Guía de Electrificación Rural.pdf

MINISTERIO DE ECONOMÍA Y FINANZAS

Guía de Identificación, Formulación y

Evaluación Social de Proyectos de

Electrificación Rural a Nivel de Perfil

snipSistema Nacional de Inversión Pública

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M IN ISTER IO D E E CO NO M ÍA Y F INA NZASDIRECC IÓN GENER AL DE PROGRA MACIÓN

MU LTIANUAL DEL ECTOR PÚ BLICOS

PRESENTACIÓN

Desde enero de 2007, el Sistema Nacional de Inversión Pública (SNIP) se encuentra descentralizado, con lo cual cada Sector, GobiernoRegional o Gobierno Local está facultado a formular, evaluar y declarar la viabilidad de sus proyectos de inversión pública sin límite demonto, en función de sus competencias.

En este contexto, uno de los roles centrales del Ministerio de Economía y Finanzas, a través de la Dirección General de ProgramaciónMultianual del Sector Público, es promover la generación de capacidades en los diferentes niveles de gobierno para la formulación yevaluación de proyectos de inversión pública.

Así, esta Dirección General pone a disposición de las Unidades Formuladoras, Unidades Ejecutoras y Oficinas de Programación e Inversionesde los tres niveles de gobierno, así como del público en general, la Guía Metodológica de Identificación, Formulación y Evaluación deProyectos de Electrificación Rural a nivel de Perfil.

Esta guía tiene como objetivo brindar orientaciones básicas que permitan el entendimiento y la preparación de los proyectos de electrificaciónrural de una manera uniforme, sencilla y aplicable para la toma de decisiones de inversión.

Este instrumento contribuye a que, en esta nueva etapa, el SNIP se convierta en un sistema más ágil y accesible para la formulación yevaluación de proyectos, resguardando la calidad de la inversión.

Lima, junio de 2007

Miguel Prialé UgásDirector General

Dirección General de Programación Multianual del Sector PúblicoMinisterio de Economía y Finanzas

© 2007 DIRECCIÓN GENERAL DE PROGRAMACIÓN MULTIANUAL DEL SECTOR PÚBLICO – MINISTERIO DE ECONOMÍA Y FINANZAS.

Esta Guía fue elaborada por la Dirección General de Programación Multianual del Sector Público (DGPM) del Ministerio de Economía yFinanzas.

La primera edición de esta Guía ha sido realizada en el marco del Programa de Fortalecimiento de Capacidades del Sistema Nacionalde Inversión Pública (SNIP) del Convenio de Compromiso N° PER/01/001-0005/2006 del Fondo de Estudios y Consultorías Belga Peruano.

Hecho el Depósito Legal en la Biblioteca Nacional del Perú: N° 2007-06300

Introducción ................................................................................................................................................................................... 03

1. Módulo I: Aspectos Generales .................................................................................................................................................. 11I.1 Nombre del Proyecto ......................................................................................................................................................... 13I.2 Unidad Formuladora y Unidad Ejecutora ........................................................................................................................... 14I.3 Participación de las entidades involucradas y de los beneficiarios ................................................................................... 16I.4 Marco de referencia ........................................................................................................................................................... 19

2. Módulo II: Identificación ............................................................................................................................................................. 20II.1 Diagnóstico de la situación actual ..................................................................................................................................... 22

II.1.1 Antecedentes de la situación que motiva el proyecto ............................................................................................. 23II.1.2 Zona y población afectadas ...................................................................................................................................... 24II.1.3 Gravedad de la situación negativa que se intenta modificar .................................................................................... 26II.1.4 Intentos de solución anteriores ................................................................................................................................. 27

II.2 Definición del problema y objetivo central .......................................................................................................................... 28II.2.1 Problema central ....................................................................................................................................................... 29II.2.2 Objetivo del proyecto ................................................................................................................................................. 30II.2.3 Alternativas de solución ............................................................................................................................................. 31

3. Módulo III: Formulación ............................................................................................................................................................... 41III.1 Horizonte de evaluación ...................................................................................................................................................... 43III.2 Análisis de la demanda ....................................................................................................................................................... 44III.3 Análisis de la oferta ............................................................................................................................................................. 51III.4 Balance oferta – demanda de potencia .............................................................................................................................. 56III.5 Costos del proyecto ............................................................................................................................................................ 58III.6 Beneficios del proyecto ....................................................................................................................................................... 74III.7 Cronograma de acciones ................................................................................................................................................... 82Anexo ......................................................................................................................................................................................... 83

INDICE

4. Módulo IV: Evaluación ............................................................................................................................................................ 87IV.1 Evaluación económica a precios privados y sociales .................................................................................................... 89

IV.2 Análisis de sensibilidad ................................................................................................................................................... 90

IV.3 Análisis de sostenibilidad ................................................................................................................................................ 91

IV.4 Análisis de impacto ambiental ........................................................................................................................................ 93

IV.5 Selección de la mejor alternativa .................................................................................................................................... 96

IV.6 Matriz de marco lógico para la alternativa seleccionada ................................................................................................ 97

5. Módulo V: Conclusiones ........................................................................................................................................................ 103

6. Módulo VI: Anexos ................................................................................................................................................................. 105

7. Apéndices ............................................................................................................................................................................. 109

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Guía Metodológica para la Identificación, Formulación y Evaluación de Proyectosde Electrificación Rural a Nivel de Perfil

INTRODUCCIÓN

La presente Guía Metodológica es producida encumplimiento de la Ley Nº 27293, Ley del Sistema Nacionalde Inversión Pública (SNIP) modificada por la ley Nº 28802 ysus normas reglamentarias.

Se recomienda ingresar a la página web de la DirecciónGeneral de Programación Multianual del Sector Público paraobtener mayor información sobre el SNIP y recabar losdocumentos necesarios que complementen este trabajo.

http://www.mef.gob.pe/DGPM/snipnet.php

Esta Guía ha sido elaborada de acuerdo a los contenidosmínimos para la evaluación de perfiles de proyectos deinversión, requeridos por la Dirección General deProgramación Multianual del Sector Público del Ministeriode Economía y Finanzas, ente rector del Sistema Nacionalde Inversión Pública, por tanto aplica para el GobiernoNacional, así como para los Gobiernos Regionales yGobiernos Locales.

La información del sector eléctrico tales como planes de electrificación, normas técnicas, normatividad del sector,entre otros, se puede obtener visitando las siguientes páginas web: http://www.minem.gob.pe/electricidad/index.asp,http://dep.minem.gob.pe/

El marco legal a tener en cuenta para los proyectos de electrificación rural son:

MARCO LEGAL

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CICLO DE PROYECTOSDe acuerdo a la normatividad del Sistema Nacional de Inversión Pública, relacionada con el ciclo de proyectos, de maneraprevia a la ejecución de un proyecto de inversión pública, se debe contar con los estudios de preinversión que sustenten quees socialmente rentable, sostenible, concordante con los lineamientos de política establecidos por las autoridadescorrespondientes al Sector, los Gobiernos Regionales y los Gobiernos Locales; y se enmarquen en los planes que se elaborenen el gobierno nacional y los gobiernos regionales y locales.

POST- INVERSIÓN

E X P E D IE N TE TÉ C N IC O

D E TA LLA D OE V A LU A C IÓ N

E X P O S TE JE C U C IÓ NF A C TIB IL ID A DP R E

F A C TIB IL ID A DP E R F IL

PROYECTO DE

INVERSIÓN

VIABLES EN EL BANCO DE PROYECTOS

PRE- INVERSIÓN INVERSIÓN





PROYECTO DE

INVERSIÓN PÚBLICA


PRE- INVERSIÓN POST- INVERSIÓN





PROYECTO DE

INVERSIÓN


PRE- INVERSIÓN INVERSIÓN





PROYECTO DE

INVERSIÓN PÚBLICA


PRE- INVERSIÓN

Las tres etapas de la fase de preinversión deben considerar un análisis de riesgo, así como la estrategia para manejarlos,la profundidad de este análisis variará de acuerdo a cada nivel (perfil, prefactibilidad o factibilidad). Adicionalmente, se debeconsiderar la estrategia para la implementación del proyecto.

PRE-INVERSIÓN: esta etapa comprende la elaboración de los estudios de perfil, prefactibilidad y factibilidad, siendo suobjetivo identificar proyectos viables. Un proyecto puede ser declarado viable a nivel de perfil, prefactibilidad o factibilidad. Larealización de los dos últimos estudios depende de la complejidad de las alternativas analizadas, así como de la envergaduradel proyecto.Es importante tener en cuenta que si el perfil es el nivel de estudio a partir del cual se pretende obtener la viabilidad delproyecto, los evaluadores podrán solicitar estudios complementarios de fuente primaria, a fin de tener mayores elementos dejuicio que les permita opinar sobre la viabilidad del proyecto.Los estudios de preinversión deberán ser elaborados sobre la base de los contenidos mínimos para estudios de preinversión(anexos SNIP-05, SNIP-06 y SNIP-07), los cuales son de observación obligatoria, según corresponda.

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Perfil:Para proyectos de electrificación rural, este estudio se sustenta en «fuentes primarias» (trabajo de campo mínimo para ladeterminación del nivel y dispersión de la demanda, así como la configuración de los componentes de la infraestructura, talescomo: línea primaria, redes primarias y redes secundarias) y «fuentes secundarias». A este nivel se enfatiza la identificacióndel problema y las alternativas para dar solución al problema encontrado. En su elaboración de debe considerar la experienciatécnica y económica de los formuladores, así como los parámetros técnicos y bases de datos existentes.

Pre factibilidad:Este estudio es más profundo que un perfil, su objetivo es mejorar la calidad de la información y definir claramente lasalternativas que se evaluarán en el proyecto, estas alternativas deben considerar aspectos económicos, tecnológicos, socialesy de riesgo de la zona en análisis. La preparación de este estudio requiere la combinación de fuentes secundarias contrabajos de campo detallados (fuente primaria) a fin de determinar el mercado eléctrico.

Factibilidad:Estudio que analiza minuciosamente la rentabilidad de las alternativas (optando por una de ellas) y establece un presupuestodetallado para la alternativa seleccionada. Esta etapa requiere información totalmente primaria y el análisis detallado demercado (oferta y demanda), además de la evaluación técnico económica. Su objeto es precisar el grado de rentabilidad dela mejor alternativa identificada, respecto a las demás.

CICLO DE PROYECTOS

INVERSIÓN: una vez que un proyecto ha cumplido satisfactoriamente la etapa de preinversión (habiéndose aprobado losrespectivos estudios de perfil, prefactibilidad y factibilidad, según corresponda), el proyecto debe incorporar las actividadesnecesarias hasta llegar a la puesta en marcha del mismo. Ello comprende el desarrollo de los estudios técnicos definitivos, asícomo la ejecución misma del proyecto. Según la naturaleza del proyecto esta etapa puede incluir la adquisición de activosfijos e intangibles, así como la realización de gastos preoperativos. La duración de esta etapa depende del tamaño de lainversión y de la forma cómo ésta se desarrollará.

POST-INVERSIÓN: comprende las actividades vinculadas a la operación del proyecto. En esta etapa se debe llevar a cabouna evaluación ex post, la cual debe permitir contrastar la validez de los parámetros, políticas y el cumplimiento de los demássupuestos que determinaron la viabilidad del proyecto en la etapa de preinversión. Este estudio también comprende elanálisis del cumplimiento de metas, objetivos e impactos del proyecto.

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Durante la etapa de preinversión, la declaración de viabilidad puede ser otorgada por la Oficina de Programación e Inversiones(OPI) ya sea del Ministerio de Energía y Minas, el Gobierno Regional o el Gobierno Local. Así también, en determinadoscasos, puede estar a cargo de la Dirección General de Programación Multianual del Sector Público (DGPM).

De acuerdo al Decreto Supremo N° 221-2006-EF, la designación de la entidad evaluadora del perfil del proyecto se hace deacuerdo a las siguientes consideraciones:

• La Dirección General de Programación Multianual del Sector Público declara la viabilidad de los proyectos deinversión pública cuya fuente de financiamiento sea operaciones de endeudamiento u otra que conlleve el aval o garantíadel Estado.

• La OPI del sector energía y minas otorga viabilidad de los proyectos de inversión pública de competencia del GobiernoNacional, que se formulen en el ámbito de determinada función, programa o subprograma de la que sean responsables,según el Clasificador de Responsabilidad Funcional del SNIP (anexo SNIP-08) y si las fuentes de financiamiento sondistintas a las denominadas operaciones de endeudamiento u otra que conlleve el aval o garantía del estado.

• La OPI de un gobierno regional evalúa los proyectos de inversión pública de acuerdo a sus fines y competencias.Asimismo, se requiere que las fuentes de financiamiento sean distintas a las denominadas operaciones de endeudamientou otra que conlleve el aval o garantía del estado.

• La OPI de un gobierno local otorga la viabilidad cuando el proyecto de inversión ha sido formulado por una unidadformuladora del propio gobierno local y cuando las fuentes de financiamiento sean distintas a las denominadas operacionesde endeudamiento u otra que conlleve el aval o garantía del estado, siempre con observancia de lo dispuesto en lasdemás directivas del sistema.

Debe resaltarse que la forma como los gobiernos locales se incorporan al SNIP se encuentra normado en el artículo 7 de laDirectiva N° 004-2003-EF68..01. Además la incorporación al SNIP está comprendida en el anexo SNIP-14 «Modelo deAcuerdo de Concejo Municipal de incorporación al Sistema Nacional de Inversión Pública».

ENTIDADES ENCARGADAS DE LA EVALUACIÓN DE PROYECTOS

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CICLO DE PROYECTOS

* Observa (hasta que se levanten observaciones)

* Aprueba

* R echaza (Fin)


* Aprueba

* R echaza (Fin)

PR IORIZACION EN EL “PR ESU PUESTO PA RTICIPATIVO ”

CUAND O CORR ESPONDA

OTORGA VIABILID AD DEL PROYECTO

SE D ECID E SI EL PR OYECTO ES INCORPORAD O POR UNA

CONCESIONARIA O POR OTRA ENTID AD

INGR EBANC

PR OYEDEL S

VERIFICACIÓN DE QUE NO HAYA

DUPLICID AD DE INTERVENCIONES

1

* Se conoce quien será el encargado de la operación y m antenim iento* Se cuenta con la factibilidad de sum inistro otorgada por la empresa concesionaria

FORMU LAC ION DEL PERFIL EN EL M ARCO

DEL SNIP

2 EVALUACIÓN DEL PERFIL D EL PROYECTO

AUTORIZA DESAR ROLLO DE LA PR E-FA CTIB ILIDAD


* Aprueba

* R echaza (Fin)

AUTORIZA DESAR ROLLO DE LA FA CTIB ILIDAD

OTORGA VIABILID AD DEL PROYECTO

OTORVIAB ILIDA

PR OYE

3

3

3

SE EJECUTA CON EL PRESUPUESTO

DESIGNA DO

IDEN TIFICACIÓN DEL

PR OYECTO

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RECOMENDACIONES• Leer toda la guía y hacer una lista de toda la información que se va a necesitar para formular el proyecto.

• La información presentada en el perfil del proyecto debe ser fidedigna y lo más apegada posible a la realidad.

• Se debe lograr la participación de la comunidad en la elaboración del perfil del proyecto.

• Al momento de utilizar una cifra, ya sea como supuesto o simplemente como dato, se debe citar la fuente de donde seobtuvo. La revisión de este punto será muy rigurosa por parte de los evaluadores.

• Es importante que el equipo formulador tenga los recursos humanos, técnicos y materiales para desarrollar perfiles deproyectos de acuerdo a los requerimientos de los contenidos mínimos. Se recomienda que este equipo sea multidisciplinario.

• Al momento de elaborar el perfil se debe mantener una posición independiente respecto a las diferentes alternativas a finde evaluarlas con objetividad y considerando todos los aspectos que hacen viable su aplicabilidad (en términos económicosy técnicos).

• No se debe forzar la información de ingresos y/o costos para lograr que los indicadores de rentabilidad sean positivos, puessi estos no son reales en el futuro pueden generar perjuicios económicos a la comunidad que se busca beneficiar.

• Identificar adecuadamente la demanda a satisfacer, para esto se debe hacer uso de fuentes primarias.

• La autoridad municipal puede contratar el servicio de administración de la empresa concesionaria de electricidad máscercana, pues esta empresa podría brindar el servicio de una manera más eficiente. En su defecto, se debe constituir unaunidad comunal que administre el sistema eléctrico, tomando en cuenta la dinámica comunitaria de la zona beneficiaria.

• Se debe promover los beneficios de la electricidad, a fin de que la perciban como un insumo para el desarrollo de actividadeslucrativas y de desarrollo social.

• No existen dos proyectos iguales por lo que la tecnología elegida, la demanda, la administración, entre otros, no debensuponerse similares por más que dos o más proyectos pertenezcan a la misma zona geográfica.

• Esta guía está orientada, sobre todo, a los proyectos de eléctrificación rural mediante extensión de redes y cuyos montosson inferiores a S/. 3’500,000.00

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CONTENIDOS MÍNIMOS DEL PERFIL DE PROYECTO DE ACUERDO AL SNIP

El perfil del proyecto debe constar de seis secciones, las mismas que se encuentran definidas de acuerdo a los contenidosmínimos exigidos por el SNIP:

MÓDULO I. ASPECTOS GENERALES

1.1 Nombre del proyecto

1.2 Unidad Formuladora y Ejecutora

1.3 Participación de las entidades

involucradas y de los beneficiarios

1.4 Marco de referencia

1.5 Objetivo del Proyecto

MÓDULO II. IDENTIFICACIÓN

2.1 Diagnóstico de la situación actual

2.2 Definición del problema y sus causas

2.3 Objetivo del proyecto

2.4 Alternativas de solución

MÓDULO III. FORMULACIÓN3.1 Análisis de la demanda3.2 Análisis de la oferta3.3 Balance oferta - demanda3.4 Costos incrementales3.5 Beneficio incremental y neto a

precios sociales y privados

MÓDULO IV. EVALUACIÓN 4.1 Evaluación a precios privados y

sociales4.2 Análisis de sensibilidad4.3 Sostenibilidad4.4 Impacto ambiental4.5 Selección de alternativa4.6 Matriz del Marco Lógico para la

alternativa seleccionada

MÓDULO V. CONCLUSIONES

MÓDULO VI. ANEXOS

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CONTENIDOS MÍNIMOS DEL PERFIL DE PROYECTO DE ACUERDO AL SNIP

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MÓDULO I ASPECTOS GENERALES

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DEFINICIÓ N DE M EDIO S��

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M ÓDULO IIIDENTIFICACIÓN

MÓDULO III FORMULACIÓN

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M A RCO L

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MINISTERIO D E ECO NO M ÍA Y FINANZASDIREC CIÓN GE NER AL DE PR OGRA M ACIÓN

M ULTIANU AL D EL E CTOR P ÚBLICOS

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Este primer módulo contiene aspectos generales vinculados con elproyecto, los cuales debieran ser complementados y mejorados ensu contenido al finalizar la identificación, formulación y evaluacióndel proyecto.

En este modulo es importante lograr la participación de losbeneficiarios lo cual se logra asumiendo una actitud adecuada

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A lo largo de la presente guía se tomará como ejemplo práctico la «Instalación de Electrificación rural en lacuenca del Río Palca - Santa Mercedes». Este es un caso práctico creado con fines ilustrativos que por ningúnmotivo debe ser considerado un caso real. Esta guía está orientada a la formulación de proyectos de electrificaciónen su fase de distribución, mediante extensión de redes.

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I.1 NOMBRE DEL PROYECTO

Elegir nombre del proyecto es un aspecto importante pues permitirá a los evaluadores formarse una primera idea sobre lo quese persigue con su ejecución.

Por ello se recomienda que el nombre que se asigne reúna por lo menos, la siguiente información:

• La tipología del proyecto, ya sea que éste sea un proyecto de generación (indicando el tipo de fuente energéticao si es una extensión de redes), de distribución (lo cual puede comprender reparación, rehabilitación, reubicación,ampliación de frontera eléctrica, etc.).

• La localización geográfica relevante, de acuerdo con el área de influencia del proyecto, precisando las regiones,provincias, distritos y centros poblados a ser beneficiados.

Tener presente que el nombre se define en función al tipo de actividad con la que se llegará a proveer el servicio de electrificación,sea generación, extensión de redes, rehabilitación, etc.Ejemplos:

Ejemplo práctico: Electrificación rural en la cuenca del Río Palca – Santa Mercedes

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E lec trificaci

la com un idad ru ra l de A yaviri

las com un idades rura les de l d istrito de M orrop ón

DONDE SE VA A LOCALIZAR?QU É SE VA A HACER?

LOCALIZACI Ó N O ZONA DE INFLUENCIA

TIPOLOG ÍA DEL PROYECTO

en…

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Ins ta lación de ...(+ )

la com un idad ru ra l de A yaviri

las com un idades rura les de l d istrito de M orrop ónE léc trificación

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DONDE SE VA A LOCALIZAR?QU É SE VA A HACER?

LOCALIZACI Ó N O ZONA DE INFLUENCIA

TIPOLOG ÍA DEL PROYECTO

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I.2 UNIDAD FORMULADORA Y LA UNIDAD EJECUTORA

UNIDAD FORMULADORA (UF):Es la entidad responsable de formular el estudio del proyecto. Puede ser cualquier oficina o entidad del sector público (a nivelde gobierno central, regional o local). De ser necesario se debe consignar la ubicación de la misma dentro de la organizacióna la que pertenece.Es importante que la unidad formuladora se inscriba previamente en el Sistema Nacional de Inversión Pública, a fin de que laDirección General de Programación Multianual del Sector Público (DGPM), le indique a qué Oficina de Programación eInversiones (OPI) estará adscrita.En el perfil se debe señalar tambien el nombre del funcionario responsable de la elaboración del perfil y su cargo dentro de launidad formuladora.

Es necesario que la Unidad Formuladora conozca de las normas y contenidos mínimos del SNIP. Además la UnidadFormuladora debe poseer o ser capaz de acceder a conocimientos y destrezas multidisciplinarias, tales como capacidadpara elaborar la matriz de marco lógico, desarrollar encuestas de campo, conocer los aspectos técnicos, normatividad,etc. asociados a un proyecto de electrificación, reconocer y registrar los costos, construir flujos de caja, calcular larentabilidad, realizar el análisis de sensibilidad y sostenibilidad, entre otros.

Ejemplo práctico:

m m ontanez@ m ail.comC orreo electrón ico :

D irector de P royectosC argo

M igue l M on tañez R o jasPersona R esponsab le

Av. Am é rica N º 20 . S anta Teresa .D irecc ión

321-1234Te l é fono

M in is terio de E nergía y M inasP liego

Energ ía y M inasSecto r

D irecc ión de P royectosU n idad F orm u ladora :

Ejemplo práctico:

m m ontanez@ m ail.comC orreo electrón ico :

D irector de P royectosC argo

M igue l M on tañez R o jasPersona R esponsab le

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M in is terio de E nergía y M inasP liego


D irecc ión de P royectosU n idad F orm u ladora :

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I.2 UNIDAD FORMULADORA Y EJECUTORA

UNIDAD EJECUTORA (UE):Es la entidad responsable de ejecutar el proyecto, por lo que debe elegirse a aquella que tenga verdaderamente la capacidadpara encargarse de la ejecución del mismo.Es importante que la entidad ejecutora se encuentre previamente registrada en la Dirección Nacional de Presupuesto Público(DNPP) del Ministerio de Economía y Finanzas.No basta con designar a la unidad ejecutora, se debe explicar clara y concisamente por qué se propone a dicha entidad. Paraello se recomienda sustentar la elección sobre la base de los siguientes criterios:

• Las competencias y funciones de la UE, considerando la institución de la que forma parte (señalando su campo deacción y su vínculo con el proyecto), y

• Su capacidad técnica y operativa para ejecutar el proyecto (experiencia en ejecución de proyectos similares,disponibilidad de recursos físicos y humanos, calificación del equipo técnico, entre los más importantes)

Ejemplo práctico:

Av. Am é rica N º 20 . S an ta Teresa .D irecc ión


M in is te rio de Energía y M inasP liego


D irecc ión de P royectosU n idad E jecu to ra :

Ejemplo práctico:

Av. Am é rica N º 20 . S an ta Teresa .D irecc ión


M in is te rio de Energía y M inasP liego


D irecc ión de P royectosU n idad E jecu to ra :

En el caso práctico desarrollado en esta guía, la unidad formuladora y ejecutora es la misma. Sin embargo, en el desarrollo deotros proyectos puede suceder que ambas unidades pertenezcan a diferentes entidades.

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I.3 PARTICIPACIÓN DE LAS ENTIDADES INVOLUCRADASY DE LOS BENEFICIARIOS

En esta sección se busca definir claramente cuales son las entidades involucradas, sus roles específicos en el proyecto y losbeneficiarios del mismo.

En cada caso debe especificarse lo siguiente:

• Sus intereses y si éstos se encuentran en conflicto con los de otros grupos (ejemplo: la comunidad vecina se oponeal uso del agua para generar electricidad pues creen que se les reducirá el agua para riego).

• Las estrategias a seguir para resolver los conflictos de intereses, si los hubieran. (ejemplo: se convocará a unaasamblea conjunta para formar una comisión técnica que evalúe el impacto de la construcción de una minicentralhidroeléctrica, en la provisión de agua en las zonas aledañas al proyecto).

• Los acuerdos y compromisos alcanzados o que se deberán alcanzar. (ejemplo: se propondrá que la comunidadvecina no pague los estudios de impacto ambiental, pero que sí forme parte de la comisión evaluadora del informetécnico).

No basta con señalar las entidades y beneficiarios, sino que en el perfil se debe además consignar cuál es el grado deconocimiento y participación de estos grupos al momento de formular el estudio.

Es importante también que estas entidades participen activamente en el proceso de formulación del perfil, a fin de conocer lospuntos de vista de todos los involucrados, así como para que ellos conozcan los beneficios, y consecuencias de ejecutar elproyecto.

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I.3 PARTICIPACIÓN DE LAS ENTIDADES INVOLUCRADASY DE LOS BENEFICIARIOS

Es recomendable que:

• El proyectista convoque, de la mano de las autoridades locales, a talleres y asambleas. Se debe procurar la participaciónde las personalidades más representativas de la comunidad.

• Se exponga claramente a los participantes los objetivos, beneficios, costos e implicancias económicas, sociales yambientales del proyecto.

• Al cabo de cada sesión, los representantes comunales firmarán las actas de la asamblea con la finalidad de hacerlospartícipes y responsables en el proceso.

• Se listen los ofrecimientos de aportes de los beneficiarios como compromisos monetarios o en jornales de trabajo, loscuales deben estar debidamente cuantificados y sustentados mediante carta.

• A manera de resumen de los talleres desarrollados por el proyectista, se recomienda desarrollar la matriz de involucrados,la misma que considera lo siguiente:

• Grupos de involucrados: se refiere a los actores (personas o instituciones):• Que serán afectados por el proyecto (negativa o positivamente), por ejemplo, los beneficiarios; y,• Que pueden afectar los resultados del proyecto, por ejemplo, unidades ejecutoras.

• Problemas percibidos: son las situaciones negativas observadas por el grupo social involucrado; se deberánincluir sólo aquellos que se encuentran relacionados con el proyecto (por ejemplo, el hecho que los artesanostengan un problema con el precio que les pagan los mayoristas por sus productos es un tema que no seríarelevante para los fines del proyecto al no estar vinculado con éste).

• Intereses: Lo que persigue cada grupo. Puede ser que el proyectistas identifique conflictos entre los intereses delos distintos grupos, situación que deberá tenerse en cuenta a la hora de plantear las alternativas de solución delproblema, a fin de disminuir al máximo posible las tensiones que se pudieran observar entre dichos grupos.

Es necesario contar con la factibilidad de suministro por parte de la concesionaria que se encargará de la administración delproyecto de manera previa a la ejecución del proyecto.

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I.3 PARTICIPACIÓN DE LAS ENTIDADESINVOLUCRADAS Y DE LOS BENEFICIARIOS

Ejemplo practico: Electrificación rural en la Cuenca del Río Palca – Santa Mercedes

De ser posible, incluir información sobre el equipamiento que cada grupo necesitaría y una cuantificación monetaria de losefectos de la carencia de energía eléctrica en cada grupo de involucrados.

R educir e l gas to en energ ía y ca lidad de se rv ic io .

E levados gas tos e ine fic iencia de las fuen tes ene rg é ticas ac tua les pa ra a tenc i ón de se rv ic ios socia les. (S a lud , educac i ón , seguridad , e tc .)

C AR G A S E SP EC IALE S

P rocu ra r e l b ienesta r de la sociedC om o destina r los recu rsos de la m anera m as e fic ien tes a las pob lac iones neces itadas.

G O B IE R N O LO C A L/R EG IO N A L/N AC IO N AL

T iene po r fina lidad m ax im iza r la ulos se rvic ios el éc tricos a su ca rg

Los se rvic ios no son ren tab les .E M P R E S A C O N C E SIO N AR IA

E xpa nd ir e l vo lum en de ven taaprovechando la expansi ón de l la zona

La do tac i ó n de ene rg ía po r so lo tres ho ras a l d ía lim ita la p roducc ió n .

A R TES A N O S

P rob lem a 1 : d ism inu ir las p ém erm as en los p roduc tos pe rec ibca rnes .

P rob lem a 2 : d ism inu ir las p é rd id

P rob lem a 1 : la do tac i ón de ene rg ía po r so lo tres ho ras a l d ía les im p ide la conservac i ó n de p roductos pe recib les y ca rnes

P rob lem a 2 : la fa lta de luz po r las noches a fec ta la seguridad de l loca l.

C O M E R C IA N TES

P EQ U E Ñ O S IN D U S TR IA LES

R educir e l gas to en energ ía y ca lidad de v ida .

E levados gas tos e ine fic iencia de las fuen tes ene rg é tica s ac tua les p ara ilum inac ión , re frige rac ión , in fo rm ació n , y en tre ten im ien to .

D O M É S TIC O S

INTERESESPROBLEM AS PERCIBIDOSGRUPO DE INVOLUCRADOS

R educir e l gas to en energ ía y m eca lidad de se rv ic io .

E levados gas tos e ine fic iencia de las fuen tes ene rg é ticas ac tua les pa ra a tenc ión de se rv ic ios socia les. (S a lud , educac i ón , seguridad , e tc .)

IN S T ITU C IO N E S P Ú B LIC AS

P rocu ra r e l b ienesta r de la sociedC om o destina r los recu rsos de la m anera m as e fic ien tes a las pob lac iones neces itadas.

G O B IE R N O LO C A L/R EG IO N A L/N AC IO N AL

T iene po r fina lidad m ax im iza r la ulos se rvic ios el éc tricos a su ca rg

Los se rvic ios no son ren tab les .E M P R E S A C O N C E SIO N AR IA

E xpa nd ir e l vo lum en de ven taaprovechando la expansió n de l tla zona

La do tac i ó n de ene rg ía po r so lo tres ho ras a l d ía lim ita la p roducc ió n .

A R TES A N O S

P rob lem a 1 : d ism inu ir las p é rd idam erm as en los p roduc tos pe rec ibca rnes .

P rob lem a 2 : d ism inu ir las p é rd ida

P rob lem a 1 : la do tac ión de ene rg ía po r so lo tres ho ras a l día les im p ide la conservac ión de p roductos pe recib les y ca rnes

P rob lem a 2 : la fa lta de luz po r las noches a fec ta la seguridad de l loca l.

C O M E R C IA N TES

P EQ U E Ñ O S IN D U S TR IA LES

R educir e l gas to en energ ía y m eca lidad de v ida .

E levados gas tos e ine fic iencia de las fuen tes ene rg é tica s ac tua les p ara ilum inac ión , re frige rac ión , in fo rm ació n , y en tre ten im ien to .

D O M É S TIC O S

INTERESESPROBLEM AS PERCIBIDOSGRUPO DE INVOLUCRADOS

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I.4 MARCO DE REFERENCIA

Esta sección debe consignar:

• Un breve resúmen de los antecedentes del proyecto.

• Una breve descripción del proyecto y de la forma cómo éste se encuentra relacionado con los lineamientos de la políticasectorial-funcional y en el contexto regional y local

Es recomendable tener en cuenta los alcances del Plan Nacional de Electrificación Rural (PNER), elaborado por el Ministeriode Energía y Minas, así como la normativa o directivas emanadas del gobierno regional o local, aplicables a la electrificaciónrural.

Ejemplo practico: Instalación de electrificación rural en la Cuenca del Río Palca – Santa Mercedes

Antecedentes del Proyecto

La Dirección de Proyectos del Ministerio de Energía y Minas y la Municipalidad de Santa Mercedes, han previsto la ejecucióndel proyecto «Electrificación rural de la cuenca del Río Palca – Santa Mercedes», a fin de atender a las localidadesconsideradas en el estudio y que aún no cuentan con servicio eléctrico. Con esto se beneficiará a un total de 866 habitantes.En el Año 2000, como parte del Plan de Electrificación Rural, se ejecutó el proyecto Pequeño Sistema Eléctrico HuarochiríI Etapa, por lo que el presente proyecto es un ramal que representaría una ampliación de la primera etapa del PSEHuarochiri I Etapa, dicho ramal incluye a todas las localidades a ser electrificadas y que forman parte del presente proyecto.

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El objetivo de este módulo es identificar el problema central que se quiereresolver con el proyecto, sus causas y efectos, así como posibles alternativasque darán solución al problema encontrado.

El adecuado desarrollo de este módulo depende de la rigurosidad con la quese realice el diagnóstico.

Este modulo es muy importante además por que de aquí se desprende lacorrecta identificación de las alternativas de solución.

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DEFINICIÓN DE MEDIOS��

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MÓDULO IIIDENTIFICACIÓN

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DEFINICIÓN DE MEDIOS��

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IDENTIFICACIÓN


II.1 DIAGNÓSTICO DE LA SITUACIÓN ACTUAL

El diagnóstico de la situación actual, o situación sin proyecto debe recoger información de aspectos tecnológicos ysocioeconómicos del área de influencia del proyecto. Debe incluir además un trabajo de campo. Este trabajo debe considerar:

1. Un estudio de mercado eléctrico (patrones de consumo, gasto en energía, tarifas, usos, calidad, etc.).2. Evaluación de características socioeconómicas de la zona de influencia, con énfasis en las potencialidades de

desarrollo económico frustradas por la falta de energía, características de la población, instituciones, autoridades,entre otros.

3. Evaluación del potencial energético de las posibles fuentes alternativas, incluyendo la infraestructura existente ylos riesgos de impacto ambiental negativo.

El diagnóstico debe proveer suficiente información para:

• Precisar el problema que motiva el proyecto y sus efectos si no se toma ninguna medida.• Alcances del problema, área afectada y dimensión de los aspectos negativos.• Dimensión del área beneficiada e impactos en el bienestar.• Intentos anteriores por resolver el problema y su grado de éxito.• Intereses de grupos involucrados.

Se puede complementar esta parte con información secundaria, la misma que se obtiene en proyectos anteriores, documentosde trabajo, informes, página web del Ministerio de Energía y Minas (www.minem.gob.pe), del Organismo Supervisor de laInversión en Energía (www.osinerg.gob.pe) u otros.

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II.1.1 ANTECEDENTES DE LA SITUACIÓN QUE MOTIVA EL PROYECTOComo parte del diagnóstico, el estudio debe analizar la situación que motiva el proyecto, lo cual, en términos generales, debeestablecer con claridad los siguientes aspectos:

� Motivos que generaron la propuesta del proyecto: los cuales pueden observarse de la realidad del área y dela población beneficiaria. Puede incluir la solicitud expresa de los pobladores para encontrar una solución alproblema particular o la identificación, por parte de las autoridades, de metas sectoriales no alcanzadas, entreotros factores.

� Características de la situación negativa que se intenta modificar: suelen estar vinculadas con los motivosseñalados anteriormente. No obstante, se debe profundizar para describir con claridad todos los aspectosnegativos que el problema origina para la población o área afectada.

Ejemplo practico: Electrificación Rural en la Cuenca del Río Palca – Santa Mercedes

En las comunidades rurales localizadas en la cuenca del Río Palca, la escasez de energía es un obstáculo importantepara el desarrollo socioeconómico.

La energía eléctrica resulta fundamental para proporcionar muchos servicios orientados a mejorar el nivel de vida:refrigeración para los alimentos, luz para leer, electricidad para el acceso a los modernos medios de comunicación,etc.

Los servicios públicos (escuelas, puestos de salud, comedores comunales, etc.) disponibles se encuentran limitadosde manera considerable; la calidad en la prestación de estos servicios a la comunidad también es limitada por lafalta de energía. La disponibilidad de electricidad podría aumentar la productividad en pequeños comercios ytalleres artesanales existentes en el área del proyecto.

La lejanía, el aislamiento y la poca accesibilidad, son las principales características de estas comunidades. Además,este mercado objetivo es de bajo poder adquisitivo, con una demanda eléctrica reducida y con cargas dispersasque impiden las economías de escala.

Estas características determinan que un proyecto de electrificación de la zona ofrezca baja rentabilidad para unaempresa privada, porque no obtendría los ingresos suficientes para cubrir sus costos; lo cual motiva que no seaatractivo a la participación exclusiva de la inversión privada y que se requiera la participación activa del Estado.

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II.1.2 ZONA Y POBLACIÓN AFECTADAS

Características del área afectada y su población:Se deberá identificar geográficamente el área o áreas afectadas por la situación negativa que se quiere resolver, mencionandola región provincia, distrito y localidades beneficiadas e indicación de su ubicación, se recomienda la georeferenciaciónmediante coordenadas UTM (GPS). Así mismo, se recomienda que se adjunte un mapa de ubicación del área de influenciadel proyecto en mapa de carta nacional. Las definiciones geopolíticas de las provincias, distritos y centro poblados puedeencontrarse en la clasificación del INEI (www.inei.gob.pe) y visitando la sección mapas y planos, de la sección cartografíanacional.

También describir las características económicas, productivas, sociales del relieve del suelo y climáticas del área de influenciadel proyecto; vías de accseso, número de viviendas por localidad, fuentes alternativas de energía usadas, prospección deposibles usos productivos de energía.


...en el área de influencia del proyecto se desarrolla la agricultura (el cultivo de la manzana, en mayor escala), la ganadería yla artesanía (en menor escala). Las principales comunidades que alcanza el proyecto, son: Palca, Chíllaco, Antapucro, Sicaya,Pampa Baja, Nieve y Santa Mercedes. La población beneficiaria alcanza un total de 866 pobladores con un total de 239viviendas domésticas a ser electrificadas. Se estima que la población para el año 2025 será de 1 562.La población se caracteriza por su bajo nivel socio-económico, aproximadamente el 20% de la población está en edadescolar, mientras que un 60% desarrolla su economía en base a actividades de carácter agropecuario, comercial y artesanal.Los pobladores son carentes de tecnología, sin posibilidad de transformación de sus productos, sus ingresos económicosbasados en la agricultura son, en promedio de 10 soles diarios.

23 9N úm ero d e fam ilia s be ne fic ia r ia s d e p roy ec to

F ue n te : IN E I, C en so de P o b lac ió n y V iv ie nda 2 00 5

32 0Ing reso m en su a l p ro m ed io

86 6P ob lac ió n to ta l

INFORMACIÓN GENERAL

75 .7H og ares co n dos o m e nos nece s idad es bá s icas ins a tis fe chas – P orce n tua l

60 .4H og ares co n una n ece sid ad bá s ica in sa tis fecha – P orce n tua l

INFORMACION DE HOGARES EN EL DISTRITO SANTA MERCEDES

23 9N úm ero d e fam ilia s be ne fic ia r ia s d e p roy ec to

F ue n te : IN E I, C en so de P o b lac ió n y V iv ie nda 2 00 5

32 0Ing reso m en su a l p ro m ed io

86 6P ob lac ió n to ta l

INFORMACIÓN GENERAL

75 .7H og ares co n dos o m e nos nece s idad es bá s icas ins a tis fe chas – P orce n tua l

60 .4H og ares co n una n ece sid ad bá s ica in sa tis fecha – P orce n tua l

INFORMACION DE HOGARES EN EL DISTRITO SANTA MERCEDES

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II.1.2 ZONA Y POBLACIÓN AFECTADAS

Características del potencial energético de la zona afectada:En esta sección se debe hacer una descripción preliminar de la disponibilidad de las distintas opciones energéticas parael abastecimiento de electricidad. De esa forma se podrá descartar rápidamente las fuentes energéticas no existentes ono aprovechables en la zona afectada (por ejemplo, se descartaría el uso de recursos hidráulicos en zonas con seriosproblemas de sequía o inestabilidad de taludes).

Así, sería importante informar, mediante opinión de un profesional especializado en distribución elèctrica, sobre:

• Distancia de la zona geográfica del proyecto a las líneas de distribución y sub-transmisión de electricidad, en kilómetros.• Estimación del caudal en época de estiaje o de mínima disponibilidad (medido en metros cúbicos por segundo, o en

litros por segundo), o aún mejor, la curva de duración de caudales y la altura bruta en metros (diferencia de cotasgeodésicas o líneas de nivel) para el lugar del salto identificado.

• Radiación solar medida en kWh/m2 por día, para la época de menor radiación durante el año. Para esto puedeconsiderarse los estudios realizados por el Ministerio de Energía y Minas.

• Es conveniente, si es posible, dar una estimación de la velocidad media del viento en m/seg a distintos niveles delpiso.

Asimismo, será importante consignar el marco regulatorio de acceso a los recursos energéticos válidos para la zona delproyecto, pudiendo ser éstos:

• Derechos de agua, autorizaciones de asociación de regantes o de autoridades municipales que empleen el recursohidráulico para consumo humano.

• Servidumbre de paso y posibles conflictos de propiedad del terreno por donde pasaran las obras civiles e inclusiveaquellas áreas posiblemente afectadas en la etapa de operación (zonas inundables alrededor de canales de descargao de limpia)

• Zona de concesión.• Otros relevantes.

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II.1.3 GRAVEDAD DE LA SITUACIÓN NEGATIVA QUE SE INTENTA MODIFICAR

En esta sección se debe señalar desde cuándo se manifiesta la situación negativa y cuál es la gravedad de la misma, para locual se debe incluir la siguiente información:

� Temporalidad. Se debe precisar por cuánto tiempo ha existido la situación negativa, así como su evolución enel tiempo para ver si la situación ha empeorado o ha mejorado. Asimismo, se debe describir los efectos esperadossi no se llevara a cabo el proyecto.

� Relevancia. Es importante dejar en claro si la situación negativa es una circunstancia temporal (una catástrofenatural, una epidemia, un hecho fortuito no previsto, una situación crítica coyuntural) o si es de índole permanenteo estructural, considerando en ambos casos su relevancia estratégica, por ejemplo, para el logro de los objetivosdel gobierno nacional, regional y/o local.

� Alcance. Se debe expresar como un porcentaje referido a la población que potencialmente podría estar afectadapor la situación negativa (por área geográfica y grupos sociales, si es posible); debe estar sustentado porinformación cuantitativa y cualitativa.


La escasez de energía eléctrica en la zona de influencia obliga a que las autoridades se vean forzadas a seguir alquilandopequeños generadores de combustible, cuyo uso es limitado a eventos especiales, generalmente una vez al año, por el altocosto de operación. Es importante señalar que estos generadores también son agentes contaminantes del medio ambiente ypor tanto ponen en riesgo la salud de la población.

Esta situación se viene dando desde siempre pues el área de influencia del proyecto no contaba con redes eléctricas para laprovisión de energía, sin embargo, con el desarrollo de proyectos previos, que ha permitido tener infraestructura eléctrica enáreas cercanas a la del proyecto, en la actualidad se hace factible la presente intervención.

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II.1.4 INTENTOS DE SOLUCIÓN ANTERIORES

En caso que anteriormente se hubiera intentado solucionar el problema, se debe indicar qué tipo de acciones se realizaron,cuál fue su grado de éxito o fracaso, así como las causas a las que se atribuyen los mismos.

En el caso que no se hubieran realizado intentos anteriores de solución, se debe indicar porqué.

Cualquiera de las dos circunstancias permitirá tener una mejor comprensión del proyecto que se formula.


• En el año 2000 se realizó un estudio definitivo para la electrificación de todas las localidades de la cuenca delRío Palca, dividiéndose su ejecución en 2 etapas: Huarochiri I y Huarochiri II, sin embargo a la fecha sólo se encuentraejecutada la primera etapa.

• Actualmente se ha planeado continuar con Huarochirí II Etapa, que se compone de las localidades Santa Mercedes,Nieve, Sicaya, Pampa Baja, Antapucro, Chíllaco y Palca.

• La zona del proyecto se ubica en la sierra por lo cual fue muy costoso implementar una tecnología idónea para laprovisión de energía, esto dificultó dar solución al problema de la falta de energía en épocas pasadas. Actualmentecon el desarrollo tecnológico ha sido posible reducir los costos de implementación del proyecto por lo que fue posibleproponer la presente intervención.

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II.2 DEFINICIÓN DEL PROBLEMA Y OBJETIVO CENTRAL

En esta fase se define el problema central que afecta directamente el bienestar de los pobladores de una localidad y quepuede ser atendido con la ejecución del proyecto, así como los problemas que se relacionan o se derivan de él.Aquí también, se define el objetivo del proyecto, el mismo que debe responder a las siguientes preguntas:

¿Con qué propósito se hace? y ¿Para qué va servir el proyecto?

La forma más fácil de definir el objetivo es a través de la identificación de la situación deseada, es decir, la situación en lacual el problema es solucionado.

En lo que sigue se considerará el Árbol de Causa-Efecto y el de Medio-Fin, del ejemplo práctico utilizado en la presente guía.Para conocer la metodología de construcción de estos árboles sírvase revisar la Guía General para la Identificación, Formu-lación y Evaluación de proyectos a nivel de perfil (pág. 10-21), la cual se encuentra en el siguiente link: http://www.mef.gob.pe/DGPM/docs.php

• Es responsabilidad del proyectista encargado de la elaboración del perfil, adecuar los árboles de causa-efecto ymedio-fin a la realidad particular de la zona intervenida, sobre la base de los talleres participativos desarrollados conlos grupos involucrados con el proyecto, considerando el objetivo final de cada proyecto en particular, así como elámbito de intervención.

• Con relación a los efectos directos del proyecto incluidos en los árboles, estos deben ir acompañados de informacióncuantitativa (indicadores) que ayuden a definir de manera clara las metas específicas de la intervención. El adecuadocumplimiento de este punto facilitará la evaluación expost, por lo cual es un requisito a verificarse por la unidadesevaluadoras.

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II.2.1 PROBLEMA CENTRAL


ÁRBOL DE CAUSA - EFECTO

PROBLEMA CENTRALInsu fic iente prov isi ón de energ ía

en fo rma in tegra l y confiab le

EFECTO FINALDeterio ro en la ca lidad de

v ida y el desarrollo productivo de la localidad

EFECTO INDIRECTORetraso en e l desarrollo

econ óm ico de la localidad

EFECTO INDIRECTO

Baja ca lidad de v ida

CAUSA DIRECTAAltos costos de instalac i ón de

in fraestructu ra energ é tica

CAUSA DIRECTAProvisión restringida en cantidad,

calidad y costo de la energ ía

CAUSA INDIRECTAAlto n ivel de

inversión por usuario en in fraestructu ra

energ é tica

CAUSA INDIRECTAInadecuada

in fraestructu ra existente para generaci ón de

electric idad

CAUSA INDIRECTAG esti ón adminis tra tiva

inaprop iada e ineficien te del actual

serv ic io eléctrico

CAUSA INDIRECTAReducido potencia l para la generaci ón

con fuentes renovab les

CAUSA DIRECTAReducido consumo unitario

en kW h por usuario

CAUSA INDIRECTA

Fa lta de d ifusi ón de l uso de

energ ía eléctrica

EFECTO DIRECTOM enores oportun idades

de generaci ón de ingresos

EFECTO DIRECTOLim itadas oportun idades

para el desarrollo de actividades p roductivas

EFECTO DIRECTORestricc iones en la

calidad de servic ios de salud y educaci ón

EFECTO DIRECTOAlm acenam iento inadecuado de

alim entos

EFECTO DIRECTORestricc iones en la dispon ib ilidad de

te lecomunicaciones

PROBLEMA CENTRALInsu fic iente prov isi ón de energ ía

en fo rma in tegra l y confiab le

EFECTO FINALDeterio ro en la ca lidad de

v ida y el desarrollo productivo de la localidad

EFECTO INDIRECTORetraso en e l desarrollo

econ óm ico de la localidad

EFECTO INDIRECTO

Baja ca lidad de v ida

CAUSA DIRECTAAltos costos de instalac i ón de

in fraestructu ra energ é tica

CAUSA DIRECTAProvisión restringida en cantidad,

calidad y costo de la energ ía

CAUSA INDIRECTAAlto n ivel de

inversión por usuario en in fraestructu ra

energ é tica

CAUSA INDIRECTAInadecuada

in fraestructu ra existente para generaci ón de

electric idad

CAUSA INDIRECTAG esti ón adminis tra tiva

inaprop iada e ineficien te del actual

serv ic io eléctrico

CAUSA INDIRECTAReducido potencia l para la generaci ón

con fuentes renovab les

CAUSA DIRECTAReducido consumo unitario

en kW h por usuario

CAUSA INDIRECTA

In fim a difus iónde l uso de

energ ía eléctrica

EFECTO DIRECTOM enores oportun idades

de generaci ón de ingresos

EFECTO DIRECTOLim itadas oportun idades

para el desarrollo de actividades p roductivas

EFECTO DIRECTORestricc iones en la

calidad de servic ios de salud y educaci ón

EFECTO DIRECTOAlm acenam iento inadecuado de

alim entos

EFECTO DIRECTORestricc iones en la dispon ib ilidad de

te lecomunicaciones

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II.2.2 OBJETIVO DEL PROYECTOEjemplo practico: Electrificación rural en la Cuenca del Río Palca – Santa Mercedes

FIN DIREC TOAdecuada

re frigeración de alim entos

FIN ULTIMOM ejorar la ca lidad de v ida y e l

desarro llo p roductivo de la loca lidad

FIN INDIRECTOPotenciar el desarro llo

económ ico de la localidad

FIN DIREC TOIncrem ento de la

p roductiv idad de las activ idades

p roductivas en la zona

FIN DIREC TOM ayores

oportun idades de generación

de ingresos

FIN DIREC TOM ejora en la

d ispon ib ilidad de las te lecom un icaciones

en la zona

FIN DIREC TOM ejoras en la

calidad de servicios de salud

y educación

FIN INDIRECTOIn fluir en la m ejo ra

de la calidad de v ida

MEDIO FU NDAMEN TAL

Utilizar alte rna tivas energé ticas de otras

fuentes d is tintas a las renovables

MEDIO FU NDAMEN TALSustituc ión de la

in fraestructura ex is ten te por otra m as e ficiente y

de mayor escala

MEDIO FU NDAMEN TAL

Delegar la adm inistración del

servicio a una em presa concesionaria

MEDIO FU NDAMEN TAL

Realiza r una invers ión que haga uso de

econom ías de esca la (pob lac ión en con junto)

MEDIO DE PRIMER NIVELM ejorar la ca lidad, p rom over el uso y am plia r e l núm ero de usuarios en

la p rov is ión de energ ía

OBJETIVO CENTRALM ejorar la p rovis ión de electric idad en térm inos

de ca lidad , cantidad y n úm ero de usuarios

MEDIO DE PRIMER NIVEL

Increm entar e l facto r de carga de l sis tema

MEDIO FU NDAMEN TAL

Difusión y Capacitac ión en

usos de la energ ía

MEDIO DE PRIMER NIVELInvertir en fuentes

con fiab les, para m ejorar la p rov isión de energ ía

FIN DIREC TOAdecuada

re frigeración de alim entos

FIN ULTIMOM ejorar la ca lidad de v ida y e l

desarro llo p roductivo de la loca lidad

FIN INDIRECTOPotenciar el desarro llo

económ ico de la localidad

FIN DIREC TOIncrem ento de la

p roductiv idad de las activ idades

p roductivas en la zona

FIN DIREC TOM ayores

oportun idades de generación

de ingresos

FIN DIREC TOM ejora en la

d ispon ib ilidad de las te lecom un icaciones

en la zona

FIN DIREC TOM ejoras en la

calidad de servicios de salud

y educación

FIN INDIRECTOIn fluir en la m ejo ra

de la calidad de v ida

MEDIO FU NDAMEN TAL

Utilizar alte rna tivas energé ticas de otras

fuentes d is tintas a las renovables

MEDIO FU NDAMEN TALSustituc ión de la

in fraestructura ex is ten te por otra m as e ficiente y

de mayor escala

MEDIO FU NDAMEN TAL

Delegar la adm inistración del

servicio a una em presa concesionaria

MEDIO FU NDAMEN TAL

Realiza r una invers ión que haga uso de

econom ías de esca la (pob lac ión en con junto)

MEDIO DE PRIMER NIVELM ejorar la ca lidad, p rom over el uso y am plia r e l núm ero de usuarios en

la p rov is ión de energ ía

OBJETIVO CENTRALM ejorar la p rovis ión de electric idad en térm inos

de ca lidad , cantidad y n úm ero de usuarios

MEDIO DE PRIMER NIVEL

Increm entar e l facto r de carga de l sis tema

MEDIO FU NDAMEN TAL

Difusión y Capacitac ión en

usos de la energ ía

MEDIO DE PRIMER NIVELInvertir en fuentes

con fiab les, para m ejorar la p rov isión de energ ía

ÁRBOL DE MEDIO - FIN

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II.2.3 ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN

Una vez concluido el árbol de medio-fin del proyecto se tienen identificados los medios fundamentales, a partir de loscuales se construyen las alternativas a evaluarse.

Para conocer la metodología que nos permite encontrar las alternativas del proyecto, sírvase revisar la Guía General para laIdentificación, Formulación y Evaluación de proyectos a nivel de perfil (páginas 22-26), la misma que se encuentra en elsiguiente link: http://www.mef.gob.pe/DGPM/docs.php

En esta parte se considerará las alternativas del ejemplo práctico utilizado en la presente guía. Las alternativas se handefinido en función a las fuentes de energía.

Ejemplo práctico: Instalación de electrificación rural en la cuenca del Río Palca – Santa Mercedes

Alternativa 1:

Construcción de la interconexión al sistema eléctrico existente: extensión de la línea primaria desde la localidad deLima hasta la localidad de Santa Mercedes, ejecución de redes primarias (derivaciones y transformadores) y redessecundarias.

Alternativa 2:

Instalación de paneles fotovoltaicos: instalación de paneles solares fotovoltaicos en cada vivienda, que generen lasuficiente energía para satisfacer las demandas básicas de alumbrado e información (radio y TV). Las cargas especialesse atenderán con paneles de mayor capacidad.

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Identificadas las alternativas, el proyectista debe explicar técnicamente en que consiste cada una. Esta explicación debecomprender además, los dos aspectos siguientes:

1. Planeamiento eléctrico de cada alternativa: se entiende por planeamiento eléctrico a la concepción y planificacióntécnica de la construcción, mejoramiento y/o ampliación de la infraestructura eléctrica. Asimismo, consiste enproyectar todos los detalles y características de las obras de electrificación, el funcionamiento de éstas, así comolos aspectos de la construcción y materiales que se usarán en cada una de ellas (esta información es preparadasistemáticamente en la etapa de formulación del proyecto).

El análisis del planeamiento eléctrico debe realizarse especificando las siguientes etapas según corresponda encada proyecto alternativo:

2.1 Sistema de generación2.2 Sistema de transmisión2.3 Sistema de distribución2.4 Sistema de uso final

2. Capacitación: Debe estar referida al manejo eficiente y eficaz del sistema eléctrico y mantenimiento correctivo ypreventivo de la infraestructura eléctrica. También se debe considerar lo referente al uso doméstico o al depequeñas cargas industriales para incrementar el consumo de energía.

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A continuación, se debe determinar la pre-viabilidad de cada una de las alternativas para continuar el análisis con aquellasque puedan ser llevadas a cabo. Para eso se debe analizar en cada caso:

1. Capacidad física y técnica de llevar a cabo cada una de las alternativas.En este punto se busca depurar aquellas alternativas difíciles de implementar o aquellas que están fuera de presupuesto.Lo que se requiere es analizar las posibilidades y limitaciones de implementación de cada alternativa.

2. Lineamientos de la unidad formuladora y ejecutora.Las posibles formas de solucionar el problema deben relacionarse con los lineamientos de la institución que presentael proyecto y de la institución que lo ejecuta.

Tras haber definido las alternativas del proyecto es hora de hacer una primera descripción y evaluación de las mismas paraevaluar su viabilidad. Por ello, cada alternativa debe incluir:

Breve resumen. Especificar las características distintivas de cada alternativa.

Área atendida por el proyecto. Es importante detallar la ubicación del proyecto en la región indicando la dimensión delproblema identificado (en número de familias sin servicio, etc.), así como la localización física mediante coordenadasgeográficas (Se recomienda la georeferencíación mediante coordenadas UTM.)

Metas:� Incremento del número de familias a ser atendidas por el proyecto.� Incremento progresivo del consumo individual de las familias provistas con el servicio eléctrico.

Descripción de los componentes del proyecto. Medios que se van a implementar, incluyendo las actividades porrealizar y los productos esperados de cada una.

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Ejemplo práctico: Electrificación rural en la cuenca del Río Palca – Santa Mercedes

Alternativa 1 Extención de Redes.- Se trabajará en: a) la extensión de la línea primaria desde la localidad de Lima hasta la localidad de Santa Mercedes; b) la

ejecución de redes primarias (derivaciones y transformadores) y c) redes secundarias.

- Las nuevas líneas primarias se alimentarán de la subestación Surco 10/22,9 kV - 2,6 MVA, perteneciente a la empresaconcesionaria «Luz para Todos», a través de una derivación 1Ø MRT, del circuito troncal 3Ø de 35 mm2 aluminio aéreo, en22,9/13,2 kV, que llega a la localidad de Lima.

- Se deberá celebrar un convenio con la empresa concesionaria a fin de que se encargue de la operación y mantenimientodel proyecto. Se anexará al perfil del proyecto, carta compromiso de la empresa concesionaria.

- Se organizarán charlas dirigidas a los beneficiarios, respecto de las prevenciones en el uso de la energía eléctrica.

Alternativa 2 Paneles Fotovoltaicos- Se instalarán 251 paneles solares que alimentarán cargas domésticas, cargas de uso general y comercio. Los paneles

solares serán instalados sobre postes de madera de 10 m de altura ubicados en la parte exterior del predio por abastecer.En el proyecto se incluye un componente de capacitación a los beneficiarios, sobre la operación y mantenimiento de lospaneles.

- Los elementos que conformarán cada uno de los paneles son: 1 Panel Fotovoltaico 50 Wp y soporte, 1 Batería de 100Ah,12VCC, 1 Controlador de Carga, 1 Juego de Conductores, 3 Equipos de Iluminación de 9 W, 3 Interruptores de un polo y 1Caja 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 dellugar, se espera que el número de horas de sol y en la inclinación de los rayos respecto de la horizontal generen una mayorcantidad de energía en relación con otras alternativas de fuente no convencional.

- Se celebrará un convenio con una empresa especializada en mantenimiento de generadores fotovoltaicos.- Se capacitará a la población beneficiaria en el uso de los generadores fotovoltaicos.

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CRITERIOS BÁSICOS PARA LA SELECCIÓN DE ALTERNATIVASDE SOLUCIÓN

• Los proyectos de electrificación rural pueden abarcar la generación, transmisión y distribución de la electricidad, más unacategoría adicional (uso final productivo). En tal sentido pueden estar dentro de la siguiente tipología: • (G) únicamente de Generación. • (T) únicamente de Sub-transmisión en media tensión. • (D) únicamente de Distribución y Comercialización en media y baja tensión. • (G + T) Generación y Transmisión. • (G + D) Generación y Distribución (o generación distribuida). • (T + D) Sub-transmisión y Distribución. • (G + T + D) Transmisión y Distribución y Generación. • (Uso final) uso directo o productivo de la energía (aquellos que hagan uso de la energía para fines específicos comofuerza motriz (molienda), refrigeración (de vacunas), o comunicación de poblaciones aisladas (radio de onda corta)).

SíNoSíNoNoSíSíNoExtensión de redes

SíNoNoSíNoNoNoSíGeneración por biomasa

SíSíNoSíSíNoNoSíGeneración eólica

SíNoNoSíNoNoNoSíGeneración solar fotovoltaica

SíNoNoSíNoNoNoSíGeneración por sistemas híbridos

SíSíNoSíSíNoNoSíGeneración por diesel

SíNoNoNoNoNoNoSíGeneración por hidroeléctrica

SíSíNoSíSíNoNoSíHidroeléctrica y transmisión

USO FINALG+T+DT+DG+DG+TDTG

TIPO DE PROYECTOTECNOLOGIA

SíNoSíNoNoSíSíNoExtensión de redes

SíNoNoSíNoNoNoSíGeneración por biomasa

SíSíNoSíSíNoNoSíGeneración eólica

SíNoNoSíNoNoNoSíGeneración solar fotovoltaica

SíNoNoSíNoNoNoSíGeneración por sistemas híbridos

SíSíNoSíSíNoNoSíGeneración por diesel

SíNoNoNoNoNoNoSíGeneración por hidroeléctrica

SíSíNoSíSíNoNoSíHidroeléctrica y transmisión

USO FINALG+T+DT+DG+DG+TDTG

TIPO DE PROYECTOTECNOLOGIA


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CRITERIOS BÁSICOS PARA LA FORMULACIÓN DE PROYECTOS DEELECTRIFICACIÓN RURAL

•condic iones m ínim as de aplicab ilidad y usos, que requ ieren ser evaluados adecu adam ente antes dealguna de ellas .

• Los costos unitarios de inversió

Se deben tener en consideració n todos los costos adic ionales espec íficos (transporte, re puestos , et•

in form ació n y con la debida re fe rencia de la fuente , a fin de perm itir su poste rior verificaci ó n.

Criterios adicionales para seleccionar una tecnolog ía:

•recurso na tural, punto de a lim entaci ó n, fac ilidades t écn icas, e tc.)

•com unicaciones, usos productivos, e tc.)

•en la etapa operativa .

•repuestos.

•socia les que pueda generar la adm in istrac i ón fu tu ra del se rvic io.

• Dispon ib ilidad a paga r la tarifa propuesta .• Potenc ia lidad de desarrollo econ ó m ico de la com unidad , no aprovechada por la fa lta de energ ía.

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Los siguientes son criterios generales y referenciales de selección de alternativas tecnológicas para la provisión de energíaeléctrica:

PRINCIPALES CRITERIOS TÉCNICOS PARALA DEFINICIÓN DE ALTERNATIVAS

i) Uso doméstico (a lum brado, en tre tenim iento e in fo rm ación); ii) Bom beo de agua; iii) Com univ) Cargas especia les; v) peque ñas industrias; vi) toda dem anda de energía en general.

USOS

Los l ím ites de aplicaci ón est án dete rm inados por criterios económ icos m ás que técnicos, poprecio de l Km de línea depende fuertem ente del p recio in ternacional del Cobre y delA lum inio

COND ICIONES M INIM AS DE APLICABILIDAD

i) Baja rentab ilidad del p royecto, por lo tan to poco a tractivo en em presas concesionarias; ii) son dem asiados e levados en pob laciones m uy d ispersas, de reducido n úm ero de usuarios ydomésticos reducidos.

DESVEN TAJAS

i) Ex is te la rga experiencia en este tipo de proyectos; ii) O frece un servic io confiable; dependencia del recu rso ene rgé tico; iv) los costos de l sistem a y sus com ponentes son conoproblem a de adm in istrac ión de l servicio está resuelto si es asum ido por una concesionaria .

VENTAJAS

Debido a la baja densidad del consum o, los costos de distribución son en genera l elevados.referencia , e l costo por Km de l íneas de d istribución en m edia tensión alcanza los 8,000 $/ Ktransform ador de 10 kVA tiene un costo de 1000 a 1500 dó la res.

COSTOS

Alta a nivel nacional.M ADUREZ DE LA

TECNOLOGIA

Extensión de RedesTECNOLOGIA

i) Uso doméstico (a lum brado, en tre tenim iento e in fo rm ación); ii) Bom beo de agua; iii) Com univ) Cargas especia les; v) pequeñas industrias; vi) toda dem anda de energía en general.

USOS

Los l ím ites de aplicaci ón est án dete rm inados por criterios económ icos m ás que técnicos, poprecio de l Km de línea depende fuertem ente del p recio in ternacional del Cobre y del A lum ini

COND ICIONES M INIM AS DE APLICABILIDAD

i) Baja rentab ilidad del p royecto, por lo tan to poco a tractivo en em presas concesionarias; ii) son dem asiados e levados en pob laciones m uy d ispersas, de reducido n úm ero de usuarios ydomésticos reducidos.

DESVEN TAJAS

i) Ex is te la rga experiencia en este tipo de proyectos; ii) O frece un servic io confiable; dependencia del recu rso ene rgé tico; iv) los costos de l sistem a y sus com ponentes son conoproblem a de adm in istrac ión de l servicio está resuelto si es asum ido por una concesionaria .

VENTAJAS

Debido a la baja densidad del consum o, los costos de distribución son en genera l elevados.referencia , e l costo por Km de l íneas de d istribución en m edia tensión alcanza los 8,000 $/ Ktransform ador de 10 kVA tiene un costo de 1000 a 1500 dó la res.

COSTOS

Alta a nivel nacional.M ADUREZ DE LA

TECNOLOGIA

Extensión de RedesTECNOLOGIA

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PRINCIPALES CRITERIOS TÉCNICOS PARA LA DEFINICIÓN DE ALTERNATIVAS

USOS

CONDICIONES M INIMAS DE

APLICABILIDAD

DESVENTAJAS

VENTAJAS

COSTOS

M ADUREZ DE LA TECNOLOGIA

M inicentrales HidroeléctricasTECNOLOGIA

USOS


APLICABILIDAD

DESVENTAJAS

VENTAJAS

COSTOS


M inicentrales HidroeléctricasTECNOLOGIA

i) Media a nivel naciona l; ii) Existe fabricación local de tu rb inas hasta 200 kW, de generadores, controladores electrónicos de carga, tuberías de PVC, así com o diseños y técnicas constructivas de bajo costo para las obras civiles.

i) E l costo de instalación (sin redes de distribución) fluctúa entre los 1,500 y 4,000 US$/kW ; ii) el costo de operación y mantenim iento varía de acuerdo a variables com o: calidad del agua, características del suelo, etc.

i) En algunos casos ba jos costos de operación; ii) S istem as confiab les dentro del rango o escala instalada; iii) D epend iendo de la d isponib ilidad del recurso h ídrico, perm ite estabilidad en la potencia instalada; iv) La tecnolog ía en algunos casos, ofrece mucha versa tilidad y econom ía en la generación, para po tencias menores a 100 kW.

i) E levada dependencia del recurso h ídrico en cantidad y estacionalidad; ii) Se requiere de operarios calificados o adecuadam ente capacitados de acuerdo a la po tencia instalada; iii) En la e tapa de diseño, se requie re la participación de profesionales de distintas especialidades.

A l m argen de la disponib ilidad del recurso h ídrico, se requiere saneam iento de servidumbre (tanto para líneas de d istribución como obras civiles), y fundamenta lm ente com patibilizar e l uso de agua para riego y generación de energ ía.

i) Generación de electricidad; ii) Com plem entado con las redes prim arias permite todos los usos descritos en la alternativa de redes e léctricas.

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USOS


APLICABILIDAD

DESVENTAJAS

VENTAJAS

COSTOS


Paneles FotovoltaicosTECNOLOGIA

USOS


APLICABILIDAD

DESVENTAJAS

VENTAJAS

COSTOS


Paneles FotovoltaicosTECNOLOGIA

i) Media a n ivel naciona l; ii) Es posible crear capacidad local para m antenim ien to preventivo, con adecuada capacitación.

i) Los paneles puede fluctuar entre 10 y 20 US$/Wattp ico; ii) E l m odulo solar insta lado (sin ba tería), puede variar en tre 10 y 25 US$/Wattpico; iii) Las baterías pueden costar en tre 1.5 a 2 US$ por Amp-hr, con vida ú til de 4 años; iv) La potencia com ercial común del panel en el m ercado local es de 50 Wattpico .

i) Bajos costos de operación; ii) S istem as confiab les dentro del rango o escala instalada; iii) Constituye una buena a lte rnativa para pob laciones más alejadas y poblaciones dispersas.

i) Inversión significativa por unidad de po tencia; ii) Insuficiencia de personal calificado para diseñar, m ontar y m antener una gran cantidad de sistem as; iii) M anutención com ple ja desde e l punto de vista adm in istrativo cuando existe un num ero significativo de viviendas; iv) En caso de usos productivos, su uso esta restringido a muy pequeñas potencias

E l sistem a debe en lo posible abastecer la dem anda m áxim a de invie rno con la m ínim a rad iación solar de esta estación. A excepción de po tencias muy pequeñas, el prom edio de rad iación solar debe exceder 4 kW h/m al d ía. E l cociente entre la radiación solar med ia de verano sobre la de invierno no debe superar un factor 5, es decir, es altam ente recom endab le que no existan reducciones excesivas de la radiación en invierno.

i) Generación de electricidad; ii) Perm ite el uso doméstico básico (ilum inación y com unicaciones); iii) Es posible insta lar unidades m odulares en viviendas aisladas.

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i) Ilum inaci ón residencial y alum brado público; ii) A rtefactos electrodom ésticos; iii) Bom beo de agua; iv) Com unicación tele fónica rural, rad io de onda corta; v) Ta lle res artesanales de ba joconsum o (taladros, sie rras, e tc.)

USO S

Se requie re de abastecim ien to perm anente de com bustible , y super visión en e l a lm acenaje y

efectiva del m oto r en 10% m enos por cada 1,000 m etros de a ltura.

COND IC IO NES M INIM AS DE

APLICAB ILIDAD

i) A ltos costos de operaci ón (po r e fectos del com bustib le, lubrican te y repuestos); ii ) E levado riesgo de contam inaci ón por residuos de lubricantes usados y defic ien te a lm acenaje delcom bustible; iii) C onsiderables em isiones de CO2 al m edio am biente.

DESVEN TA JAS

VENTAJAS

i) Los costos de inversión fluctúan entre US$ 500 y US$ 1000 US$ por kW de potencia insta lado; ii) los costos de operación y m anten im iento son a ltos por el e levado consum o de com bustibles, lubricantes, repuestos y e l prop io m an tenim iento; iii) los costos de operació n y m anten im iento pueden disminu ir a m edida que crece el tam año de la centra l y se gana en efic iencia .

COSTO S

A lta a n ivel nacional.M AD UREZ DE LA

TECNO LOGIA

Centrales Térm icas DieselTECNO LOGIA

i) Ilum inaci ón residencial y alum brado público; ii) A rtefactos electrodom ésticos; iii) Bom beo de agua; iv) Com unicación tele fónica rural, rad io de onda corta; v) Ta lle res artesanales de ba joconsum o (taladros, sie rras, e tc.)

USO S

Se requie re de abastecim ien to perm anente de com bustible , y super visión en e l a lm acenaje y

efectiva del m oto r en 10% m enos por cada 1,000 m etros de a ltura.

COND IC IO NES M INIM AS DE

APLICAB ILIDAD

i) A ltos costos de operación (po r e fectos del com bustib le, lubrican te y repuestos); ii) E levado riesgo de contam inación por residuos de lubricantes usados y defic ien te a lm acenaje delcom bustible; iii) C onsiderables em isiones de CO2 al m edio am biente.

DESVEN TA JAS

VENTAJAS

i) Los costos de inversión fluctúan entre US$ 500 y US$ 1000 US$ po r kWii) los costos de operación y m anten im iento son a ltos por el e levado consum o de com bustibles, lubricantes, repuestos y e l prop io m an tenim iento; iii) los costos de operación y m anten im iento pueden disminu ir a m edida que crece el tam año de la centra l y se gana en efic iencia .

COSTO S

A lta a n ivel nacional.M AD UREZ DE LA

TECNO LOGIA

Centrales Térm icas DieselTECNO LOGIA

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En la etapa de formulación se recoge, organiza y procesa toda la informaciónrelacionada con cada una de las alternativas identificadas en el módulo anterior; estainformación será el punto de partida para evaluar dichas alternativas y seleccionarla mejor.

Los dos resultados principales que se deberán obtener en esta etapa son:* La definición de las metas de proyecto, en términos de los bienes y/o servicios

que ofrecerá cada uno a la población objetivo;* La identificación y cuantificación de sus costos totales, a precios privados (o de

mercado) y sociales, así como la organización en flujos.��

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M ÓDULO III FORM ULACIÓN

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FORM ULACIÓN

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Línea de Transmisión Peque ño Sistema Eléctrico

M ódulo Fotovoltaico Central Hidroeléctrica M ódulo Eó lico

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III.1 HORIZONTE DE EVALUACIÓN

El horizonte de evaluación del proyecto es importante por que determina la base temporal sobre la cual se proyectaránla oferta, la demanda y las necesidades de inversión de cada alternativa, este horizonte está definido por la vida útil delproyecto.Los formuladores deben considerar que las alternativas a evaluar deben tener el mismo horizonte temporal.

Para fines de evaluación de proyectos, el SNIP establece que el horizonte de evaluación no sea mayor a 10 años. Sinembargo, para los proyectos de electrificación rural se puede considerar períodos mayores con el debido sustento técnico.

Así por ejemplo, para casos de extensión de línea, El horizonte de evaluación esta determinado por el tiempo de vida útil delos activos. El horizonte recomendado por OSINERGMIN para proyectos de electrificación mediante extensión de línea, es de30 años.

La presentación de la información requerida para la evaluación del proyecto se hará mediante los «Formatos básicos depresentación de proyectos de electrificación rural», los cuales se desarrollan a lo largo de esta guía.

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Antes de continuar con el desarrollo de la metodología de construcción de la demanda, es necesario precisar que para suidentificación los formuladores deberán considerar la siguiente clasificación de abonados. Esta clasificación se usa en estaguía con el propósito de tener una idea de las cargas que podrían encontrarse en el área de influencia del proyecto.

a) Abonados domésticos .- Considera a los usuarios residenciales de la zona del proyecto.

b) Abonados comerciales .- Incluye a los pequeños comercios que se ubican en la zona, tales como bodegas,farmacias, etc.

c) Abonados de pequeña industria .- Considera industrias cuya demanda es mayor que un abonado comercialpero no llega a ser una carga especial, generalmente se refiere a talleres de carpintería, de calzado, etc, esdecir, aquellos que manejen algún tipo de maquinaria pero su producción se de en pequeña escala.

d) Abonados de uso general .- Aquí se encuentran cargas tales como centros de salud, colegios, iglesias,comisarías u otros.

e) Abonados con cargas especiales .- Corresponde a cargas con grandes demandas de energía, en este rubrose pueden encontrar a cargas mineras, motobombas, aserraderos, grandes molinos, etc. Así también, sonaquellas cargas cuya horas de utilización es fuera de las horas punta, generalmente se encuentran activas enhorarios diurnos.

III.2 ANÁLISIS DE LA DEMANDA

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El análisis de la demanda es una parte importante de la formulación dado que permite estimar y proyectar el servicio deelectrificación rural en el ámbito de intervención del proyecto. La metodología para la determinación y proyección de lademanda debe incluir como mínimo la evaluación de los siguientes indicadores:

•TAS A D E C RECIMIENTO ANUA L DE LA POB LA CI Ó N

•TAS A D E C RECIMIENTO ANUA L DE LA POB LA CI Ó N ELE CTRIFICAD A

•NÚM ERO DE HABITANTES PO R AB O NADO

•NÚM ERO DE AB ONADO S DO M É ST ICO S

•NÚM ERO DE AB ONADO S CO M E RCIA LE S

•NÚM ERO DE AB ONADO S PE Q . INDUS TRIALES

•NÚM ERO DE AB ONADO S US O G EN ERAL

•NÚM ERO DE CARG A S E SP ECIA LE S

•CO NS UM O UN ITAR IO DO M E STICO P O R ABO NA DO PA RA CADA A ÑO D EL HO RIZONTE DE L P RO YE CTO

•TAS A D E C RECIMIENTO ANUA L DEL CO NSUM O UNITARIO DO M ES TICO

•CO NS UM O UN ITAR IO P O R A BO NA DO COM E RCIA L PA RA CADA A ÑO D EL HO RIZONTE DE L P RO YE CTO

•TAS A D E C RECIMIENTO ANUA L DEL CO NSUM O UNITARIO DE L A BO NA DO CO M E R CIAL

•CO NS UM O UN ITAR IO P O R A BO NA DO PE Q. INDUS TRIA PA RA CADA A ÑO D EL HO RIZONTE DE L P RO YE CTO

•TAS A D E C RECIMIENTO ANUA L DEL CO NSUM O UNITARIO DE L A BO NA DO PE Q . INDUS TRIA

•CO NS UM O UN ITAR IO P O R CA RG A DE USO G ENER AL PARA CAD A A ÑO D EL HO RIZONTE DE L P RO YE CTO

•CO NS UM O UN ITAR IO DE CA DA CARG A E SPE CIAL PO R CA DA A ÑO D EL HO RIZONTE DE L P RO YE CTO

•PO R CENTA JE DE P É RDIDAS DE ENE RG ÍA

•FACTO R DE C ARG A

•NÚM ERO DE HABITANTES ELECTRIF ICA DO S

•CO E FIC IENTES DE ELECTRIF ICA CIO N IN IC IAL Y F INA L D EL PRO Y ECTO

•CO NS UM O DE A LUM B RADO PÚBLICO (PO R CENTA JE DE L C O NSUM O TO TAL)

•CO NS UM O TOTAL DE ABO N ADO S DO M ÉST ICO S PARA CA DA A ÑO D EL HO RIZONTE DE L P RO YE CTO

•CO NS UM O TOTAL DE ABO N ADO S CO M ER CIALES PARA CA DA A ÑO D EL HO RIZONTE DE L P RO YE CTO

•CO NS UM O TOTAL DE ABO N ADO S PE Q . INDUSTRIA LE S PA RA CADA A ÑO D EL HO RIZONTE DE L P RO YE CTO

•CO NS UM O TOTAL DE C ARG A S DE US O GEN ERA L PAR A C ADA A ÑO D EL HO RIZONTE DE L P RO YE CTO

•CO NS UM O TOTAL DE C ARG A S E SPE CIA LE S PAR A C ADA A ÑO D EL HO RIZONTE DE L P RO YE CTO

•CO NS UM O DE A LUM B RADO PÚBLICO PARA CA DA A ÑO D EL HO RIZONTE DE L P RO YE CTO

•CO NS UM O TOTAL (KW H)

•EN ERG ÍA AL IN G RESO DEL SISTEM A (KW H)

•PO TENC IA AL ING RESO DEL SISTE M A (KW )

•IN D ICA DO R: PO TENCIA AL ING RE SO D EL SIS TEM A / A BO NA DO

AN ÁLISIS DE LA

DEMANDA

PAR ÁBÁS

Paso

CONSTOTA

PAS O9 -

TAM ASIST

PAS O15

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• Los cálculos de número de lotes domésticos, comerciales, pequeña industria, cargas de uso general y cargas especiales;por cada localidad, deberá ser sustentado con información de campo y se deberá indicar las referencias de la persona dela comunidad que proporcionó la información, se recomienda que sea un represertante del comité de electrificación.

• La información de crecimiento anual de la población electrificada, coeficiente de electrificación, factor de carga, porcentajede pérdida de energía y porsentaje esperado del alumbrado público respecto del consumo esperado (podrá utilizarse elporsentaje autorizado por Osinergmin, sin embrago, podrá ajustarse de acuerdo a las experiencias en localidades similares alas del proyecto), consumo unitarios domésticos inicial y final y tasa de crecimiento del consumo doméstico, deberá estarsustentada con información histórica (se recomienda 5 años) de otras localidades similares o con información refrendada porla empresa concesionaria, otra entidad a cargo de la provisión del servicio de estadísticas acreditadas (por ejemplo Osinergmino Dirección General de Electricidad).

• En el caso de cargas de uso general, comerciales y/o pequeña industria, se deberá sustentar los consumos proyectados conestadísticas de consumo de localidades similares (se recomienda un periodo de 5 años).

• En el caso de cargas especiales, se deberá, se deberá presentar: solicitud de conexión de la carga especial, abastecimientode energía antes del proyecto de la carga especial o, características de la carga especial que sustenten los consumosproyectados.

• Se deberán presentar diagramas unifilares de la configuración del sistema eléctrico del proyecto, con los puntos de entregae instalaciones proyectadas. Se recomienda que esta información esté georeferenciada mediante navegador GPS.

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El cuadro siguiente presenta las posibles fuentes de información para las variables con las que se estimará la demanda delproyecto.

Inves tigac ión de cam po .Consumo unitario de cada carga especial

R eg is tro de em presas d is tr ibu idoras en áreas ru ra les. Investigac ión de cam po .Número de abonados de uso general

R eg is tro de em presas d is tr ibu idoras en á reas ru ra les. Investigac i ón dConsumo unitario anual de abonados de peq. Industria

R eg is tro de em presas d is tr ibu idoras en á reas ru ra les. Investigac i ón dConsumo unitario anual de abonados de uso general

R eg is tro de em presas d is tr ibu idoras en á reas ru ra les. Investigac i ón dConsumo unitario anual de abonados comerciales

R eg is tro de IN E I. R eg istro de em presas d istribu ido ras en á reas ru ra les.

R eg is tro de em presas d is tr ibu idoras en á reas ru ra les. Investigac i ón d


R eg is tro de em presas d is tr ibu idoras en á reas ru ra les.


R eg is tro de em presas d is tr ibu idoras en áreas ru ra les. Investigac ión de cam po .




R eg is tro de IN E I.

R eg is tro de IN E I. R eg istro de em presas d istribu ido ras en á reas ru ra le


Fuentes de Informaci ón

Coeficiente de electrificaci ón

Factor de carga

Porcentaje de p érdidas de energ ía

Consumo de alumbrado p úblico (% del consumo total)

Consumo unitario anual de abonados dom ésticos

Número de Cargas especiales

Número de abonados peque ña industria

Número de abonados comerciales

Número de abonados dom ésticos

Número de habitantes por abonado

Crecimiento anual de la poblaci ón electrificada

Crecimiento anual de la poblaci ón

Parámetros básicos para laproyección de la demanda

Inves tigac ión de cam po .Consumo unitario de cada carga especial

Inves tigac ión de cam po .Número de abonados de uso general

R eg is tro de em presas d is tr ibu idoras en á reas ru ra les. Investigac i ón dConsumo unitario anual de abonados de peq. Industria

R eg is tro de em presas d is tr ibu idoras en á reas ru ra les. Investigac i ón dConsumo unitario anual de abonados de uso general

R eg is tro de em presas d is tr ibu idoras en á reas ru ra les. Investigac i ón dConsumo unitario anual de abonados comerciales






Inves tigac ión de cam po .





R eg is tro de IN E I. R eg istro de em presas d istribu ido ras en á reas ru ra le


Fuentes de Informaci ón

Coeficiente de electrificaci ón

Factor de carga

Porcentaje de p érdidas de energ ía

Consumo de alumbrado p úblico (% del consumo total)

Consumo unitario anual de abonados dom ésticos

Número de Cargas especiales

Número de abonados peque ña industria

Número de abonados comerciales

Número de abonados dom ésticos

Número de habitantes por abonado

Crecimiento anual de la poblaci ón electrificada

Crecimiento anual de la poblaci ón

Parámetros básicos para laproyección de la demanda

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Una vez que contamos con los datos de campo y considerando la clasificación anterior, procedemos a construir la deman-da, para lo cual seguiremos los siguientes pasos:


* Se considera la suma de los usuarios de uso general y de pequeña industria por motivos de espacio sin embargo, para losperfiles a desarrollarse a partir de esta guía se requiere presentar estos datos desagregados.

0Tom ado de l investigac i ón de cam poNúmero de abonados comerciales

Paso 3

0Tom ado de l es tud io de cam poNúmero de cargas especialesPaso 5

37Tom ado de l investigac i ón de cam poNúmero de abonados de uso general y peque ña industria*Paso 4

239Tom ado de inves tigac i ó n de cam poNúmero de abonados dom ésticosPaso 2

D ete rm inados en funci ón a consum os sim ilares reg is trados po r la em presa conces ionaria o tom ados de los trabajos de cam po rea lizados pa ra e l p royecto .


Es te tipo de consum o debe se r de term inado a pa rtir de consum os de loca lidades sim ilares o por investigac i ón de cam po .

C alcu lado com o la sum a de los pasos 2 , 3, 4 y 5

FUENTE

240

0

132 y 2

276

EJEM P

Consumo anual por carga especial

Paso 8

Consumo anual por abonado comercial, peq. Industria y uso general

Paso 7

Consumo anual por abonado dom éstico: inicial y final

Paso 6

Número de lotes electrificablesPaso 1

CONSUMOS INDIVIDUALESPASO

0Tom ado de l investigac i ón de cam poNúmero de abonados comerciales

Paso 3

0Tom ado de l es tud io de cam poNúmero de cargas especialesPaso 5

37Tom ado de l investigac i ón de cam poNúmero de abonados de uso general y peque ña industria*Paso 4

239Tom ado de inves tigac i ó n de cam poNúmero de abonados dom ésticosPaso 2



Es te tipo de consum o debe se r de term inado a pa rtir de consum os de loca lidades sim ilares o por investigac i ón de cam po .

C alcu lado com o la sum a de los pasos 2 , 3, 4 y 5

FUENTE

0

240

132 y 2

276

EJEM P

Consumo anual por carga especial

Paso 8

Consumo anual por abonado comercial, peq. Industria y uso general

Paso 7

Consumo anual por abonado dom éstico: inicial y final

Paso 6

Número de lotes electrificablesPaso 1

CONSUMOS INDIVIDUALESPASO

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* La potencia determinada en el paso 16, indica el tamaño de la subestación de llegada capaz de soportar la máxima demanda ocurrida en elhorizonte del proyecto.

Los consum os ( kW h /añ o) deben ser de te rm inados en la investigac i ó n de cam po (consum os de m inas , aserraderos, e tc.).

FORMULA EJEMPLOCONSUMOS

TOTALESPASO

31 ,588 + 0 + 8,845 + 0 + 7 ,135 =

0

37 x 240 = 8 ,845

0

239 x 132 = 31,588

Consumo total (KWh)

Paso 14

Consumo anual de alumbrado p úblico

Paso 13

Consumo anual de cargas especialesPaso 12

Consumo anual de abonados de uso general

Paso 11

Consumo anual de abonados comerciales y peq. industria

Paso 10

Consumo anual de abonados dom ésticos

Paso 9

Los consum os ( kW h /añ o) deben ser de te rm inados en la investigac i ó n de cam po (consum os de m inas , aserraderos, e tc.).

FORMULA EJEMPLOCONSUMOS

TOTALESPASO

31 ,588 + 0 + 8,845 + 0 + 7 ,135 =

0

37 x 240 = 8 ,845

0

239 x 132 = 31,588

Consumo total (KWh)

Paso 14

Consumo anual de alumbrado p úblico

Paso 13

Consumo anual de cargas especialesPaso 12

Consumo anual de abonados de uso general y Peq. Ind.

Paso 11

Consumo anual de abonados comerciales

Paso 10

Consumo anual de abonados dom ésticos

Paso 9

N Ú M E R O D E ABO N AD O S C O M ER C IAL A ÑO t

C O N SU M O A N U AL P O R AB O NAD O C O M ER C IAL A Ñ O t X

N Ú M E R O D E AB O NAD O S U S O

AÑO t

C O N SU M O A N U AL P O R AB O NAD O U SO

G EN ER AL y PE Q . IN D .AÑO t

X

N Ú M E R O D E ABO N AD O S D O M ÉSTICO S AÑ O t

C O N SU M O P O R ABO N AD O D O M ÉSTICO A ÑO t X

Paso 17

Paso 16

Paso 15

Indicador: Potencia al ingreso del sistema/ abonado

Potencia al ingreso del sistema (KW)

Energ ía al ingreso del sistema (KWh)

Paso 17

Paso 16

Paso 15

Indicador: Potencia al ingreso del sistema/ abonado

Potencia al ingreso del sistema (KW)

Energ ía al ingreso del sistema (KWh)

31 ,588 + 0 + 8,845 + 0 x 0 .15 =

(1-0 .15 )

47 ,568 = 54 ,055

(1 -0 .12 )

54 ,055 = 24 .68

365 x 24 x 0.25

24 .68 = 0 .089

276

C .D om .Anua l + C .C om .Anua l + C .U .G r.Anual + C .C arg .E .Anua l x % A .P .

(1-% A . P.)

C .D om .Anua l + C .C om .Anua l + C .U .G r.Anual + C .C arg .E .Anua l + C .A .P .

C O N SU M O TO TAL AN U AL (1 -% D E P ÉR D ID A S D E EN E R G ÍA)

EN ER G ÍA AL IN G R ESO D E L S IS TEM A 365 X 24 X FAC TO R D E C AR G A

PO TE N C IA AL IN G R ES O D E L S IST EM A N ° D E LO TES ELE C TR IF IC A DO S

G EN ER AL y PE Q . IN D .

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III.2 ANÁLISIS DE LA DEMANDAFORMATO - 2

Ejem plo práctico :E lec tr ificac ión ru ra l e n la C ue nca de l R ío P a lca – S an ta M erce de s

866H abitantes e lectrificados

25%Factor de carga

12%Porcenta je de pé rd idas de energía

15%C onsum o de a lum brado público (porcenta je de l consum o to ta l)

866H abitantes e lectrificados

25%Factor de carga

12%Porcenta je de pé rd idas de energía

15%C onsum o de a lum brado público (porcenta je de l consum o to ta l)

132.17 kW h/abonado

C onsum o un ita rio anual de abonados domésticos

4N úm ero de hab itan tes por abonado

3.02% (en prom edio)

C recim iento anual de la población e lectrificada

1.40%C recim iento anual de la población

132.17 kW h/abonado

C onsum o un ita rio anual de abonados domésticos

4N úm ero de hab itan tes por abonado

3.02% (en prom edio)

C recim iento anual de la población e lectrificada

1.40%C recim iento anual de la población

…0.1170.1140.1100.1070.1030.0990.0950.091Potencia a l ingreso de l s istem a/ abon adoPaso 17

…4240373533302825Potencia a l ingreso de l s istem a (K W )Paso 16

…91,00386,02380,98375,86070,63265,27759,75954,055Energ ía a l ing reso del s is tem a (KW h)Paso 15

…80,08275,70071,26566,75662,15657,44452,58847,568C onsum o tota l (KW h)Paso 14

…12,01211,35510,69010,0139,3238,6177,8887,135C onsum o anua l de a lum brado públicoPaso 13

…00000000C onsum o anua l de cargas especialesPaso 12

…14,89014,07513,25112,41311,55710,6819,7788,845C onsum o anua l de abonados uso genera lPaso 11

…00000000C onsum o anua l de abonados com ercialesPaso 10

…53,18050,27047,32444,33041,27638,14634,92231,588C onsum o anua l de abonados domésticosPaso 9

…240240240240240240240240C onsum o anua l / abonado uso genera l kw hPaso 8

…00000000C onsum o anua l por abonado com ercial kw hPaso 7

…164160156152147143137132C onsum o anua l por abonado doméstico kw hPaso 6

…00000000N ú m ero de c arg a s e sp e cia le sPaso 5

…3737373737373737N ro de abonados uso genera l y peq. industriaPaso 4

…00000000N ro de abonados com ercia lesPaso 3

…324314303292280267254239N ro de abonados domésticosPaso 2

…361351340329317304291276N ro de lo tes e lectrificadosPaso 1

…1,1711,1391,0961,0531,013967916866H abitantes e lectrificados

…87654321

AñosUN ID AD ES

…0.1170.1140.1100.1070.1030.0990.0950.091Potencia a l ingreso de l s istem a/ abon adoPaso 17

…4240373533302825Potencia a l ingreso de l s istem a (K W )Paso 16

…91,00386,02380,98375,86070,63265,27759,75954,055Energ ía a l ing reso del s is tem a (KW h)Paso 15

…80,08275,70071,26566,75662,15657,44452,58847,568C onsum o tota l (KW h)Paso 14

…12,01211,35510,69010,0139,3238,6177,8887,135C onsum o anua l de a lum brado públicoPaso 13

…00000000C onsum o anua l de cargas especialesPaso 12

…14,89014,07513,25112,41311,55710,6819,7788,845C onsum o anua l de abonados uso genera lPaso 11

…00000000C onsum o anua l de abonados com ercialesPaso 10

…53,18050,27047,32444,33041,27638,14634,92231,588C onsum o anua l de abonados domésticosPaso 9

…240240240240240240240240C onsum o anua l / abonado uso genera l kw hPaso 8

…00000000C onsum o anua l por abonado com ercial kw hPaso 7

…164160156152147143137132C onsum o anua l por abonado doméstico kw hPaso 6

…00000000N ú m ero de c arg a s e sp e cia le sPaso 5

…3737373737373737N ro de abonados uso genera l y peq. industriaPaso 4

…00000000N ro de abonados com ercia lesPaso 3

…324314303292280267254239N ro de abonados domésticosPaso 2

…361351340329317304291276N ro de lo tes e lectrificadosPaso 1

…1,1711,1391,0961,0531,013967916866H abitantes e lectrificados

…87654321

AñosUN ID AD ES

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III.3 ANÁLISIS DE LA OFERTA

Para realizar este análisis, se usará el formato 3 de los Formatos básicos de presentación de proyectos de electrificaciónrural, en el cual se describen las alternativas de provisión de energía que se analizan en el proyecto y las variables másimportantes, así como los supuestos utilizados en el cálculo de la oferta.

El objetivo central de este análisis debe ser evaluar el grado de cobertura de la demanda proyectada, en el horizonte deevaluación.

En la mayoría de casos, el análisis de oferta comienza con la determinación de la oferta optimizada, la misma que se calculabajo el supuesto de que no se realiza el proyecto. Para esto se optimiza la capacidad de oferta existente antes del proyecto,haciendo un mejor uso de los recursos disponibles y efectivamente utilizables.

Con relación a la oferta con proyecto, se recomienda que esta sección se complemente con el item II.1.2, relacionado conel potencial energético de la zona afectada, a fin de determinar cual es la tecnología idónea para el abastecimiento deenergía.

Cabe resaltar que cuando nos referimos a oferta sin proyecto, esta se refiere a la oferta optimizada disponible si no se llevaa cabo el proyecto, en caso de que las localidades cuenten con suministro de energía, de lo contrario la oferta sin proyecto escero.

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En este escenario vemos que existe unasubestación de potencia que puede ser utilizadacomo fuente de energía en caso de que sedesarrolle el proyecto, sin embargo, ésta noconstituye la oferta sin proyecto, dado que aún noexisten las redes de distribución.

La oferta sin proyecto es cero, en caso no exista ningunafuente por medio de la cual la población tengailuminación, tales como grupos electrógenos u otros.

Si existieran por ejemplo, grupos electrógenos, laoferta sin proyecto corresponde a la oferta optimizadade esos grupos (pequeños arreglos que los haganfactibles de operar por un tiempo adicional).

En este segundo escenario, notamos que se hapropuesto una iniciativa de inversión para laelectrificación de las localidades que en laactualidad no cuentan con servicio eléctrico. Eneste caso, la oferta con proyecto, corresponderíaa la potencia de la subestación de la cual sealimentarían estas localidades.

é

60/22,9/10 KV7/72 MVA

5 MVA

Redes existentes

Localidades con serv icios el ctrico

CENTRAL HIDROELECTRICA(Existente)

SUBESTACION(Existente)

Redes proyectadas

Localidades sin serv icios eléctrico

60/22,9 10 KV7/72 MVA

5 MVA

Redes existentes

Localidades con serv icios eléctrico

CENTRAL HIDROELECTRICA(Existente)

SUBESTACION(Existente)

Localidades sin serv icios eléctrico

1

2

��


III.3 ANÁLISIS DE LA OFERTAEn el caso que la alternativa seleccionada sea la extención de red, se deberá incluir, como mínimo, la descripción y lasustentación del dimensionamiento de la alternativa planteada. Para tal efecto, se deberán tomar en cuenta las siguientesconsideraciones:

1. Sustentar el dimensionamiento de las lineas y redes primarias y especificar el dimensionamiento de las redes secundariasy capacidad de los transformadores. Para el caso de lineas primarias, anexar el trazo de ruta.

2. Para las líneas primarias, resumen y conclusiones del cálculo de caída de tensión, estimación de pérdidas y determinaciónde la sección óptima del conductor, describir la metodología y/o software utilizado. Cuando corresponda, se deberárealizar análisis de compensación reactiva.

3. Resúmen de la descripción geológica del área del proyecto, de acuerdo a la norma DGE «Especificacisones Técnicaspara los estudios de Geología y Geotécnica para electroductos para Electrificación Rural».

4. Resúmen de la descripción Geotécnica que permita estimar las características mecánicas del terreno para fines decimentación.

5. Se sugiere, cuando las características del proyecto lo justifiquen, desarrollar cálculos mecánicos.

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Ejemplo practico: Instalación de electrificación rural en la Cuenca del Río Palca – Santa Mercedes

Una vez analizadas las alternativas propuestas para la electrificación de las localidades, un técnico especialista ha determinadoque, considerando las características del área de influencia del proyecto, las alternativas más recomendables a evaluarse eneste caso particular serían (*):

1 ,990 KW350 K W2,600 KVA (2 ,340 KW )S .E . S urco

POTENCIA DE RESERVA

POTENCIA UTILIZADA ACTUALMENTE

CAPACIDAD NOMINAL

FUENTE DE SUMINISTRO

1,990 KW350 K W2,600 KVA (2 ,340 KW )S .E . S urco

POTENCIA DE RESERVA

POTENCIA UTILIZADA ACTUALMENTE

CAPACIDAD NOMINAL

FUENTE DE SUMINISTRO

S e ins ta la r án 251 pane les so la res con una capacidad de 50 W p cada uno , los cua les gene rar án la sufic ien te energ ía para satis facer las dem andas b ásicas de a lum brado e in fo rm ación (rad io y T V ), a usuarios dom ésticos , de uso genera l y com erc iales, las cargas especia les se a tenderán con paneles de m ayor capacidad .

ALTERNATIVA 2 Paneles Fotovoltaicos

S e ins ta la r án 251 pane les so la res con una capacidad de 50 W p cada uno , los cua les gene rar án la sufic ien te energ ía para satis facer las dem andas b ásicas de a lum brado e in fo rm ación (rad io y T V ), a usuarios dom ésticos , de uso genera l y com erc iales, las cargas especia les se a tenderán con paneles de m ayor capacidad .

ALTERNATIVA 2 Paneles Fotovoltaicos

(*) P o r razo nes m eto do l óg icas se p resen ta u na de scripci ó n m u y suc in ta , en e l de sarro llo d e u n p e rfil se d e be con s id era r u na descripció n m á s deta llad a inclu yen d o a sp ec to s co m o c á lcu lo d e caíd a d e te nsión , fu tu ras e xpan s ione s de de m an d a y sus te n ta c ió n de la d e lo ca lida d es.

E l p royecto se a lim enta de la S .E . S urco 60 /10 kV - 5 M VA , y 10 /22 ,9 kV - 2 /2 ,6 M VA , que se a lim entada de la línea en 60 kV M oyopam pa-S urco , p roven ien te de la cen tra l h id roe l éctrica de M oyopam pa de 60 M W . La S .E . 10 /22 ,9 kV de 2,6 M VA , a lcanza una m áxim a dem anda de 350 kW en p rom ed io , esto hace que la po tenc ia d isponib le (que a su vez representa a la ofe rta “con proyecto ”), tom ando com o re fe rencia un facto r de de carga y de po tencia de 0 ,25 y 0 ,90 respectivam ente seg ún e l d iagram a de carga ru ra l, sea de 1 ,99 M W en d icha subestac ión. C on este resu ltado se garan tiza la d ispon ib ilidad de energ ía y po tencia que requ ie re e l p royecto . E sta in fo rm ac ión se ob tiene de la con figurac ión de la S .E . S urco. (Ver diagram a un ifila r de la pág. 53)

ALTERNATIVA 1 Extensi ón de Redes

E l p royecto se a lim enta de la S .E . S urco 60 /10 kV - 5 M VA , y 10 /22 ,9 kV - 2 /2 ,6 M VA , que se a lim entada de la línea en 60 kV M oyopam pa-S urco , p roven ien te de la cen tra l h id roe l éctrica de M oyopam pa de 60 M W . La S .E . 10 /22 ,9 kV de 2,6 M VA , a lcanza una m áxim a dem anda de 350 kW en p rom ed io , esto hace que la po tenc ia d isponib le (que a su vez representa a la ofe rta “con proyecto ”), tom ando com o re fe rencia un facto r de de carga y de po tencia de 0 ,25 y 0 ,90 respectivam ente seg ún e l d iagram a de carga ru ra l, sea de 1 ,99 M W en d icha subestac ión. C on este resu ltado se garan tiza la d ispon ib ilidad de energ ía y po tencia que requ ie re e l p royecto . E sta in fo rm ac ión se ob tiene de la con figurac ión de la S .E . S urco. (Ver diagram a un ifila r de la pág. 53)

ALTERNATIVA 1 Extensi ón de Redes

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En el análisis de oferta de la alternativa de extensión de redes, es importante adjuntar el diagrama unifilar del proyecto, enel cual se muestra la extensión y distribución de las redes. Este diagrama nos permite tener una idea del tamaño del proyectopor lo cual se considera un requisito básico a incluirse en esta parte del perfil.

Ejemplo practico: Instalación de Electrificación rural en la Cuenca del Río Palca – Santa Mercedes

DIAGRAMA UNIFILARELECTRIFICACIÓN RURAL

RÍO PALCA – SANTA MERCEDES

DIAGRAMA UNIFILARELECTRIFICACIÓN RURAL

RÍO PALCA – SANTA MERCEDES

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III.4 BALANCE OFERTA – DEMANDA DE POTENCIA

En esta sección se debe estimar la diferencia entre la demanda y las cantidades ofertadas de cada una de las diferentesalternativas. Por ello se debe determinar:

• La energía que serán potencialmente demandados al proyecto.• La energía que cada alternativa ofrecerá.

Paso 1: Determinación del déficit o superávit del servicio eléctrico sin proyectoConsiderando la proyección de la demanda en caso de que se implemente el proyecto, se debe hacer explícita la tendenciadel déficit o superávit en el horizonte de evaluación.


FORMATO – 4BALANCE OFERTA – DEMANDA DE POTENCIA SIN PROYECTO

Fuente: FORMATO - 2

-4 2

0

4 2

8

…

…

…

…

-4 0-3 8-3 6-3 4-3 2-2 9-2 7(kW )BALANCE (2) - (1)

0000000(kW )(2) OFERTA (O PTIMIZA DA)

4 03 83 63 43 22 92 7(kW )(1) DEM ANDA

76543210AÑ O

-4 2

0

4 2

8

…

…

…

…

-4 0-3 8-3 6-3 4-3 2-2 9-2 7(kW )BALANCE (2) - (1)

0000000(kW )(2) OFERTA (O PTIMIZA DA)

4 03 83 63 43 22 92 7(kW )(1) DEM ANDA

76543210AÑ O

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III.4 BALANCE OFERTA – DEMANDA DE POTENCIAPaso 2: Determinación del déficit o superávit del servicio eléctrico con proyecto

Se vuelve a desarrollar el Formato 4 para cada alternativa pero esta vez en la columna «cantidad ofrecida» se debe consignarla cantidad ofertada anual de energía eléctrica durante todo el horizonte de evaluación. De esta forma se verá en el tiempocómo cada alternativa va satisfaciendo el déficit proyectado (o generando un superávit) de energía eléctrica que puedaabastecer a las zonas aledañas en futuros proyectos.

Se debe considerar no solo la demanda actual del proyecto, sino también las del otras electrificaciones que son abastecidaspor la sub estación de la cual tomará energía el proyecto.

En caso se piensen desarrollar proyectos en el futuro, los cuales se alimentarán de la misma subestación, éstos debenseñalarse en el documento a manera de comentario, a fin de justificar el superávit existente con el desarrollo delproyecto.


FORMATO – 4BALANCE OFERTA – DEMANDA DE POTENCIA CON PROYECTO

1 ,5 9 7

1 ,9 9 0

3 5 3

40

7

1 ,5 8 9

1 ,9 9 0

3 5 9

42

8

3 4 83 4 43 4 43 4 33 4 03 4 0(kW )(2) DEMAND A OTROS PROYECTOS

1 ,6 0 41 ,6 1 01 ,6 1 21 ,6 1 51 ,6 2 11 ,6 2 3(kW )BALANCE (3) - (1) - (2)

1 ,9 9 01 ,9 9 01 ,9 9 01 ,9 9 01 ,9 9 01 ,9 9 0(kW )(3) OFERTA (determ inado en la pág. 52)

383634322927(kW )(1) DEMAND A

6543210AÑ O

1 ,5 9 7

1 ,9 9 0

3 5 3

40

7

1 ,5 8 9

1 ,9 9 0

3 5 9

42

8

3 4 83 4 43 4 43 4 33 4 03 4 0(kW )(2) DEMAND A OTROS PROYECTOS

1 ,6 0 41 ,6 1 01 ,6 1 21 ,6 1 51 ,6 2 11 ,6 2 3(kW )BALANCE (3) - (1) - (2)

1 ,9 9 01 ,9 9 01 ,9 9 01 ,9 9 01 ,9 9 01 ,9 9 0(kW )(3) OFERTA (determ inado en la pág. 52)

383634322927(kW )(1) DEMAND A

6543210AÑ O

Fuente: FORMATO - 2OBS: Se tiene planeado desarrollar la interconexión de 3 proyectos en futuro los cuales, serían alimentados con la subestación de potencia existente en la zona.

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III.5 COSTOS DEL PROYECTO

Realizada la proyección de la demanda y el balance oferta-demanda de cada alternativa, así como, conocidas las acciones adesarrollar para la ejecución del proyecto, se deben analizar los costos de cada alternativa, tanto a precios privados como aprecios sociales.

Para esto es necesario considerar lo siguiente:

• Costos a precios privados: son los costos de los equipos, materiales y montaje de cada alternativa del proyecto aprecios tal como se encuentran en el mercado nacional, con IGV y otros impuestos y/o subsidios.

• Costos a precios sociales: son los costos de los equipos, materiales y montaje de cada alternativa a preciossociales. Los precios sociales se obtienen corrigiendo los precios privados de la siguiente manera:

• Se descuentan impuestos.• Se agregan los subsidios.• Se corrige el valor del componente transable de los insumos usando el precio social de la divisa

y los factores de corrección.• Se agregan (o deducen) las externalidades positivas (o negativas).• Se aplica la tasa social del descuento.

Para estimar los costos totales del proyecto debemos calcular la inversión, así como los costos de operación y mantenimiento(con y sin proyecto) distinguiendo los componentes no transables de los transables cuando sea aplicable, de acuerdo alFormato 5 de los Formatos básicos de presentación de proyectos de electrificación rural.

(mayor información se puede obtener en el anexo SNIP 09)

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A. ANÁLISIS DE COSTOS A PRECIOS PRIVADOS.

Para la proyección de los costos a precios privados se deben considerar los siguientes grandes items:

Se requiere que los costos de inversión sean los más realistas posibles en esta etapa, para esto ayudará mucho el trabajo decampo que se desarrolle en la zona, así como la experiencia del equipo formulador.

I. Costos de inversión:

1. Inversión en intangibles: deben cons ide ra rse los gastos de los es tud ios de fin itivos y de los exped ien tes técn icos, as í com o de otras cuen tas que puedan form ar parte de l rub ro in tangib les , ta les com o licenc ias , pe rm isos, en tre o tros .

2. Inversión en activos fijos: depend iendo de la na tu ra leza de la tecnolog ía p ropuesta en cada a lterna tiva,

m ate ria les transab les y no transab les , así com o e l costo de m ano de obra, m onta je y transporte.

cada a lte rna tiva (po r e jem p lo pago de se rv idum bre).

4. Capital de trabajo inicial : se debe cons ide rar e l va lor de l cap ita l de traba jo que se cons ide ra necesario pa ra in ic ia r e l p royecto .

5. Imprevistos: en a lgunos casos, es tos pueden ser cons ide rados com o un po rcen ta je de los costos to ta les (puede considerarse hasta e l 5% de l costo de los ac tivos fijo s).

6. Valor residual : según la no rm a tiv idad de l S N IP, tan to en los casos en que las invers iones asoc iadas a un uso espec ífico se hayan o no term inado de deprec ia r, a l fina l de l horizon tinve rs ión p úb lica , s in que se tenga un uso a lte rnativo , e l va lor de recupera c ión de d icha invers i ón ser ácero (0 ).

a lum brado público y acom etidas dom icilia rias . E stos casos deben desag rega rse tanto en costos dese deben cons ide rar los costos de la línea p rim a ria , red p rim aria, red secundaria , de los s istem as de

inc luye o tros gastos en los que se incurriría para in ic ia r la im p lem entación deGastos preoperativos:

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II. Costos de operación y m antenimiento (COYM):

Ejem plo:

costo se respalde con inform ación proporcionada por la em presa concesiona ria a cargo del proyecto)

C ostos de pé rd idas de ene rgía del p royecto-m il S /.

C ostos de operac ión y m antenim ien to S /.

C om pra de E nerg ía (pun ta y fuera pun ta ) y P o tencia en B arra de S anta M ercedes en 23 kV

Costos de Operación y Mantenimiento-mil S/.

C ostos de pé rd idas de ene rgía del p royecto-m il S /.

C ostos de operac ión y m antenim ien to S /.

C om pra de E nerg ía (pun ta y fuera pun ta ) y P o tencia en B arra de S anta M ercedes en 23 kV

Costos de Operación y Mantenimiento-mil S/.

III. Flujo de costos del proyecto : considerando e l m onto to ta l de los costos de invers ión y los de operac i ón y

invers ión m ás los costos de operación y m antenim ien to .

IV. Costo total sin proyecto : estos costos se ob tienen de los costos actua les en operaci ón y m antenim ien to s i exabastecim ien to de l se rv ic io en func ionam ien to . C aso con tra rio , se conside ra que es tos costos son cero .

los cuales deben se r ca lcu lados tan to a p rec ios privados com o a p recios soc ia les.* D e no ex is tir se rv ic io en la actua lidad los costos increm enta les son igua les a los costos de l p royecto* E n caso que ya exis ta e l se rv ic io , los costos proyectados serán la d ife renc ia en tre los costos de l p royecto y lcostos de abastec im iento de ene rgía actua l (costo s in p royecto ).

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III.5 COSTOS DEL PROYECTOEjemplo practico: Instalación de Electrificación rural en la Cuenca del Río Palca – Santa Mercedes

26,235.1

…34,289.833,193.332,086.830,965.729,825.628,661.127,466.526,235.1773,452.6COSTOS INCREMEN TALES (A ) - (B )

…0.00 .00 .00 .00 .00 .00 .00 .0O perac ión y m an tenim ien to S /P

SITUACIÓN SIN PRO YECTO (B)

…16,794 .516,598 .416,404 .616,213 .116,023 .815,836 .715,651 .815,469 .1* G astos de operac ión y m an tenim ien to

…17,495 .316,594 .915,682 .214,752 .613,801 .812,824 .411 ,814.710,766 .0* C om pra de energía

…34,289.833,193.332,086.830,965.729,825.628,661.127,466.526,235.1Operación y m antenim iento C/P

32,227.2Im previstos y otros (5% de Act. Fijos)

64,454.4Gastos preoperativos (10% de Act. F ijos)

243 ,866.8* R edes S ecundarias

86,467 .0* R edes P rim aria

314 ,210.0* Línea p rim aria

644,543.9Inversión en activos fijos

32,227 .2* Estud ios de ingenie ría de de ta lle

32,227.2Inversión en intangibles

SITUACIÓN CON PRO YECTO (A)

…876543210Años

(Nuevos Soles S /.)

Costos a Precios Privados

FOR MATO - 5

…34,289.833,193.332,086.830,965.729,825.628,661.127,466.526,235.1773,452.6COSTOS INCREMEN TALES (A ) - (B )

…0.00 .00 .00 .00 .00 .00 .00 .0O perac ión y m an tenim ien to S /P

SITUACIÓN SIN PRO YECTO (B)

…16,794 .516,598 .416,404 .616,213 .116,023 .815,836 .715,651 .815,469 .1* G astos de operac ión y m an tenim ien to

…17,495 .316,594 .915,682 .214,752 .613,801 .812,824 .411 ,814.710,766 .0* C om pra de energía

…34,289.833,193.332,086.830,965.729,825.628,661.127,466.526,235.1Operación y m antenim iento C/P

32,227.2Im previstos y otros (5% de Act. Fijos)

64,454.4Gastos preoperativos (10% de Act. F ijos)

243 ,866.8* R edes S ecundarias

86,467 .0* R edes P rim aria

314 ,210.0* Línea p rim aria


32,227 .2* Estud ios de ingenie ría de de ta lle


SITUACIÓ

…876543210Años

0 .0

0 .0

0.0

Sub Total Situación con proyecto (A ) …34,289.833,193.332,086.830,965.729,825.628,825.627,466.5773,452.6

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INVERSIÓN EN ACTIVOS FIJOS

En esta guía se recomienda que para la determinación del monto de inversión se deben presentar las partidasdesagregadas a nivel de precios unitarios, los cuales deben estar respaldados por cotizaciones de empresasespecializadas en la venta de la infraestructura que requerirá el proyecto, por información de proyectos afines u otros.En cualquier caso, se debe citar la fuente de la cual se obtuvieron estos datos.

Fuentes adicionales de información para la determinación de los precios unitarios y de inversión en general, pueden consultarseen las páginas web de las entidades relacionadas a los sistemas de distribución de energía eléctrica, por ejemplo, OSINERG,Ministerio de Energía y Minas, entre otros.

En particular, por la relevancia de las partidas presentadas en los cuadros siguientes, se requiere su presentación a nivel deprecios unitarios en el perfil del proyecto, tanto para la línea primaria, red primaria y red secundaria. El equipo formulador seráresponsable del llenado y adecuación de estos cuadros.

Debe considerarse, que la siguiente es una desagregación de precios unitarios recomendable, sin embargo, para fines de losestudios formulados a nivel de perfil, se debe presentar estas fichas señalando por lo menos, los items más relevantes de losprincipales componentes de la línea primaria, red primaria y red secundaria.

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III.5 COSTOS DEL PROYECTOINVERSIÓN EN ACTIVOS FIJOS


Continua…

811.5571.00uAdaptador Largo Casquillo - O jo

913.2071.00uAdaptador Anillo - Bola

79.9071.00uGrillete recto

14,099.00142.00uAislador de porcelana tipo suspensión, C lase ANSI 52-3

Cadena de Aisladores

2,423.10108.00uEsp iga de A ° G ° de 508 m m Long., para cabeza de poste y aislador ANSI 56-2

5,450.16108.00uAislador de porcelana Tipo P IN C lase ANSI 56 -2

Aisladores Tipo PIN y Accesorios

41.251.00uCruceta de madera de 90 m m x 115 m m x 1.20 m

60,5561.00108.00uPoste de concreto 10 m, C lase 6


Postes y Crucetas

L ÍNEA PRIMARIA** (26.43 KM ) M onof ásico - (MRT)

ToS

Costo Unitario

S/.CantidadUnidadDescripción de partidas

L ÍNEAS PRIM ARIAS

SUM INISTRO DE MATERIALES

VALOR REFERENCIAL

811.5571.00uAdaptador Largo Casquillo - O jo

913.2071.00uAdaptador Anillo - Bola

79.9071.00uGrillete recto

14,099.00142.00uAislador de porcelana tipo suspensión, C lase ANSI 52-3

Cadena de Aisladores

2,423.10108.00uEsp iga de A ° G ° de 508 m m Long., para cabeza de poste y aislador ANSI 56-2

5,450.16108.00uAislador de porcelana Tipo P IN C lase ANSI 56 -2


41.251.00uCruceta de madera de 90 m m x 115 m m x 1.20 m



Postes y Crucetas

L ÍNEA PRIMARIA** (26.43 KM ) M onof ásico - (MRT)

ToS

Costo Unitario


L ÍNEAS PRIM ARIAS

SUM INISTRO DE MATERIALES

VALOR REFERENCIAL

��



Sigue…

Sub-total 121,

* Las c ifras de p recios un ita rios c itados en e l cuadro son re fe rencia les po r lo cu a l co rresponde su ac tu a lizac ión .** Los item seña lado s, co rresponden a l 71% de l cos to to ta l de sum in istros de línea p rim a ria de l caso p rác tico desa rro llado en esta*** E l cos to po r km de línea p rim a ria pa ra es te caso p rác tico asciende ap roxim adam ente a U S $ 4 ,500 .

14 .0363 .00uG rapa de anc la je pa ra conduc to r de fase

34 .826 .00uG rapa de ángu lo pa ra co nduc to r de fase p rov is to de va rilla

1 .82200 .00mA lam bre de a lum in io recocido de 16 m m ²

6 .4430 .00uG rapa de v ías pa ra le las de a lum in io pa ra conduc to r de fase

17 .669 .00uVarilla de a rm ar d ob le pa ra conduc to r de fase

14 .0363 .00uVarilla de a rm ar p re fo rm a da s im p le pa ra conduc to r de fase

1 ,28 .9763 .00uG rapa de anc la je pa ra conduc to r de 25 m m 2

34 .826 .00uG rapa de ángu lo pa ra co nduc to r de 25 m m 2, p rov is to de va rilla de a rm ar

2 .15200 .00mA lam bre de am a rre de a lum in io re coc ido de 16 m m 2

1 ,66 .0026 .00uA m ortiguador de v ib rac ión pa ra conduc to r de 25 m m 2

5 .0830 .00uG rapa de dob le vía de a lum in io p a ra conduc to r de 25 m m 2

20 .133 .00uM angu ito de repa rac ión pa ra conduc to r de 25 m m 2

13 .865 .00uM angu ito de em pa lm e pa ra conduc to r de 25 m m 2

16 .839 .00uVarilla de a rm ar p re fo rm a da dob le pa ra conduc to r de 2 5 m m 2

14 .8563 .00uVarilla de a rm ar p re fo rm a da s im p le pa ra conduc to r de 25 m m 2

25 ,957 .0026 .43kmC onduc to r de a leac ión de a lum in io d e 25 m m 2

Conductor y Accesorios

Sub-total 121,

* Las c ifras de p recios un ita rios c itados en e l cuadro son re fe rencia les po r lo cu a l co rresponde su ac tu a lizac ión .** Los item seña lado s, co rresponden a l 71% de l cos to to ta l de sum in istros de línea p rim a ria de l caso p rác tico desa rro llado en esta*** E l cos to po r km de línea p rim a ria pa ra es te caso p rác tico asciende ap roxim adam ente a U S $ 4 ,500 .

14 .0363 .00uG rapa de anc la je pa ra conduc to r de fase

34 .826 .00uG rapa de ángu lo pa ra co nduc to r de fase p rov is to de va rilla

1 .82200 .00mA lam bre de a lum in io recocido de 16 m m ²

6 .4430 .00uG rapa de v ías pa ra le las de a lum in io pa ra conduc to r de fase

17 .669 .00uVarilla de a rm ar d ob le pa ra conduc to r de fase

14 .0363 .00uVarilla de a rm ar p re fo rm a da s im p le pa ra conduc to r de fase

1 ,28 .9763 .00uG rapa de anc la je pa ra conduc to r de 25 m m 2

34 .826 .00uG rapa de ángu lo pa ra co nduc to r de 25 m m 2, p rov is to de va rilla de a rm ar

2 .15200 .00mA lam bre de am a rre de a lum in io re coc ido de 16 m m 2

1 ,66 .0026 .00uA m ortiguador de v ib rac ión pa ra conduc to r de 25 m m 2

5 .0830 .00uG rapa de dob le vía de a lum in io p a ra conduc to r de 25 m m 2

20 .133 .00uM angu ito de repa rac ión pa ra conduc to r de 25 m m 2

13 .865 .00uM angu ito de em pa lm e pa ra conduc to r de 25 m m 2

16 .839 .00uVarilla de a rm ar p re fo rm a da dob le pa ra conduc to r de 2 5 m m 2

14 .8563 .00uVarilla de a rm ar p re fo rm a da s im p le pa ra conduc to r de 25 m m 2

25 ,957 .0026 .43kmC onduc to r de a leac ión de a lum in io d e 25 m m 2


��



Continua…

168.314.012.00uGrapa de anclaje para conductor de 25 mm2

80.42.137.50mAlam bre de amarre de alum inio recodico de 16 m m 2

101.65.120.00uGrapa de doble vía de alum nio para conductor de 25 mm 2

33.716.82.00uVarilla de armar p reform ada doble para conductor de 25 m m 2

118.814.98.00uVarilla de armar p reform ada sim ple para conductor de 25 mm 2

928.3957.00.97kmConductor de aleción de alum inio de 25 m m2


346.523.115.00uEsp iga de A° G ° de 508 m m Long., para cabeza de poste y aislador ANSI 56-2

752.450.215.00uAislador de porcelana Tipo P IN, C lase ANSI 56 -2


288.841.37.00uCruceta de madera de 90 m m x 115 m m x 1.20 m

5,382.0672.88.00uPoste de concreto 11 m, C lase 5


Postes y Crucetas

TotalS/.

Costo Unitario


REDES PRIMARIAS

SUM INISTRO DE M ATERIALES

VALOR REFERENCIAL

168.314.012.00uGrapa de anclaje para conductor de 25 mm2

80.42.137.50mAlam bre de amarre de alum inio recodico de 16 m m 2

101.65.120.00uGrapa de doble vía de alum nio para conductor de 25 mm 2

33.716.82.00uVarilla de armar p reform ada doble para conductor de 25 m m 2

118.814.98.00uVarilla de armar p reform ada sim ple para conductor de 25 mm 2

928.3957.00.97kmConductor de aleción de alum inio de 25 m m2


346.523.115.00uEsp iga de A° G ° de 508 m m Long., para cabeza de poste y aislador ANSI 56-2

752.450.215.00uAislador de porcelana Tipo P IN, C lase ANSI 56 -2


288.841.37.00uCruceta de madera de 90 m m x 115 m m x 1.20 m



Postes y Crucetas

TotalS/.

Costo Unitario


REDES PRIMARIAS


VALOR REFERENCIAL

��



Sigue…

** Los item s seña lado s, co rresponden a l 85% de l cos to to ta l de sum in istros de l caso p rác tico desa rro llado en esta gu ía .

* Las c ifra s de p re cios un ita rios c itados en e l cuadro son re fe renc ia le s po r lo cua l co rrespond e su ac tua lizac ión .

49,755Sub-total

3 ,6303 ,630 .01 .00uTrans fo rm ador m ono fás ico de 15 KVA , 13 ,2 /0 ,46 - 0 ,23 K V.


5 ,2802 ,640 .02 .00uTrans fo rm ador m ono fás ico de 5 KVA , 13,2 /0 ,46 - 0 ,23 K V.

Transformadores de Distribuci ón

1 ,6501 ,650 .01 .00uTab le ro de d istr ibuc i ón Tipo II pa ra SE . M ono fás ica 15 K VA

5,2801 ,320 .04 .00uTab le ro de d istr ibuc i ón Tipo I pa ra S E . M ono fás ica 10 K VA


2,970742 .54 .00uP ara rrayos tipo au tová lvu la de óx ido m e tá lico 21 K v, 10kA .

1010 .61 .00uFus ib le tipo K 3 A M P


2,887412 .57 .00uS eccio nador fusib le un ipo la r tip o expu ls ión (C U T -O U T ) de 27 K V,1 50 kV B IL ,100 A

Equipo de Protección de Maniobra

** Los item s seña lado s, co rresponden a l 85% de l cos to to ta l de sum in istros de l caso p rác tico desa rro llado en esta gu ía .

* Las c ifra s de p re cios un ita rios c itados en e l cuadro son re fe renc ia le s po r lo cua l co rrespond e su ac tua lizac ión .

49,755Sub-total



5 ,2802 ,640 .02 .00uTrans fo rm ador m ono fás ico de 5 KVA , 13,2 /0 ,46 - 0 ,23 K V.

Transformadores de Distribuci ón

1 ,6501 ,650 .01 .00uTab le ro de d istr ibuc i ón Tipo II pa ra SE . M ono fás ica 15 K VA



2,970742 .54 .00uP ara rrayos tipo au tová lvu la de óx ido m e tá lico 21 K v, 10kA .



2,887412 .57 .00uS eccio nador fusib le un ipo la r tip o expu ls ión (C U T -O U T ) de 27 K V,1 50 kV B IL ,100 A

Equipo de Protección de Maniobra

��



Continua…

341.955.1866.00uConector bim etá lico de alum inio - cobre A l 16 m m 2/Cu 2.5-4.0 m m 2

130.683.9633.00uPortafusible unipo lar de 5 A con fusibles de 2 A

1,306.8039.6033.00uLám para de vapor de sodio de 70 W

5,989.50181.5033.00uLum inaria completa con equipo para lám para de 70 W y fotocé lu la

2,668.0580.8533.00uy 20° inclinación, provisto de 2 abrazaderas y 4 tirafondos A °G °.

Pastoral Tubo A °G ° 38 m m f, INT.,500m m Avance Horiz., 720 m m de altura

Luminarias, Lámparas y Accesorios

182.955.0836.00mConductor de Cu recocido, Tipo N2XY, Tripolar 10 m m ², C . Negro

8,553.843,333.002.57km.Conductor autoportan te de aluminio 1X16/25 mm2


Cables y Conductores

15,954.84265.9160.00uPoste de concreto de 8 m , C lase 7


Postes

Total S/.

Costo Unitario


REDES SECUNDARIAS


VALOR REFERENCIAL

341.955.1866.00uConector bim etá lico de alum inio - cobre A l 16 m m 2/Cu 2.5-4.0 m m 2

130.683.9633.00uPortafusible unipo lar de 5 A con fusibles de 2 A

1,306.8039.6033.00uLám para de vapor de sodio de 70 W

5,989.50181.5033.00uLum inaria completa con equipo para lám para de 70 W y fotocé lu la

2,668.0580.8533.00uy 20° inclinación, provisto de 2 abrazaderas y 4 tirafondos A °G °.

Pastoral Tubo A °G ° 38 m m f, INT.,500m m Avance Horiz., 720 m m de altura

Luminarias, Lámparas y Accesorios

182.955.0836.00mConductor de Cu recocido, Tipo N2XY, Tripolar 10 m m ², C . Negro



Cables y Conductores



Postes

Total S/.

Costo Unitario


REDES SECUNDARIAS


VALOR REFERENCIAL

��



Sigue…

** Los item señalados, corresponden al 87% de l costo total de sumin istros del caso práctico desarrollado en esta guía.

* Las cifras de precios unitarios citados en el cuadro son referenciales por lo cual corresponde su actualización.

130,443.5Sub-total

11,178.7541.25271.00Interruptor termom agné tico de 2X10 A.

42,032.10155.10271.00uM edidor de energ ía activa, 220 V, 30 A

14,129.9452.14271.00uTermom agn é tico de 2X10 A.

99.660.66151.00uTarugo de cedro de 13 m m x50 m m

178.860.66271.00uArmella tirafondo de 10m m 2 x 64m m de longitud

1,108.932.05542.00uTemplador de AºG º

896.945.94151.00uTubo de plástico de PVC SAP, de 19 m m f x 3 m , provisto de codo

693.005.78120.00uTubo de AºG º de 19 m m 2 x 4.0 m, provisto de codo

1,092.965.94184.00uPortalínea unipo lar de A °G °, provisto de PIN de 10

1,478.4092.4016.00uCaja de derivación y acometidas para sistema 440-22O V (10 Sa lidas)

1,155.0082.5014.00uCaja de derivación y acometidas para sistema 440-22O V (5 Salidas)

12.002.055.87m .Cable concéntrico de cobre de 2x4 m m ² con a islamiento de PVC

Conexiones Domiciliarias

** Los item señalados, corresponden al 87% de l costo total de sumin istros del caso práctico desarrollado en esta guía.

* Las cifras de precios unitarios citados en el cuadro son referenciales por lo cual corresponde su actualización.

130,443.5Sub-total

11,178.7541.25271.00Interruptor termom agné tico de 2X10 A.

42,032.10155.10271.00uM edidor de energ ía activa, 220 V, 30 A

14,129.9452.14271.00uTermom agn é tico de 2X10 A.

99.660.66151.00uTarugo de cedro de 13 m m x50 m m

178.860.66271.00uArmella tirafondo de 10m m 2 x 64m m de longitud

1,108.932.05542.00uTemplador de AºG º

896.945.94151.00uTubo de plástico de PVC SAP, de 19 m m f x 3 m , provisto de codo

693.005.78120.00uTubo de AºG º de 19 m m 2 x 4.0 m, provisto de codo

1,092.965.94184.00uPortalínea unipo lar de A °G °, provisto de PIN de 10

1,478.4092.4016.00uCaja de derivación y acometidas para sistema 440-22O V (10 Sa lidas)

1,155.0082.5014.00uCaja de derivación y acometidas para sistema 440-22O V (5 Salidas)

12.002.055.87m .Cable concéntrico de cobre de 2x4 m m ² con a islamiento de PVC

Conexiones Domiciliarias

�



INDICADORES REFERENCIALES

En el cálculo de la inversión es importante considerar valores referenciales de sistemas similares de electrificación rural, talescomo los que se presentan a continuación, ya que estos constituyen una herramienta que sirve de base para la comparaciónque permita analizar oportunidades de optimización de diseños que pueden reducir los costos e incrementar la rentabilidaddel proyecto.El equipo formulador debe considerar, sin embargo, que los costos de cada alternativa deben ser debidamente validados porun especialista en función a las características particulares del proyecto.

Núm ero de habitantes por conexiónN° DE HABITANTES / N ° DE CONEXIO NES

Porcentaje de la inversión en línea prim aria y subestación de alimentación% LINEA PRIMARIA / CO STO TOTAL

Inversión total por conexión (sin IGV)US$ (LP + RP + RS) / N ° DE CONEXIO NES

Inversión por conexión dom iciliaria (acometida y m edidor, s in IGV)US$ / CONEXIÓN

Inversión en red secundaria y conexión dom iciliaria por conexión (sin IGV)US$ RED SECUN. / N° DE CONEXIO NES

Inversión en red prim aria y subestaciones de distribución por conexión (sin IGV)US$ RED PRIMARIA / N ° DE CONEXIO NES

Inversión en l ínea prim aria y subestaci ón de alimentaci ón por conexi ón (sin IGV)

US$ LINEA PRIMARIA / N ° DE CONEXIO NES

Inversión en línea prim aria po r KM (sin IGV)US$ LINEA PRIMARIA / N ° DE KM

IRE

DESCRIPCIÓ NINDICADOR

Núm ero de habitantes por conexiónN° DE HABITANTES / N ° DE CONEXIO NES

Porcentaje de la inversión en línea prim aria y subestación de alimentación% LINEA PRIMARIA / CO STO TOTAL

Inversión total por conexión (sin IGV)US$ (LP + RP + RS) / N ° DE CONEXIO NES

Inversión por conexión dom iciliaria (acometida y m edidor, s in IGV)US$ / CONEXIÓN

Inversión en red secundaria y conexión dom iciliaria por conexión (sin IGV)US$ RED SECUN. / N° DE CONEXIO NES

Inversión en red prim aria y subestaciones de distribución por conexión (sin IGV)US$ RED PRIMARIA / N ° DE CONEXIO NES

Inversión en l ínea prim aria y subestaci ón de alimentaci ón por conexi ón (sin IGV)

US$ LINEA PRIMARIA / N ° DE CONEXIO NES

Inversión en línea prim aria po r KM (sin IGV)US$ LINEA PRIMARIA / N ° DE KM

IRE

DESCRIPCIÓ NINDICADOR

Las valores citados en este cuadro tienen carácter ilustrativo, se deben actualizar según la variación de los costos y avances tecnológicos.

Los perfiles deben inc lu ir la p resentacióproyecto particu la r. La presentac ión de es tos ind icadores se rá un aspecto a ser evaluado cu idadosam eO fic ina de P rogram ación e Inve rs iones co rrespond ien te.

�


III.5 COSTO SOCIAL DEL PROYECTOB. ANÁLISIS DE COSTOS A PRECIOS SOCIALES.

Una vez completada la proyección de los costos a precios privados y habiendo encontrado los costos incrementales, seprocede a realizar el mismo ejercicio pero ahora valorando los recursos económicos a precios sociales.

Para ello, se debe tomar en cuenta lo siguiente:

Factor de corrección (Bienes transables) = 1.08 = 0.9076 (1+0.19)

I. Costos de inversión:

1.-Intangibles: para este componente no aplica el factor de corrección.

2.-Inversión en activos fijos: los factores de corrección a usar son:

• Suministro de materiales no transables: se debe deducir el IGV y otros impuestos y/o añadir subsidios, salvozonas exoneradas.

• Suministro de materiales transables: se debe deducir el IGV y otros impuestos y/o añadir subsidios y multiplicarpor el factor de corrección del precio social de la divisa igual a 1.08.

Para el caso práctico desarrollado en esta guía tenemos los siguientes factores de corrección:

Factor de corrección (Bienes no transables) = 1 = 0.8403 (1+0.19)

(1) Para mayor información sobre los factores de corrección, revisar el Anexo SNIP – 09 “Parámetros de Evaluación”.

C osto social = Factor de corrección(1) x C osto privado

��


III.5 COSTO SOCIAL DEL PROYECTO

* Costo de mano de obra:- Mano de obra calificada: Este factor resulta de suponer que los profesionales considerados en este item

perciben rentas de 5ta categoría por lo que estarán afectos a impuestos directos que a la fecha se estimanen 15%. Por tanto, el factor de corrección para el caso práctico desarrollado en esta guía se calculará de lasiguiente manera:

Factor de corrección (Mano de obra calificada) = 1 = 0.8696 (1+0.15)

- Mano de obra no calificada: a continuación se citan los factores de corrección por regiones:

* En el caso del transporte no se aplica factor de corrección. Lo mismo sucede con los demás items que componenlos costos de inversión tales como gastos preoperativos, capital de trabajo, imprevistos y valor residual.

* Todos los rubros de costos mencionados deben ser además corregidos de la distorsión que implican losaranceles, subsidios e impuestos, como IGV, ISC, etc.

II. Costos de operación y mantenimiento:En caso que exista servicio previamente a la ejecución del proyecto, se aplicarán los factores de correccióncuando corresponda. Para el caso del ejemplo, extensión de redes, los rubros compra de energía y los otroscostos de operación y mantenimiento, no se aplica factor de corrección.

III.Costos de operación y mantenimiento sin proyecto:No se le aplica factor de corrección si no existe servicio previo. Caso contrario, aplicarlo para los items quecorrespondan.

Selva

Sierra

Resto de costa

Lima metropolitana

Región

0.63

0.60

0.68

0.86

Urbana

0.49

0.41

0.57

-

Rural

Selva

Sierra

Resto de costa

Lima metropolitana

Región

0.63

0.60

0.68

0.86

Urbana

0.49

0.41

0.57

-

Rural

��


III.5 COSTO SOCIAL DEL PROYECTOEjemplo: Los costos a precios sociales surgen de la multiplicación de los factores de corrección, cuando corresponde, por elmonto de cada item a precios privados.

1.0000Transporte10,350Transporte

0.4100M .O. No Calificada8,399M .O. No Calificada

0.8696M .O. Calificada74,555M .O. Calificada

M ontaje Electromecánico82,954M ontaje Electromecánico

0.9076Origen No Transable34,271Origen No Transable

0.8403Origen Transable116,292Origen Transable

1Suministro de Equipos y Materiales150,563Suministro de Equipos y Materiales

2Etapa II: Instalación de Redes Secundarias243,867Etapa II: Instalación de Redes Secundarias




M ontaje Electromecánico de Redes Primarias23,947M ontaje Electromecánico de Redes Primarias



Suministro de Equipos, M ateria les y Servidumbre58,552Suministro de Equipos, M ateria les y Servidumbre

Etapa I: Instalación de Redes Primarias86,467Etapa I: Instalación de Redes Primarias




M ontaje Electromecánico de Líneas Primarias121,722M ontaje Electromecánico de Líneas Primarias



1Suministro de Equipos, M ateria les y Servidumbre171,741Suministro de Equipos, M ateria les y Servidumbre

2Etapa I: Instalación de Líneas Prim arias314,210Etapa I: Instalación de Líneas Prim arias

1.0000Estudios32,227Estudios

Fact. de Correc.Costos Directos a Precios Socia lesS/.Costos Directos a Precios Privados




M ontaje Electromecánico82,954M ontaje Electromecánico



1Suministro de Equipos y Materiales150,563Suministro de Equipos y Materiales

2Etapa II: Instalación de Redes Secundarias243,867Etapa II: Instalación de Redes Secundarias




M ontaje Electromecánico de Redes Primarias23,947M ontaje Electromecánico de Redes Primarias



Suministro de Equipos, M ateria les y Servidumbre58,552Suministro de Equipos, M ateria les y Servidumbre

Etapa I: Instalación de Redes Primarias86,467Etapa I: Instalación de Redes Primarias




M ontaje Electromecánico de Líneas Primarias121,722M ontaje Electromecánico de Líneas Primarias



1Suministro de Equipos, M ateria les y Servidumbre171,741Suministro de Equipos, M ateria les y Servidumbre

2Etapa I: Instalación de Líneas Prim arias314,210Etapa I: Instalación de Líneas Prim arias

1.0000Estudios32,227Estudios

Fact. de Correc.Costos Directos a Precios Socia lesS/.Costos Directos a Precios Privados

��


III.5 COSTOS DEL PROYECTOEjemplo practico: Electrificación rural en la Cuenca del Río Palca – Santa Mercedes

34,289.833,193.332,086.830,965.729,825.628,661.127,466.526,235.1659,208.9COSTO S IN CREMENTALES (A) - (B)

0 .00 .00 .00 .00 .00 .00 .00 .0O perac ión y m anten im ien to S /P

SITUA CIÓN SIN PROYECTO (B)

16,794.516,598.416,404.616,213.116,023.815,836.715,651.815,469.1* G astos de operac ión y m anten im ien to

17,495.316,594.915,682.214,752.613,801.812,824.411 ,814 .710,766.0* C om pra de energ ía

34,289.833,193.332,086.830,965.729,825.628,661.127,466.526,235.1Operación y m antenim iento C /P

27,260.1Im previstos y otros (5% de Act. F ijos)

54,520.1Gastos preoperativos (10% de Act. Fijos)

207 ,451 .6* R edes Secundarias

73,890.1* R edes Prim aria

263 ,859 .8* L ínea p rim aria


32,227.2* E stud ios de ingen ie r ía de de ta lle


SITUA CIÓN CON PROYECTO (A)

876543210Años

(Nuevos Soles S/.)

Costos a Precios Sociales – Alternativa 1

FORMATO – 5A

34,289.833,193.332,086.830,965.729,825.628,661.127,466.526,235.1659,208.9COSTO S IN CREMENTALES (A) - (B)

0 .00 .00 .00 .00 .00 .00 .00 .0O perac ión y m anten im ien to S /P

SITUA CIÓN SIN PROYECTO (B)

16,794.516,598.416,404.616,213.116,023.815,836.715,651.815,469.1* G astos de operac ión y m anten im ien to

17,495.316,594.915,682.214,752.613,801.812,824.411 ,814 .710,766.0* C om pra de energ ía

34,289.833,193.332,086.830,965.729,825.628,661.127,466.526,235.1Operación y m antenim iento C /P

27,260.1Im previstos y otros (5% de Act. F ijos)

54,520.1Gastos preoperativos (10% de Act. Fijos)

207 ,451 .6* R edes Secundarias

73,890.1* R edes Prim aria

263 ,859 .8* L ínea p rim aria


32,227.2* E stud ios de ingen ie r ía de de ta lle



876543210Años

(Nuevos Soles S/.)

Costos a Precios Sociales – Alternativa 1

FORMATO – 5A

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III.6 BENEFICIOS DEL PROYECTO

Una vez que se han completado las proyecciones de los costos incrementales a precios privados y a precios sociales comienzala evaluación de cada alternativa. Para esto añadiremos los ingresos que cada una de ellas generaría, luego de lo cual secalcularán los beneficios incrementales a precios privados y a precios sociales.Para el análisis de beneficios se usará el formato 6 de los Formatos básicos de presentación de proyectos de electrificaciónrural.

A. BENEFICIOS INCREMENTALES A PRECIOS PRIVADOS:

Para el cálculo de los beneficios incrementales a precios privados, nuevamente se hace un contraste entre la situación conproyecto y la situación sin proyecto.

La tarifa de venta de energía será extraída de los pliegos tarifarios respectivos definidos por OSINERG (www.osinerg.gob.pe).En el caso que no existiera una tarifa adecuada o se trate de energías alternativas o bajas potencias instaladas (por debajode 100 Kw), se deberá estimar con un especialista, los costos medios de producción de la energía. Así también se debenconsiderar los costos de reposición.

En el caso de la situación con proyecto las beneficios a precios privados (venta de energía) se estimarán multiplicando elconsumo anual por abonado (ya sea doméstico, comercial, pequeña industria, cargas especiales o de alumbrado público),calculados en la proyección de la demanda (Formato 2), por la tarifa de venta de energía en moneda nacional (considerandoIGV), tal como se presenta en el cuadro de la página siguiente.

Luego se procede a calcular los beneficios sin proyecto tomando la tarifa cobrada por kWh distribuido, multiplicado por lacantidad de kWh consumidos. Si antes del proyecto no existía servicio, el consumo de kWh es cero y los beneficios son cerotambién.

Dados ambos resultados, se procede a calcular los beneficios incrementales a partir de la diferencia entre los beneficioscon proyecto y sin proyecto.

Para realizar estos cálculos se debe disponer de la siguiente información: Tarifa de venta de energía (S/.) y Tarifa de comprade energía (S/.)

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III.6.A BENEFICIOS A PRECIOS PRIVADOS


(**) Tarifa de Venta del PSE Huarochiri I E tapa de fecha agosto de 2004

(*) Se ha considerado una facturación m áxim a de 12% de las ventas de energía (Fuente: PSE Huarochiri I E tapa)

0.4610Tarifa de venta de energ ía (S/./kW h) (**)

Fuente: Formato - 2

35,14633,22331,27629,29827,27925,21023,08020,876Total ventas de energ ía

Beneficios Incrementales (1) - (2)

00000000Beneficios sin proyecto

Beneficios situación sin proyecto (2)

35,14633,22331,27629,29827,27925,21023,08020,876Subtotal ventas de energía

00000000Venta de energ ía cargas especiales

3,7663,5603,3513,1392,9232,7012,4732,237Venta de energ ía alum brado público (*)

6,8646,4896,1095,7225,3284,9244,5084,078Venta de energ ía uso general

00000000Venta de energ ía com erciales

24,51623,17421,81620,43619,02817,58516,09914,562Venta de energ ía dom ésticos

Beneficios situación con proyecto (1)

876543210Año

(Nuevos Soles S/.)

Beneficios Increm entales a Precios Privados – Alternativa 1 “Instalación de Electrificación Rural en ldel R ío Palca – Santa M ercedes”

FORMATO - 6

(**) Tarifa de Venta del PSE Huarochiri I E tapa de fecha agosto de 2004

(*) Se ha considerado una facturación m áxim a de 12% de las ventas de energía (Fuente: PSE Huarochiri I E tapa)

0.4610Tarifa de venta de energ ía (S/./kW h) (**)

Fuente: Formato - 2

35,14633,22331,27629,29827,27925,21023,08020,876Total ventas de energ ía


00000000Beneficios sin proyecto

Beneficios situación sin proyecto (2)

35,14633,22331,27629,29827,27925,21023,08020,876Subtotal ventas de energía

00000000Venta de energ ía cargas especiales

3,7663,5603,3513,1392,9232,7012,4732,237Venta de energ ía alum brado público (*)

6,8646,4896,1095,7225,3284,9244,5084,078Venta de energ ía uso general

00000000Venta de energ ía com erciales

24,51623,17421,81620,43619,02817,58516,09914,562Venta de energ ía dom ésticos

Beneficios situación con proyecto (1)

876543210Año

(Nuevos Soles S/.)

Beneficios Increm entales a Precios Privados – Alternativa 1 “Instalación de Electrificación Rural en ldel R ío Palca – Santa M ercedes”

FORMATO - 6

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III.6.A BENEFICIOS A PRECIOS PRIVADOS

Habiéndose determinado el flujo de beneficios incrementales, se procede a restar el flujo de costos incrementales (determinadoen el Formato 5, pág. 61) y se obtiene el flujo de beneficios netos privados que determinan la rentabilidad a precios privadosdel proyecto.


-143,54455 ,99354 ,07252 ,151-151,22847 ,78645 ,51642 ,896-1,113,103A LTE R N AT IVA 2

85629-811-1,668-2,547-3,451-4,387-5,359-773,453A LTE R N AT IVA 1

3.- Beneficios Netos Totales

206,5585,2755,2755,275206,5585,2755,2755,2751,113,103A LTE R N AT IVA 2

34 ,29033 ,19332 ,08730 ,96629 ,82628 ,66127 ,46726 ,235773,453A LTE R N AT IVA 1

2.- Costos Increm entales

63 ,01461 ,26859 ,34757 ,42655 ,33153 ,06050 ,79048 ,1710A LTE R N AT IVA 2 *

35 ,14633 ,22331 ,27629 ,29827 ,27925 ,21023 ,08020 ,8760A LTE R N AT IVA 1

1.- Beneficios Incrementales

876543210Años

(Nuevos Soles S /.)

Beneficios Netos a Precios Privados – Alternativa 1

FORMATO – 7

-143,54455 ,99354 ,07252 ,151-151,22847 ,78645 ,51642 ,896-1,113,103A LTE R N AT IVA 2

85629-811-1,668-2,547-3,451-4,387-5,359-773,453A LTE R N AT IVA 1

3.- Beneficios Netos Totales

206,5585,2755,2755,275206,5585,2755,2755,2751,113,103A LTE R N AT IVA 2

34 ,29033 ,19332 ,08730 ,96629 ,82628 ,66127 ,46726 ,235773,453A LTE R N AT IVA 1

2.- Costos Increm entales

63 ,01461 ,26859 ,34757 ,42655 ,33153 ,06050 ,79048 ,1710A LTE R N AT IVA 2 *

35 ,14633 ,22331 ,27629 ,29827 ,27925 ,21023 ,08020 ,8760A LTE R N AT IVA 1

1.- Beneficios Incrementales

876543210Años

(Nuevos Soles S /.)

Beneficios Netos a Precios Privados – Alternativa 1

FORMATO – 7

* El desarrollo de los cálculos de costos y beneficios de la alternativa 2, no se muestra en esta guía por razones de espacio,sin embargo, los resultados obtenidos para esta alternativa se encuentran en el Anexo que se presenta al final de estemódulo.

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III.6.B BENEFICIOS A PRECIOS SOCIALES

B. BENEFICIOS INCREMENTALES A PRECIOS SOCIALES:

Para la estimación de los beneficios incrementales a precios sociales una referencia recomendable constituyen los datos deltrabajo de campo de NRECA International, ltd. – Seta. «Estrategia integral de electrificación rural» 1999, que estimó tanto losconsumos anuales y los beneficios por concepto de iluminación, radio y televisión, refrigeración y otros de los pobladoresrurales.

Beneficios Económicos de la Electricidad en áreas rurales del Perú (US$ anuales)

F u e nte : N R E C A L td . - S E TA ; “E s tra te g ia In te g ra l d e E le c tr ifica c ió n R u ra l” , L im a , S e t. 1 9 9 9 E l b en e fic io p o r kW h a d ic io n a l se a p lica a lo s kW h in ic ia le s e stim a d o s p a ra ca d a p roye c to , lu e g o d e d e d ucir lo s kW h co rresp o n d ie n te s a ilu m in a c ió n , ra d io , T V y re fr ige ra c ió n .

0 .15109110 .0464 .80120 .6PA ÍS

0 .15109231 .1289 .40132 .4COSTA

0 .15109138 .8457 .96102 .5SELVA

0 .151090 .0060 .48154 .8SIERRA

POR kW h ADICIONAL

REFRIGERACIÓNRADIO Y TELEVISIÓN

ILUMINACIÓNREGIÓN

F u e nte : N R E C A L td . - S E TA ; “E s tra te g ia In te g ra l d e E le c tr ifica c ió n R u ra l” , L im a , S e t. 1 9 9 9 E l b en e fic io p o r kW h a d ic io n a l se a p lica a lo s kW h in ic ia le s e stim a d o s p a ra ca d a p roye c to , lu e g o d e d e d ucir lo s kW h co rresp o n d ie n te s a ilu m in a c ió n , ra d io , T V y re fr ige ra c ió n .

0 .15109110 .0464 .80120 .6PA ÍS

0 .15109231 .1289 .40132 .4COSTA

0 .15109138 .8457 .96102 .5SELVA

0 .151090 .0060 .48154 .8SIERRA

POR kW h ADICIONAL

REFRIGERACIÓNRADIO Y TELEVISIÓN

ILUMINACIÓNREGIÓN

Los datos del cuadro anterior deben considerarse una referencia general que puede ser sujeto de modificación por partede la DGPM / MEF.

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III.6.B BENEFICIOS A PRECIOS SOCIALESEn esta parte, nuevamente debemos hacer los cálculos para la situación con proyecto versus la situación sin proyecto a fin deencontrar los beneficios incrementales.

Para los beneficios con proyecto debemos considerar que los beneficios anuales por iluminación, radio y televisión,refrigeración y otros usos se calcularán multiplicando el número total de lotes electrificables, proyectados en el análisis de lademanda (Formato 2) por el beneficio anual de iluminación, radio y televisión, refrigeración y otros usos respectivamente,dados por el estudio de NRECA o por los datos recogido en el trabajo de campo desarrollado para el proyecto.

Ejemplo practico: Intalación deElectrificación rural en la cuenca del RíoPalca - Santa Mercedes.

S/. / abonado682.8TOTAL

S /. / abo nado80 .4B ene fic io anua l po r re frige rac ión :

S /. / abo nado283 .2B ene fic io anua l po r rad io y te lev is ión :

S /. / abo nado319 .2B ene fic io anua l po r ilum inac ión :

Beneficio AnualNecesidad

S/. / abonado682.8TOTAL

S /. / abo nado80 .4B ene fic io anua l po r re frige rac ión :

S /. / abo nado283 .2B ene fic io anua l po r rad io y te lev is ión :

S /. / abo nado319 .2B ene fic io anua l po r ilum inac ión :

Beneficio AnualNecesidad

Para este proyecto, se desarrolló una encuesta cuyo objetivo fue determinar el beneficio anual por iluminación, radio, televisióny refrigeración, siendo los resultados los mostrados en el cuadro anterior. Considerando este cuadro así como el Formato 2,sabemos que los lotes electrificados en el primer y segundo año son respectivamente 276 y 291, por lo que para calcular losbeneficios a precios sociales hacemos lo siguiente:

291 x 80 .4

291 x 283 .2

291 x 319 .2

276 x 80 .4

276 x 283 .2

276 x 319 .2

198,595188,353Sub total beneficios económicos

23 ,38522 ,179Vo lu n tad de pago po r re frige rac ión

82 ,37078 ,122Vo lu n tad de pago po r rad io y te lev is ión

92 ,84188 ,053B ene fic io económ ico ilum in ación

21Situación con Proyecto

291 x 80 .4

291 x 283 .2

291 x 319 .2

276 x 80 .4

276 x 283 .2

276 x 319 .2

198,595188,353Sub total beneficios económicos

23 ,38522 ,179Vo lu n tad de pago po r re frige rac ión

82 ,37078 ,122Vo lu n tad de pago po r rad io y te lev is ión

92 ,84188 ,053B ene fic io económ ico ilum in ación

21Situación con Proyecto

Si el proyectista percibe que los valores producidos por la encuesta NRECA no se ajustan a la realidad de la zonadebe realizar los ajustes que considere necesarios. Estos ajustes deben estar debidamente sustentados teniendocomo fuente principal los trabajos de campo desarrollados en el área de influencia del proyecto.

Luego se procede a indicar los beneficios sin proyecto los cuales son los beneficios que percibe la población en caso no sedesarrolle la obra. Seguidamente se debe comparar con los beneficios en la situación con proyecto, a fin de encontrar losbeneficios incrementales.

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246,391239,563232,052224,542216,348207,472198,595188,353Total beneficios econ óm icos

Beneficios Increm entales (1) - (2)

00000000B enefic io económ ico s in p royecto

Beneficios s ituación sin proyecto (2)

246 ,391239 ,563232 ,052224 ,542216 ,348207 ,472198 ,595188 ,353S ub to ta l be nefic io s económ icos

00000000O tros bene fic ios va lo rab les

00000000B enefic io económ ico o tros usos

29,01328,20927,32426,44025,47524,43023,38522,179Vo lun ta d de pago po r re frige rac ión

102 ,19499,36296,24793,13289,73386,05282,37078,122Vo lun ta d de pago po r rad io y te lev is ión

115,185111,993108 ,481104 ,970101 ,14096,99092,84188,053B enefic io económ ico ilum inación

Beneficios s ituación con proyecto (1)

87654321Año

(Nuevos Soles S/.)

Beneficios Incrementales a Precios Sociales – Alternativa 1 Insta lac ión de E lectrificación rura l en la C uencPalca – San ta M ercedes

FORMATO – 6A

246,391239,563232,052224,542216,348207,472198,595188,353Total beneficios econ óm icos

Beneficios Increm entales (1) - (2)

00000000B enefic io económ ico s in p royecto

Beneficios s ituación sin proyecto (2)

246 ,391239 ,563232 ,052224 ,542216 ,348207 ,472198 ,595188 ,353S ub to ta l be nefic io s económ icos

00000000O tros bene fic ios va lo rab les

00000000B enefic io económ ico o tros usos

29,01328,20927,32426,44025,47524,43023,38522,179Vo lun ta d de pago po r re frige rac ión

102 ,19499,36296,24793,13289,73386,05282,37078,122Vo lun ta d de pago po r rad io y te lev is ión

115,185111,993108 ,481104 ,970101 ,14096,99092,84188,053B enefic io económ ico ilum inación

Beneficios s ituación con proyecto (1)

87654321Año

(Nuevos Soles S/.)

Beneficios Incrementales a Precios Sociales – Alternativa 1 Insta lac ión de E lectrificación rura l en la C uencPalca – San ta M ercedes

FORMATO – 6A

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Habiéndose determinado el flujo de beneficios sociales incrementales, se procede a restar el flujo de costos socialesincrementales y se obtiene el flujo de beneficios netos a partir del cual se calcula el VAN y TIR a precios sociales.


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III.7 CRONOGRAMA DE ACCIONES

Conocida la demanda del proyecto, se debe realizar una lista de acciones a desarrollar para llevar a cabo las alternativas.Esta etapa permite conocer las fases de implementación del proyecto

Metodología:

1. Definir una escala de tiempo: año, mes, día o una combinación de ellos. Se recomienda para los proyectosde electrificación rural, usar una escala en meses.

2. Listar las acciones que componen cada alternativa.

3. Determinar el tiempo de duración de cada acción.

4. El conjunto de acciones se debe distribuir en el tiempo en este cronograma. Se debe considerar que ciertasactividades son independientes entre si, por lo que no les afecta el orden de ejecución.

La mejor metodología para presentar estos cronogramas es utilizando un DIAGRAMA DE GANTT, que es la representaciónen barras de las actividades a lo largo del horizonte de evaluación. Entre las múltiples ventajas de este Diagrama se resaltael hecho de que es muy sencillo y fácil de entender, da una representación global del proyecto y permite listar múltiplesacciones sin dificultades. La forma más fácil de crear un Diagrama de Gantt es utilizando Microsoft Project, por lo que su usoes recomendable si se dispone de él.

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III.7 CRONOGRAMA DE ACCIONES

Diagrama de GANTT

M a n te n im ie n to y A d m in is tra ci ó n

Etapa de operación

A co m e tid a s d o m icilia r ia s

A lu m b ra do P ú b lico

R e d e s d e d is tr ib u c ió n se cun d a r ia

R e d e s d e d is tr ib u c ió n p r im a ria

L ín e a d e d is tr ib u c ió n p r im a ria

Etapa de inversión

L ic ita cion e s d e e je cu c ión y su p e rv is ió n

C o o rd in a c ió n co n fue n tes de fin a n c ia m ien to

E s tu d io s d e p re in vers ió n

Etapa de preinversión

………………………987654321AÑ O

M a n te n im ie n to y A d m in is tra ci ó n

Etapa de operación

A co m e tid a s d o m icilia r ia s

A lu m b ra do P ú b lico

R e d e s d e d is tr ib u c ió n se cun d a r ia

R e d e s d e d is tr ib u c ió n p r im a ria

L ín e a d e d is tr ib u c ió n p r im a ria

Etapa de inversión

L ic ita cion e s d e e je cu c ión y su p e rv is ió n

C o o rd in a c ió n co n fue n tes de fin a n c ia m ien to

E s tu d io s d e p re in vers ió n

Etapa de preinversión

………………………987654321AÑ O

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ANEXOEjemplo practico:Instalación deElectrificación rural en laCuenca del Río Palca –Santa Mercedes

5,275…206,5585,2755,2755,275206,5585,2755,2755,2751,113,103C OSTOS INC R EM ENTA LES (A ) - (B )

0…00000000Operación y m antenim iento S/P

S ITUAC IÓN S IN PRO YECTO (B )

5 ,275…5 ,2755 ,2755 ,2755 ,2755 ,2755 ,2755 ,2755 ,275Operación y m antenim iento C/P

47 ,165Im previstos (5% de A ct. F ijos)

94 ,331Gastos Preoperativos (10% de Act. F ijos)

45 ,609M ano de ob ra no calificada

44 ,715M ano de ob ra ca lificada

* Insta lac ión

39 ,204* Transporte

53 ,82353 ,823198 ,544C ostos de Im portac ión

0071 ,280Inve rs ión en soportes y postes

0040 ,095Inve rs ión en conducto res y ca jas conexiones

41 ,43241 ,43241 ,432Invers ión en con troladores e in terruptores

48 ,11448 ,11448 ,114Inve rs ión en equ ipos de ilum inac ión

57 ,91557 ,91557 ,915Inve rs ión en bate rías

356 ,400Inve rs ión en Pane les so la res

* Sum in is tro de E quipos y M a te r ia les

Inversión en activos fijos

28 ,299* Estud ios y superv is ión

Inversión en intangib les

S ITUAC IÓN C ON PRO YECTO (A )

20…876543210

PER IO DOR UB RO

5,275…206,5585,2755,2755,275206,5585,2755,2755,2751,113,103C OSTOS INC R EM ENTA LES (A ) - (B )


S ITUAC IÓN S IN PRO YECTO (B )

5 ,275…5 ,2755 ,2755 ,2755 ,2755 ,2755 ,2755 ,2755 ,275Operación y m antenim iento C/P

47 ,165Im previstos (5% de A ct. F ijos)

94 ,331Gastos Preoperativos (10% de Act. F ijos)

45 ,609M ano de ob ra no calificada

44 ,715M ano de ob ra ca lificada

* Insta lac ión

39 ,204* Transporte

53 ,82353 ,823198 ,544C ostos de Im portac ión

0071 ,280Inve rs ión en soportes y postes

0040 ,095Inve rs ión en conducto res y ca jas conexiones

41 ,43241 ,43241 ,432Invers ión en con troladores e in terruptores

48 ,11448 ,11448 ,114Inve rs ión en equ ipos de ilum inac ión

57 ,91557 ,91557 ,915Inve rs ión en bate rías

356 ,400Inve rs ión en Pane les so la res

* Sum in is tro de E quipos y M a te r ia les


28 ,299* Estud ios y superv is ión

Inversión en intangib les

S ITUAC IÓN C ON PRO YECTO (A )

20…876543210

PER IO DOR UB RO

(Nuevos Soles S/. – Con IGV)(Nuevos Soles S/. – Con IGV)

Costos Incrementales a Precios Privados - Alternativa 2Costos Incrementales a Precios Privados - Alternativa 2FORMATO – 5FORMATO 5

Módulos Fotovoltaicos

��


ANEXO


5,275…187,9525,2755,2755,275187,9525,2755,2755,275983,432C OSTOS INC REMENTALES (A ) - (B)


SITUA CIÓN SIN PRO YEC TO (B)

5,275…5,2755,2755,2755,2755,2755,2755,2755,275Operación y m antenim iento C/P

41,528Im previstos (5% de Act. Fijos)

83,055Gastos Preoperativos (10% de Act. F ijos)

18,700M ano de obra no ca lificada

38,883M ano de obra calif icada

* Insta lac ión

39,204* Transporte

48,84848,848180,191C ostos de Im portac ión

59,899Invers ión en soportes y postes

36,389Invers ión en conducto res y cajas conexiones

37,60237,60237,602Invers ión en con tro ladores e in te rrup tores

43,66643,66643,666Invers ión en equ ipos de ilum inación

52,56252,56252,562Invers ión en bate rías

323,455Invers ión en Pane les so la res

* Sum inistro de Equ ipos y M ateria les


28,299* Estudios y superv is ión

Inversión en intangibles


20…876543210

PER IO DOR UB RO

(Nuevos Soles S/.)

Costos Incrementales a Precios Sociales - Alternativa 2FORMATO - 5A

5,275…187,9525,2755,2755,275187,9525,2755,2755,275983,432C OSTOS INC REMENTALES (A ) - (B)


SITUA CIÓN SIN PRO YEC TO (B)

5,275…5,2755,2755,2755,2755,2755,2755,2755,275Operación y m antenim iento C/P

41,528Im previstos (5% de Act. Fijos)

83,055Gastos Preoperativos (10% de Act. F ijos)

18,700M ano de obra no ca lificada

38,883M ano de obra calif icada

* Insta lac ión

39,204* Transporte

48,84848,848180,191C ostos de Im portac ión

59,899Invers ión en soportes y postes

36,389Invers ión en conducto res y cajas conexiones

37,60237,60237,602Invers ión en con tro ladores e in te rrup tores

43,66643,66643,666Invers ión en equ ipos de ilum inación

52,56252,56252,562Invers ión en bate rías

323,455Invers ión en Pane les so la res

* Sum inistro de Equ ipos y M ateria les


28,299* Estudios y superv is ión

Inversión en intangibles


20…876543210

PER IO DOR UB RO

(Nuevos Soles S/.)

Costos Incrementales a Precios Sociales - Alternativa 2FORMATO - 5A

��


ANEXO

14.55Cuota mensual por abonado (S/.)

Fuente : FO RMATO - 2

82,572…63,01461,26859,34757,42655,33153,06050,79048,171Total ingresos por cuotas


0…00000000Beneficios s in proyecto

Beneficios situaci ón sin proyecto (2)

82,572…63,01461,26859,34757,42655,33153,06050,79048,171Ingresos por cuo tas mensuales regu ladas

Beneficios situaci ón con proyecto (1)

20…876543210

PERIODORUBRO

(Nuevos Soles S /.)

Beneficios Increm entales a Precios Privados - Alternativa 2FORM ATO - 6

14.55Cuota mensual por abonado (S/.)

Fuente : FO RMATO - 2

82,572…63,01461,26859,34757,42655,33153,06050,79048,171Total ingresos por cuotas


0…00000000Beneficios s in proyecto


82,572…63,01461,26859,34757,42655,33153,06050,79048,171Ingresos por cuo tas mensuales regu ladas


20…876543210

PERIODORUBRO

(Nuevos Soles S /.)

Beneficios Increm entales a Precios Privados - Alternativa 2FORM ATO - 6

M ódulos Fotovoltaicos

��


ANEXO


246,391239,563232,052224,542216,348207,472198,595188,353Total beneficios econ ómicos


00000000Bene fic io econ óm ico sin proyec to


246,391239,563232,052224,542216,348207,472198,595188,353Sub tota l benefic ios econ óm icos

00000000O tros benefic ios va lo rables

00000000Bene fic io econ óm ico o tros usos

29,01328,20927,32426,44025,47524,43023,38522,179Vo lun tad de pago po r re frige raci ón

102,19499,36296,24793,13289,73386,05282,37078,122Vo lun tad de pago po r radio y te levis i ón

115,185111,993108,481104,970101,14096,99092,84188,053Bene fic io econ óm ico ilum inaci ón


87654321Año

(Nuevos Soles S/.)

Beneficios Increm entales a Precios Sociales – Alternativa 2FORMATO - 6A

246,391239,563232,052224,542216,348207,472198,595188,353Total beneficios econ ómicos


00000000Bene fic io econ óm ico sin proyec to


246,391239,563232,052224,542216,348207,472198,595188,353Sub tota l benefic ios econ óm icos

00000000O tros benefic ios va lo rables

00000000Bene fic io econ óm ico o tros usos

29,01328,20927,32426,44025,47524,43023,38522,179Vo lun tad de pago po r re frige raci ón

102,19499,36296,24793,13289,73386,05282,37078,122Vo lun tad de pago po r radio y te levis i ón

115,185111,993108,481104,970101,14096,99092,84188,053Bene fic io econ óm ico ilum inaci ón


87654321Año

(Nuevos Soles S/.)

Beneficios Increm entales a Precios Sociales – Alternativa 2FORMATO - 6A

��



��


La evaluación económica a precios sociales y de mercado, permite determinar cuáles la rentabilidad económica de llevar a cabo el proyecto. En esta etapa se define:

• La evaluación económica a precios privados de las alternativas• La evaluación social de los mismos• El análisis de sensibilidad• El análisis de sostenibilidad• El marco lógico de la alternativa finalmente seleccionada.

��

��

��

��

��

��

��

��

��

��

��

��

��

MARCO LÓGICO

MÓDULO IV EVALUACIÓN

��

��

��

��

��

��

��

��

��

��

��

��

��

MARCO LÓGICO

�


IV.1 EVALUACIÓN ECONÓMICA APRECIOS PRIVADOS Y SOCIALES

Una vez que se han estimado los costos y beneficios incrementales de las alternativas se está en condiciones de hacer laevaluación económica. En este caso, se calculará el Valor Actual Neto (VAN) y la Tasa Interna de Retorno (TIR) tanto aprecios privados como sociales para cada alternativa, considerando una tasa de descuento social de 11% y una tasa dedescuento privada de 12%.

Las tasas de descuento son revisadas periódicamente por la DGPM-MEF y difundidas al público.

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 cadaalternativa. Correspondientemente el VAN y la TIR sociales se calculan a partir de los flujos de beneficios incrementales aprecios sociales.

1. VAN privado: para cada alternativa se consideran losflujos de beneficios netos privados a partir del año cero y seaplica una tasa de descuento de 12%. La rentabilidadprivada del proyecto se mide a través de este indicador.

2. TIR privada: se calcula también a partir de los beneficiosnetos privados de cada alternativa del proyecto durante elhorizonte de evaluación. Este es un indicador de apoyo paramedir la rentabilidad privada del proyecto.

1. VAN social: para cada alternativa se consideran los flujosde beneficios netos sociales a partir del año cero y se aplicauna tasa de descuento de 11%. La rentabilidad social delproyecto se mide a través de este indicador.

2. TIR social: se calculan también a partir de los beneficiosnetos sociales de cada alternativa del proyecto durante elhorizonte de evaluación. Este es un indicador de apoyo paramedir la rentabilidad social del proyecto.


Ambos indicadores se obtienen de aplicar el VAN al Formato 7 y 7A, pág. 76 y 80


IV.2 ANÁLISIS DE SENSIBILIDADEl análisis de sensibilidad se usa para determinar cuánto podría afectarse el valor actual neto del proyecto a preciossociales 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. Esrecomendable 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 delproyecto. Se recomienda simular cambios en las variables del orden del ± 10 %.

Así, los pasos a seguir son:

1. Definir las variables criticas para el proyecto. Por ejemplo: Consumo doméstico, costo de inversión, costo de operación y mantenimiento, entre otros.2. Reestimar el VAN privado y social, simulando variaciones en las variables criticas elegidas.

En esencia, se trata de simular escenarios adversos de elevada probabilidad de ocurrencia y evaluar como afectan suscambios a la rentabilidad del proyecto.


• De acuerdo al cuadro anterior, si aumenta el monto deinversión del proyecto en 10%, el VAN Social aún espositivo. Lo mismo sucede para un aumento en elmismo porcentaje del costo de operación ymantenimiento.

• En caso de ocurrir las variaciones precitadas, elproyecto continuaría siendo rentable socialmente.

• En ningún caso, la rentabilidad privada del proyectoes positiva.903 ,261 .4 4-794 ,864 .4 3795 ,929 .5 0-843 ,133 .2 410%

925 ,796 .1 7-774 ,074 .9 4859 ,419 .6 8-774 ,074 .9 40

948 ,330 .9 0-753 ,285 .4 4922 ,909 .8 6-705 ,016 .6 3-10%

(tasa 11%)(tasa 12%)(tasa 11%)(tasa 12%)

VAN SOCIAL

VAN PRIVADO

VAN SOCIAL

VAN PRIVADO Variación

COYMINVERSIÓN

VARIABLES(Nuevos Soles)

903 ,261 .4 4-794 ,864 .4 3795 ,929 .5 0-843 ,133 .2 410%

925 ,796 .1 7-774 ,074 .9 4859 ,419 .6 8-774 ,074 .9 40

948 ,330 .9 0-753 ,285 .4 4922 ,909 .8 6-705 ,016 .6 3-10%

(tasa 11%)(tasa 12%)(tasa 11%)(tasa 12%)

VAN SOCIAL

VAN PRIVADO

VAN SOCIAL

VAN PRIVADO Variación

COYMINVERSIÓN

VARIABLES(Nuevos Soles)

�


IV.3 ANÁLISIS DE SOSTENIBILIDAD

El análisis de sostenibilidad de cada alternativa tiene como finalidad evaluar la capacidad del proyecto para cubrir suscostos de operación y mantenimiento (incluyendo compra de energía), mediante ingresos propios o con ingresos compro-metidos por terceros.

Esto se mide a través del índice de cobertura, el cual permite medir el grado de financiamiento que tiene el proyecto dadas lastarifas y los aportes del estado.

Para este análisis se utiliza el Formato 8, el cual requiere la siguiente información

1. Definir claramente qué institución o entidad se hará cargo de la operación y mantenimiento del proyecto.2. Analizar la capacidad técnica y logística de los encargados de la operación y mantenimiento, a fin de evaluar la

necesidad de arreglos institucionales y administrativos,3. Del flujo de costos de operación y mantenimiento, indicar cuál o cuáles serían las fuentes para financiarlos y cómo se

distribuirá este financiamiento en cada período.4. Describir la participación que tendría la población beneficiaria en las acciones del proyecto, desde su identificación y

formulación. En especial, deberá consignar cuál fue el compromiso de las autoridades locales y regionales en lapriorización del proyecto.

COM PRA DE ENERG ÍA + OTROS COSTO OPERACIÓN Y M ANTENIMIENTOCOBERTURA (%) =

INGRESOS POR TARIFAS O CUOTAS + APORTES DEL ESTADOX 100

COM PRA DE ENERG ÍA + OTROS COSTO OPERACIÓN Y M ANTENIMIENTOCOBERTURA (%) =

INGRESOS POR TARIFAS O CUOTAS + APORTES DEL ESTADOX 100

�


IV.3 ANÁLISIS DE SOSTENIBILIDADEjemplo practico: Electrificación rural en la Cuenca del Río Palca – Santa Mercedes

…102%100%100%100%100%100%100%100%C obertu ra con aportes d e la m un ic ipa lid ad

…008111 ,6682 ,5473 ,4514 ,3875 ,359A portes de la m un ic ipa lidad

…102%100%97%95%91%88%84%80%C obertu ra de l proyec to

…85629-811-1 ,668-2 ,547-3 ,451-4 ,387-5 ,359F lu jo d e ca ja (C ) -(A+ B)

…35 ,14633 ,22331 ,27629 ,29827 ,27925 ,21023 ,08020 ,876Ing resos Ta rifa rios (C )

…16 ,79516 ,59816 ,40516 ,21316 ,02415 ,83715 ,65215 ,469C os to de operac ión y m a n ten im ien to (B )

…17 ,49516 ,59515 ,68214 ,75313 ,80212 ,82411 ,81510 ,766C om pra de energ ía (A )

…87654321Año

Nuevos Soles (S /.)

Aná lisis de Sostenibilidad

FORMATO - 8

…102%100%100%100%100%100%100%100%C obertu ra con aportes d e la m un ic ipa lid ad

…008111 ,6682 ,5473 ,4514 ,3875 ,359A portes de la m un ic ipa lidad

…102%100%97%95%91%88%84%80%C obertu ra de l proyec to

…85629-811-1 ,668-2 ,547-3 ,451-4 ,387-5 ,359F lu jo d e ca ja (C ) -(A+ B)

…35 ,14633 ,22331 ,27629 ,29827 ,27925 ,21023 ,08020 ,876Ing resos Ta rifa rios (C )

…16 ,79516 ,59816 ,40516 ,21316 ,02415 ,83715 ,65215 ,469C os to de operac ión y m a n ten im ien to (B )

…17 ,49516 ,59515 ,68214 ,75313 ,80212 ,82411 ,81510 ,766C om pra de energ ía (A )

…87654321Año

Nuevos Soles (S /.)

Aná lisis de Sostenibilidad

FORMATO - 8

De la evaluación de la sostenibilidad del proyecto se concluye que en los primeros 6 años sus ingresos propios no cubren suscostos de operación y mantenimiento. Sin embargo, con el aporte de la municipalidad (que se encuentra evidenciada median-te carta compromiso) si se llegan a cubrir los precitados costos.

En el cuadro anterior, se debe analizar y determinar que los ingresos generados por las alternativas evaluadas seránsuficientes para cubrir los costos de operación y mantenimiento.

En caso que ello no sea posible, se debe indicar las fuentes de financiamiento que serán utilizados para cubrir la falta derecursos, esto debe ir acompañado de cartas de compromiso de las entidades que financiarían la sostenibilidad delproyecto, excepto en los casos que las disposiciones legales vigentes no lo hagan necesario. Éste es un requisitoindispensable.

�


IV.4 ANÁLISIS DE IMPACTO AMBIENTAL

Esta sección de referencial, el propósito es proporsionar orientación para un análisis de impacto ambiental. La evaluaciónambiental, finalmente, deberá ajustarse a las disposiciones legales vigentes.

Este análisis sirve para identificar los impactos positivos y negativos que la alternativa seleccionada podría generar en elmedioambiente, así como las acciones de mitigación que dichos impactos requerirán y sus costos, si fuera el caso.

Cabe señalar que las acciones más comunes que se realizan en un proyecto de electrificación rural y que pueden dañar elmedio ambiente son:

I. ETAPA DE CONSTRUCCIÓN:• Adecuación o apertura de caminos de acceso• Despeje y corte de vegetación• Transporte, operación y mantenimiento de maquinarias, equipos y materiales• Movimiento de tierras• Disposición de material excedente• Instalación de postes y líneas• Instalación de torres de soporte, paneles solares• Construcción de pequeños embalses• Instalación de turbinas• Construcción de lechos para transformación de biomasa

II. ETAPA DE OPERACIÓN:• Mantenimiento de una red de distribución eléctrica• Mantenimiento de equipos diesel y manejo de combustibles y lubricantes.• Disposición final de dispositivos de almacenamiento de energía (pilas o baterías)

�



La evaluación del estudio de impacto ambiental se hará efectiva de acuerdo a las normas vigentes a la fecha de presentacióndel proyecto y estará a cargo de la Oficina de Programación e Inversiones correspondiente.En esta guía se sugiere una relación de pasos básicos a seguirse en la elaboración de este tipo de estudios.

Paso 1: Identificar los componentes y variables ambientales que serán afectadosListar los elementos de los tres principales componentes del ecosistema que serán afectados por el proyecto, incluyendo unabreve descripción de la manera en que se producirán tales efectos. Los tres componentes del ecosistema son:

• El medio físico natural, referido a los elementos inorgánicos de la naturaleza: agua, suelo y aire entre losmás importantes.

• El medio biológico, referido a los elementos orgánicos de la naturaleza (exceptuando al ser humano), esdecir, flora y fauna.

• El medio social, constituido por el ser humano (hombres y mujeres) y sus atributos culturales, sociales yeconómicos. En forma general, este medio lo constituye la sociedad en su conjunto.

Paso 2: Caracterizar el impacto ambientalSeguidamente, se procede a caracterizar el impacto ambiental de elemento considerando las siguientes categorías:

• Tipo de efecto: que puede ser positivo, cuando el impacto favorece el medio en el que se manifiesta; neutro,cuando no afecta el medio, permitiendo sólo la sostenibilidad del mismo; y negativo, cuando el impacto perjudicaal medio, reduciendo o limitando las características de los ecosistemas (ejemplo: inadecuado almacenamientode lubricantes y combustibles)

• Temporalidad: si los efectos son permanentes o transitorios; y, en este último caso, si son de corta, mediana olarga duración. (ejemplo: movimiento de tierras alrededor del trazo de un canal de conducción de agua de unaminicentral hidroeléctrica)

• Espacio: si los efectos son de tipo local, regional o nacional. (ejemplo: mejoramiento de la comunicación entrelocalidades aisladas)

• Magnitud: considerando que los efectos pueden ser leves, moderados o fuertes (ejemplo: elevado nivel deemisiones de CO

2, por efecto de la combustión de combustibles de un grupo electrógeno diesel)

�



Para hacer más comprensible elanálisis de cada una de las variablesen función a las cuatro categoríasantes descritas, se recomiendadesarrollar la siguiente tabla:

Paso 3: Priorizar las variables ambientales afectadas y determinar el costo y tipo de intervención requerida

Sobre la base de la información recogida hasta el momento, se procederá a priorizar las variables críticas, es decir, las quepueden ocasionar mayores impactos sobre el medioambiente.

Para cada una de estas variables, se deberá determinar el tipo de actividades de intervención que se requerirán, sean estasde prevención, mitigación y/o control, en el caso de variables con efectos negativos, o de potenciamiento, en el caso devariables con efectos positivos.

Luego, se deberá estimar el costo de la realización de las actividades de intervención que se llevarán a cabo para cadaalternativa. De ser necesario, se deberá elaborar un flujo de costos vinculado con esta intervención y estimar el valor actualde dicho flujo.

Esto implica volver a realizar y presentar los formatos de costos y beneficios incrementales para analizar los nuevos valoresde los valores actuales netos sociales.

Cabe la posibilidad de que los efectos ambientales negativos sean de una magnitud tal, que hagan inviable la alternativa que presentó mejorvalor actual neto social en la evaluación preliminar haciéndola no rentable, por lo cual este fase cobra particular relevancia.

�


IV.5 SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA

Finalmente, sobre la base de la evaluación social y el análisis de sensibilidad y sostenibilidad, así como del análisis deimpacto ambiental, se deberá seleccionar la mejor alternativa.

Algunas preguntas que pueden ayudar en esta labor son las siguientes:

• ¿Existen diferencias significativas entre la rentabilidad social de las alternativas?

• Una vez considerados el impacto ambiental y los costos de las medidas de intervenciónque se realizarán, ¿existen diferencias significativas entre la rentabilidad social de lasalternativas?

• De acuerdo con el análisis de sensibilidad, cualquiera sea la variación de las variablesconsideradas más inciertas o riesgosas, ¿siempre se elige el mismo proyecto que resultóde la evaluación social? ¿Bajo qué circunstancias se elige otro proyecto? ¿Se espera quedichas circunstancias ocurran? ¿Con qué probabilidad?.

• Según el análisis de sostenibilidad ¿El proyecto cuenta con la cobertura o requiere aportesde terceros?, ¿Los involucrados en el proyecto tiene el compromiso de aportareconómicamente con el proyecto?

�


IV.6 MATRIZ DE MARCO LÓGICOPARA LA ALTERNATIVA SELECCIONADA

La matriz de marco lógico es una forma de presentación de los proyectos, dado que es un resúmen ejecutivo del mismobajo la forma de un cuadro de doble entrada. Esta matriz sirve para verificar la consistencia interna del proyecto reconociendolas relaciones de causa-efecto entre los niveles del mismo.

Así, el marco lógico sirve para:

• Ayuda a entender con claridad la naturaleza del problema que se pretende resolver ysus posibles soluciones.

• Permite visualizar posibles soluciones al problema.• Plantea claramente los objetivos y medición de logros de dichos objetivos.• Facilita la coordinación entre las partes interesadas del proyecto.• Sienta las bases para el monitoreo y evaluación ex-post.

Esta matriz tiene una estructura con dos entradas de información: la vertical, que consta de 4 filas y la horizontal, que constade 4 columnas.

Las filas hacen referencia a los siguientes cuatro niveles de objetivos del proyecto:

• Fin, constituye el efecto final que el proyecto debe generar en el bienestar de lasociedad como consecuencia del desarrollo del proyecto. Este fin se relaciona con elúltimo nivel del árbol de objetivos (fin último).

• Propósito, es el cambio que se debería observar al finalizar el proyecto, en términosprácticos, es el objetivo central del proyecto.

• Componentes, denominados también líneas de acción del proyecto, se encuentranrelacionados con sus objetivos específicos o medios fundamentales.

• Acciones, aquellas que permiten el logro de los medios fundamentales y puedenreferirse a más de un medio fundamental. Adicionalmente, pueden ser mutuamenteexcluyentes, complementarias o independientes.

�


IV.6 MATRIZ DE MARCO LÓGICOPARA LA ALTERNATIVA SELECCIONADA

Las columnas contienen información referente a cada uno de los niveles citados en las filas; específicamente tenemos:

S upues tos de las A cc io nes

M ed ios de ve rificac ión de las

A cc io nes

Ind icadores de A cc io nes

P rinc ipa les acc iones po r cada

com p onen teACCIONES

S upues tos de los C om ponen tes

M ed ios de ve rificac ión de los

C om ponen te

Ind icadores de C om ponen tes

O b je tivos espec íf icos

COM PONENTES

S upues tos de l P ropós ito

M ed ios de ve rificac ión de l

P ropós ito

Ind icadores de P ropós ito

O b je tivo cen tra l

PROPÓSITO

S upues tos de l F in

M ed ios de ve rificac ión de l F in

Ind icadores de im pac to

O b je tivos de desarro llo

FIN

SUPUESTOSM EDIOS DE

VERIFICACIONINDICADORESOBJETIVOS

S upues tos de las A cc io nes

M ed ios de ve rificac ión de las

A cc io nes

Ind icadores de A cc io nes

P rinc ipa les acc iones po r cada

com p onen teACCIONES

S upues tos de los C om ponen tes

M ed ios de ve rificac ión de los

C om ponen te

Ind icadores de C om ponen tes

O b je tivos espec íf icos

COM PONENTES

S upues tos de l P ropós ito

M ed ios de ve rificac ión de l

P ropós ito

Ind icadores de P ropós ito

O b je tivo cen tra l

PROPÓSITO

S upues tos de l F in

M ed ios de ve rificac ión de l F in

Ind icadores de im pac to

O b je tivos de desarro llo

FIN

SUPUESTOSM EDIOS DE


Los indicadores considerados en la matriz anterior deben ser medibles y limitarse a un espacio en el tiempo (año,mes, etc). Es necesario cuantificar las metas de los indicadores y citarlos en la matriz.

Los medios de verificación indican donde obtener información para construir los indicadores. Entre los principalesse encuentran las encuestas de población, registros, reportes, facturas, boletas, etc.

Los supuestos se construyen en forma ascendente, es decir, para cada nivel, se debe considerar aquellos riesgosque deben evitarse para lograr el cumplimiento de los objetivos del nivel superior.


IV.6 MATRIZ DE MARCO LÓGICO PARALA ALTERNATIVA SELECCIONADA

A continuación se presenta la estructura del marco lógico: las fechas verticales establecen la relación causa-efecto con elnivel superior dado que permite analizar la concordancia entre un nivel y otro, es decir muestra la lógica interna del proyecto.Las fechas horizontales permiten establecer las relaciones causales entre los objetivos del proyecto y los factores del entorno,permitiendo asegurar la viabilidad del proyecto en el contexto global del ámbito al que pertenece.

S upues tos de las acc ion es

ACCIONES

S upues tos de los

com po nen tesCOM PONENTES

S upues tos de l p ropós ito

PROPÓSITO

S upues tos de l f in

FIN

SUPUESTOSM EDIOS DE


Lógi

caca

usal

inte

rna

delp

roye

cto

S upues tos de las acc ion es

ACCIONES

S upues tos de los

com po nen tesCOM PONENTES

S upues tos de l p ropós ito

PROPÓSITO

S upues tos de l f in

FIN

SUPUESTOSM EDIOS DE


Lógi

caca

usal

inte

rna

delp

roye

cto

Un buen proyecto exige una lógica perfecta. La perfección se logra cuando las condiciones establecidas en cadanivel son necesarias y suficientes para alcanzar el nivel siguiente.

�


IV.6 MATRIZ DE MARCO LÓGICO PARALA ALTERNATIVA SELECCIONADA

Para elaborar la matriz es recomendable seguir el siguiente orden:

Elaboración del bloque A :

1 . D e fin ir e l obje tivo cen tra l.

2 . D e fin ir los indicadores de l ob je tivo C en tra l

3 . D e fin ir e l fin ú ltim o .

4 . D e fin ir los indicadores de l fin ú ltim o

Elaboración del bloque B:5 . D e fin ir los com ponen tes.

6 . D e fin ir los indicadores de los com ponen tes.

7 . D e fin ir las activ idades.

8 .D e fin ir los ind icadores de las activ idades.

Elaboración del bloque C:

9 . Iden tificac i ón de m edios de ve rificac ión ; es dec ir, pa ra cada una de las filas de los ind icadores se exp lo ran las fuen tes de in fo rm ación ex is ten tes y /o po r e labora r.

Elaboración del bloque D:

10 . E stab lec im ien to de los supuestos, los cua les deben se r consis ten tes con e l M arco M acroeconóm ico M u ltianua l e laborado por e l M EF y que se encuentre v igen te a l m om ento eque se rea liza e l estudio de pre invers ión .

Finalmente , ve rifica r la consis tenc ia de todoslos com ponen tes y rea liza r los a justes necesarios.

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IV.6 MATRÍZ DE MARCO LÓGICO PARALA ALTERNATIVA SELECCIONADA


• L o s p re su p u estose o b tien e n d e m a• L o s a cue rd o s, coa d q uis ic io n e s se hm a n e ra o po rtun a .• In te rés d e la s in s tin vo lu c ra d a s en la p ro ye c to•O b te n e r e l ap oyop o b la c ió n a la e je cp ro ye c to .

• R e g is tro co n tab le d e la e n tid a d e je cu to ra d e l p ro ye c to .

• In s ta la ció n d e L ín e a s y R e d e s P r im a ria s:

S /. 4 0 0 ,6 6 7 e n 60 d ía s .• In s ta la ció n de R e d esS e cu n d a ria s , a com e tid a sd o m ic il ia ria s y m e d id o res :

S /. 2 4 3 ,8 6 7 e n 40 d ía s .• O p e ra c ió n y M a nte n im ien to :S /. 2 6 ,2 3 5 a pa rtir d e l p r im e r a ñ o d e o p e ra c ió n .

• In s ta la ció n d e la in fra e s truc tura e lé c tr ica :

-L ín e a s P rim a rias .-R e d e s P rim a ria s.-R e d e s S e cu nd a r ia s .

• In s ta la ció n d e s iste m a s d e m e d ic i ó n y a co m e tid as d o m ic il ia ria s.

ACCIONES

• L a m u n ic ipa lida dco m o e n tid ad su p ee je cu ció n d e l p ro yere a lm e n te ca pa citare a liza r e s ta ta rea .• L a s in s titu c io ne scu m p le n los acu e rdco nve n io s f irm a d os

• In fo rm e s d e seg u im ie n to y m o n ito re o d e la co n stru cc i ón d e la in fra e struc tu ra e lé c tr ica .• R e g is tro d e los a cu e rdo s y co nve n io s f irm a d os p or la s in s titu c io n e s invo lu c ra d a s .

• 2 6 ,4 3 km d e l ín e a p rim a ria in s ta lad a a u n co sto d e S /. 31 4 ,2 10 .• 0 ,9 7 km d e re d p rim a ria in s ta la d a a u n co s to de S /. 8 6 ,4 6 7 .• 4 ,0 1 km d e re d secu n da ria in s ta lad a a u n co sto d e S / 2 4 3 ,8 6 7• 2 7 6 s is te m a s d e m e d ic i ón y a com e tid a s d om icilia r ia s in s ta la da s .

• In fra e s truc tu ra e léc tr ica :-L ín e a s P rim a rias .-R e d e s P rim a ria s.-R e d e s S e cu nd a r ia s .

• S is tem a s d e M e d ic i ón y a com e tid a s d om icilia r ia s .

COM PONENTES

• C rec im ie n to ve g ed e lo s in d ica do re s • E x is te un m a rco q u e e s ta b le zca u na lca n ce d e la po b la

• E s ta d ís tica s d e u su ario s d e la e m p re sa d e e le c tr ic id a d loca l.

• A u m e n to de l n ú m e ro d e u su ar io s d e e le c tr ic id a d :E l seg u n d o añ o : 2 91E l te rce r a ño : 3 04E l d éc im o añ o : 3 81

• A cceso d e la po b la c i ón a l se rv ic io de e lec tr ic id a d .

PROPO SITO

� H a y u n re vis ió n pla s p o l íticas qu e sim ple m e n ta r pa ra mca lid a d d e l a bas tece n e rg ía e n la zo n a

• R e g is tro s d e co n su m o d e e n e rg ía d e la e m p resa e lé c tr ica lo ca l.

• A u m e n to de l co n su m o u nita r io d e e n e rg ía e l é c tr ica a n u a l ( K W h /a ño ) e n e l s ig u ie n te o rd en : E l p rim e r año : 1 3 kw h/a ñ oE l seg u n d o añ o : 1 6 kw h /a ñ oE l te rce r a ño : 1 9 kw h /a ñ o …E l d éc im o añ o : 2 3 kw h /a ñ o

• D e sa rro llo so cio eco n ó m ico yp ro d u c tivo lo ca l.

FIN

SupuesMedios de VerificaciónIndicadoresResumen de objetivos

• L o s p re su p u estose o b tien e n d e m a• L o s a cue rd o s, coa d q uis ic io n e s se hm a n e ra o po rtun a .• In te rés d e la s in s tin vo lu c ra d a s en la p ro ye c to•O b te n e r e l ap oyop o b la c ió n a la e je cp ro ye c to .

• R e g is tro co n tab le d e la e n tid a d e je cu to ra d e l p ro ye c to .

• In s ta la ció n d e L ín e a s y R e d e s P r im a ria s:

S /. 4 0 0 ,6 6 7 e n 60 d ía s .• In s ta la ció n de R e d e sS e cu n d a ria s , a co m e tida sd o m ic il ia ria s y m e d id o res :

S /. 2 4 3 ,8 6 7 e n 40 d ía s .• O p e ra c ió n y M a nte n im ien to :S /. 2 6 ,2 3 5 a pa rtir d e l p r im e r a ñ o d e o p e ra c ió n .

• In s ta la ció n d e la in fra e s truc tura e lé c tr ica :

-L ín e a s P rim a rias .-R e d e s P rim a ria s.-R e d e s S e cu nd a r ia s .

• In s ta la ció n d e s iste m a s d e m e d ic ió n y a co m e tid as d o m ic il ia ria s.

ACCIONES

• L a m u n ic ipa lida dco m o e n tid ad su p ee je cu ció n d e l p ro yere a lm e n te ca pa citare a liza r e s ta ta rea .• L a s in s titu c io ne scu m p le n los acu e rdco nve n io s f irm a d os

• In fo rm e s d e seg u im ie n to y m o n ito re o d e la co n stru cc ión d e la in fra e struc tu ra e lé c tr ica .• R e g is tro d e los a cu e rdo s y co nve n io s f irm a d os p or la s in s titu c io n e s invo lu c ra d a s .

• 2 6 ,4 3 km d e lín e a p rim a ria in s ta lad a a u n co sto d e S /. 31 4 ,2 10 .• 0 ,9 7 km d e re d p rim a ria in s ta la d a a u n co s to de S /. 8 6 ,4 6 7 .• 4 ,0 1 km d e re d secu n da ria in s ta lad a a u n co sto d e S / 2 4 3 ,8 6 7• 2 7 6 s iste m a s d e m e d ic ió n y a com e tid a s d om icilia r ia s in s ta la da s .

• In fra e s truc tu ra e léc tr ica :-L ín e a s P rim a rias .-R e d e s P rim a ria s.-R e d e s S e cu nd a r ia s .

• S is tem a s d e M e d ic ió n y a com e tid a s d om icilia r ia s .

COM PONENTES

• C rec im ie n to ve g ed e lo s in d ica do re s • E x is te un m a rco q u e e s ta b le zca u na lca n ce d e la po b la

• E s ta d ís tica s d e u su ario s d e la e m p re sa d e e le c tr ic id a d loca l.

• A u m e n to de l núm e ro d e u su ar io s d e e le c tr ic id a d :E l seg u n d o añ o : 2 91E l te rce r a ño : 3 04E l d éc im o añ o : 3 81

• A cceso d e la po b la c ió n a l se rv ic io de e lec tr ic id a d .

PROPO SITO

� H a y u n re vis ió n pla s p o lí ticas qu e seim ple m e n ta r pa ra mca lid a d d e l a bas tece n e rg ía e n la zo n a

• R e g is tro s d e co n su m o d e e n e rg ía d e la e m p resa e lé c tr ica lo ca l.

• A u m e n to de l co n su m o u nita r io d e e n e rg ía e léc tr ica a n u a l ( K W h /a ñ o ) e n e l s ig u ie n te o rd en : E l p rim e r año : 1 3 kw h/a ñ oE l seg u n d o añ o : 1 6 kw h /a ñ oE l te rce r a ño : 1 9 kw h /a ñ o …E l d éc im o añ o : 2 3 kw h /a ñ o

• D e sa rro llo so cio eco n ó m ico yp ro d u c tivo lo ca l.

FIN

SupuesMedios de VerificaciónIndicadoresResumen de objetivos

��



��


V. CONCLUSIONES

Esta sección debe incluir:

• La definición del problema central.

• La descripción de la alternativa seleccionada considerando:

- El monto total de inversión requerido.

- El VAN social estimado en el módulo de evaluación.

- La concordancia del proyecto con las políticas sectoriales, regionales y/o locales.

- La sostenibilidad del proyecto, señalando los aportes del Estado cuando sean requeridos.

- Un breve resumen de los resultados obtenidos del análisis de sensibilidad.

- La conclusión de que el proyecto es viable.

• Las acciones a realizar luego de la aprobación del perfil, por ejemplo:

- El estudio de prefactibilidad (si es necesario).

- El estudio de factibilidad (si es necesario).

- La asignación y/o negociación de fondos (señalando las instituciones involucradas e incluyendo

fuentes de cooperación internacional, si fuera el caso).

- Los procedimientos a seguir en la etapa de ejecución del proyecto.

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VI. ANEXO I

En esta sección se deberán incluir todos aquellos documentos que se consideren pertinentes para sustentar la informa-ción contenida en el perfil. Así también, deben citarse los indicadores que resumen las características del proyecto.

A continuación, se presenta un formato resumen que permite definir las principales características técnicas de un proyecto deelectrificación convencional. El llenado de este formato es de particular interés para la evaluación de los proyectos, debido aque ayuda a entender mejor la naturaleza de la intervención.

C onex ionesN úm ero de conex iones de M T

D is trito

Loca lid ades

K mLong itud de línea p rim a ria

C onex ionesN úm ero de conex iones de B T

C onex ionesN úm ero de conex iones

H ab itan tesP ob lac ión e lec trif icada

CARACTER ÍSTICAS B ÁSICAS

DESCRIPCIÓN TECNOLÓGICA (de la alternativa seleccionada):

P ro vincia

D epartam en to

UBICACIÓN:

NOM BRE DEL PROYECTO:

C onex ionesN úm ero de conex iones de M T

D is trito

Loca lid ades

K mLong itud de línea p rim a ria

C onex ionesN úm ero de conex iones de B T

C onex ionesN úm ero de conex iones

H ab itan tesP ob lac ión e lec trif icada

CARACTER ÍSTICAS B ÁSICAS

DESCRIPCIÓN TECNOLÓGICA (de la alternativa seleccionada):

P ro vincia

D epartam en to

UBICACIÓN:

NOM BRE DEL PROYECTO:

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VI. ANEXO II

Así también, será necesario incluir algunascaracterísticas complementarias, señalando lasespecificaciones técnicas que se citan en los cuadrosadjuntos.

E sp ecifica rC an tidad

S I / N OM adera

E sp ecifica rm m 2C a lib re

S I / N O2 fases

S I / N OC oncre to

P os tes

S I / N O3 fases

S I / N O1 fase

N úm ero de fases

S I / N OA L

S I / N OC UM ate ria l de l C onduc to r

S I / N O33 K V

S I / N O22 K VN ive l de Te nsi ón

LINEA PRIM ARIA

E sp ecifica rC an tidad

S I / N OM adera

E sp ecifica rm m 2C a lib re

S I / N O2 fases

S I / N OC oncre to

P os tes

S I / N O3 fases

S I / N O1 fase

N úm ero de fases

S I / N OA L

S I / N OC UM ate ria l de l C onduc to r

S I / N O33 K V

S I / N O22 K VN ive l de Te nsi ón

LINEA PRIM ARIA

2 fa ses

M ade ra

C onc re to

P ostes

m m 2C a lib re

RED PRIMARIA

C an tidad

3 fa ses

1 fa se

N úm ero d e fas es

A L

C UM ate ria l de l C o nduc to r

33 K V

22 K VN ive l d e Te ns i ón

2 fa ses

M ade ra

C onc re to

P ostes

m m 2C a lib re

RED PRIMARIA

C an tidad

3 fa ses

1 fa se


A L

C UM ate ria l de l C o nduc to r

33 K V

22 K VN ive l d e Te ns i ón

E sp e cifica rC an tidad

S I / N OM adera

E sp e cifica rm m 2C a lib re

S I / N O2 fa ses

S I / N OC onc re to

P ostes

S I / N O3 fa ses

S I / N O1 fa se


S I / N OA L

S I / N OC UM ate ria l de l C o nduc to r

S I / N O33 K V

S I / N O22 K VN ive l d e Te ns i ó n

RED SECUNDARIA

E sp e cifica rC an tidad

S I / N OM adera

E sp e cifica rm m 2C a lib re

S I / N O2 fa ses

S I / N OC onc re to

P ostes

S I / N O3 fa ses

S I / N O1 fa se


S I / N OA L

S I / N OC UM ate ria l de l C o nduc to r

S I / N O33 K V

S I / N O22 K VN ive l d e Te ns i ó n

RED SECUNDARIA

CARACTERÍSTICASCOMPLEMENTARIAS

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VI. ANEXO III

Finalmente será necesario incluir el siguiente resumen de indicadores tal como se solicitó en la página 60 de esta guía:

RESUM EN DE INDICADORES

N ° D E H A B ITA N TE S / N ° D E C O N E X IO N E S

% L IN E A P R IM A R IA / C O S TO TO TA L

S /. (LP + R P + R S ) / N ° D E C O N E X IO N E S

S /. / C O N E X IÓ N

S /. L IN E A S E C U N D A R IA / N ° D E C O N E X IO N E S

S /. R E D P R IM A R IA / N ° D E C O N E X IO N E S

S /. L IN E A P R IM A R IA / N ° D E C O N E X IO N E S

S /. L IN E A P R IM A R IA / N ° D E K M

INDICADOR PROMEDIOINDICADOR

N ° D E H A B ITA N TE S / N ° D E C O N E X IO N E S

% L IN E A P R IM A R IA / C O S TO TO TA L

S /. (LP + R P + R S ) / N ° D E C O N E X IO N E S

S /. / C O N E X IÓ N

S /. L IN E A S E C U N D A R IA / N ° D E C O N E X IO N E S

S /. R E D P R IM A R IA / N ° D E C O N E X IO N E S

S /. L IN E A P R IM A R IA / N ° D E C O N E X IO N E S

S /. L IN E A P R IM A R IA / N ° D E K M

INDICADOR PROMEDIOINDICADOR

C ons ide ra r q ue los ind icadores so lic itados se encuen tra n en nue vos so les .

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O tros

H uaycos

Sequ ías

S ism os

H e ladas

D eslizam ientos

L luv ias in tensas

Vien tos fuertes

Inundación

AltoM edioBajoAltoM edioBajo

IntensidadFrecuenciaNoSi Peligros

4 . Para cada uno de los pe lig ros que a con tinuaci ón se de ta llan , ¿ Q ué caracte rísticas, frecuencia e in tens idad , tendría d icho pe lig ro, s i se p resen ta ra du ran te la v ida ú til de l proyecto?

3 . ¿Exis te la p robab ilidad de ocurrenc ia de pe lig ros na tura les du ran te la v ida ú til de l proyecto

2 . ¿ Exis ten estud ios que pronostican la p robab le ocurrenc ia de pe lig ros na tura les en la zona ba jo aná lis is?

1 . ¿ Exis te un his to ria l de pe lig ros na tu rales en la zona en la cua l se p re tende e jecu tar e l p royecto?

ComentariosNoSiPreguntas

Lista de Identificación de Peligros Naturales en la Zona de E jecución del Proyecto

APÉNDICE 1

O tros

H uaycos

Sequ ías

S ism os

H e ladas

D eslizam ientos

L luv ias in tensas

Vien tos fuertes

Inundación

AltoM edioBajoAltoM edioBajo

IntensidadFrecuenciaNoSi Peligros

4 . Para cada uno de los pe lig ros que a con tinuaci ón se de ta llan , ¿ Q ué caracte rísticas, frecuencia e in tens idad , tendría d icho pe lig ro, s i se p resen ta ra du ran te la v ida ú til de l proyecto?

3 . ¿Exis te la p robab ilidad de ocurrenc ia de pe lig ros na tura les du ran te la v ida ú til de l proyecto

2 . ¿ Exis ten estud ios que pronostican la p robab le ocurrenc ia de pe lig ros na tura les en la zona ba jo aná lis is?

1 . ¿ Exis te un his to ria l de pe lig ros na tu rales en la zona en la cua l se p re tende e jecu tar e l p royecto?

ComentariosNoSiPreguntas

Lista de Identificación de Peligros Naturales en la Zona de E jecución del Proyecto

APÉNDICE 1

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2 . ¿En la zona de ejecuc i ón del p royecto , ex is ten m ecan ism os o rgan iza tivos (por e jem p lo , p lanes de con tingencia) pa ra hacer fren te a los da ños ocasionados por la ocurrenc ia de peligros?

1 . ¿En la zona de ejecuc i ón del p royecto , ex is ten m ecan ism os t écn icos (po r e jem p lo , s is tem as a lte rna tivos para la prov is ión del se rv ic io ) pa ra hacer frente a la ocurrenc ia de pe lig ros?

C. Aná lisis de Vulnerabilidad por Resiliencia

4 . ¿Las dec is iones de fecha de in ic io y de e jecuc i ón del p royecto , tom an en cuen ta las ca racte rísticas geográ ficas, c lim á ticas y fís icas de la zona de e jecuc ión del p royecto?

3 . ¿E l d ise ño ha tom ado en cuen ta las ca racte r ísticas geográ ficas y f ís icas de la zona de ejecuc ión del p royecto?

2 . ¿ Los m ate ria les de construcc ión u tilizados consideran las ca racte rísticas geográ ficas y fís icas de la zona de e jecuc ión del p royecto?

1 . ¿La infraestructu ra va ser constru ida s iguiendo la no rm ativ idad v igen te , de acuerdo con el tipo de in fraestructura de que se tra te?

B. Aná lisis de Vulnerabilidad por Fragilidad (dise ño)

2 . S i la localizac i ón p rev is ta pa ra el p royecto lo expone a s ituac iones de pe lig ro , ¿ Es posib le técn icam ente , cam b ia r la loca lizac ión del p royecto a una zona no expuesta?

1 . ¿La loca lizac i ón escog ida para la ub icac i ón del p royecto ev ita su exposic i ón a pe lig ros de o rigen na tu ra l?

A. Aná lisis de Vulnerabilidad por Exposici ón (localización)

NoSiPreguntas

Lista de Generación de Vulnerabilidades en el Proyecto

APÉNDICE 2

2 . ¿En la zona de e jecuc ión del p royecto , ex is ten m ecan ism os o rgan iza tivos (por e jem p lo , p lanes de con tingencia) para hacer fren te a los daños ocasionados por la ocurrenc ia de peligros?

1 . ¿En la zona de ejecuc ión del p royecto , ex is ten m ecan ism os técn icos (po r e jem p lo , s is tem as a lte rna tivos para la prov is ión del se rv ic io ) pa ra hacer frente a la ocurrenc ia de pe lig ros?

C. Aná lisis de Vulnerabilidad por Resiliencia

4 . ¿Las dec is iones de fecha de in ic io y de e jecuc ión del p royecto , tom an en cuen ta las ca racte rísticas geográ ficas, c lim á ticas y fís icas de la zona de e jecuc ión del p royecto?

3 . ¿E l d ise ño ha tom ado en cuen ta las ca racte r ísticas geográ ficas y f ís icas de la zona de ejecuc ión del p royecto?

2 . ¿ Los m ate ria les de construcc ión u tilizados consideran las ca racte rísticas geográ ficas y fís icas de la zona de e jecuc ión del p royecto?

1 . ¿La infraestructu ra va ser constru ida s iguiendo la no rm ativ idad vigen te , de acuerdo con el tipo de in fraestructura de que se tra te?

B. Aná lisis de Vulnerabilidad por Fragilidad (diseño)

2 . S i la localizac ión p rev is ta pa ra el p royecto lo expone a s ituac iones de pe lig ro , ¿ Es posib le técn icam ente , cam b ia r la loca lizac ión del p royecto a una zona no expuesta?

1 . ¿La loca lizac ión escog ida pa ra la ub icac ión de l p royecto ev ita su exposic ión a pe lig ros de o rigen na tu ra l?

A. Aná lisis de Vulnerabilidad por Exposición (localización)

NoSiPreguntas

Lista de Generación de Vulnerabilidades en el Proyecto

APÉNDICE 2

��


El d iseño debe conside rar, entre las labores de m antenim iento, la ejecución de limpieza inm ediata (retiro de m ateriales só lidos) eáreas próxim as a las obras, después de la ocurrencia de huaycos, aludes o aluviones, independientem ente de la m agnitud de lom ismos, a fin de perm itir el tránsito de los even tos que ocurran posteriorm ente.

Dependiendo del nive l de riesgo se debe contem plar medidas com plem entarias de pro tección de la infraestructura tales com o (zanjas de infiltrac ión, m uros de contención, reforestación, etc.)

S i las edificaciones están expuestas directam ente se debe evaluar el diseño de estructuras de retención de m aterial de arrastre,como rocas, árboles, etc., que puedan producir el represam iento del agua en las m áxim as avenidas y el siguiente desborde.

Se deben diseñar obras de d renaje para controlar las filtrac iones de agua del cauce del río a las c imen taciones de las edificacionconsiderando la ocurrencia de caudales de máxim as avenidas.

E l n ive l topográ fico de la base de las edificaciones, en lo posible , debe estar por encima del nivel de las áreas afectadas por vo lúm enes cr íticos de só lidos y agua .

En los posible el diseño debe conside rar la exposición m ínim a de las áreas afectadas correspondiente a la m agnitud de los evende huaycos, aludes o aluviones. Considerar los volúm enes alcanzados de m ateriales só lidos mezclados con el agua para los cacríticos.

En los posible ubicar las edificaciones lo m ás alejadas posibles del cauce del río o quebrada

Huaycos, aludes y

aluviones

Si las edificaciones están expuestas directam ente a las inundaciones, el d iseño de estructuras de retención de m aterial de arrascomo rocas, árboles, etc., que puedan producir el represam iento del agua en las m áxim as avenidas y el siguiente desborde.


Cuando la obra esté ubicada en form a paralela a l cauce del río y se encuentre en el área de inundación se deben diseñar obras defensa ribereña, ubicadas paralelas al trazo de la obra, a fin de evitar la erosión del material de la cim entación de la obra.

E l n ive l topográ fico de la base de las edificaciones, en lo posible , debe estar por encima del nivel del agua que ocurre durante lam áxim as avenidas.

En los posible el diseño debe conside rar la exposición m ínim a a las inundaciones de las edificaciones, considerando áreas o vo lúm enes m ínim os.

En los posible ubicar las edificaciones lo m ás alejadas posibles del cauce del río.

Inundaciones

InfraestructuraPeligro

1. Medidas Estructurales de Reducción de Riesgo

M edidas Estructurales y No Estructurales para Reducir el Riesgo en los Proyectos

APÉNDICE 3

El d iseño debe conside rar, entre las labores de m antenim iento, la ejecución de limpieza inm ediata (retiro de m ateriales só lidos) eáreas próxim as a las obras, después de la ocurrencia de huaycos, aludes o aluviones, independientem ente de la m agnitud de lom ismos, a fin de perm itir el tránsito de los even tos que ocurran posteriorm ente.

Dependiendo del nive l de riesgo se debe contem plar medidas com plem entarias de pro tección de la infraestructura tales com o (zanjas de infiltrac ión, m uros de contención, reforestación, etc.)

S i las edificaciones están expuestas directam ente se debe evaluar el diseño de estructuras de retención de m aterial de arrastre,como rocas, árboles, etc., que puedan producir el represam iento del agua en las m áxim as avenidas y el siguiente desborde.


E l n ive l topográ fico de la base de las edificaciones, en lo posible , debe estar por encima del nivel de las áreas afectadas por vo lúm enes cr íticos de só lidos y agua .

En los posible el diseño debe conside rar la exposición m ínim a de las áreas afectadas correspondiente a la m agnitud de los evende huaycos, aludes o aluviones. Considerar los volúm enes alcanzados de m ateriales só lidos mezclados con el agua para los cacríticos.

En los posible ubicar las edificaciones lo m ás alejadas posibles del cauce del río o quebrada

Huaycos, aludes y

aluviones

Si las edificaciones están expuestas directam ente a las inundaciones, el d iseño de estructuras de retención de m aterial de arrascomo rocas, árboles, etc., que puedan producir el represam iento del agua en las m áxim as avenidas y el siguiente desborde.


Cuando la obra esté ubicada en form a paralela a l cauce del río y se encuentre en el área de inundación se deben diseñar obras defensa ribereña, ubicadas paralelas al trazo de la obra, a fin de evitar la erosión del material de la cim entación de la obra.

E l n ive l topográ fico de la base de las edificaciones, en lo posible , debe estar por encima del nivel del agua que ocurre durante lam áxim as avenidas.

En los posible el diseño debe conside rar la exposición m ínim a a las inundaciones de las edificaciones, considerando áreas o vo lúm enes m ínim os.

En los posible ubicar las edificaciones lo m ás alejadas posibles del cauce del río.

Inundaciones


1. Medidas Estructurales de Reducción de Riesgo

M edidas Estructurales y No Estructurales para Reducir el Riesgo en los Proyectos

APÉNDICE 3

Continua…

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Sigue…

* R eubicación

* Prevención de deforestac ión

* D esa rro llo de variedades de cultivos más resistentes.

* Seguros financieros de cu ltivo y ganado.

* D iversificación de cultivos

* Cultivos a n ive l

* M onitoreo permanente de las condic iones m etereológicas y sistem as de a lerta.

Vientos Fuertes

* R eubicación


* Zonificación para uso de terreno



Deslizam ientos de Tierras y Aluviones

(Huaycos)


2. Medidas No Estructurales de Reducción de Riesgo

C um plim iento de las N o rm as de C onstrucción S ism o - resistentes.Sism os

El d iseño debe conside rar entre las labores de m an tenim iento, la e jecución de la lim pieza inm ediata (retiro de só lidos), después de la ocurrencia de deslizam ientos o de rrum bes, independiente de la m agnitud de los m ismperm itir que la sección transversal del puente m antenga el área de d iseño en form a permanente, para perm itirde los eventos que ocurran posteriormente.

C onsiderar e l d iseño de las obras com plem entarias para derivar fuera del á rea de in fluenc ia de las ob ras, los de los des lizam ientos, a través de la construcción de m uros de encauzamiento.

D iseñar obras com plementarias de estab ilidad de ta ludes como desarro llo de especies vegetales, etc .

D iseñar estructura de protección a las edificación com o m uros de contención de la m asa só lida de sedim entos

E l d iseño de las edificaciones debe cons iderar caracte rísticas estructurales para adm itir e l im pacto de la m asasó lidos com puesta po r sedim entos y/o rocas.

Deslizam ientos y Derrum bes

* R eubicación


* D esa rro llo de variedades de cultivos más resistentes.





Vientos Fuertes

* R eubicación





Deslizam ientos de Tierras y Aluviones

(Huaycos)


2. Medidas No Estructurales de Reducción de Riesgo

C um plim iento de las N o rm as de C onstrucción S ism o - resistentes.Sism os

El d iseño debe conside rar entre las labores de m an tenim iento, la e jecución de la lim pieza inm ediata (retiro de só lidos), después de la ocurrencia de deslizam ientos o de rrum bes, independiente de la m agnitud de los m ismperm itir que la sección transversal del puente m antenga el área de d iseño en form a permanente, para perm itirde los eventos que ocurran posteriormente.

C onsiderar e l d iseño de las obras com plem entarias para derivar fuera del á rea de in fluenc ia de las ob ras, los de los des lizam ientos, a través de la construcción de m uros de encauzamiento.

D iseñar obras com plementarias de estab ilidad de ta ludes como desarro llo de especies vegetales, etc .

D iseñar estructura de protección a las edificación com o m uros de contención de la m asa só lida de sedim entos

E l d iseño de las edificaciones debe cons iderar caracte rísticas estructurales para adm itir e l im pacto de la m asasó lidos com puesta po r sedim entos y/o rocas.

Deslizam ientos y Derrum bes

Continua…

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* Reubicación

* Prevención de deforestación


* Desarrollo de variedades de cultivos m ás resistentes.




* Monitoreo permanente de las condiciones metereológicas y sistem as de alerta.

Sequ ía

* Reubicación


* Pronósticos y sistem as de alerta.

Sismos

* Reubicación





Inundaciones

* Reubicación



* Desarrollo de variedades de cultivos m ás resistentes.





Sequ ía

* Reubicación


* Pronósticos y sistem as de alerta.

Sismos

* Reubicación





Inundaciones

Sigue…

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