles) x (1+IGV))

Factor de Corrección de Mano de Obra:

Para considerar el costo social de la mano de obra calificada y no calificada, se aplican los factores de corrección indicados por el MEF:

Mano de obra calificada:

FCMOC = 1/ (1+%IR)

FCMOC = 1/ (1+10%)

FCMOC = 0.9090

Mano de obra No calificada:

FCMONC = 0.49 (Varia según zona

Geográfica, ver anexo SNIP 10)

4.7.2 Valor Actual Neto a Precios Sociales

El valor actual neto a precios sociales (VANS), es una medida de la rentabilidad del Proyecto de Inversión Pública, que permite evaluar el beneficio o el costo social, que representa cada proyecto alternativo a la entidad ejecutora, durante un horizonte de evaluación de 20 años.

Se expresa a través del siguiente enunciado:

n

VANS = ∑ (FCS)t/(1 + Td)t

t=0

Donde:

VANS = Valor actual del Flujo de beneficios netos del Proyecto a precios sociales.

FCSt = Flujo de beneficios netos del Proyecto en el año t, a precios sociales.

Td = Tasa de descuento.

n = Horizonte de evaluación del Proyecto.

4.7.3 Tasa Interna de Retorno a Precios Sociales.

La tasa interna de retorno de un proyecto mide el porcentaje de interés que genera el capital invertido en un periodo de tiempo, para el cual el beneficio neto actualizado es nulo.

Desde el punto de vista social, se dice que un proyecto es conveniente ejecutarlo, cuando su tasa interna de retorno es mayor que la tasa de descuento promedio que los bancos aplican a los ahorros y cuando tiene un valor del VANS positivo.

n Para un VANS = 0

VANS = ∑ (FCS)t/(1 + Td)t Td = TIR

t=0

En el cuadro siguiente tenemos los Indicadores de Inversión a Precios Sociales

CUADRO Nº 5.2

INDICADORES DE INVERSIÓN

(PRECIOS SOCIALES)

• La presentación de flujos de costos y el cálculo del VAN y TIR a precios sociales se aprecian en el Anexo 7.3 Formato 7-A.

• Por la tanto se concluye según el cuadro Nº 5.2 que la Alternativa Nº 01, referida a la “Interconexion Al Sistema Electrico Rural Interconectado” a través de Líneas y Redes Primaria, Redes Secundarias y Conexiones Domiciliarias, es mucho más ventajosa que la segunda alternativa de instalación de módulos fotovoltaicos domiciliarios.

4.8 ANALISIS DE SENSIBILIDAD

Para la Alternativa 1

Monto de Inversión

La Tarifa de venta a usuarios finales.

El Beneficio económico por iluminación.

Para la Alternativa 2

Monto de Inversión

La Cuota mensual.

El Beneficio económico por iluminación.

Por medio de este análisis se trata de medir la sensibilidad de la rentabilidad calculada anteriormente, ante posibles variaciones de los factores que definen un proyecto. Estos factores denominados “variables inciertas” son:

Para observar si la alternativa 1 deja de ser conveniente ante cambios en las variables inciertas, la sometemos a variaciones de éstas últimas, en un rango de -10% a +40%, para cambios en el monto de inversión y de +10 a – 40 respecto a la tarifa de venta, cuota mensual y beneficio económico. En el ANEXO Nº 7.3 Formato 9 se muestran los resultados obtenidos del análisis de sensibilidad.

4.9 ANALISIS DE SOSTENIBILIDAD

El presente proyecto es sostenible por las razones siguientes:

• Gobierno Regional de Cajamarca PROREGION y apoyos externos, dado que el Proyecto estará incluido en su Programa de Inversión del 2013.

• La Población manifiesta la necesidad de contar con el servicio eléctrico por tanto se comprometen a pagar por el servicio eléctrico prestado.

• Para la operación y mantenimiento la entidad encargada será la Concesionaria a quienes los usuarios otorgarán las facilidades al personal técnico cada vez que se necesite realizar el mantenimiento preventivo o correctivo tanto de las Líneas y Redes Primarias como Secundarias a cargo de Electronorte S.A., empresa concesionaria de energía eléctrica, quien será la que cobrará el importe de energía de cada usuario, cubriendo los costos de operación y mantenimiento del sistema.

• Debido a la magnitud del proyecto deberá desarrollarse la ejecución del proyecto bajo la modalidad de Contrata. • La unidad ejecutora del Proyecto, Programa Regional PROREGION Gobierno Regional de Cajamarca, dispone

de la capacidad técnica como administrativa, que garantizan la ejecución del Proyecto.• Dado que la ejecución del proyecto hará posible que el servicio a brindarse sea eficiente, es muy posible que la

población beneficiaria se incremente en el futuro, lo que garantiza en un mayor margen el mantenimiento y operatividad del proyecto.

• La presentación del Análisis de Sostenibilidad para cada alternativa se aprecia en el Anexo 7.3 Formato 8.

4.10 IMPACTO AMBIENTAL

El tendido de Líneas y Redes Primarias y Redes Secundarias en las 136 localidades rurales de los distritos de Pomahuaca, Bellavista y San Ignacio, no genera impactos ambientales negativos por los siguientes motivos:

El Tendido de Líneas y Redes Primarias y Redes Secundarias no afectará áreas destinadas a otros usos.

Los trabajos a realizarse, se ejecutarán teniendo en cuenta las Normas Técnicas existentes de diseño de sistemas eléctricos; guardando armonía con la estética de las localidades.

El impacto ambiental para la zona del proyecto teniendo como alternativa elegida la Interconexión al sistema eléctrico existente es mínimo pues en ambos casos se contará con energía limpia, dado que es reconocido y aceptado que la pobreza es la causa principal del deterioro del medio ambiente en los países en vías de desarrollo.

De igual forma las instalaciones eléctricas proyectadas no cruzan por zonas con vestigios arqueológicos: Durante todo el desarrollo de los trabajos topográficos se contó con la presencia de un arqueólogo, el mismo que constató la no afectación de zonas arqueológicas.

(Ver Volumen Nº 2 y 3)

4.11 SELECCIÓN DE ALTERNATIVA

Se ha elegido a la primera Alternativa de acuerdo a la evaluación social, al análisis de sostenibilidad y de impacto ambiental. Por lo tanto, la alternativa seleccionada es:

“INTERCONEXION AL SISTEMA ELECTRICO RURAL INTERCONECTADO”

Cuyos Indicadores son:

• Esta Alternativa da operatividad al Sistema ofreciendo un servicio eléctrico eficiente confiable durante las 24

horas del día, a los beneficiarios de las localidades del proyecto.

4.14 MATRIZ DE MARCO LOGICO PARA LA ALTERNATIVA SELECCIONADA

MODULO V CONCLUSIONES

V. CONCLUSIONES

Como resultado de la evaluación económica desarrollada utilizando el método del VAN tanto a Precios Privados como a Precios Sociales por cuanto el proyecto a ejecutarse no constituye un proyecto rentable en cuestiones privadas, sino de impacto social, así mismo, tomando en cuenta el Análisis de Sensibilidad desarrollado, donde se indica que las variaciones de costos que podrían presentarse en los principales componentes del proyecto no afectarían mayormente su ejecución.

Por otro lado, si se tiene en cuenta que en las diferentes fases de ejecución que comprende el proyecto no se originaran impactos en el medio ambiente (tanto en el medio Biótico, Físico, Perceptual, Socio Económico y Cultural), en donde se pretende ejecutar que atenten el normal desarrollo de las diferentes actividades económicas y sociales de la población beneficiada.

En lo que se refiere a la Sostenibilidad del proyecto, se menciona que esta se garantiza durante su fase de operación (periodo de la vida útil), considerando que esta infraestructura eléctrica será materia de un contrato entre el Gobierno Regional Cajamarca propietario de la obra y el Concesionario Eléctrico, Electronorte S.A. Los pagos por concepto de tarifas cubren en más del 100% los costos de operación y mantenimiento de estas instalaciones.

Por lo anteriormente expuesto en el desarrollo de este proyecto: “Sistema Eléctrico Pomahuaca – Bellavista - San Ignacio”, cuya meta especifica consiste en la instalación de 141,79 kilómetros de Líneas primarias, 14,20 Redes Primarias, 198,51 Km de Redes Secundarias, Alumbrado Público y 2140 Acometidas Domiciliarias; queda a disposición de la Oficina de Programación e Inversiones la consideración de viabilidad del perfil del presente proyecto ante el Sistema Nacional de Inversión Pública.

.

MODULO VI RECOMENDACIONES

VI. RECOMENDACIONES

• Estimación de Costos Sociales.

• La Tarifa de venta a usuarios finales.

• El Beneficio económico por iluminación.

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MODULO VII ANEXOS

VII. ANEXOS

7.1 RECOPILACION DE INFORMACION

a. Registros Históricos de consumos unitarios de energía en Localidades Similares

b. Tasa de Crecimiento y consumo unitario por Localidad

c. Procesamiento de encuestas y datos de campo

d. Evaluación del factor de carga del alimentador QUA-201

7.2 DATOS CLIMATOLOGICOS

a. Resumen de Datos de Velocidad del Viento SENAMHI

b. Resumen de Datos de Temperatura SENAMHI

c. Datos Estadísticos SENAMHI

7.3 FORMATOS DE EVALUACION

FORMATO 1 : Alternativa para alcanzar el Objetivo Central.

FORMATO 2 : Análisis General de la Demanda.

FORMATO 3A : Análisis General de la oferta del servicio – Sistema Convencional

FORMATO 3B : Análisis General de la oferta del servicio – Sistema Fotovoltaico

FORMATO 4A : Balance Oferta-Demanda en el Mercado – Sistema Convencional

FORMATO 4B : Balance Oferta-Demanda en el Mercado – Sistema Fotovoltaico

FORMATO 5A : Costos Increméntales - Alternativa N° 01 a Precios Privados.

FORMATO 5B : Costos Increméntales - Alternativa N° 02 a Precios Privados.

FORMATO 5C : Costos Increméntales - Alternativa N° 01 a Precios Sociales.

FORMATO 5D : Costos Increméntales - Alternativa N° 02 a Precios Sociales .

FORMATO 6A : Beneficios Increméntales – Alternativa N° 01 a Precios Privados.

FORMATO 6B : Beneficios Increméntales – Alternativa N° 02 a Precios Privados.

FORMATO 6C : Beneficios Increméntales - Alternativa N° 01 a Precios Sociales.

FORMATO 6 D : Beneficios Increméntales - Alternativa N° 02 a Precios Sociales.

FORMATO 7A : Valor Actual de Beneficios Netos para Cada Alternativa a

Precios Privados.

FORMATO 7B : Valor Actual de Beneficios Netos para Cada Alternativa a

Precios Sociales.

FORMATO 8 : Análisis de Sostenibilidad del Proyecto.

FORMATO 9 : Análisis de Sensibilidad Preliminar.

FORMATO 10 : Matriz Marco Lógico.

7.4 CRONOGRAMA DE EJECUCIÓN

7.5 CRONOGRAMA DE CAPACITACION DE MEDIDORES PREPAGO

7.6 PRESUPUESTO ALTERNATIVA N° 01

7.7 PRESUPUESTO ALTERNATIVA N° 02

7.8 DIMENSIONAMIENTO SISTEMA FOTOVOLTAICO

7.9 TARIFAS EN BARRA EN SUBESTACIONES BASE

7.10 PLIEGO TARIFARIO SISTEMA ELECTRICO SAN IGNACIO

7.11 TARIFA ELÉCTRICA RURAL PARA SISTEMA FOTOVOLTAICOS

7.12 ESTIMACION DE COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

7.13 ANALISIS DE RIESGO

7.14 DOCUMENTO DE FACTIBILIDAD DE SUMINISTRO Y FIJACION DE PUNTOS DE DISEÑO

7.15 PLANOS

Mapa de ubicación de Localidades beneficiadas

Trazo de ruta de líneas primarias del proyecto

7.16 REGISTRO FOTOGRAFICO

GRACIAS

estudio de perfil electrificaÓ

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