PIP SERVICIO DE ENERGÏA ELECTRICA.doc

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PIP: INSTALACIÓN DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN SAN MARTÍN – EL VALILLO, DISTRITO DE JAEN, PROVINCIA DE JAÉN, DEPARTAMENTO DE CAJAMARCA

MODULO I: ASPECTOS GENERALES1.1 NOMBRE DEL PROYECTO

El proyecto se denomina “INSTALACIÓN DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN SAN MARTÍN – EL VALILLO, DISTRITO DE JAEN, PROVINCIA DE JAÉN, DEPARTAMENTO DE CAJAMARCA”

1.2 UNIDAD FORMULADORA Y UNIDAD EJECUTORA DEL PROYECTO

UNIDAD FORMULADORAENTIDAD MUNICIPALIDAD PROVINCIAL DE JAENRESPONSABLE ING. GILMER FERNNDEZ ROJASSECTOR GOBIERNOS LOCALESPLIEGO MUNICIPALIDAD PROVINCIAL DE JAENUNIDAD ORGÁNICA UNIDAD FORMULADORARESPONSABLE DE LA UNIDAD FORMULADORA

ECON. SAMUEL SAMAME VIDAURRE

FORMULADOR ING. CARLOS ALBERTO LLUNCOR BARTRADIRECCIÓN CALLE BOLIVAR N°1520

UNIDAD EJECUTORAENTIDAD GOBIERNO REGIONAL CAJAMARCARESPONSABLE GREGORIO SANTOS GUERREROSECTOR GOBIERNOS REGIONALESPLIEGO GOBIERNO REGIONAL CAJAMARCAUNIDAD ORGÁNICA PROREGIÓNRESPONSABLE DE PROREGIÓN (DIRECTOR EJECUTIVO DE PROREGIÓN)

CPC. JOSÉ PANTA QUIROGA

DIRECCIÓN JR. MIGUEL GONZALES G-5 – URB. HORACIO ZEVALLOS - CAJAMARCA

1.3 MATRIZ DE INVOLUCRADOS.

POBLACIÓN. Las poblaciones de los sectores de San Martín y el Valillo con sus respectivos caseríos, Quienes de manera organizada, acuden ante las diferentes instituciones existentes en el medio para que los apoye con un proyecto que les permita acceder al servicio de energía eléctrica, y es así que, acuden a la Municipalidad Provincial de Jaén, quienes deciden apoyarlos. La población por su parte está de acuerdo en brindar todas las facilidades, primero para la formulación del estudio de preinversión y posteriormente para la ejecución del proyecto.

MUNICIPALIDAD PROVINCIAL DE JAÉN. Recoge el pedido de la población de los sectores de San Martín y el Valillo y decide apoyarlos, primero con la elaboración del estudio de preinversión a nivel de perfil y posteriormente buscar el financiamiento para la ejecución del proyecto.

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La Municipalidad a través del Acuerdo de Concejo Nº 143 – 2011 – CPJ/SO, considera como prioritario el proyecto “Instalación del servicio de energía eléctrica en San Martín – El Valillo, Distrito de Jaén, provincia de Jaén” y mediante Acuerdo de Concejo Nº 144 – 2011 – CPJ/SO se comprometen a financiar a de buscar el financiamiento para la ejecución física del proyecto.

GOBIERNO REGIONAL. A través de su Unidad Ejecutora de Programas Regionales - PROREGIÓN, a través del oficio Nº 762 – 2011 – GR.CAJ/PROREGIÓN/DE, indica que Gobierno Regional de Cajamarca a través de PROREGIÒN, va a financiar en su integridad la Ejecución del proyecto, por encontrarse dentro del programa denominado “Programa Regional de Electrificación Rural Región Cajamarca I Etapa – PRER I”, en la provincia de Jaén.

GRUPOS PROBLEMAS PERCIBIDOS INTERÉSPOBLACIÓN O BENEFICIARIOS

Escaso desarrollo de las actividades productivas

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

MUNICIPALIDAD PROVINCIAL DE JAEN

Presupuesto limitado para ejecutar proyectos de infraestructura con recursos propios.

Desarrollar y ejecutar proyectos de infraestructura pública en el sector eléctrico para el desarrollo agroindustrial de Jaén.

GOBIERNO REGIONAL CAJAMARCA - PROREGION

Poco apoyo a las comunidades de la provincia de Jaén

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

1.4 MARCO DE REFERENCIA

El presente proyecto se enmarca en el Plan Nacional de Electrificación Rural, cuya MISIÓN es la de ampliar la frontera eléctrica nacional mediante la ejecución de planes y proyectos de electrificación de Centros Poblados rurales, aislados y de frontera; de manera articulada entre los diferentes niveles de Gobierno (Nacional, Regional y Local) así como con entidades públicas y privadas, involucradas en el proceso de electrificación y ser el elemento dinamizador del desarrollo rural integral, a la vez en su VISIÓN, para el año 2020, alcanzar un coeficiente de electrificación nacional de casi 98%, contribuyendo a reducir la pobreza; así como mejorando el nivel y la calidad de vida del poblador, aislado y frontera del país.

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

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Objetivo N° 1.- La ampliación de frontera eléctrica mediante la ejecución de obras de los Sistemas Eléctricos Rurales, que utilicen tecnologías adecuadas que optimicen sus costos, a fin de lograr el mayor acceso de la población de las zonas rurales, localidades aisladas y de frontera del país, al servicio eléctrico.

Objetivo N° 2.- Proponer la ejecución de Sistemas Eléctricos Rurales de operación sostenible.

Objetivo N° 3.- Impulsar mediante electrificación rural, el desarrollo socioeconómico sostenible de las zonas rurales, localidades aisladas y de frontera del país, a fin de mejorar la calidad de vida de la población rural, fomentando la promoción de usos productivos de la energía.

Objetivo N° 4.- Fomentar el aprovechamiento de fuentes de energía renovable en sistemas de generación distribuida integrados en las redes de distribución eléctrica.

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

Objetivo N° 6.- Mejorar la formulación de los proyectos por parte de los Gobiernos Regionales y locales.

Objetivo N° 7.- Optimizar la gestión administrativa y consolidar el fortalecimiento institucional, mediante una adecuada dotación de recursos.

También el proyecto se enmarca en las siguientes leyes y normas:

- Ley General de Electrificación Rural – Ley N° 28749- Reglamento de la Ley de electrificación Rural – Decreto Supremo N° 025 – 2007 – EM.- Norma Técnica de calidad de los Servicios Eléctricos Rurales – Resolución Directoral N°

016 – 2008 – EM/DGE.- Decreto Legislativo que regula la inversión en Sistemas Eléctricos Rurales (SER)

ubicados en zonas de concesión – Decreto Legislativo N° 1001.- Plan Nacional de Electrificación Rural (PNER) actualizado y Código Nacional de

Electricidad.- Normatividad Técnica de Diseño y Construcción para la elaboración de los estudios de

un proyecto de electrificación rural.- Ley Orgánica de Municipalidades – Ley N° 27972.

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MODULO II: IDENTIFICACIÓN

2.1 DIAGNÓSTICO DE LA SITUACIÓN ACTUAL

2.1.1. DIAGNÓSTICO DEL ÁREA DE INFLUENCIA DE LOCALIDADES COMPRENDIDAS EN EL PROYECTO

Para ubicarnos en una situación que se aproxima a la realidad acudimos a la información proporcionada por el INEI – 2007, de donde obtenemos la siguiente información socioeconómica, la misma que nos sirve de base para futuras comparaciones de estados situacionales.

VIVIENDA. Como se puede apreciar en el siguiente cuadro, el 81.33% de las viviendas del distrito de Jaén se ubican en el área urbana y el 18.67% en el área rural, porcentaje dentro del cual está comprendido la población beneficiaria del proyecto.

CUADRO 01: VIVIENDAS POR ÁREACATEGORIAS CASOS PORCENTAJE

Urbano 18846 81.33% Rural 4325 18.67% Total 23171 100.00%

FUENTE: INEI – CENSO DE POBLACIÓN Y VIVIENDA 2007

En cuanto al tipo de vivienda existente en el distrito de Jaén, el 85.57% de las viviendas son de tipo independiente, seguidas del tipo quinta (5.14%), departamento en edificio (4.38%). Las viviendas beneficiarias del proyecto se encuentran dentro del tipo de vivienda independiente.

CUADRO 02: TIPO DE VIVIENDACATEGORIAS CASOS PORCENTAJE

Casa Independiente 19827 85.57% Departamento en edificio 1014 4.38% Vivienda en quinta 1191 5.14% Casa en casa de vecindad 875 3.78% Choza o cabaña 85 0.37% Vivienda improvisada 61 0.26% Local no destinado para hab. humana 31 0.13% Otro tipo particular 2 0.01% Hotel, hostal, hospedaje 62 0.27% Casa Pensión 2 0.01% Hospital Clínica 6 0.03% Cárcel, centro de readapt. social 1 0.00% Aldea Infantil, Orfelinato 2 0.01% Otro tipo colectiva 10 0.04% En la calle (persona sin vivienda) 2 0.01% Total 23171 100.00%


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En cuanto al tipo de material predominante de construcción de las paredes de las viviendas, el 58.95% son de ladrillo y el 37.36% de adobe, y el 1.23% son de madera. Las viviendas ubicadas en el área de influencia son de adobe y de madera.

CUADRO 03: MATERIAL PREDOMINANTE DE CONSTRUCCIÓN DE LAS PAREDESCATEGORIAS CASOS PORCENTAJE

Ladrillo o Bloque de cemento 11987 58.95% Adobe o tapia 7596 37.36% Madera 250 1.23% Quincha 264 1.30% Estera 25 0.12% Piedra con barro 138 0.68% Piedra o Sillar con cal o cemento 20 0.10% Otro 54 0.27% Total 20334 100.00%


El material predominante de los pisos son de cemento (64.06%) y de tierra (28.79%), las viviendas de la población beneficiaria son mayormente con pisos de tierra.

CUADRO 04: MATERIAL PREDOMINANTE DE LOS PISOSCATEGORIAS CASOS PORCENTAJE

Tierra 5855 28.79% Cemento 13026 64.06% Losetas, terrazos 1330 6.54% Parquet o madera pulida 8 0.04% Madera, entablados 50 0.25% Laminas asfálticas 15 0.07% Otro 50 0.25% Total 20334 100.00%


ACTIVIDADES ECONÓMICAS. Dentro de las principales actividades económicas que se desarrollan en el distrito de Jaén, el 23.37% se dedican a la agricultura, ganadería, caza y silvicultura, (cultivo de café, maíz amarillo duro, arroz y frutales principalmente es lo que produce el área de influencia), el 5.97% de la población se dedica a la actividad de la industria manufacturera (procesamiento de café, cacao, miel de abeja, etc.)

CUADRO 05: DISTRITO DE JAEN - PRINCIPALES ACTIVIDADES ECONÓMICAS

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CATEGORIAS CASOS PORCENTAJE Agri. ganadería, caza y silvicultura 7368 23.37% Pesca 5 0.02% Explotación de minas y canteras 8 0.03% Industrias manufactureras 1883 5.97% Suministro electricidad, gas y agua 52 0.16% Construcción 1702 5.40% Venta,mant.y rep.veh.autom.y motoc. 852 2.70% Comercio por mayor 314 1.00% Comercio por menor 4848 15.38% Hoteles y restaurantes 1433 4.54% Transp. almac. y comunicaciones 3543 11.24% Intermediación financiera 134 0.42% Activit.inmobil.,empres.y alquileres 1216 3.86% Admin.pub.y defensa;p.segur.soc.afil. 738 2.34% Enseñanza 2701 8.57% Servicios sociales y de salud 703 2.23% Otras activi. serv.comun.,soc.y personales 1085 3.44% Hogares privados y servicios domésticos 1053 3.34% Actividad económica no especificada 1892 6.00% Total 31530 100.00%


Del total de la población, el 41.65% corresponde a la población económicamente activa, el 57.03% es población no económicamente activa y el 1.32% de la PEA se encuentra en situación de desocupados, es decir, la tasa de desempleo en el distrito de Jaén es bajo.

CUADRO 06: POBLACIÓN ECONOMICAMENTE ACTIVACATEGORIAS CASOS PORCENTAJE

PEA Ocupada 31530 41.65% PEA Desocupada 1003 1.32% No PEA 43172 57.03% Total 75705 100.00%


2.1.2. DIAGNÓSTICO DE LOS SERVICIOS

Los servicios básicos, tales como el acceso al servicio de agua potable, servicios higiénicos y electricidad, así como los servicios de educación y salud, actualmente se brindan de la siguiente manera:

- SERVICIOS DE SANEAMIENTO. La cobertura de los servicios básicos en el distrito de Jaén es regularmente alto, puesto que el 61.38% de las viviendas existentes en el distrito cuentan con agua potable dentro de sus viviendas, el 14.23% cuentan con agua potable de la red fuera de sus viviendas.

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CUADRO 07: ABASTECIMIENTO DE AGUA POTABLE EN EL DISTRITO DE JAÉNCATEGORIAS CASOS PORCENTAJE

Red pública Dentro de la viv. (Agua potable) 12482 61.38% Red Pública Fuera de la vivienda 2893 14.23% Pilón de uso público 281 1.38% Camión-cisterna u otro similar 12 0.06% Pozo 1890 9.29% Río, acequia, manantial o similar 2130 10.48% Vecino 346 1.70% Otro 300 1.48% Total 20334 100.00%


En cuanto al acceso a los servicios higiénicos en el distrito de Jaén, el 59.81% de las viviendas tienen acceso a la red pública de desagüe dentro de la vivienda, el 14.78%, fuera de su vivienda y el 16.70% cuentan con pozo ciego (letrina), es decir, un alto porcentaje de la población tiene acceso a este tipo de servicio. En el área donde se encuentran los beneficiarios, la población cuenta con letrinas tipo hoyo seco ventilado y con arrastre hidráulico.

CUADRO 08: TIPO DE SERVICIO HIGIÉNICO DE LAS VIVIENDASCATEGORIAS CASOS PORCENTAJE

Red pública de desagüe dentro de la Viv. 12162 59.81% Red pública de desagüe fuera de la Viv. 3005 14.78% Pozo séptico 346 1.70% Pozo ciego o negro / letrina 3396 16.70% Río, acequia o canal 116 0.57% No tiene 1309 6.44% Total 20334 100.00%


- SERVICIOS DE ELECTRICIDAD. Tal como se aprecia en el siguiente cuadro, el 19.38% de las viviendas del distrito de Jaén no cuentan con el servicio de energía eléctrica. Dentro de este porcentaje se encuentran las viviendas ubicadas en el área donde se ubica el proyecto, a la vez hay que indicar que con el proyecto se pretende reducir la brecha del acceso del servicio de electricidad.

CUADRO 09: ACCESO A ALUMBRADO ELÉCTRICOCATEGORIAS CASOS PORCENTAJE

Si 16394 80.62% No 3940 19.38% Total 20334 100.00%


-SERVICIO DE SALUD. Se cuenta con 01 centro de salud que atiende a la población ubicada en el área de influencia, la misma que acude a tratarse de las diferentes causas de

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morbilidad. No cuenta con servicio de energía eléctrica sobre todo para los casos de emergencia sucedidos en horas de la noche.

2.1.3. DIAGNÓSTICO DE LOS INVOLUCRADOS EN EL PIP

-SITUACIÓN ACTUAL

La población se encuentra afectada por la carencia de energía eléctrica continua las 24 horas del día, por lo que se ven limitadas a desarrollarse económicamente a través de la generación de actividades económicas ligadas a la energía eléctrica. Por otro lado la inexistencia de este servicio influye negativamente en la calidad de los servicios de educación y de salud.

En cuanto al servicio eléctrico los caseríos ubicados en los sectores de San Martín y el Valillo, nunca han tenido acceso al servicio de energía eléctrica corriente a su disposición, viéndose obligados a satisfacer sus necesidades de iluminación con el uso de lámparas a kerosene, baterías electroquímicas que accionan focos incandescentes, velas de parafina, y para el uso de sus equipos de sonido, baterías de automóviles y pilas.

- POBLACIÓN AFECTADALa población afectada está conformada por los caseríos conformantes de los centros poblados San Martín y el Valillo, los mismos que están ubicados en el distrito de Jaén, provincia de Jaén, departamento Cajamarca. Para motivos de proyección de las variables a utilizar en el presente proyecto hacemos uso de la tasa de crecimiento intercensal (2007- 1993) que es de1.78%.

CUADRO 10: TASA DE CRECIMIENTO POBLACIONAL INTERCENSAL (2007 – 1993)

AREA GEOGRÁFICAPOBLACIÓN CENSAL TASA DE

CRECIMIENTOCENSO 1993 CENSO 2007DEP. CAJAMARCA 1259808 1387809 0.69PROV. JAEN 170261 183634 0.54DIST. JAEN 67198 86021 1.78


La población beneficiaria directa del proyecto lo conforman 2798 habitantes, los mismos que habitan 772 viviendas en 27 caseríos ubicados en los centros poblados de San Martín y el Valillo, los mismos que a continuación se indican:

CUADRO 11: POBLACIÒN

Nº LOCALIDADES DISTRITONº

ABONADOSPOBLACIÓN

BENEFICIARIA

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1 El Nogal

Jaén

91 3302 Nueva Alianza 21 773 La Libertad 29 1054 El Laurel 25 915 Nuevo Zonanga 21 766 Zonanga Alta 13 477 La Flor 26 948 San Nicolás 33 1209 El Limón 13 47

10 Cruce Granadillas 5 1811 Las Naranjas 9 3312 Terranova 9 3313 El Cedro 13 4714 San Martín de Porres 39 14115 Vista Alegre 22 8016 Sector Balsillas 24 8717 Valillo 57 20718 El Sauce 31 11219 El Diamante 23 8320 Vista Alegre de Zonanga 111 40221 Guayacan 35 12722 Guayaquil 36 13023 Las Malvinas 21 7624 La Unión 15 5425 Nuevo Cutervo 23 8326 San José de la Serial 10 3627 Playa Hermosa 17 62

TOTAL 772 2798FUENTE: ELABORACIÓN PROPIA – TRABAJO DE CAMPO 2011

- VIAS DE ACCESO

Para acceder a la zona donde se ubicará el proyecto, se realiza un recorrido desde la ciudad de Jaén en automóvil durante 30 minutos a través de una vía asfaltada, hasta la altura del centro poblado de Zonanga, de allí 1.30 horas en promedio para llegar a cada uno de los caseríos a través de una trocha carrozable en regular estado.

2.1.4. INTENTOS ANTERIORES DE SOLUCIÓN. No se tiene conocimiento de la existencia de proyectos orientados a dar solución al problema de inexistencia de infraestructura eléctrica en los centros poblados de San Martín y el Valillo.

2.2 DEFINICIÓN DEL PROBLEMA, SUS CAUSAS Y EFECTOS.

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El problema central se define como: LIMITADO ACCESO AL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LOS C.P. SAN MARTÍN Y EL VALILLO.

Las localidades beneficiarias del presente proyecto nunca han contado con el suministro de energía eléctrica, para alumbrarse han tenido que usar lamparines a base de kerosene, velas de parafina, baterías, pilas, etc.

CAUSAS DIRECTAS

- Desaprovechamiento de los sistemas eléctricos cercanos a la zona- Uso generalizado de fuentes de energía ineficientes

CAUSAS INDIRECTAS

- Ausencia de infraestructura para conectarse al sistema eléctrico más cercano.- Escasa inversión en infraestructura para generar energía eléctrica de manera

convencional- Poco conocimiento de los sistemas no convencionales de generación de energía

eléctrica- Escasa inversión en infraestructura para generar energía eléctrica de manera no

convencional

EFECTOS DIRECTOS- Retraso en el desarrollo económico de los C.P. San Martín y El Valillo.

EFECTOS INDIRECTOS- Almacenamiento inadecuado de alimentos- Restricciones en la calidad de los servicios de salud y educación- Limitadas oportunidades para el desarrollo de actividades productivas

EFECTO FINAL

El efecto final es el DETERIORO EN LA CALIDAD DE VIDA Y DESARROLLO PRODUCTIVO DE LOS C.P. SAN MARTÍN Y EL VALILLO, debido a que sus actividades productivas y comerciales no serán lo suficientes como para superar su estado actual de pobreza.

ARBOL DE CAUSAS - EFECTOS

EFECTO FINALDeterioro en la calidad de vida y desarrollo productivo de los C.P. San Martín y El

Valillo

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EFECTO INDIRECTORetraso en el desarrollo económico de los C.P. San Martín y el Valillo

EFECTO DIRECTOLimitadas Oportunidades para el

desarrollo de actividades productivas

EFECTO DIRECTOAlmacenamiento inadecuado de

alimentos

EFECTO DIRECTORestricciones en la calidad de los

servicios de salud y educación

PROBLEMA CENTRALLimitado acceso al servicio de energía eléctrica en los C.P. San Martín y el

Valillo

CAUSA DIRECTADesaprovechamiento de los sistemas eléctricos

cercanos a la zona

CAUSA INDIRECTAAusencia de

infraestructura para conectarse al sistema eléctrico más cercano

CAUSA INDIRECTA

Poco Conocimiento

de los sistemas no

convencionales de generación

de energía eléctrica

CAUSA INDIRECTA

Escasa inversión en

infraestructura para generar

energía eléctrica de manera

convencional

CAUSA INDIRECTA

Escasa inversión en

infraestructura para generar

energía eléctrica de manera no

convencional

CAUSA DIRECTAUso generalizado de fuentes de energía ineficientes

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2.3 OBJETIVO DEL PROYECTO.

PROBLEMA CENTRAL OBJETIVO CENTRAL

ARBOL DE MEDIOS Y FINES

Limitado acceso al servicio de energía eléctrica en los C.P. San Martín y el Valillo

Mayor acceso al servicio de energía eléctrica en los C.P. San Martín y el Valillo

FIN ÚLTIMOMejora en la calidad de vida y desarrollo productivo de los C.P. San Martín y El Valillo

FIN INDIRECTOMayor desarrollo económico de los C.P. San Martín y el Valillo

FIN DIRECTOMejores Oportunidades para el

desarrollo de actividades productivas

FIN DIRECTOAlmacenamiento adecuado de

alimentos

FIN DIRECTOMayor calidad de los servicios de

salud y educación

OBJETIVO CENTRALMayor acceso al servicio de energía eléctrica en los C.P. San Martín y el Valillo

MEDIO DE PRIMER NIVELAprovechamiento de los sistemas eléctricos cercanos a

la zona

MEDIO FUNDAMENTALExistencia de

infraestructura para conectarse al sistema eléctrico más cercano

MEDIO FUNDAMENTAL

Mayor Conocimiento

de los sistemas no

convencionales de generación

de energía eléctrica

MEDIO FUNDAMENTALMayor inversión

en infraestructura para generar

energía eléctrica de manera

convencional

MEDIO FUNDAMENTALMayor inversión

en infraestructura para generar

energía eléctrica de manera no

convencional

MEDIO DE PRIMER NIVELUso generalizado de fuentes de energía eficientes

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ANÁLISIS DE MEDIOS FUNDAMENTALES

CLASIFICACIÓN DE LOS MEDIOS FUNDAMENTALES

RELACIÓN DE MEDIOS FUNDAMENTALES

IMPRESCINDIBLE IMPRESCINDIBLE IMPRESCINDIBLE

Infraestructura eléctrica: Líneas primarias; redes

primarias y redes secundarias, sistemas de

medición

Mayor inversión en infraestructura para generar energía eléctrica de manera

no convencional

Mayor conocimiento de los sistemas no convencionales

de generación de energía eléctrica

MUTUAMENTE EXCLUYENTES COMPLEMENTARIO



medición


no convencional



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PLANTEAMIENTO DE ACCIONES

MUTUAMENTE EXCLUYENTES COMPLEMENTARIO



medición


no convencional



Construcción de la interconexión al sistema eléctrico existente: Línea primaria y red primaria y

secundaria

Instalación de paneles fotovoltaicos

Capacitación y promoción, sobre fuentes de energía eléctrica no convencional

ACCIÓN 01 ACCIÓN 02 ACCIÓN 03

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2.4 ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN

ALTERNATIVA 01: Instalación del Servicio de energía eléctrica a través de la interconexión al sistema eléctrico existente: 12.8 KM Línea Primaria, 8.39 KM de Redes primarias y 17.15 km de secundarias, consistente en la extensión de la línea primaria, desde la localidad de Mochenta, la ejecución de redes primarias (derivaciones y transformadores) y redes secundarias.

LINEA Y RED PRIMARIA 3Ø y 1Ø EN 22,9 – 13,2 KV FASE FASE

Tensión: 22,9 – 13,2 KvSistema Adoptado: Aéreo, radialDisposición VerticalTipo de Distribución 3Ø (neutro corrido 4 hilos), 1Ø (neutro corrido 2 hilos)Material del Conductor Aleación de aluminio desnudo AAACSección 50 y 35 mm2 (fase),Postes C.A.C. 12/300, 12/400 Accesorios Cruceta de madera de 90 mm x 115 mm x 2.40 m

Cruceta de madera de 90 mm x 115 mm x 1.20 mAisladores PIN Clase ANSI 56-2

Suspensión poliméricos tipos anclaje,25Kv.Retenidas Simple, cacle de acero 3/8” incluye amarre preformados y

accesorios

ProtecciónPuesta a tierra tipo de alimentador con cajas de registro. Al inicio del alimentador se instalara succionadores (Cut-Out),con fusibles de expulsión tipo “k” de 2 y 3A

SUB ESTACION DE DISTRIBUCIÓN

Transformador

Potencial Nominal 05(13), 10(11), 15(01)KVA y 25(02)KVATipo y grupo de conexión 1Ø, refrigeración ONANFrecuencia 60 HzRelación de Transformación

13,2/0.40-0.22 kV

Altitud de trabajo 750 - 1260 m.s.n.m.

Protección

Puesta a tierra, tipo varilla con sus respectivas cajas de registro. Se instalaran un elemento de protección con fusibles de expulsión tipo “K” de 2A

Tablero de B.T. Normalizado, con abrazaderas metálicas para sujetarlo en el poste y cacle de bajada NYY 3-1x70 + 1x50mm2 (75 kVA) y 3-1x95 + 1x70mm2 (100 kVA)

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Descripción General: RED SECUNDARIA:

Tensión: 440/220 V, 1ØFrecuencia 60HzSistema Adoptado Aerea, radialTipo de postes De concreto armado centrifugado

8/200 y 8/300Fabricados con un inhibidor de corrosión y protegidos con sellador contra la corrosión.

Tipo de

conductores

Autoparlantes de aluminio de secciones

2x25 + 1x16+P25 mm2

2x25 + P25 mm2

1x25 + P25 mm2

Distribución(S.P) 3 conductores (R,S y neutro autoparlantes)Distribución(A.P) 1, 2 conductoresFerretería Conectores tipo cuña, los que deberán estar protegidos en el

montaje con manta termocontraíble. En las estructuras de fin de línea o fin-circuito los cables se protegen con capuchones termocontraibles.

Protección Puesta a tierra, tipo varilla, conductor de Cu. Desnudo, temple blando 35 mm2, electrodo Cooperwel 5/8”0 x 240m de longitud y borde de conexiones de bronce, con tratamiento a base de Bentonita.

Retenidas Simple y contrapunta, cable de acero 3/8” incluye amarre preformado y accesorios

Caja de Derivación De policarbonato, se instalaran en la red mediante correas plásticas de amarre a una distancia de 1.0 del poste.

Instaladores de Alumbrado Público:

Tensión de Servicio 220V, 1ØFrecuencia 60 HzPastorales Ao.GoLámparas Vapor de Sodio, Alta Presión, 50W, 220VLuminarias Para Lámparas de Vapor Na. Alta Presión.Conductores Tipo extraíble bipolar (NLT), para el conexionado a la red

aérea.

CONEXIONES DOMICILIARIAS

Conexiones

Domiciliarias

El punto de conexión de cada acometida será de tipo aéreo a partir

de una caja de derivación y acometida (tipo lonchera) que se

instalara en el cable a 1.0 del poste fijadas mediante correas

plásticas de amarre.

La acometida será simple (a cada usuario), sistema 1Ø con tensión

fase neutro en forma intercalada de las fases R y S de las Redes de

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servicio particular para balanceo de cargas, siendo el retorno por

neutro del sistema 440-220V

ALTERNATIVA 02:

INSTALACIÓN DE PANALES FOTOVOLTAICOS, que consiste en la instalación de 772 paneles solares fotovoltaicos en cada vivienda, que genere la suficiente energía para satisfacer las demanda básica de energía eléctrica. Las cargas especiales se atenderán con paneles de mayor capacidad. Esta alternativa incluye una capacitación a los encargados de la operación y mantenimiento, así como otros usos de los paneles solares.

Se instalarán 772 paneles solares que alimentarán cargas domésticas, cargas de uso general y comercio, los mismos que serán instalados sobre postes de madera de 10 m de altura ubicados en la parte exterior del predio por alimentar. Los elementos que conformaran cada uno de los paneles son:

- 01 panel fotovoltaico 50 Wp y soporte- 01 batería de 100Ah, 12 VCC- 01 Controlador de Carga- 01 Juego de conductores- 03 equipos de iluminación de 9 w- 03 interruptores de un polo- 01 caja de conexiones

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

MODULO III: FORMULACIÓN

3.1 HORIZONTE DE EVALUACIÓN

El proyecto, por ser de electrificación, tiene un horizonte de evaluación de 20 años, tal como se muestra a continuación:

FASE DE INVERSIÓN FASE DE POST INVERSIÓN

(Tiempo en Meses) (Tiempo en Años)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Elaboración de

Expediente Técnico*

Instalación de Líneas primarias, Redes Primarias

y Secundarias **Operación y Mantenimiento del proyecto

* Incluye el tiempo que se toma para la selección del consultor encargado de formular el Expediente Técnico y el periodo de evaluación del expediente técnico.** Incluye el tiempo que se toma para la selección del contratista.

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3.2 ANÁLISIS DE LA DEMANDA

El objeto de este análisis es el de cuantificar la demanda de potencia y energía eléctrica de las localidades beneficiarias, para el dimensionamiento de las líneas primarias en 22.9 kv Jaén – Lonya Grande – Ocalli, alimentador JAE – 202 del sistema eléctrico Bagua - Jaén, para un horizonte de 20 años.

3.2.1. PRINCIPALES PARÁMETROS PARA LA ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA

Para determinar la demanda de consumo de energía eléctrica nos basamos en información de zonas similares al proyecto. Los parámetros utilizado para determinar la demanda es el consumo de energía eléctrica medido en Kwh – Mes.3.2.2. ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA

Para determinar la demanda actual y futura, hacemos uso de la información tanto de las viviendas como de la población existente en cada una de las localidades beneficiarias. Para proyectar la demanda hacemos uso de la tasa de crecimiento poblacional intercensal (1993 - 2007) del distrito de Jaén que es de 1.78%.

CUADRO 12: DISTRITO DE JAEN – TASA DE CRECIMIENTO POBLACIONAL

AREA GEOGRÁFICA

POBLACIÓN CENSAL TASA DE CRECIMIENT

OCENSO 1993 CENSO 2007DEP. CAJAMARCA 1259808 1387809 0.69PROV. JAEN 170261 183634 0.54DIST. JAEN 67198 86021 1.78


A continuación se presenta la población actual y futura de cada una de las localidades beneficiarias del proyecto.

CUADRO 13: POBLACIÓN BENEFICIARIA DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA

LOCALIDADESPOBLACIÓN BENEFICIARIA

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031

El Nogal 330 336 342 348 354 360 367 373 380 387 394 401 408 415 422 430 438 445 453 461 470

Nueva Alianza 77 78 80 81 83 84 86 87 89 90 92 93 95 97 99 100 102 104 106 108 110

La Libertad 105 107 109 111 113 115 117 119 121 123 125 127 130 132 134 137 139 142 144 147 149

El Laurel 91 93 94 96 98 99 101 103 105 107 109 110 112 114 116 119 121 123 125 127 130

Nuevo Zonanga 76 77 79 80 82 83 84 86 88 89 91 92 94 96 97 99 101 103 104 106 108

Zonanga Alta 47 48 49 50 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 65 66 67

La Flor 94 96 97 99 101 103 104 106 108 110 112 114 116 118 120 122 125 127 129 131 134

San Nicolas 120 122 124 127 129 131 133 136 138 141 143 146 148 151 154 156 159 162 165 168 171

El Limón 47 48 49 50 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 65 66 67

Cruce Granadillas 18 18 19 19 19 20 20 20 21 21 21 22 22 23 23 23 24 24 25 25 26

Las Naranjas 33 34 34 35 35 36 37 37 38 39 39 40 41 42 42 43 44 45 45 46 47

Terranova 33 34 34 35 35 36 37 37 38 39 39 40 41 42 42 43 44 45 45 46 47

El Cedro 47 48 49 50 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 65 66 67

San Martín de Porres 141 144 146 149 151 154 157 160 162 165 168 171 174 177 181 184 187 190 194 197 201

Vista Alegre 80 81 83 84 86 87 89 91 92 94 95 97 99 101 102 104 106 108 110 112 114

Sector Balsillas 87 89 90 92 93 95 97 98 100 102 104 106 108 109 111 113 115 117 120 122 124

Valillo 207 211 214 218 222 226 230 234 238 243 247 251 256 260 265 270 275 279 284 289 295

El Sauce 112 114 116 118 120 122 125 127 129 131 134 136 138 141 143 146 149 151 154 157 159

1


El Diamante 83 84 86 88 89 91 92 94 96 97 99 101 103 104 106 108 110 112 114 116 118

Vista Alegre de Zonanga 402 409 416 424 431 439 447 455 463 471 480 488 497 506 515 524 533 543 552 562 572

Guayacan 127 129 132 134 136 139 141 144 146 149 152 154 157 160 163 165 168 171 174 178 181

Guayaquil 130 132 135 137 140 142 145 147 150 152 155 158 161 164 166 169 172 175 179 182 185

Las Malvinas 76 77 79 80 82 83 84 86 88 89 91 92 94 96 97 99 101 103 104 106 108

La Unión 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 66 67 68 69 70 72 73 74 76 77

Nuevo Cutervo 83 84 86 88 89 91 92 94 96 97 99 101 103 104 106 108 110 112 114 116 118

San José de la Serial 36 37 37 38 39 39 40 41 41 42 43 44 44 45 46 47 48 49 49 50 51

Playa Hermosa 62 63 64 65 67 68 69 70 71 73 74 75 77 78 79 81 82 84 85 87 88

TOTAL 2798 2848 2898 2950 3003 3056 3110 3166 3222 3280 3338 3397 3458 3519 3582 3646 3711 3777 3844 3912 3982FUENTE: ELABORACIÓN PROPIA

A continuación se muestra la proyección de las viviendas existentes en las localidades beneficiadas, y son quienes demandarán del servicio de energía eléctrica.

CUADRO 14: VIVIENDAS BENEFICIARIAS DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA

LOCALIDADESPOBLACIÓN BENEFICIARIA

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031

El Nogal 91 93 94 96 98 99 101 103 105 107 109 110 112 114 116 119 121 123 125 127 130

Nueva Alianza 21 21 22 22 23 23 23 24 24 25 25 25 26 26 27 27 28 28 29 29 30

La Libertad 29 30 30 31 31 32 32 33 33 34 35 35 36 36 37 38 38 39 40 41 41

El Laurel 25 25 26 26 27 27 28 28 29 29 30 30 31 31 32 33 33 34 34 35 36

Nuevo Zonanga 21 21 22 22 23 23 23 24 24 25 25 25 26 26 27 27 28 28 29 29 30

Zonanga Alta 13 13 13 14 14 14 14 15 15 15 16 16 16 16 17 17 17 18 18 18 19

La Flor 26 26 27 27 28 28 29 29 30 30 31 32 32 33 33 34 34 35 36 36 37

San Nicolas 33 34 34 35 35 36 37 37 38 39 39 40 41 42 42 43 44 45 45 46 47

El Limón 13 13 13 14 14 14 14 15 15 15 16 16 16 16 17 17 17 18 18 18 19

Cruce Granadillas 5 5 5 5 5 5 6 6 6 6 6 6 6 6 6 7 7 7 7 7 7

Las Naranjas 9 9 9 9 10 10 10 10 10 11 11 11 11 11 12 12 12 12 12 13 13

Terranova 9 9 9 9 10 10 10 10 10 11 11 11 11 11 12 12 12 12 12 13 13

El Cedro 13 13 13 14 14 14 14 15 15 15 16 16 16 16 17 17 17 18 18 18 19

San Martín de Porres 39 40 40 41 42 43 43 44 45 46 47 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56

Vista Alegre 22 22 23 23 24 24 24 25 25 26 26 27 27 28 28 29 29 30 30 31 31

Sector Balsillas 24 24 25 25 26 26 27 27 28 28 29 29 30 30 31 31 32 32 33 34 34

Valillo 57 58 59 60 61 62 63 64 66 67 68 69 70 72 73 74 76 77 78 80 81

El Sauce 31 32 32 33 33 34 34 35 36 36 37 38 38 39 40 40 41 42 43 43 44

El Diamante 23 23 24 24 25 25 26 26 26 27 27 28 28 29 29 30 31 31 32 32 33

Vista Alegre de Zonanga 111 113 115 117 119 121 123 126 128 130 132 135 137 140 142 145 147 150 152 155 158

Guayacan 35 36 36 37 38 38 39 40 40 41 42 42 43 44 45 46 46 47 48 49 50

Guayaquil 36 37 37 38 39 39 40 41 41 42 43 44 44 45 46 47 48 49 49 50 51

Las Malvinas 21 21 22 22 23 23 23 24 24 25 25 25 26 26 27 27 28 28 29 29 30

La Unión 15 15 16 16 16 16 17 17 17 18 18 18 19 19 19 20 20 20 21 21 21

Nuevo Cutervo 23 23 24 24 25 25 26 26 26 27 27 28 28 29 29 30 31 31 32 32 33

San José de la Serial 10 10 10 11 11 11 11 11 12 12 12 12 12 13 13 13 13 13 14 14 14

Playa Hermosa 17 17 18 18 18 19 19 19 20 20 20 21 21 21 22 22 23 23 23 24 24

TOTAL 772 786 800 814 828 843 858 873 889 905 921 937 954 971 988 1006 1024 1042 1061 1079 1099FUENTE: ELABORACIÓN PROPIA

En función a la información anterior, procedemos a determinar la demanda del servicio de energía eléctrica en los centros poblados de San Martín y el Valillo, en base a las siguientes variables:

Indicador Valor Fuentes de Información

Año Inicial 2011

1


Personas por hogar promedio 3.6 Registro de INEIPoblación Total Inicial 2798 Investigación de campoPoblación a Electrificar Inicial 2798 Investigación de campoGrado de Electrificación Inicial 100.0% Investigación de campoGrado de Electrificación final 100.0% Abonados Totales 772 Investigación de campoTasa de Crecimiento poblacional 1.78% Registro de INEI% Abonados Domésticos 90.7% % Abonados Comerciales % Abonados de Uso General 9.33% % Abonados de Pequeñas Industrias Tasa de Crecimiento - Consumo por usuario 0.7% Información de la Empresas ConcesionariaPérdida de energía 9.0% Información de la Empresas ConcesionariaFactor de Carga 22.0% Información de la Empresas ConcesionariaSector Tipico 5 Información de la Empresas ConcesionariaKALP (Factor de Alumbrado Público en kWh/usuario-mes) 6.3 Normatividad de AP en sectores ruralesPotencia Nominal Promedio de lámpara de AP (W) 50.00 Normatividad de AP en sectores rurales

De los 772 abonados inicialmente, el 90.7% son abonados domésticos y la diferencia corresponde a cargas especiales, la tasa de crecimiento del consumo por usuario es 0.7% anual, se considera una pérdida de energía del 9%.

Con los parámetros indicados en el cuadro anterior se obtiene el cuadro de demanda de energía eléctrica anual proyectada hasta el año 2031.

1


CUADRO 15: PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE SAN MARTÍN – EL VALILLO, DISTRITO DE JAÉN.AÑOS

DESCRIPCIÓN 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031

Población Total 2,798 2,848 2,898 2,950 3,003 3,056 3,110 3,166 3,222 3,280 3,338 3,397 3,458 3,519 3,582 3,646 3,711 3,777 3,844 3,912 3,982

Población a Electrificar 2,798 2,848 2,898 2,950 3,003 3,056 3,110 3,166 3,222 3,280 3,338 3,397 3,458 3,519 3,582 3,646 3,711 3,777 3,844 3,912 3,982

Grado de Electrificación 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%

Abonados Totales 772 786 800 814 828 843 858 873 889 905 921 937 954 971 988 1,006 1,024 1,042 1,061 1,079 1,099

Número de abonados domésticos 700 713 725 738 751 764 778 792 806 821 835 850 865 880 896 912 928 945 962 978 997

Número de abonados comerciales

Número de abonados de Uso General 72 73 75 76 77 79 80 81 83 84 86 87 89 91 92 94 96 97 99 101 102

Número de abonados de peq. Industrias

Consumo anual por abonado doméstico

269 271 273 275 277 279 281 283 286 288 290 292 294 296 298 300 303 305 307 309 312

Consumo anual por abonado comercial

Consumo anual por abonado de Usos Generales

471 471 471 471 471 471 471 471 471 471 471 471 471 471 471 471 471 471 471 471 471

Consumo anual por abonado de peq. Industrias

Consumo anual de abonados domésticos (kW.h)

188,580 193,484 198,177 203,203 208,292 213,445 218,943 224,509 230,146 236,140 241,920 248,064 254,284 260,582 267,257 274,015 280,858 288,091 295,414 302,520 310,649

Consumo anual de abonados comerciales (kW.h)

Consumo anual de abonados uso general (kW.h)

33,938 34,409 35,352 35,823 36,295 37,237 37,709 38,180 39,123 39,594 40,537 41,008 41,951 42,894 43,365 44,308 45,251 45,722 46,665 47,607 48,079

Consumo anual de abonados peq. industrial (kW.h)

Consumo de energía (kW.h) 222,518 227,894 233,529 239,027 244,587 250,682 256,651 262,690 269,269 275,735 282,457 289,072 296,235 303,476 310,622 318,323 326,109 333,813 342,079 350,127 358,727Puntos de Iluminación Sistema Convencional

225 229 233 237 241 245 250 254 259 263 268 273 278 283 288 293 298 303 309 314 320

Puntos de Iluminación Sistema Fotovoltaico

Consumo anual de AP en Sist. Convencional (kW.h)

58,320 59,357 60,394 61,430 62,467 63,504 64,800 65,837 67,133 68,170 69,466 70,762 72,058 73,354 74,650 75,946 77,242 78,538 80,093 81,389 82,944

Consumo anual de AP en Sist. Fotovoltaico (kW.h)

Consumo Total de energía en Sist. Convencional (kW.h) 280,838 287,250 293,923 300,457 307,054 314,186 321,451 328,526 336,402 343,904 351,923 359,834 368,293 376,830 385,272 394,269 403,350 412,350 422,172 431,516 441,671Consumo Total de energía en Sist. Fotovoltaico (kW.h) 222,518 227,894 233,529 239,027 244,587 250,682 256,651 262,690 269,269 275,735 282,457 289,072 296,235 303,476 310,622 318,323 326,109 333,813 342,079 350,127 358,727Maxima Demanda con Sist. Convencional (kW) 145.723 149.051 152.513 155.903 159.327 163.027 166.797 170.468 174.555 178.448 182.608 186.713 191.103 195.532 199.913 204.581 209.293 213.963 219.060 223.908 229.178

Pérdidas de Energia (kW.h) 27,775 28,409 29,069 29,716 30,368 31,073 31,792 32,492 33,270 34,013 34,806 35,588 36,425 37,269 38,104 38,994 39,892 40,782 41,753 42,677 43,682

Energía Total Requerida (kW.h) 308,613 315,660 322,992 330,172 337,422 345,259 353,243 361,018 369,672 377,917 386,728 395,422 404,718 414,099 423,376 433,262 443,242 453,132 463,925 474,194 485,353

Factor de Carga (%) 0.22 0.22 0.22 0.22 0.22 0.22 0.22 0.22 0.22 0.22 0.22 0.22 0.22 0.22 0.22 0.22 0.22 0.22 0.22 0.22 0.22

Potencia Total Requerida (kW) 160.1 163.8 167.6 171.3 175.1 179.2 183.3 187.3 191.8 196.1 200.7 205.2 210.0 214.9 219.7 224.8 230.0 235.1 240.7 246.1 251.8

3.3 ANÁLISIS DE LA OFERTA

1


3.3.1. OFERTAS DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA

ANÁLISIS DE LA OFERTA DEL SERVICIO – SISTEMA CONVENCIONAL.

Para determinar la oferta del servicio de energía eléctrica se tiene en cuenta la existencia de 04 sub estaciones ( 13 de 05 kva, 11 de 10 kva, 1 de 15 kva y 03 de 25 kva), las mismas que están ubicadas en la localidad de Mochenta., que pertenece a la línea primaria en 22.9 KV Jaén – Cunba – Lonya Grande – Ocalli, Alimentador JAE – 202 del sistema eléctrico Bagua – Jaén.

SITUACIÓN SIN PROYECTOAños

DESCRIPCIÓN 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031

No existe oferta disponible

Oferta Total sin Proyecto

SITUACIÓN CON PROYECTOAños

DESCRIPCIÓN 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031Consumo de energía Total (kW.h) 280838 287250 293923 300457 307054 314186 321451 328526 336402 343904 351923 359834 368293 376830 385272 394269 403350 412350 422172 431516 441671Pérdidas de Energía Eléctrica (kW.h) 27775 28409 29069 29716 30368 31073 31792 32492 33270 34013 34806 35588 36425 37269 38104 38994 39892 40782 41753 42677 43682

Energía Total Requerida (kW.h) 308613 315660 322992 330172 337422 345259 353243 361018 369672 377917 386728 395422 404718 414099 423376 433262 443242 453132 463925 474194 485353

Factor de Carga (%) 22% 22% 22% 22% 22% 22% 22% 22% 22% 22% 22% 22% 22% 22% 22% 22% 22% 22% 22% 22% 22%

Potencia Total Requerida (kW) 160.1 163.8 167.6 171.3 175.1 179.2 183.3 187.3 191.8 196.1 200.7 205.2 210.0 214.9 219.7 224.8 230.0 235.1 240.7 246.1 251.8

Oferta del Servicio (kW)(1) 265 265 265 265 265 265 265 265 265 265 265 265 265 265 265 265 265 265 265 265 265

1


ANÁLISIS DE LA OFERTA DEL SERVICIO – SISTEMA FOTOVOLTAICO

SITUACIÓN SIN PROYECTO

Años

DESCRIPCIÓN 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031

No existe oferta disponible

Oferta Total sin Proyecto

SITUACIÓN CON PROYECTOAños

DESCRIPCIÓN 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031

Oferta del Servicio (kW.h)(1)

Energia Disponible para uso doméstico 96936 98736 100398 102198 103998 105799 107737 109676 111615 113692 115631 117708 119785 121862 124078 126294 128509 130864 133218 135433 138065

Energia Disponible para uso general y comercial 14265 14463 14859 15057 15255 15651 15850 16048 16444 16642 17038 17236 17633 18029 18227 18623 19020 19218 19614 20010 20208

Total 111,201 113,199 115,257 117,255 119,254 121,450 123,587 125,724 128,059 130,334 132,669 134,944 137,418 139,891 142,305 144,917 147,529 150,081 152,832 155,444 158,273

(1) Energía promedio disponible por el módulo fotovoltaico

1


3.4 BALANCE OFERTA DEMANDA

BALANE DE LA OFERTA – DEMANDA DEL SERVICIO SISTEMA CONVENCIONAL


DESCRIPCIÓN 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026Demanda (kW) 145.7 149.1 152.5 155.9 159.3 163.0 166.8 170.5 174.6 178.4 182.6 186.7 191.1 195.5 199.9 204.6Oferta (kW) Deficit -145.7 -149.1 -152.5 -155.9 -159.3 -163.0 -166.8 -170.5 -174.6 -178.4 -182.6 -186.7 -191.1 -195.5 -199.9 -204.6

SITUACIÓN CON PROYECTO

Años

DESCRIPCIÓN 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026Potencia Requerida (kW) 160.1 163.8 167.6 171.3 175.1 179.2 183.3 187.3 191.8 196.1 200.7 205.2 210.0 214.9 219.7 224.8Oferta (kW) 265.0 265.0 265.0 265.0 265.0 265.0 265.0 265.0 265.0 265.0 265.0 265.0 265.0 265.0 265.0 265.0Superávit 104.9 101.2 97.4 93.7 89.9 85.8 81.7 77.7 73.2 68.9 64.3 59.8 55.0 50.1 45.3 40.2

999

1


BALANE DE LA OFERTA – DEMANDA DEL SERVICIO SISTEMA FOTOVOLTAICO


DESCRIPCIÓN 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024Demanda (kW.h) Oferta (kW.h) Deficit

SITUACIÓN CON PROYECTO

Años

DESCRIPCIÓN 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025Demanda (kW.h) 222,518 227,894 233,529 239,027 244,587 250,682 256,651 262,690 269,269 275,735 282,457 289,072 296,235 303,476 310,622Oferta(1) (kW.h) 111,201 113,199 115,257 117,255 119,254 121,450 123,587 125,724 128,059 130,334 132,669 134,944 137,418 139,891 142,305Saldo -111,317 -114,695 -118,272 -121,771 -125,333 -129,232 -133,064 -136,966 -141,210 -145,400 -149,788 -154,128 -158,818 -163,585 -168,317Numero Mínimo de Paneles por Abonado 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3

Oferta Total (kW.h) 333,602 339,597 345,771 351,766 357,761 364,351 370,761 377,172 384,177 391,002 398,007 404,833 412,254 419,674 426,915Superávit 111,084 111,703 112,242 112,740 113,174 113,669 114,110 114,482 114,908 115,268 115,550 115,761 116,018 116,198 116,293(1) Oferta suministrada, considerando 01 panel fotovoltaico por abonado

1


3.5 COSTOS A PRECIOS DE MERCADO3.5.1. COSTOS EN LA SITUACIÓN “SIN PROYECTO” A PRECIOS PRIVADOS

En la zona de intervención actualmente, no existe el servicio de energía eléctrica de ninguna modalidad, es decir, ni convencional ni fotovoltaica, por tanto los costos de operación y mantenimiento es cero.

3.5.2. COSTOS EN LA SITUACIÓN “CON PROYECTO” A PRECIOS PRIVADOS

A continuación se presenta de manera resumida la valorización a precios de mercado de ambas alternativas:

CUADRO 16: COSTOS DE INVERSIÓN – ALTERNATIVA 01 (SISTEMA CONVENCIONAL)

A. INVERSION 1 Intangibles 50000

1.1 Estudio Definitivo 500002 Inversión en activos 2774549

2.1 Línea Primaria 1112101 Suministro Origen Transable Suministro Origen No Transable 632149 Montaje (Mano de obra Calificada) 322691 Montaje (Mano de obra No Calificada) 138296 Transporte de Equipos y Materiales 18964

2.2 Red Primaria 227398 Suministro Origen Transable Suministro Origen No Transable 179624 Montaje (Mano de obra Calificada) 29669 Montaje (Mano de obra No Calificada) 12715 Transporte de Equipos y Materiales 5389

2.3 Red Secundaria 1055686 Suministro Origen Transable Suministro Origen No Transable 577377 Montaje (Mano de obra Calificada) 322691 Montaje (Mano de obra No Calificada) 138296 Transporte de Equipos y Materiales 17321

2.4 Gastos Generales 1877502.5 Utilidades 191615

3 Otros Gastos 1880573.1 Compensación por Servidumbre 200003.2 Supervisión de obra 1173443.3 Mitigación De impacto ambiental 50713 COSTO TOTAL INVERSION del PIP (precios 3012605

1


CUADRO 17: COSTOS DE INVERSIÓN ALTERNATIVA 02 (SISTEMA FOTOVOLTAICO)


1.1 Expediente Técnico 1120001.2 Capacitación 18892

2 Inversión en activos 1999285

2.1 Suministros Importados 1248564 Módulos fotovoltaicos 545992 Baterías 528988 Controladores 94462 Luminarias 73681 Stock de reemplazos 5441

2.2 Suministros Nacionales 321171 Tablero 47231 Cables y accesorios 273940

2.3 Montaje 75570 Mano de obra calificada 75570

2.4 Transporte de Equipos y 1231382.5 Gastos Generales 893672.6 Utilidades 141475

3 Otros Gastos 188923.1 Supervisión de obra 18892 COSTO TOTAL INVERSION del PIP 2149070 Numero de Paneles por Abonado 2 INVERSIÓN DE EVALUACIÓN 4298140

COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

CUADRO 18: COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO – ALTERNATIVA 01COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO Costo de Operación y Mantenimiento (COyM) 2.0% Información Sustentada del PIPPrecio de Compra de Energía sin IGV PPB (S/kW-mes) 25.33 Información de OSINERGMINPEBP (cS/kW-h) 11.73 Información de OSINERGMINPEBF (cS/kW-h) 9.17 Información de OSINERGMINFactor de Ponderación 0.322 Información de OSINERGMINFacto de carga del Sistema Eléctrico 30% Información de OSINERGMINPrecio de Energía Ponderada (cS/kW-h) 21.72

CUADRO 19: COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO – ALTERNATIVA 02COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO Costo de Operación y Mantenimiento (COyM)

2.0% Información Sustentada del PIPReposición de las componentes del Panel Tiempo de Reposición de Controladores (Años) 10 Vida útil del equipoTiempo de Reposicion de Baterias (Años) 8 Vida útil del equipo

1


3.5.3. FLUJOS DE COSTO INCREMENTALES A PRECIO DE MERCADO

Se determina el detalle de los flujos de costos a precio de mercado de ambas alternativas, cuyo resumen para cada proyecto alternativo se muestra a continuación:

CUADRO 20: FLUJO DE COSTOS INCREMENTALES A PRECIOS PRIVADOS – ALTERNATIVA 01

RUBROAños

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 202011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031


1.1 Estudio Definitivo 50000 2 Inversión en activos 2774549

2.1 Linea Primaria 1112101 Suministro Origen Transable Suministro Origen No Transable 632149 Montaje (Mano de obra Calificada) 322691 Montaje (Mano de obra No Calificada) 138296 Transporte de Equipos y Materiales 18964

2.2 Red Primaria 227398 Suministro Origen Transable Suministro Origen No Transable 179624 Montaje (Mano de obra Calificada) 29669 Montaje (Mano de obra No Calificada) 12715 Transporte de Equipos y Materiales 5389

2.3 Red Secundaria 1055686 Suministro Origen Transable Suministro Origen No Transable 577377 Montaje (Mano de obra Calificada) 322691 Montaje (Mano de obra No Calificada) 138296 Transporte de Equipos y Materiales 17321

2.4 Gastos Generales 187750 2.5 Utilidades 191615

3 Otros Gastos 188057 3.1 Compensación por Servidumbre 20000 3.2 Supervision de obra 117344 3.3 Otros 50713 VALOR RESIDUAL (-) - COSTO TOTAL INVERSION del PIP (precios 3012605 -

B. Costo de Operación y Mantenimiento con Compra de Energia 80907 82786 84626 86485 88493 90540 92532 94751 96864 99122 101351 103733 106138 108515 111049 113607 116142 118909 121541 124401 Costo de Operación y Mantenimiento 55491 55491 55491 55491 55491 55491 55491 55491 55491 55491 55491 55491 55491 55491 55491 55491 55491 55491 55491 55491 Impuesto a la Renta COSTO TOTAL de OyM 136398 138277 140117 141976 143984 146031 148023 150242 152355 154613 156841 159224 161629 164006 166540 169098 171633 174400 177031 179892

C. Costo de Operación y Mantenimiento sin Compra de Energía Costo de Operación y Mantenimiento Impuesto a la Renta COSTO TOTAL de OyM TOTAL COSTOS INCREMENTALES 3012605 136398 138277 140117 141976 143984 146031 148023 150242 152355 154613 156841 159224 161629 164006 166540 169098 171633 174400 177031 -

1


CUADRO 21: ESTADO DE GANANCIAS Y PÉRDIDAS – ALTERNATIVA 01

ESTADO DE PERDIDAS Y GANANCIA 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031

CON PROYECTO 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Ingresos 115683 118424 121105 123813 126772 129684 132618 135813 138952 142209 145420 148887 152388 155847 159566 163322 167042 171033 174902 179057

Costos-

115591-

117184 -118744 -120318-

122021 -123755 -125444 -127323 -129114 -131028 -132917 -134936 -136973 -138988 -141136 -143304 -145452 -147796 -150027 -152451Depreciación activos -92485 -92485 -92485 -92485 -92485 -92485 -92485 -92485 -92485 -92485 -92485 -92485 -92485 -92485 -92485 -92485 -92485 -92485 -92485 -92485

Utilidad Bruta -92393 -91245 -90124 -88990 -87734 -86556 -85311 -83995 -82647 -81304 -79982 -78534 -77071 -75626 -74054 -72467 -70895 -69248 -67610 -65879 Impuesto a la renta (30%)

Utilidad Neta -92393 -91245 -90124 -88990 -87734 -86556 -85311 -83995 -82647 -81304 -79982 -78534 -77071 -75626 -74054 -72467 -70895 -69248 -67610 -65879

1


CUADRO 22: FLUJO DE COSTOS INCREMENTALES A PRECIOS PRIVADOS – ALTERNATIVA 02

RUBRO Años

Factor de Evaluación

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 202011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031


1.1 Expediente Técnico 112000 1.2 Capacitación 18892

2 Inversión en activos 1999285

2.1 Suministros Importados 1248564 Módulos fotovoltaicos 545992 Baterías 528988 Controladores 94462 Luminarias 73681 Stock de reemplazos 5441

2.2 Suministros Nacionales 321171 Tablero 47231 Cables y accesorios 273940

2.3 Montaje 75570 Mano de obra calificada 75570

2.4Transporte de Equipos y Materiales 123138

2.5 Gastos Generales 89367 2.6 Utilidades 141475

3 Otros Gastos 18892 3.1 Supervision de obra 18892

COSTO TOTAL INVERSION del PIP (precios privados) 2149070

Numero de Paneles por Abonado 2 INVERSIÓN DE EVALUACIÓN 4298140

B.

Costo de Operación y Mantenimiento con Proyecto

Reposición de Equipos Baterías 1057977 1057977 Controladores 188924 188924 Inversores

Costo de Operación y Mantenimiento 79971 79971 79971 79971 79971 79971 79971 79971 79971 79971 79971 79971 79971 79971 79971 79971 79971 79971 79971 79971

Impuesto a la Renta 170137 174124 178025 181926 186185 190359 194532 203510 160010 212488 217292 222097 226815 231892 241959 247309 252386 209890 COSTO TOTAL de OyM 250108 254096 257996 261897 266157 270330 274503 1137948 283481 428906 292459 297263 302068 306786 311863 1137948 321931 327280 332357 478786

C.

Costo de Operación y Mantenimiento sin Proyecto

Reposición de Equipos

Costo de Operación y Mantenimiento

Impuesto a la Renta COSTO TOTAL de OyM TOTAL COSTOS INCREMENTALES 4298140 250108 254096 257996 261897 266157 270330 274503 1137948 283481 428906 292459 297263 302068 306786 311863 1137948 321931 327280 332357 478786

1


CUADRO 23: ESTADO DE GANACIAS Y PÉRDIDAS – ALTERNATIVA 02ESTADO DE PERDIDAS Y

GANANCIA 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031

CON PROYECTO 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Ingresos 734860 748150 761153 774156 788354 802265 816176 831283 846102 861209 876028 892043 908058 923786 940709 957632 974268 992100 1009023 1027475

Costos -67772 -67772 -67772 -67772 -67772 -67772 -67772 -964363 -67772 -227878 -67772 -67772 -67772 -67772 -67772 -964363 -67772 -67772 -67772 -227878

Depreciación activos -99964 -99964 -99964 -99964 -99964 -99964 -99964 -99964 -99964 -99964 -99964 -99964 -99964 -99964 -99964 -99964 -99964 -99964 -99964 -99964

Utilidad Bruta 567123 580414 593416 606419 620618 634529 648440 -233044 678366 533367 708292 724307 740322 756049 772973 -106695 806532 824363 841286 699633

Impuesto a la renta (30%) 170137 174124 178025 181926 186185 190359 194532 203510 160010 212488 217292 222097 226815 231892 241959 247309 252386 209890

Utilidad Neta 396986 406290 415392 424493 434432 444170 453908 -233044 474856 373357 495804 507015 518225 529235 541081 -106695 564572 577054 588900 489743

Para calcular el valor de los costos incrementales se tiene en cuenta los siguientes parámetros, los cuales están en función al Anexo SNIP 10, y de acuerdo a los parámetros para determinar precios sociales para proyectos de inversión pública de electrificación rural (0.8309)

Indicadores NRECA Sierra Selva Costa PIP

Mano de Obra No Calificada 0.41 0.57 0.66

IGV

Factor Global de Corrección Social 0.8309

1


CUADRO 24: FLUJO DE COSTOS INCREMENTALES A PRECIOS SOCIALES – ALTERNATIVA 01

RUBRO Factor de Corrección

Años 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031A. INVERSION 1 Intangibles 50000 Estudio Definitivo 1.000 50000

2 Inversión en activos 2395184 2.1 Linea Primaria 1112101

Suministro Origen Transable 1.000 Suministro Origen No Transable 1.000 632149 Montaje (Mano de obra Calificada) 1.000 322691 Montaje (Mano de obra No Calificada) 1.000 138296 Transporte de Equipos y Materiales 1.000 18964

2.2 Red Primaria 227398 Suministro Origen Transable 1.000 Suministro Origen No Transable 1.000 179624 Montaje (Mano de obra Calificada) 1.000 29669 Montaje (Mano de obra No Calificada) 1.000 12715 Transporte de Equipos y Materiales 1.000 5389

2.3 Red Secundaria 1055686 Suministro Origen Transable 1.000 Suministro Origen No Transable 1.000 577377 Montaje (Mano de obra Calificada) 1.000 322691 Montaje (Mano de obra No Calificada) 1.000 138296 Transporte de Equipos y Materiales 1.000 17321

2.4 Gastos Generales 1.000 187750 2.5 Utilidades 191615

3 Otros Gastos 188057 3.1 Compensación por Servidumbre 1.000 20000 3.2 Supervision de obra 1.000 117344 3.3 mitigación de impacto ambiental 1.000 50713

VALOR RESIDUAL (-) -676606 COSTO TOTAL INVERSION 2633241 -676606 Factor Global de Corrección Social 0.8309 COSTO TOTAL INVERSION del PIP (precios

sociales) 2187960 -676606

B. Costo de Operación y Mantenimiento con Proyecto

Compra de Energia 0.848 68568 70161 71721 73296 74998 76732 78421 80301 82092 84006 85895 87914 89952 91967 94114 96282 98431 100775 103006 105430 Costo de Operación y Mantenimiento 0.848 47029 47029 47029 47029 47029 47029 47029 47029 47029 47029 47029 47029 47029 47029 47029 47029 47029 47029 47029 47029 COSTO TOTAL de OyM 115597 117190 118750 120324 122027 123761 125450 127330 129121 131035 132923 134942 136980 138995 141143 143311 145459 147804 150034 152458

C. Costo de Operación y Mantenimiento sin Proyecto

Compra de Energía Costo de Operación y Mantenimiento Impuesto a la Renta COSTO TOTAL de OyM TOTAL COSTOS INCREMENTALES 2187960 115597 117190 118750 120324 122027 123761 125450 127330 129121 131035 132923 134942 136980 138995 141143 143311 145459 147804 150034 -524147

1


CUADRO 25: FLUJO DE COSTOS INCREMENTALES A PRECIOS SOCIALES – ALTERNATIVA 02

RUBRO Factor de Corrección

Años 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031A. INVERSION 1 Intangibles 130892

1.1 Expediente Técnico 1.000 112000 1.2 Capacitación 1.000 18892

2 Inversión en activos 1999285 2.1 Suministros Importados 1248564

Módulos fotovoltaicos 1.000 545992 Baterías 1.000 528988 Controladores 1.000 94462 Luminarias 1.000 73681 Stock de reemplazos 1.000 5441

2.2 Suministros Nacionales 321171 Tablero 1.000 47231 Cables y accesorios 1.000 273940

2.3 Montaje 75570 Mano de obra calificada 1.000 75570 Mano de obra no calificada 1.000

2.4 Transporte de Equipos y Materiales 1.000 123138 2.5 Gastos Generales 1.000 89367 2.6 Utilidades 141475

3 Otros Gastos 18892 3.1 Supervision de obra 1.000 18892 VALOR RESIDUAL (-) COSTO TOTAL INVERSION 2149070 Factor Global de Corrección Social 0.8309 Factor de Evaluación 2 COSTO TOTAL INVERSION del PIP (precios

sociales) 1785662

INVERSIÓN DE EVALUACIÓN 3571325 B. Costo de Operación y Mantenimiento con

Proyecto Reposición de Equipos Baterias Controladores Inversores Costo de Operación y Mantenimiento COSTO TOTAL de OyM

C. Costo de Operación y Mantenimiento sin Proyecto

Compra de Energía Costo de Operación y Mantenimiento Impuesto a la Renta COSTO TOTAL de OyM TOTAL COSTOS INCREMENTALES 3571325

1


MODULO IV: EVALUACIÓN4.1 EVALUACIÓN PRIVADA

4.1.1. BENEFICIOS PRIVADOS

Para la alternativa 01, los únicos ingresos que genera el proyecto, son los que provienen de la venta de energía eléctrica.

BENEFICIOSTarifas de Venta de Energía Activa Tarifa Residencial (cS/kW-h) 43.18 BT5B Residencial sin FOSE o BT7Tarifa Alumbrado público (cS/kW-h) 3.05 BT5B Residencial sin FOSE o BT7Cargo fijo (S/./mes) 1.64 BT5B Residencial sin FOSE o BT7

CUADRO 26: BENEFICIOS INCREMENTALES A PRECIOS PRIVADOS – SISTEMA CONVENCIONAL

RUBROAños

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031

A. SITUACION CON PROYECTO

Venta de energía domésticos 98585 100976 103537 106130 108755 111556 114393 117265 120319 123264 126395 129564 132773 136174 139617 143104 146789 150521 154141 158283

Venta de energía comerciales

Venta de energía uso general 17532 18013 18253 18493 18973 19214 19454 19934 20174 20655 20895 21375 21855 22096 22576 23056 23296 23777 24257 24497

Venta de energía peq. Industrial

Venta de energía alumbrado público 2136 2174 2211 2248 2286 2332 2369 2416 2453 2500 2547 2593 2640 2687 2733 2780 2827 2883 2929 2985

Cargo Fijo 18253 18578 18903 19228 19576 19925 20273 20645 21016 21388 21759 22154 22549 22944 23362 23780 24198 24639 25057 25521

Beneficios con Proyecto 136506 139740 142904 146099 149590 153027 156489 160260 163963 167807 171595 175687 179817 183900 188288 192720 197110 201819 206385 211287

B. SITUACION SIN PROYECTO

Beneficios sin Proyecto

C. BENEFICIOS INCREMENTALES (A-B) 136506 139740 142904 146099 149590 153027 156489 160260 163963 167807 171595 175687 179817 183900 188288 192720 197110 201819 206385 211287

Para la alternativa 02, los ingresos corresponden a la cuota mensual por la venta de los paneles solares a cada usuario, el cálculo de esta cuota se detalla a continuación.

1


BENEFICIOS Tarifas de Venta de Energia - Uso Doméstico Energía Promedio Mensual Disponible (kW.h) 11.54 Tarifas - OSINERGMINCargo Fijo por Energía Promedio (cS/./kW.h) 327.93 Tarifas Sin Fose - OSINERGMINTarifas Fija de Venta de Energia (S/.) 37.84 Tarifas de Venta de Energia - Uso General y Comercial Energía Promedio Mensual Disponible (kW.h) 16.51 Tarifas - OSINERGMINCargo Fijo por Energía Promedio (cS/./kW.h) 301.77 Tarifas Sin Fose - OSINERGMIN

CUADRO 27: BENEFICIOS INCREMENTALES A PRECIOS PRIVADOS – SISTEMA FOTOVOLTAICO

RUBROAños

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031


Venta de energía domésticos 764134 776995 790927 804860 818792 833796 848800 863804 879880 894884 910960 927035 943111 960259 977406 994554 1012773 1030992 1048139 1068502

Venta de energía comerciales

Venta de energía uso general 103000 105822 107233 108644 111466 112877 114288 117110 118521 121343 122754 125576 128398 129809 132631 135453 136864 139686 142508 143918

Beneficios con Proyecto 867135 882817 898161 913504 930258 946673 963088 980914 998401 1016227 1033714 1052611 1071509 1090067 1110037 1130006 1149636 1170678 1190647 1212421


Beneficios sin Proyecto

C.BENEFICIOS INCREMENTALES (A-B) 867135 882817 898161 913504 930258 946673 963088 980914 998401 1016227 1033714 1052611 1071509 1090067 1110037 1130006 1149636 1170678 1190647 1212421

CUADRO 28: VALOR ACTUAL DE LOS BENEFICIOS NETOS A PRECIOS PRIVADOS – SISTEMA CONVENCIONAL

RUBROAños

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031

1 BENEFICIOS INCREMENTALES 136,506 139,740 142,904 146,099 149,590 153,027 156,489 160,260 163,963 167,807 171,595 175,687 179,817 183,900 188,288 192,720 197,110 201,819 206,385 211,287

2 COSTOS INCREMENTALES 3,012,605 136,398 138,277 140,117 141,976 143,984 146,031 148,023 150,242 152,355 154,613 156,841 159,224 161,629 164,006 166,540 169,098 171,633 174,400 177,031 -744,958

BENEFICIOS NETOS -3,012,605 109 1,463 2,786 4,124 5,606 6,996 8,466 10,018 11,608 13,193 14,754 16,463 18,189 19,894 21,748 23,622 25,477 27,419 29,353 956,245

1


CUADRO 29: VALOR ACTUAL DE LOS BENEFICIOS NETOS A PRECIOS PRIVADOS – SISTEMA FOTOVOLTAICO

RUBRO

Años

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031

1BENEFICIOS INCREMENTALES 867,135 882,817 898,161 913,504 930,258 946,673 963,088 980,914 998,401 1,016,227 1,033,714 1,052,611 1,071,509 1,090,067 1,110,037 1,130,006 1,149,636 1,170,678 1,190,647 1,212,421

2COSTOS INCREMENTALES 4,298,140 250,108 254,096 257,996 261,897 266,157 270,330 274,503 1,137,948 283,481 428,906 292,459 297,263 302,068 306,786 311,863 1,137,948 321,931 327,280 332,357 478,786

BENEFICIOS NETOS -4,298,140 617,026 628,722 640,164 651,607 664,101 676,343 688,585 -157,034 714,920 587,321 741,255 755,348 769,441 783,281 798,174 -7,942 827,706 843,397 858,290 733,635

4.1.2. INDICADORES ECONÓMICOS DE RENTABILIDAD

Con los flujos anteriores se calcula el Valor Actual Neto a precios de mercado para cada alternativa haciendo uso de la tasa social de descuento de 10%.

ECONOMICOSSistema

ConvencionalSistema

Fotovoltaico

Tasa de Descuento % 10% 10%

VAN S/. -2,791,748 996,090

TIR (%) -4.7% 13.2%

4.2 EVALUACIÓN SOCIAL4.2.1. BENEFICIOS SOCIALES

CUADRO 30: BENEFICIOS INCREMENTALES A PRECIOS SOCIALES – SISTEMA CONVENCIONAL

RUBROAños

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031


Beneficio por Iluminación 525433 534792 544151 553510 563537 573564 583592 594288 604983 615679 626375 637739 649104 660468 672501 684534 696567 709268 721301 734671

Beneficio Radio y Televisión 200619 204192 207765 211339 215167 218996 222825 226908 230992 235076 239160 243499 247838 252177 256771 261366 265960 270810 275404 280509

Beneficio Total con Proyecto 726052 738984 751916 764848 778704 792560 806416 821196 835976 850755 865535 881238 896942 912645 929272 945900 962527 980078 996705 1015179


Beneficio Total sin Proyecto

C. BENEFICIOS INCREMENTALES (A-B)

726052 738984 751916 764848 778704 792560 806416 821196 835976 850755 865535 881238 896942 912645 929272 945900 962527 980078 996705 1015179

1


CUADRO 31: BENEFICIOS INCREMENTALES A PRECIOS SOCIALES – SISTEMA FOTOVOLTAICO

RUBROAños

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031


Beneficio por Iluminación 525433 534792 544151 553510 563537 573564 583592 594288 604983 615679 626375 637739 649104 660468 672501 684534 696567 709268 721301 734671

Beneficio Radio y Televisión 200619 204192 207765 211339 215167 218996 222825 226908 230992 235076 239160 243499 247838 252177 256771 261366 265960 270810 275404 280509

Beneficio Total con Proyecto 726052 738984 751916 764848 778704 792560 806416 821196 835976 850755 865535 881238 896942 912645 929272 945900 962527 980078 996705 1015179


Beneficio Total sin Proyecto

C. BENEFICIOS INCREMENTALES (A-B) 726052 738984 751916 764848 778704 792560 806416 821196 835976 850755 865535 881238 896942 912645 929272 945900 962527 980078 996705 1015179

CUADRO 32: VALOR ACTUAL DE LOS BENEFICIOS NETOS A PRECIOS SOCIALES – SISTEMA CONVENCIONAL

RUBROAños

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031

1 BENEFICIOS INCREMENTALES 726,052 738,984 751,916 764,848 778,704 792,560 806,416 821,196 835,976 850,755 865,535 881,238 896,942 912,645 929,272 945,900 962,527 980,078 996,705 1,015,179

2 COSTOS INCREMENTALES 2,187,960 115,597 117,190 118,750 120,324 122,027 123,761 125,450 127,330 129,121 131,035 132,923 134,942 136,980 138,995 141,143 143,311 145,459 147,804 150,034 -524,147

BENEFICIOS NETOS -2,187,960 610,455

621,794

633,167 644,524

656,678

668,799

680,966

693,866

706,855

719,721

732,612

746,296

759,962

773,650

788,129

802,589

817,067

832,274

846,670

1,539,327

CUADRO 33: VALOR ACTUAL DE LOS BENEFICIOS NETOS A PRECIOS SOCIALES – SISTEMA FOTOVOLTAICO

RUBROAños

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031

1 BENEFICIOS INCREMENTALES 726,052 738,984 751,916 764,848 778,704 792,560 806,416 821,196 835,976 850,755 865,535 881,238 896,942 912,645 929,272 945,900 962,527 980,078 996,705 1,015,179

2 COSTOS INCREMENTALES 3,571,325

BENEFICIOS NETOS -3,571,325 726,052

738,984

751,916

764,848

778,704

792,560

806,416

821,196

835,976

850,755

865,535

881,238

896,942

912,645

929,272 945,900

962,527

980,078

996,705

1,015,179

1


4.2.2. INDICADORES DE RENTABILIDAD SOCIAL

Con los flujos anteriores se procede a determinar los indicadores de rentabilidad del proyecto, debido a que los beneficios son posibles de cuantificar, son el Van y el TIR, tomando como tasa de descuento social el 10%.

ECONOMICOS Sistema Convencional Sistema FotovoltaicoTasa de Descuento % 10% 10%VAN S/. 3,792,826 3,390,311TIR (%) 29.6% 21.5%

Resultado de la evaluación social se tiene un VAN y una TIR positivos para ambos tipos de sistemas, pero el sistema convencional presenta mejores indicadores económicos de rentabilidad a precios sociales que el sistema fotovoltaico.

4.3 ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD

Para determinar cuan sensible era la inversión a posibles cambios que se pueden dar en sus diferentes variables, se tienen en cuanta las siguientes variables: precio de compra de energía, tarifa de venta de energía doméstica, costos de operación y mantenimiento, consumo de energía por abonado doméstico, inversión a precios privados, beneficios social por iluminación beneficio social por radio y televisión.

VariableVariaciones

porcentualesVAN a precios sociales (S/.)

TIRSocial

Indice de Cobertura

Variaciones de Variable

10% 1,806,389.97 20.4% 95.5% 23.89Precio de compra de energía 1,899,015.21 20.9% 101.3% 21.72 (cS/kW-h) -10% 1,982,819.00 21.4% 107.7% 19.55 10% 1,899,015.21 20.9% 109.7% 47.50Tarifa de venta de energía doméstico 1,899,015.21 20.9% 101.3% 43.18(cS/kW-h) -10% 1,899,015.21 20.9% 92.9% 38.86 10% 1,867,956.55 20.8% 97.4% 2.2%Costo de Operación y Mantenimiento 1,899,015.21 20.9% 101.3% 2.0%(%) -10% 1,930,073.87 21.1% 105.5% 1.8% 10% 1,864,982.32 20.8% 104.8% 24.70Consumo de Energía por Abonado Domestico 1,899,015.21 20.9% 101.3% 22.45(kW.h - mes) -10% 1,933,048.11 21.1% 97.4% 20.21 10% 1,585,637.37 18.4% 97.4% 3,313,866Inversión a precios privados 1,899,015.21 20.9% 101.3% 3,012,605(S/.) -10% 2,206,181.32 23.9% 105.5% 2,711,345 10% 2,238,506.81 22.8% 101.3% 735.3Beneficio social por iluminación 1,899,015.21 20.9% 101.3% 668.5(S/. / Abonado) -10% 1,559,523.61 19.1% 101.3% 601.6 10% 2,028,638.45 21.6% 101.3% 280.8Beneficio social por por Radio y TV 1,899,015.21 20.9% 101.3% 255.2(S/. / Abonado) -10% 1,769,391.98 20.2% 101.3% 229.7

Como se puede apreciar, el rango de variación de las variables seleccionadas fluctúa entre +10% y -10% y se concluye que a pesar de que la tarifa de la energía se incremente en 10% o disminuya en -10% debido a factores externos como la lluvia. los montos de inversión también varían en la misma proporción debido a que es uno de las variables más sensibles

1


porque los materiales constantemente subiendo o bajando. En todos los casos los montos de variación no son muy considerables si la ejecución se realiza en el período indicado.

4.4 ANÁLISIS DE SOSTENIBILIDAD

4.4.1. FINANCIAMIENTO DE LOS COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO.

Los costos de operación y mantenimiento del proyecto lo asumen los beneficiarios del proyecto a través de la Concesionaria Electronorte S.A. quien es la encargada de administrar el servicio, así como de la cobranza por el servicio.

1


CUADRO 34: SOSTENIBILIDAD DEL PROYECTO SISTEMA CONVENCIONALAños

DESCRIPCIÓN 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031

Compra de Energia (S/.) 80907 82786 84626 86485 88493 90540 92532 94751 96864 99122 101351 103733 106138 108515 111049 113607 116142 118909 121541 124401

Costos de Operación y Mantenimiento (S/.) 55491 55491 55491 55491 55491 55491 55491 55491 55491 55491 55491 55491 55491 55491 55491 55491 55491 55491 55491 55491

Base Impuesto a la Renta (S/.)

COyM

2.00% Ingresos Venta de Energia (S/.) 136506 139740 142904 146099 149590 153027 156489 160260 163963 167807 171595 175687 179817 183900 188288 192720 197110 201819 206385 211287

Aporte de Terceeros (S/.)

INDICE DE COBERTURA 100.1% 101.1% 102.0% 102.9% 103.9% 104.8% 105.7% 106.7% 107.6% 108.5% 109.4% 110.3% 111.3% 112.1% 113.1% 114.0% 114.8% 115.7% 116.6% 117.5%

Indicadores - Sistema ConvencionalTasa de Descuento % 10%Valor Actual de los Costos Operativos (S/.) 2,847,555 Valor Actual de los Beneficios (S/.) 3,113,630

INDICE DE COBERTURA DURANTE EL PERIODO 109.3%

1


CUADRO 35: SOSTENIBILIDAD DEL PROYECTO SISTEMA FOTOVOLTAICO

Años

DESCRIPCIÓN 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031

Reposición de Equipos (S/.) 1057977 188924 1057977 188924

Costos de Operación y Mantenimiento (S/.) 79971 79971 79971 79971 79971 79971 79971 79971 79971 79971 79971 79971 79971 79971 79971 79971 79971 79971 79971 79971

Base Impuesto a la Renta (S/.) 170137 174124 178025 181926 186185 190359 194532 203510 160010 212488 217292 222097 226815 231892 241959 247309 252386 209890

COyM

2.00% Ingresos Venta de Energía (S/.) 867135 882817 898161 913504 930258 946673 963088 980914 998401 1016227 1033714 1052611 1071509 1090067 1110037 1130006 1149636 1170678 1190647 1212421

Aporte de Terceros (S/.)

INDICE DE COBERTURA 346.7% 347.4% 348.1% 348.8% 349.5% 350.2% 350.8% 86.2% 352.2% 236.9% 353.5% 354.1% 354.7% 355.3% 355.9% 99.3% 357.1% 357.7% 358.2% 253.2%

Indicadores - Sistema FotovoltaicoTasa de Descuento % 10%Valor Actual de los Costos Operativos (S/.) 7,312,314 Valor Actual de los Beneficios (S/.) 18,735,004 INDICE DE COBERTURA DURANTE EL PERIODO 256.2%

1


4.4.2. ARREGLOS INSTITUCIONALES PREVISTOS PARA LAS FASES DE PRE OPERACIÓN Y OPERACIÓN.

Una vez ejecutado el proyecto se hará la transferencia a la empres ELECTRONORTE S.A. para que ella sea quien administre el servicio y se haga cargo de la operación y mantenimiento del servicio, con la finalidad de obtener los beneficios esperados.

4.4.3. CAPACIDAD DE GESTIÓN DE LA ORGANIZACIÓN EN LAS ETAPAS DE INVERSIÓN Y OPERACIÓN.

PROREGIÓN, será la que se encargue de la ejecución del proyecto, y será ella quien seleccione a una contratista para la ejecución del proyecto. PROREGIÓN cuenta con la experiencia en la ejecución de este tipo de proyectos, pues para el caso además de ser quien ejecute el proyecto de manera indirecta, será quien supervise el cumplimiento de las componentes y metas del proyecto.

4.4.4. PARTICIPACIÓN DE LOS BENEFICIARIOS.

Los beneficiarios del proyecto participan con dar facilidades en la ejecución del proyecto, otorgando los pases correspondientes para la instalación de postes y tendido de redes y la instalación de transformadores.

4.4.5. PROBABLES CONFLICTOS DURANTE LA OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO.Por ser una empresa la Concesionaria del servicio eléctrico, quien se hará cargo de la operación y mantenimiento del servicio, es poco probable la existencia de conflictos durante la fase de post inversión, debido a la vasta experiencia con la que cuenta esta empresa para realizar este tipo de trabajos.

4.5 PLAN DE EQUIPAMIENTO E IMPLEMENTACIÓN

ACTIVIDADESTIEMPO ( En Meses)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12FASE II Formulación de Expediente Técnico FASE II Instalación de Línea Primaria Instalación de Red Primaria Instalación de Red Secundaria

La implementación del presente proyecto se inicia una vez que el PIP ha sido viabilizado, se procede a la formulación del expediente técnico, para lo cual se hace necesaria la contratación de un consultor. Una vez que el expediente técnico ha sido aprobado, se procede a seleccionar al contratista que se hará cargo de la ejecución física de proyecto, el mismo que inicia con la instalación de la Línea primaria, la misma que por ser la fase inicial debe tomar un periodo de 90 días. La instalación de la red primaria y la red secundaria toman un período de 180 días, incluido la fase de liquidación del proyecto.

1


4.6 IMPACTO AMBIENTAL

Con la implementación del proyecto se van a generar impactos sobre el medio ambiente, los mismos que a continuación se indican:- Deterioro paisajístico por acumulación de montículos de tierra en la vía pública debido a

excavaciones para la instalación de postes para conductores y alumbrado.- Riesgo de enfermedades respiratorias por emisión de partículas (polvo)- Erosión, alteración de la estructura del suelo.- Generación de ruidos.- Deterioro del suelo por derrame de cemento.Frente a tales impactos, se propone las siguientes medidas de mitigación ambiental.- En el caso de movimientos de tierra que causen alteración del suelo, se supervisará la

compactación adecuada de la excavación a realizarse.- Durante el transporte se deberá humedecer el material terroso o cubrirlo con algún

protector.- La mayor parte de los materiales excavados se usaran para el relleno, considerando la

restitución de la morfología de suelo.- Reforestación de áreas deterioradas (áreas cultivadas, bosques naturales, cercos y

acequias) ocasionadas por el traslado de materiales, equipos y herramientas hacia el área de trabajo.

- Coordinación con las autoridades de los caseríos beneficiados para evitar que los menores de edad se aproximen a las áreas de trabajo y evitar accidentes.

4.7 SELECCIÓN DE ALTERNATIVASLa alternativa seleccionada es la alternativa 01, por presentar, mejores indicadores en la fase de evaluación social. La alternativa una presenta un VAN = s/. 3´792,826 frente a 3´390,311.00 de la alternativa 02, la alternativa 01 presenta un TIR = 29.6% frente a 21.5% de la alternativa 02.

1


4.8 ORGANIZACIÓN Y GESTIÓN.

La ejecución del proyecto estará a cargo de PROREGIÓN (Unidad Ejecutora del Gobierno Regional de Cajamarca), en virtud a un convenio interinstitucional firmado con la Municipalidad Provincial de Jaén. PROREGIÓN será la encargada de seleccionar a un contratista quien se encargue de la ejecución física del proyecto y a la vez de supervisar el cumplimiento de las metas del proyecto.

4.10 FINANCIAMIENTO Los recursos financieros para la ejecución del proyecto, en su totalidad, provendrán del Gobierno Regional de Cajamarca en virtud a un convenio interinstucional firmado entre el Gobierno Regional de Cajamarca – PROREGIÓN y la Municipalidad Provincial de Jaén.

SUPERVISIÓN

POBLACIÓN PROREGIÓN

GOBIERNO REGIONAL CAJAMARCA

EJECUTOR

PERSONAL TECNICO Y ADMINISTRATIVO

BENEFICIARIOS MANO DE OBRA CALIFICADA

MUNICIPALIDAD PROVINCIAL DE JAEN

1


4.11 MATRIZ DEL MARCO LÓGICO (MML) Resumen de Objetivos Indicadores Medios de Verificación Supuestos.

FIN

Mejora en la calidad de vida y desarrollo de los C.P. san Martín

y el Valillo.Al 2031 la calidad de vida habrá mejorado al aumentar los ingresos de las familias en un 10%.

Censos, encuestas publicaciones del Ministerio de energía y minas y de la Municipalidad provincial de Jaén.

Apoyo mutuo entre el Gobierno Regional de Cajamarca con la Municipalidad provincial de Jaén y las autoridades de las localidades beneficiadas.

PRO

POSI

TO

Mayor acceso al servicio de energía eléctrica en los C.P. San Martín y el Valillo.

100% de la población de San Martín y el Valillo adecuadamente atendida al finalizar el año 2031.

Censos encuestas, y data estadística del INEI y de la Municipalidad Provincial de Jaén.

Infraestructura eléctrica convencional en buen estado de conservación.

COM

PON

ENTE

S

Instalación de Líneas primarias, redes primarias y redes

secundarias.

Al finalizar el año 2012, 2798 habitantes contarán con el servicio de energía eléctrica y al finalizar el año 2031, 3982 habitantes contarán con dicho servicio, en buen estado de funcionamiento.

Acta de entrega, cuadernos de obra y

valorizaciones.

Disposición suficiente materiales adecuados, y la población beneficiaria dispuesta a cumplir con los acuerdos.

ACCI

ON

ES

Instalación de 12.8 km de línea primaria.

Instalación de 8.39 de red primaria.

Instalación de 17.16 km de red secundaria.

Presupuesto total de

S/. 3´012,605.00 a precios privados

Expediente técnico, boletas facturas, órdenes de compra, cuaderno de obra, planillas de pago, recibos por honorarios, acta de entrega de obra.

Disponibilidad y participación de la población y autoridades

1


MODULO V: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1 CONCLUSIONES

Luego de concluido el presente estudio se llega a las siguientes conclusiones:

El proyecto “INSTALACIÓN DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN SAN MARTÍN – EL VALILLO, DISTRITO DE JAEN, PROVINCIA DE JAÉN, DEPARTAMENTO DE CAJAMARCA”

- El problema identificado es “Limitado acceso al servicio de energía eléctrica en los C.P. San Martín y el Valillo”, el mismo que ha sido originado por el desaprovechamiento de los sistemas eléctricos cercanos a la zona y al uso generalizado de fuentes de energía ineficientes.

- El objetivo planteado para dar solución al problema identificado es “Mayor acceso al servicio de energía eléctrica en los C.P. San Martín y el valillo” a través del aprovechamiento de los sistemas eléctricos cercanos a la zona.

- Las alternativas de solución para lograr el objetivo son: ALTERNATIVA 01: Instalación del Servicio de energía eléctrica a través de la interconexión al sistema eléctrico existente: 12.8 KM Línea Primaria, 8.39 KM de Redes primarias y 17.15 km de secundarias, consistente en la extensión de la línea primaria, desde la localidad de Mochenta, la ejecución de redes primarias (derivaciones y transformadores) y redes secundarias. Y ALTERNATIVA 02 Se instalarán 772 paneles solares que alimentarán cargas domésticas, cargas de uso general y comercio, los mismos que serán instalados sobre postes de madera de 10 m de altura ubicados en la parte exterior del predio por alimentar. Los elementos que conformaran cada uno de los paneles son: 01 panel fotovoltaico 50 Wp y soporte, 01 batería de 100Ah, 12 VCC, 01 Controlador de Carga, 01 Juego de conductores, 03 equipos de iluminación de 9 w, 03 interruptores de un polo, 01 caja de conexiones.

- El monto de inversión a precios privados de la alternativa 01 es de s/. 3´012,605.00 y de la alternativa 02 es de s/. 4´298,140.00 nuevos soles.

- Producto de la evaluación social y haciendo uso de la tasa social de descuento de 10%, se obtiene para la alternativa 01, un VAN = S/.3´792,826 y un TIR de 29.6% y la alternativa 02 un VAN = S/. 3´390,311 con un TIR de 21.5%.

- La sostenibilidad del proyecto estará a cargo de ELECTRONORTE S.A. quien a través del pago oportuno de las tarifas de parte de los usuarios se hará cargo de la operación y mantenimiento del proyecto.

- En cuanto al impacto ambiental, éste será leve, y los posibles impactos negativos serán mitigados en todo el proceso de ejecución.

5.2 RECOMENDACIONES

- El proyecto es viable, por tanto se recomienda su ejecución siguiendo los parámetros establecidos en el presente estudio.

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