Tabla de contenido - ENATREL

Tomo III Evaluación Económica Plan de Obras 2021 _______________________________________________________________

_______________________________________________________________ i

Tabla de contenido

AMPLIACIONES DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN ELECTRICA REALIZADAS DURANTE EL AÑO 2020 ........................................................ 1

I. OBRAS DE AMPLIACIÓN DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN REALIZADAS POR ENATREL CON MONTOS DE INVERSIÓN MENOR A 500 MIL DÓLARES. .......................................................................................... 2 II. OBRAS DE AMPLIACIÓN DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN REALIZADAS POR ENATREL CON MONTO DE INVERSIÓN MAYOR A 500 MIL DÓLARES. .......................................................................................... 3

EVALUACIÓN ECONÓMICA DE PROYECTOS QUE ENTRAN EN OPERACIÓN EN EL AÑO 2020. ............................................................................................ 5

1. INTRODUCCIÓN .......................................................................... 5 2. OBJETIVO ................................................................................... 5 3. ASPECTOS GENERALES DE LOS PROYECTOS ................................... 5 4. CRITERIOS GENERALES DE EVALUACIÓN ........................................ 7

4.1. Evaluación Privada o Financiera ............................................... 7 4.2. Evaluación Económica ............................................................. 8 4.3. Parámetros de Evaluación Financiera y Económica ...................... 9

5. RESULTADOS ............................................................................ 11 6. EVALUACIÓN DE OBRAS DE AMPLIACIÓN DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN CON MONTO DE INVERSIÓN MAYOR DE USD 500,000 ....... 13

6.1. Ampliación de la Capacidad de Transformación de las Subestaciones: Acahualinca, San Benito y Catarina. ................................................... 13 6.2. Construcción Subestación San Juan del Sur, Línea de Transmisión 138 kV y Obras Conexas .................................................................. 26 6.3. Construcción Subestación La Dalia 138 KV, Línea de Transmisión 138 kV y Obras Conexas. ....................................................................... 33 6.4. Construcción Subestación Santa Clara y Línea Ocotal-Santa Clara 138KV. 44 6.5. Ampliación Subestación Mateare I. ......................................... 56 6.6. Construcción de Línea de Transmisión 230 kV San Benito – Los Brasiles (Obras Complementarias Anillo 230 kV). ................................. 63


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6.7. Construcción de Subestación Jinotega 138 KV y Construcción de la Línea en Doble Circuito Jinotega-Intersección Línea Planta Centroamérica-Sébaco en 138 KV. .......................................................................... 67 6.8. Adquisición de Transformador Móvil de 30 MVA 138kV/13.8kV/24.9 kV. 77 6.9. Refuerzos para la Conexión de Proyectos Hidroeléctricos - FASE I. 84 6.10. Línea de Transmisión Eléctrica en 138 kV Siuna-Rosita-Bilwi y Obras Conexas. ....................................................................................... 96

Tabla de cuadros generales

Cuadro 1 Resumen de obras por Iniciativas de ENATREL, año 2020 5

Cuadro 2 Proyectos a entrar en operación en el año 2020, montos mayores a US$ 500,000

5

Cuadro 3 Descripción de Proyectos con montos de inversión mayores a USD 500,000, a entrar en operación en 2020

8

Cuadro 4 Indicadores económicos de cuentas 10

Cuadro 5 Resumen de resultados 12


_______________________________________________________________ 1

AMPLIACIONES DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN ELECTRICA REALIZADAS DURANTE EL AÑO 2020

La vigente Normativa de Transporte del Sistema Eléctrico de Nicaragua comisiona a la Empresa Nacional de Transmisión Eléctrica (ENATREL) someter anualmente a aprobación del Instituto Nicaragüense de Energía (INE) el Plan de Obras que presente las obras o refuerzos realizados para ampliar la infraestructura de transmisión y que entrarán en fase operativa en el año de aplicación.

La presentación del Plan de Obras es parte del proceso que tiene como finalidad reconocer dichas obras o refuerzos en el valor del peaje de transmisión del siguiente año.

El capítulo 4.4, TRA 4.2.2 de la Normativa de Transporte del Sistema Eléctrico de Nicaragua, determina que el Plan de Obras y su solicitud de aprobación sean presentados al INE cada año a más tardar en el mes de junio; esto indica que dentro de las obras descritas en el plan, existirán aquellas que ya estén en operación y también existirán aquellas que aun estando en etapa de construcción o montaje, tienen el avance suficiente para entrar en operación antes de finalizar este mismo año.

Para sustentar el reconocimiento de las obras o refuerzos en el valor del peaje de transmisión del año 2021, en este Tomo se presenta la siguiente información:

I. Lista de las obras que entrarán en operación en 2020 (año de evaluación). Distinguiendo entre aquellas obras cuya inversión es menor a USD 500,000 y aquellas cuya inversión supera los USD 500,000.

II. Por cada trabajo (obras/refuerzos) realizados se presenta la siguiente información:

i. Descripción y alcances del proyecto ii. Costos iii. Fuentes de financiamientos iv. Evaluación económica

A continuación, se presenta un cuadro con el resumen de las obras de ampliación del Sistema Nacional de Transmisión (SNT) realizadas durante el año 2020:

Cuadro 1. Resumen de obras por Iniciativas de ENATREL, año 2020

Descripción

Alcances Financiamiento Local

[miles de USD]

Financiamiento Externo

[miles de USD]

Inversión Total

[miles de USD]

MVA Km

Obras menores a USD 500,000

0.0 0.0 0.00 0.00 0.00

Obras mayores a USD 500,000

535 467.8 23,021.01 130,999.87 154,020.88

Total de Obras 535 467.8 23,021.01 130,999.87 154,020.88


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I. OBRAS DE AMPLIACIÓN DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN REALIZADAS POR ENATREL CON MONTOS DE INVERSIÓN MENOR A 500 MIL DÓLARES.

En 2020 ENATREL no desarrolló ninguna obra de ampliación con monto de inversión inferior a USD 500,000. Por tanto, no se presenta ninguna obra de esta categoría.


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II. OBRAS DE AMPLIACIÓN DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN REALIZADAS POR ENATREL CON MONTO DE INVERSIÓN MAYOR A 500 MIL DÓLARES.

En 2020 ENATREL realiza diez (10) obras de ampliación con montos de inversión mayores a USD 500,000. Cada una de las obras y sus características generales se muestran en el cuadro a continuación:

Cuadro 2. Proyectos a entrar en operación en el año 2020, montos mayores a USD 500,000

No. Nombre del Proyecto

Alcance Moneda

Local [miles de

USD]

Moneda

Extranjera [miles de USD]

Inversión

Total [miles de

USD] MVA KM

1

Aumento de la capacidad de

transformación en las

subestaciones San Benito, Catarina

y Acahualinca

120 622.60 6,295.20 6,917.80

2

Construcción Subestación San Juan

del Sur, Línea de Transmisión 138

kV y Obras Conexas (1)

25 15 992.00 4,643.00 5,635.00

3

Construcción Subestación La Dalia

138KV, Línea de Transmisión 138kV

y Obras Conexas. (2)

25 42.1 3,104.51 12,475.05 15,579.56

4

Construcción Subestación Santa

Clara y Línea Ocotal-Santa Clara

138KV.

25 22 1,287.49 7,151.99 8,439.48

5 Ampliación Subestación Mateare I 15 1 196.36 2,037.81 2,234.16

6

Construcción de Línea de

Transmisión 230 kV San Benito –

Los Brasiles (Obras

Complementarias Anillo 230 kV)

57 546.26 4,384.71 4,930.97


_______________________________________________________________ 4

No. Nombre del Proyecto

Alcance Moneda

Local [miles de

USD]

Moneda

Extranjera [miles de USD]

Inversión

Total [miles de

USD] MVA KM

7

Construcción de Subestación

Jinotega 138KV y Construcción de la

Línea en Doble Circuito Jinotega-

Intersección Línea Planta

Centroamérica-Sébaco en 138 KV.

25 5.7 1,195.54 6,463.34 7,658.87

8 Adquisición de Transformador Móvil

de 30 MVA 138kV/13.8kV/24.9 kV.30 174.30 972.83 1,147.14

9 Refuerzos para la Conexión de

Proyectos Hidroeléctricos - FASE I 240 117 6,240.00 61,316.75 67,556.75

10

Línea de Transmisión Eléctrica en

138 Kv Siuna-Rosita-Bilwi y Obras

Conexas.

30 208 8,661.95 25,259.18 33,921.13

Total de Obras

535.0 467.8 23,021.01 130,999.87 154,020.88

Notas:

(1) El proyecto “Construcción Subestación San Juan del Sur, Línea de Transmisión 138 kV y Obras Conexas” fue presentado en el Plan de Obras 2019, sin embargo, la obra no fue reconocida por INE.

(2) El Proyecto “Construcción Subestación La Dalia 138KV, Línea de Transmisión 138kV y Obras Conexas.” fue presentado en el Plan de Obras 2018, sin embargo, la obra no fue reconocida por INE.

En resumen, es posible indicar que para el año 2020 el SNT ha aumentado su capacidad en 535 MVA y se han realizado obras para extender líneas en 467.8 km. Para lo cual se ha invertido un total de USD 154.02 millones.


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EVALUACIÓN ECONÓMICA DE PROYECTOS QUE ENTRAN EN OPERACIÓN EN EL AÑO 2020.

1. INTRODUCCIÓN

La Empresa Nacional de Transmisión Eléctrica (ENATREL) tiene el deber fundamental de garantizar el transporte de potencia y energía hacia los centros de consumo de forma confiable y segura, realizando las debidas inversiones en aquellos proyectos cuya factibilidad económica asegure la continuidad del servicio de los agentes económicos del sector.

ENATREL de acuerdo al marco regulatorio, presenta los estudios eléctricos y económicos con una metodología razonable y adecuada que justifica técnica y económicamente los proyectos propuestos en su Plan de Obras anual, bajo el principio que cada proyecto en el sistema de transmisión aporte en satisfacer los criterios de calidad y seguridad del servicio y que al mismo tiempo sea “económicamente adaptado” al contexto socio económico nacional, evitando los sobre equipamientos y optimizando así la utilización de los recursos disponibles.

La justificación económica de cada uno de los proyectos desarrollados por ENATREL garantiza la recuperación económica de la inversión, estableciendo así una eficiente asignación de los recursos en beneficio de la sociedad, de acuerdo a los principios establecidos en la Ley de la Industria Eléctrica.

Por otro lado, técnicamente la ejecución de las inversiones en el Sistema Nacional de Transmisión (SNT) impulsa la calidad y confiabilidad del servicio de transmisión eléctrica y aumenta la capacidad de transportar energía, lo que conlleva a mejoras en la confiabilidad del suministro eléctrico.

Los proyectos presentados en este Plan de Obras, son propuestos a la consideración del Instituto Nicaragüense de Energía (INE) para ser incluidos en la valoración del peaje de transmisión del año 2021.

2. OBJETIVO

Evaluar económicamente los proyectos de transmisión eléctrica que entran en operación en el año 2020 y que tienen montos de inversión mayores a USD 500,000 (Quinientos mil Dólares de Estados Unidos de América).

3. ASPECTOS GENERALES DE LOS PROYECTOS

ENATREL ha ejecutado proyectos para mejorar el Sistema Nacional de Transmisión (SNT) y ampliarlo con nuevas Subestaciones Eléctricas (SE) y Líneas de Transmisión (LT), como parte de las medidas necesarias para dar


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respuesta al crecimiento de demanda de potencia y energía de los diferentes sectores económicos.

Los estudios, diseños y ejecuciones de los proyectos en su mayoría se han sustentado financieramente con los préstamos otorgados por organismos financieros (BID, BCIE, BEI, KEMIX, entre otros).

En el Plan de Obras 2021 se presentan para las consideraciones de INE, diez (10) proyectos con montos de inversión mayores a USD 500,000 (Cuadro 3).

Cuadro 3. Descripción de Proyectos con montos de inversión mayores a USD 500,000, a entrar en operación en 2020

No. Nombre del Proyecto Descripción

Inversión Total

(miles de USD)

Fuente de Financiamiento

1 Aumento de la capacidad de transformación en las subestaciones San Benito, Catarina y Acahualinca

El proyecto consiste en el diseño, suministro, montaje electromecánico, obras civiles y puesta en operación de 3 transformadores de potencia en las subestaciones San Benito, Catarina y Acahualinca

6,917.80 BID-KEXIM-ENATREL

2 Construcción Subestación San Juan del Sur, Línea de Transmisión 138 kV y Obras Conexas

Construcción de Nueva Subestación San Juan del Sur y Construcción de 15 km de línea en 138kV.

5,635.00 INDIA-ENATREL

3 Construcción Subestación La Dalia 138KV, Línea de Transmisión 138kV y Obras Conexas.

Construcción de una nueva subestación equipada de un transformador de 20/25 MVA

15,579.56 BEI-ENATREL

4 Construcción Subestación Santa Clara y Línea Ocotal-Santa Clara 138KV.

Construcción de una nueva subestación equipada de un transformador de MVA 8,439.48 BID-ENATREL

5 Ampliación Subestación Mateare I

Instalación de Transformador de 15 MVA 138/13.8 kV, Bahía de Transformación e interruptor de salida para circuito 13.8 kV

2,234.16 ENATREL

6

Construcción de Línea de Transmisión 230 kV San Benito – Los Brasiles (Obras Complementarias Anillo 230 kV)

Tendido de 43 km de línea en 230 kV utilizando el brazo disponible de las torres de 230 kV y Construcción de 14 km de línea simple terna 230 KV

4,930.97 BID- ENATREL

7

Construcción de Subestación Jinotega 138KV y Construcción de la Línea en Doble Circuito Jinotega-Intersección Línea Planta Centroamérica-Sébaco en 138 KV.

Construcción de una nueva Subestación en Jinotega en 138kV la cual atenderá al poblado del mismo nombre y sectores aledaños.

7,658.87 BID-ENATREL

8 Adquisición de Transformador Móvil de 30 MVA 138kV/13.8kV/24.9 kV.

Adquisición de un transformador Móvil de 40MVA con relación de Voltaje 138/13.8/24.9 kV para abastecer cargas importantes en situaciones de emergencias o de mantenimiento

1,147.14 BID-KEXIM-ENATREL

9 Refuerzos para la Conexión de Proyectos Hidroeléctricos - FASE I

Ampliación de las Subestaciones Terrabona, Boaco y San Benito en 230kV; construcción de 75.08 km de línea en 230 kV entre San Benito y

67,556.75 BCIE-BID-LAIF-KEXIM-ENATREL


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No. Nombre del Proyecto Descripción

Inversión Total

(miles de USD)

Fuente de Financiamiento

Terrabona y construcción 42.17 km de línea en 230 kV entre San Benito – Boaco.

10 Línea de Transmisión Eléctrica en 138 Kv Siuna-Rosita-Bilwi y Obras Conexas.

Construcción de 208 km de línea en 138kV y dos nuevas subestaciones en los poblados de Rosita y Bilwi

33,921.13 GdN-ENATREL

TOTAL (miles de USD) 154,020.88

4. CRITERIOS GENERALES DE EVALUACIÓN

Las obras en infraestructura de transmisión que entran en operación este año se englobaban en tres tipos: construcción o ampliación de subestaciones, construcción y ampliación de líneas de transmisión y sustitución o instalación de transformadores.

Estas obras están orientadas a satisfacer la creciente demanda, ampliar la cobertura eléctrica en el país, crear condiciones para evacuar de forma eficiente la energía generada por posibles proyectos hidroeléctricos en el Centro y Caribe del país y modernizar la conexión del SNT con el resto de la región centroamericana.

Así mismo, los proyectos ejecutados están orientados a cumplir con los requerimientos de confiabilidad, calidad y seguridad establecidos en la normativa de transporte de energía vigente.

4.1. Evaluación Privada o Financiera

Todas las obras aquí presentadas deben generar la suficiente rentabilidad para cubrir la inversión realizada en las mismas.

Es decir, deben generar los beneficios suficientes para pagar el financiamiento (préstamo) contratado para adquirir, instalar y poner en operación los bienes.

Estos beneficios son obtenidos únicamente a través del peaje de transmisión que recibe ENATREL por transportar cada MWh de energía en sus líneas y subestaciones.

Las tasas de interés y las condiciones financieras son distintas para cada fuente de financiamiento:

BEI: Tasa de interés de 5.5 %, a 20 o 40 años de plazo y 5 años de periodo de gracia.


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BID: Tasa de interés igual a la Tasa LIBOR + el margen del costo del capital ordinario vigente (la Tasa LIBOR1 para 2020 promedia 1.243% a vencimiento de 12 meses), por lo cual la tasa de interés BEI es aproximadamente 4.29%, a 30 o 40 años de plazo y con 6 años de periodo de gracia.

INDIA EXIMBANC: Tasa de interés de 1.75 %, a 20 años de plazo y 5 años de periodo de gracia.

Para realizar la evaluación financiera de cada proyecto se utilizarán los indicadores acostumbrados.

El Valor Presente Neto (VPN) el cual deberá ser positivo para considerar viable la inversión.

La Tasa Interna de Retorno (TIR) la cual deberá ser superior a la tasa de descuento para considerar viable la inversión

El índice Beneficio – Costo (B/C) el que deberá ser mayor a 1 para estimar como viable a la iniciativa.

4.2. Evaluación Económica

Para la evaluación económica, los beneficios asociados a la reducción de Energía No Servida (ENS) se evalúan utilizando el Costo de ENS (CENS), que para Nicaragua corresponde a 420 USD/MWh.

De forma simplificada se considera que el CENS es equivalente al Costo de Racionamiento que se define en la Normativa de Operación en el tomo Normas de Operación Comercial en el capítulo 8.4: Unidad de Racionamiento, en el artículo 8.4.2.

El CENS se utiliza para medir el impacto económico que genera la reducción de ENS propiciada por la implementación de cada proyecto.

Asimismo, los costos de inversión, los ingresos y los gastos asociados al incremento de la demanda se convierten de precios de mercado a precios de cuenta (precios de eficiencia económica).

Estos precios de cuenta (Cuadro 4) fueron definidos en 2013 por el Sistema Nacional de Inversiones Públicas (SNIP) y se presentan a continuación:

1 https://es.global-rates.com/tipos-de-interes/libor/dolar-usa/2020.aspx


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Cuadro 4. Indicadores económicos de cuentas

Sistema Nacional de Inversiones Públicas Vigente desde 2013

Precio social de la divisa Precio social mano de obra no calificada Precio social de la mano de obra calificada

1.015 0.83

1

4.3. Parámetros de Evaluación Financiera y Económica

En esta sección se presentan los principales parámetros utilizados a partir de los cuales se realizaron los cálculos de la presente evaluación.

4.3.1. Tasa de descuento

En la evaluación privada se emplea una tasa de descuento que es calculada como la media de las tasas de interés ofrecidas por las diferentes fuentes de financiamiento (ver sección 4.1). Dicha tasa corresponde a 3.85 %.

En la evaluación económica se utiliza una tasa de descuento social de 8 %, de acuerdo con lo establecido por el Sistema Nacional de Inversiones Públicas (SNIP).

4.3.2. Vida del proyecto

El período de evaluación de los proyectos es de 30 años.

4.3.3. Costo de Operación y Mantenimiento

Los costos de Operación y Mantenimiento (O&M) anual corresponden a 2.5 % del costo directo de la inversión de cada proyecto.

Del monto calculado, 85% se destina a mantenimiento y 15% a la operación de la obra.

4.3.4. Factor de Carga

El Factor de Carga (FC) es la carga promedio a la que está sometido un transformador de una subestación, dividida por la carga máxima en un período de tiempo específico. Siendo así, el FC es una medida de la tasa de utilización o eficiencia del uso de energía eléctrica; un FC bajo indica que la carga no está ejerciendo presión sobre el sistema eléctrico, mientras que cuando los


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consumidores o los generadores ejercen mayor presión sobre el sistema eléctrico el FC será alto.

En cada proyecto presentado la energía demandada anualmente (asociada a una subestación o línea de transmisión) es el producto de los factores: demanda o carga máxima en la subestación evaluada en MW, Factor de Carga (FC) en la subestación evaluada y horas del año (8,760 horas/año).

En algunos casos se estima un mejoramiento del FC, basados en el comportamiento que ha mostrado la demanda en la subestación y/o líneas de transmisión en los últimos años.

4.3.5. Demanda de Energía y Potencia

En la evaluación de cada obra es necesario proyectar el crecimiento de la demanda de energía (en MWh) y potencia (en MW).

Estas proyecciones están basadas en el pronóstico de crecimiento del SIN elaborado por el Ministerio de Energía y Minas (MEM) y en los registros históricos de las demandas de energía y potencia de cada subestación estudiada en cada caso.

De igual forma, se tomarán en cuenta para la proyección, los cambios en el sistema que permitan o propicien traslados cargas de unos nodos (subestaciones) a otros, o si se agregan o retiran cargas de tamaño importante en una zona geográfica, si esto afecte a alguna subestación estudiada.

Finalmente, para la evaluación de cada una de las obras se considera que la demanda se ve restringida únicamente por la capacidad del sistema de transmisión instalado localmente.

Generante la restricción vendrá dada por la capacidad del transformador de potencia instalado en las subestaciones y se presentará principalmente en la evaluación del escenario sin la implementación del proyecto.


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5. RESULTADOS

En el cuadro 5 se presenta un compendio de los resultados de las evaluaciones realizadas a los seis proyectos con sus respectivas obras.

Cuadro 5. Resumen de resultados

N° Proyectos Costo de Inversión

[USD]

Indicadores

Privada Económica

VAN [millones

USD] TIR [%]

VANE [millones

USD] TIRE [%]

1

Aumento de la

capacidad de

transformación en las

subestaciones San

Benito, Catarina y

Acahualinca

6,917.80 4.26 45% 727 146%

2

Construcción

Subestación San Juan

del Sur, Línea de

Transmisión 138 kV y

Obras Conexas (1)

5,635.00 8.36 8.93% 8.45 9.53%

3

Construcción

Subestación La Dalia

138KV, Línea de

Transmisión 138kV y

Obras Conexas. (2)

15,579.56 22.62 26.5% 14.83 23%

4

Construcción

Subestación Santa

Clara y Línea Ocotal-

Santa Clara 138KV.

8,439.48 -13.77 -10% 152.93 70%

5 Ampliación

Subestación Mateare I 2,234.16

5.06 41.12% 19.5 36.8%

6 Construcción de Línea

de Transmisión 230 kV

San Benito – Los

4,930.97 0.221 9% 393.02 146%


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Brasiles (Obras

Complementarias

Anillo 230 kV)

7

Construcción de

Subestación Jinotega

138KV y Construcción

de la Línea en Doble

Circuito Jinotega-

Intersección Línea

Planta Centroamérica-

Sébaco en 138 KV.

7,658.87 -4.73 -1.2% 146.17 98%

8

Adquisición de

Transformador Móvil

de 30 MVA

138kV/13.8kV/24.9

kV.

1,147.14 -1.26 1% 1.47 18.72%

9

Refuerzos para la

Conexión de Proyectos

Hidroeléctricos - FASE

I

67,556.75 27.94 8.28% 135.22 9.41%

10

Línea de Transmisión

Eléctrica en 138 Kv

Siuna-Rosita-Bilwi y

Obras Conexas.

33,921.13 88 22.78% 130.47 26.33%

Según los resultados del cuadro anterior, se considera que los proyectos son provechosos para la economía nacional y para el sector eléctrico de transmisión en particular.

En las siguientes secciones de este tomo se presenta un resumen de cada proyecto con la siguiente información: desglose por obra, descripción y alcances, incluyendo información técnica general, diagramas y descripción de la situación con proyecto; costos de inversión y finalmente la evaluación económica correspondiente.


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6. EVALUACIÓN DE OBRAS DE AMPLIACIÓN DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN CON MONTO DE INVERSIÓN MAYOR DE USD 500,000

6.1. Ampliación de la Capacidad de Transformación de las Subestaciones: Acahualinca, San Benito y Catarina.

6.1.1. Descripción general del proyecto – Introducción

El Sistema Interconectado Nacional (SIN), actualmente cuenta con 4,746 MVA instalados, de los cuales 2,753 MVA son propiedad de ENATREL, provistos por 69 transformadores, y 1,993 MVA son propiedad privada, provistos por 22 transformadores.

En los últimos años la demanda eléctrica se ha incrementado sustancialmente en diferentes zonas del país, exigiendo mayor capacidad en los transformadores.

Con el propósito de suplir la demanda en las zonas de carretera Panamericana norte, carretera a Masaya, Nindiri, Catarina, Masatepe, Masaya, Diriamba, Ticuantepe y parte de la ciudad de Managua; se realizarán las siguientes obras de ampliación de capacidad de transformación:

Obra 1: Ampliación de capacidad de la Subestaciones San Benito de 25 MVA (actualmente con un transformador temporal) a 40 MVA,

Obra 2: Ampliación de capacidad de la Subestaciones Acahualinca de 25 MVA a 40 MVA,

Obra 3: Instalación de un transformador de 40 MVA en la Subestación Catarina

La Subestación Catarina actualmente no posee ningún transformador de potencia dado que es únicamente de enlace.

Como antecedente es posible mencionar que este proyecto considera la sustitución de transformadores que siguen operando a pesar que sus años de servicio han rebasado su tiempo de vida útil operativa o bien que no tienen suficiente capacidad para abastecer la demanda actual o futura.

Esfuerzos similares se vienen realizando a partir del año de 1991 hasta la actualidad. En ese tiempo se han llevado a cabo inversiones en algunas subestaciones donde se han hecho cambios y mejoras en los transformadores, aumentando la capacidad de transformación y modernizando la tecnología.

El proyecto considera que en las zonas de la carretera Panamericana Norte, carretera hacia Masaya, carrera Sur, se ha incrementado la demanda de energía, y han surgido nuevas cargas importante de los sectores Industrial, Comercial y Residencial que requerirán de la ampliación de la capacidad de transformación en las subestaciones.


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El aumento de la capacidad de transformación de las subestaciones mencionadas, además de abastecer la demanda de energía también servirá de respaldo a las subestaciones Benjamín Zeledón, Granada, Masatepe, Ticuantepe I y Las Colinas en caso que se realice mantenimiento o que exista una salida intempestiva de sus respectivos transformadores.

En la situación sin la implementación de las ampliaciones, los transformadores de las subestaciones de San Benito y Acahualinca no podrían soportar el crecimiento vegetativo de la demanda, ni la demanda asociada a los nuevos proyectos.

En el cuadro a continuación se muestra la capacidad de los transformadores de las subestaciones (La Subestación Catarina no tiene transformador):

Cuadro 6. Datos Básicos de Transformadores de potencia sin proyecto

En el cuadro que sigue se muestra la cargabilidad en cada uno de los transformadores de las subestaciones:

Cuadro 7. Cargabilidad de los transformadores con proyecto (en %)

Fuente: DISNORTE-DISSUR

Se observa que el transformador en la subestación Acahualinca está sobrecargado a pesar de tener menos años de operación. En la Subestación San Benito la demanda se incrementará de acuerdo a las inversiones de Lala, Pollo Estrella y zonas francas aledañas.

En resumen, el objetivo esencial de estas ampliaciones es mejorar la confiabilidad y calidad del suministro de energía eléctrica a los consumidores conectados a las subestaciones antes mencionadas.

Zona/Sector Subestación Código Transformador

Capacidad [MVA]

Tensión de

Operación [kV]

Año de Fabricación

Año de Instalación

Años de Operación

Managua Acahualinca ACH-T3010 25 138/13.8 1994 1995 24

Managua San Benito SNB-T3010 25 138/13.8 2008 2009 39

Subestación 2016 2017 2018 2019 2020 2021

Acahualinca 113.31 118.41 123.65 129.17 134.93 140.94

San Benito 39.86 41.65 43.50 45.44 47.46 49.58

Catarina 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00


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Adicionalmente el proyecto permitirá aumentar la capacidad de transformación y crear una infraestructura de red de transmisión eléctrica que incremente la confiabilidad del servicio.

6.1.2. Localización de los proyectos

Los proyectos se localizan en diferentes municipio y departamento del pacífico de Nicaragua. Principalmente en las zonas de carretera Panamericana norte, carretera a Masaya, Nindirí, Catarina, Masatepe, Masaya, Diriamba, Ticuantepe y parte de la ciudad de Managua.

Ilustración 1. Mapa de macro localización del proyecto “Ampliación de la capacidad de transformación de las subestaciones: Acahualinca, San

Benito y Catarina” (se incluyen las SE Diriamba, Ticuantepe II)


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Ilustración 2. Mapa de micro localización del proyecto “Ampliación de la capacidad de transformación de las subestaciones: Acahualinca, San

Benito y Catarina” (se incluyen las SE Diriamba, Ticuantepe II)

6.1.3. Identificación y clasificación de beneficios


_______________________________________________________________ 17

Los beneficios esperados de este proyecto son:

Incremento de la confiabilidad.

Reducida la Energía No Servida (ENS) en los transformadores de potencia de las subestaciones Acahualinca, San Benito y Catarina.

Los beneficiarios del proyecto serían:

La Empresa Nacional de Transmisión es un beneficiario porque va a obtener ingresos que dejaba de percibir por la salida de operación de los transformadores.

La población beneficiaria es aproximadamente 416,230 habitantes que se abastecen de las actuales subestaciones. En total con el presente proyecto se beneficiará a 83,246 clientes (Cuadro 8) con un servicio de energía eléctrica más confiable.

Cuadro 8. Clientes por subestación (Con Proyecto)

6.1.4. Costos de Inversión

EL costo de este proyecto es de USD 6.917 millones de los cuales USD 6.295 millones serán con el financiamiento extranjero y USD 0.622 millones con financiamiento local.

6.1.5. Fundamentación y Metodología del Cálculo de los Costos y Beneficios

El objeto de esta evaluación es cuantificar la factibilidad económica y financiera del proyecto “Ampliación de la Capacidad de Transformación de las Subestaciones: Acahualinca, San Benito y Catarina”.

La tasa de descuento económica es la que utiliza SNIP que es el 8 % y el período de la evaluación es de 30 años. El cual corresponde al pago de intereses y amortización.

Subestación Clientes San Benito 10,168 Acahualinca 19,873 Catarina 28,361 Total 58,400


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Debido a que el proyecto abarca tres subestaciones se evaluarán independientemente y después se calculará el promedio para el proyecto en su conjunto.

En el cuadro 10, se muestra la situación sin proyecto y con proyecto. Claramente se observa que la zona de influencia de la Subestación Catarina es alimentada desde las subestaciones Benjamín Zeledón, Granada y Masatepe por los circuitos de distribución BZ-3050 de la Subestación Benjamín Zeledón, GRD-3040 de la Subestación Granada y MST-3030 de la Subestación Masatepe. Por lo que con la entrada del proyecto se va a disminuir la carga teniendo como consecuencia el retraso de inversiones futuras de transformación en dichas subestaciones.

Cuadro 9. Situación Sin Proyecto y Con Proyecto

Evaluación Financiera

En la evaluación financiera, los costos que se utilizaron son: el costo del proyecto, el costo de operación y mantenimiento el cual corresponde al 2.5 % del costo de inversión del proyecto. Por otro parte, los beneficios considerados están asociados únicamente a los ingresos adicionales por transmisión de energía.

Los ingresos anuales son obtenidos a partir del diferencial en la cantidad de energía transmitida dada la diferencia en la demanda de energía abastecida en los escenarios con proyecto y sin proyecto. Dicho diferencial de energía (MWh/año) es multiplicado por el peaje de transmisión correspondiente (USD/MWh).

El Factor de Carga (FC) de las subestaciones utilizado para los cálculos de energía no es el histórico sino el existente en el año 2016.

Escenario Sin Proyecto

Subestación Capacidad [MVA]

San Benito 25 Acahualinca 25 Benjamín Zeledón 40 Granada 40 Masatepe 25

Escenario Con Proyecto San Benito 40 Acahualinca 40

Catarina 40


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Para realizar el pronóstico de demanda de potencia máxima de cada subestación, se aplicó la tasa de crecimiento promedio de la demanda registrada entre periodos (anuales).

Debido a que se supone que la energía transmitida es localizada en la barra de media tensión es necesario agregarle las pérdidas de media y baja tensión con el objeto de conocer el total de energía que es necesario transmitir a dicha subestación. El porcentaje de pérdidas está tomado del “Estudio de Pérdidas en los Sistemas de Distribución” efectuado por Consultoría Colombiana S.A. en 2008.

Con respecto al peaje se considera constante.

La energía abastecida a la salida de las subestaciones se calcula a partir de las potencias abastecidas y los factores de carga correspondientes. A ese monto se adicionan las pérdidas.

Evaluación Financiera sin financiamiento

En la evaluación financiera sin financiamiento, los costos que se utilizaron son: el costo del proyecto, el costo de operación y mantenimiento.

Los beneficios son: ingreso adicional por transmisión de energía. A continuación, se presentan sus cálculos y supuestos.

• Costo de inversión: se evaluaron por cada obra.

• Costo de operación y mantenimiento de transmisión: de acuerdo a la práctica internacional, se estiman estos costos a precios de mercado como el 2.5% de la inversión.

• Ingreso adicional por transmisión de energía: simplemente valora la energía incremental por la tarifa de transmisión aprobada por el INE.

Evaluación Financiera con financiamiento

En la evaluación financiera con financiamiento, los costos que se utilizaron son:

El costo del proyecto, el costo de operación y mantenimiento, el cual corresponde al 2.5 % del costo del proyecto, los intereses y la amortización del préstamo.

Los beneficios son: ingreso adicional por transmisión de energía y financiamiento.


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Las condiciones del financiamiento con el que se realizaron los cálculos se presentan a continuación:

El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) será el financiador. Sin embargo, el 50 % del financiamiento lo otorga con capital ordinario. La comisión de crédito es del 0.25% Se deberá pagar la primera cuota de amortización en la fecha de vencimiento del plazo de setenta y dos (72) meses y la última, a más tardar, a los treinta (30) años. Los intereses se devengarán sobre los saldos deudores diarios de la porción del préstamo desembolsada con cargo al financiamiento de capital ordinario, a una tasa anual para cada trimestre determinada por el Banco en la fecha de determinación de la tasa de interés basada en LIBOR para cada trimestre, calculada de la siguiente forma: (i) La Tasa de Interés Basada en LIBOR; (ii) más el margen vigente para préstamos del Capital Ordinario del Banco.

El 50 % restante el BID lo otorgará con el Fondo para Operaciones Especiales el cuál será amortizado mediante un único pago que deberá efectuarse, a más tardar, a los cuarenta (40) años. La tasa de interés aplicable será del 0.25% por año.

A continuación se presentan los cálculos y supuestos.

• Ingreso adicional por transmisión de energía: se valora la energía incremental por la tarifa de transmisión aprobada por el INE.

• Financiamiento: corresponde al préstamo que otorgará el financiador.

• Costo de inversión: contiene los costos de inversión para cada obra, a precios de mercado.

• Costo de operación y mantenimiento de transmisión: de acuerdo a la práctica internacional, se estiman estos costos a precios de mercado como el 2.5% de la inversión.

• Intereses de préstamo con capital ordinario: en base a las condiciones establecidas por el BID.

• Amortización de préstamo con capital ordinario: en base a las condiciones establecidas por el BID.

• Cancelación préstamo con fondos de operaciones especiales: la cancelación es un único pago a los 40 años de haber otorgado el préstamo, debido a que el tiempo de cancelación (40 años) es mayor que el periodo del proyecto (30 años). Se calcula el monto que se debe pagar a los 30 años para que el proyecto pague dichos fondos.

En este cálculo se incluyen los tres años de construcción, ya que el préstamo inicia desde el primer desembolso, es decir, desde que inicia el proyecto. Por lo que la evaluación se hace de acuerdo a los requerimientos del Instituto Nicaragüense de Energía (INE) para que este fuese incluido en la tarifa de


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transmisión. Es decir, el proyecto se debe pagar en 30 años. Desde el inicio del primer desembolso.

Evaluación Económica

En la evaluación económica, los costos que se utilizaron son:

El costo del proyecto, el costo de operación y mantenimiento el cual corresponde al 2.5 % del costo del proyecto.

Los beneficios considerados son: disminución de energía de falla por transmisión de energía

A continuación, se comentan la formulación y cálculos de la evaluación Beneficio-Costo:

• Costos: están compuestos por los costos de inversión, los de operación y mantenimiento.

• Costos de inversión: contiene los costos de inversión para cada obra del proyecto, expresados en USD de junio de 2017, a precios de mercado y trasladados a precios de frontera; para el correspondiente análisis a precios de frontera se los multiplica por su correspondiente Razón de Precios de Cuenta.

La Razón de Precios de Cuenta (RPC) son basados en los precios sociales estimados por el Sistema Nacional de Inversiones Públicas (SNIP).

• Costos de operación y mantenimiento: de acuerdo a la práctica común, se estiman estos costos a precios de mercado como el 2.5 % de la inversión acumulada hasta el año inmediatamente anterior al que corresponde el costo dentro del flujo de costos del análisis.

Los costos a precios de frontera son los anteriores multiplicados por su correspondiente RPC.

• Beneficios: en el presente análisis se han valorado únicamente el beneficio ocasionado por la disminución de energía de falla, el cual se calcula por la reducción de energía de falla por el costo de falla, por el factor de cuenta de transmisión. El costo de falla es idéntico al costo de ENS.

Por otra parte, el corte imprevisto vale más que el consumo puesto que produce daño, pérdida de producción, en algunos casos pérdida de insumos, por lo general pérdida de tiempo y de ocio.

En Nicaragua no se ha elaborado ningún estudio acerca del costo de falla. Por lo que se utiliza un valor relacionado con otros países (Centroamérica) o un estudio en el que haga mención a éste. En este caso utilizamos el informe final del estudio “Refuerzos de Transmisión para Proyectos de Generación Renovable” elaborado por el consultor Ignacio Coral el 15 de Agosto de 2010 en el Programa Nacional de Electrificación Sostenible y Energía Renovable (PNESER) para el


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préstamo BID NI-L1040. En este estudio se valora el costo de falla en USD/MWh 2,500. Sin embargo, en el cálculo se es conservador y se considera que el costo de falla debe valer al menos USD/MWh 1,500 que es el costo de falla imprevisto de utilización generalizada considerado en la evaluación económica del SIEPAC.

Indicadores de la evaluación: se calculan los dos indicadores acostumbrados: el Valor Presente Neto Económico (VPNE) a precios frontera con nivel de precios correspondiente a junio de 2018 y descontado al 8% por 30 años. En segundo lugar, la Tasa Interna de Retorno Económica (TIRE).

6.1.6. Resultados de la evaluación

Los resultados de la evaluación económica del Proyecto (promedio de las tres obras) resulta un VANE de USD 727 Millones y una TIRE del 146 %, valores que se consideran excepcionalmente buenos.

Mientras que los resultados de la evaluación financiera con y sin financiamiento son VAN de USD 4.26 Millones, TIR de 45 % y VAN de USD 2.86 Millones, TIR de 14 % respectivamente.

Por lo que financieramente y económicamente el proyecto es factible.

A continuación, se muestran los resultados por obra:

Cuadro 10. Indicadores económicos y financieros por obra

Indicador Unidad San Benito Acahualinca Catarina

Valor Actual Neto Económico (VANE) USD 39,3094,791 1,147,095,655 642,046,930

Tasa Interna de Retorno Económica (TIRE) % 148% 218% 71%

Valor Actual Neto Financiero sin financiamiento (VAN)

USD 293,367 5863,448 2427,120

Tasa Interna de Retorno Financiera sin financiamiento (TIR)

% 9% 20% 13%

Valor Actual Neto Financiero con financiamiento (VAN)

MUSD 1,680.6 7,280.5 3,822.9

Tasa Interna de Retorno Financiera con financiamiento (TIR)

% 30% 74% 31%

Tomo III Evaluación Económica Plan de Obras 2021

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Evaluación Económica y Evaluación Privada Sin y Con Financiamiento de la Obra 1: Ampliación de capacidad de la Subestaciones San Benito

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

Beneficios económicos del proyecto 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2037 2037 2037 2037 2037 2037 2037 2037 2037 2037Disminución energía de falla (neta de costos) energía de falla valuada al costo de falla menos el CILP 11914,335 15259,542 18782,547 22500,963 26417,469 30550,717 34705,837 39106,433 43730,409 48634,063 53763,778 59129,974 64743,553 70615,921 76759,006 83185,289 89907,825 89907,825 89907,825 89907,825 89907,825 89907,825 89907,825 89907,825 89907,825 89907,825 89907,825

Costos económicos del proyecto 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2037 2037 2037 2037 2037 2037 2037 2037 2037 2037Inversión costo ajustado por RPC 1024,397 1198,882 140,714

Costo de O&M costo ajustado por RPC 56,640 56,640 56,640 56,640 56,640 56,640 56,640 56,640 56,640 56,640 56,640 56,640 56,640 56,640 56,640 56,640 56,640 58,226 58,226 58,226 58,226 58,226 58,226 58,226 58,226 58,226 58,226

Aumento de pérdidas pérdidas por nivel de tensión valuadas según nivel de tensión, ajustado por RPC

Variación Pérdidas AT (MWh) 31,574 40,440 49,778 59,635 70,017 80,975 91,992 103,661 115,923 128,927 142,533 156,767 171,659 187,239 203,538 220,592 238,434 238,434 238,434 238,434 238,434 238,434 238,434 238,434 238,434 238,434 238,434

Variación Pérdidas TRAFO (MWh) 1,646 2,160 2,725 3,349 4,036 4,795 5,592 6,475 7,444 8,519 9,695 10,983 12,391 13,933 15,620 17,466 19,487 19,487 19,487 19,487 19,487 19,487 19,487 19,487 19,487 19,487 19,487

Variación Pérdidas MT (MWh) 121,994 156,247 192,320 230,394 270,496 312,818 355,363 400,422 447,768 497,978 550,503 605,449 662,928 723,057 785,958 851,758 920,592 920,592 920,592 920,592 920,592 920,592 920,592 920,592 920,592 920,592 920,592

Variación Pérdidas BT (MWh) 86,601 110,916 136,524 163,552 192,019 222,062 252,265 284,251 317,861 353,504 390,790 429,795 470,598 513,282 557,934 604,645 653,508 653,508 653,508 653,508 653,508 653,508 653,508 653,508 653,508 653,508 653,508

Beneficios económicos netos ‐ 1024,397‐ 1198,882‐ 140,714‐ 11615,880 14893,139 18344,560 21987,393 25824,260 29873,427 33943,985 38254,984 42784,773 47588,495 52613,617 57870,341 63369,337 69121,770 75139,315 81434,188 88019,165 88017,579 88017,579 88017,579 88017,579 88017,579 88017,579 88017,579 88017,579 88017,579 88017,579

VANE 393094,791

Flujo económico VA 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047Inversión 2088,067 ‐ 1024,397 1198,882 140,714 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐

Beneficios económicos 403895,778 ‐ ‐ ‐ ‐ 11914,335 15259,542 18782,547 22500,963 26417,469 30550,717 34705,837 39106,433 43730,409 48634,063 53763,778 59129,974 64743,553 70615,921 76759,006 83185,289 89907,825 89907,825 89907,825 89907,825 89907,825 89907,825 89907,825 89907,825 89907,825 89907,825 89907,825

Costos económicos 8712,920 ‐ ‐ ‐ ‐ 298,455 366,403 437,987 513,569 593,209 677,290 761,852 851,448 945,636 1045,568 1150,161 1259,633 1374,216 1494,151 1619,690 1751,101 1888,660 1890,246 1890,246 1890,246 1890,246 1890,246 1890,246 1890,246 1890,246 1890,246 1890,246

VANE 393094,791 ‐ 1024,397‐ 1198,882‐ 140,714‐ 11615,880 14893,139 18344,560 21987,393 25824,260 29873,427 33943,985 38254,984 42784,773 47588,495 52613,617 57870,341 63369,337 69121,770 75139,315 81434,188 88019,165 88017,579 88017,579 88017,579 88017,579 88017,579 88017,579 88017,579 88017,579 88017,579 88017,579

TIRE 148%

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

Beneficios financieros sin Financiamiento 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047Ingreso adicional por transmisión de energía 87,107 111,564 137,321 164,506 193,140 223,359 253,737 285,910 319,717 355,568 393,071 432,304 473,346 516,279 561,192 608,175 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324

Costos financieros del proyecto 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047Inversión 1046,460 1224,703 143,745

Costo de O&M 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063

Beneficios financieros netos ‐1046,460 ‐1224,703 ‐143,745 26,734 51,191 76,948 104,134 132,768 162,986 193,365 225,538 259,344 295,195 332,699 371,931 412,973 455,906 500,819 547,802 596,951 595,261 595,261 595,261 595,261 595,261 595,261 595,261 595,261 595,261 595,261

VAN 293,367

Flujo financiero VA 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047Inversión 2133,039 ‐ 1046,460 1224,703 143,745 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐

Ingresos 2952,916 ‐ ‐ ‐ ‐ 87,107 111,564 137,321 164,506 193,140 223,359 253,737 285,910 319,717 355,568 393,071 432,304 473,346 516,279 561,192 608,175 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324

Costos 526,510 ‐ ‐ ‐ 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063

VAN 293,367 ‐ 1046,460‐ 1224,703‐ 143,745‐ 26,734 51,191 76,948 104,134 132,768 162,986 193,365 225,538 259,344 295,195 332,699 371,931 412,973 455,906 500,819 547,802 596,951 595,261 595,261 595,261 595,261 595,261 595,261 595,261 595,261 595,261 595,261

TIR 9%

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

Beneficios financieros del proyecto CON FINANCIAMIENTO 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047Ingreso adicional por transmisión de energía ‐ 87,107 111,564 137,321 164,506 193,140 223,359 253,737 285,910 319,717 355,568 393,071 432,304 473,346 516,279 561,192 608,175 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324

Financiamiento 1028,472 1205,795 130,037

Costos financieros del proyecto CON FINANCIAMIENTO 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047Inversión Moneda Extranjera 1028,472 1205,795 130,037

Inversión Moneda Local 47,286 53,197 17,732

Costo de O&M 59,108 59,108 59,108 59,108 59,108 59,108 59,108 59,108 59,108 59,108 59,108 59,108 59,108 59,108 59,108 59,108 59,108 59,108 59,108 59,108 59,108 59,108 59,108 59,108 59,108 59,108 59,108

Intereses de Préstamo con Capital Ordinario 24,435 24,435 24,435 24,435 24,435 24,435 24,237 23,437 22,621 21,788 20,937 20,069 19,183 18,278 17,354 16,411 15,449 14,467 13,464 12,441 11,396 10,329 9,240 8,129 6,995 5,837 4,655 3,448 2,216 959

Amortización de Préstamo con Capital Ordinario 0 0 0 0 0 0 38,492 39,291 40,108 40,941 41,792 42,660 43,546 44,451 45,375 46,317 47,280 48,262 49,265 50,288 51,333 52,400 53,488 54,600 55,734 56,892 58,074 59,281 60,512 61,770

Cancelación Préstamo con Fondos de Operaciones Especiales 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1274,104

Beneficios financieros netos CON FINANCIAMIENTO ‐71,721 ‐77,632 ‐42,167 3,564 28,021 53,778 42,670 71,304 101,522 131,901 164,074 197,880 233,731 271,235 310,468 351,509 394,442 439,355 486,338 535,487 535,487 535,487 535,487 535,487 535,487 535,487 535,487 535,487 535,487 ‐738,616

VAN 1680,576

Flujo financiero VA 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047Inversión 103,468 ‐ 47,286 53,197 17,732

Ingresos 2952,916 ‐ ‐ ‐ ‐ 87,107 111,564 137,321 164,506 193,140 223,359 253,737 285,910 319,717 355,568 393,071 432,304 473,346 516,279 561,192 608,175 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324

Costos 1168,872 ‐ 24,435 24,435 24,435 83,543 83,543 83,543 121,836 121,836 121,836 121,836 121,836 121,836 121,836 121,836 121,836 121,836 121,836 121,836 121,836 121,836 121,836 121,836 121,836 121,836 121,836 121,836 121,836 121,836 121,836 1395,940

VAN 1680,576 ‐ 71,721‐ 77,632‐ 42,167‐ 3,564 28,021 53,778 42,670 71,304 101,522 131,901 164,074 197,880 233,731 271,235 310,468 351,509 394,442 439,355 486,338 535,487 535,487 535,487 535,487 535,487 535,487 535,487 535,487 535,487 535,487 738,616‐

TIR 30%


24

Evaluación Económica y Evaluación Privada Sin y Con Financiamiento de la Obra 2: Ampliación de capacidad de la Subestaciones Acahualinca

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

Beneficios económicos del proyecto 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047Disminución energía de falla (neta de costos) energía de falla valuada al costo de falla menos el CILP ‐ 44914,517 53661,904 62874,215 72597,508 82838,788 93646,826 104512,057 116019,182 128110,424 140933,000 154346,700 168378,776 183057,735 198413,398 214476,962 231281,062 248859,835 248859,835 248859,835 248859,835 248859,835 248859,835 248859,835 248859,835 248859,835 248859,835 248859,835


Costo de O&M costo ajustado por RPC ‐ ‐ 56,640 56,640 56,640 56,640 56,640 56,640 56,640 56,640 56,640 56,640 56,640 56,640 56,640 56,640 56,640 56,640 56,640 56,640 56,640 56,640 56,640 56,640 56,640 56,640 56,640 56,640 56,640


Variación Pérdidas AT (MWh) ‐ 56,386 76,626 97,771 119,820 143,037 167,490 193,303 220,494 249,194 278,051 308,617 340,739 374,810 410,458 447,756 486,781 527,613 570,337 615,040 661,814 661,814 661,814 661,814 661,814 661,814 661,814 661,814 661,814 661,814 661,814

Variación Pérdidas TRAFO (MWh) ‐ 31,934 33,882 36,007 38,322 40,868 43,670 46,762 50,168 53,929 57,881 62,255 67,059 72,387 78,217 84,598 91,580 99,221 107,583 116,733 126,747 126,747 126,747 126,747 126,747 126,747 126,747 126,747 126,747 126,747 126,747

Variación Pérdidas MT (MWh) ‐ 215,136 293,255 374,859 459,944 549,522 643,860 743,430 848,306 958,985 1070,250 1188,088 1311,907 1443,216 1580,578 1724,273 1874,592 2031,841 2196,339 2368,420 2548,434 2548,434 2548,434 2548,434 2548,434 2548,434 2548,434 2548,434 2548,434 2548,434 2548,434

Variación Pérdidas BT (MWh) ‐ 152,720 208,176 266,104 326,505 390,093 457,062 527,745 602,194 680,763 759,747 843,398 931,295 1024,508 1122,018 1224,024 1330,732 1442,360 1559,133 1681,290 1809,079 1809,079 1809,079 1809,079 1809,079 1809,079 1809,079 1809,079 1809,079 1809,079 1809,079

Beneficios económicos netos ‐ 1480,573‐ 1810,821‐ 915,455‐ 43913,285 52481,744 61505,494 71029,628 81060,987 91647,316 102289,488 113560,186 125402,785 137961,439 151098,789 164841,486 179217,410 194255,724 209986,931 226442,939 243657,122 243657,122 243657,122 243657,122 243657,122 243657,122 243657,122 243657,122 243657,122 243657,122 243657,122

VANE 1147095,655

Flujo económico VA 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2037 2037 2037 2037 2037 2037 2037 2037 2037 2037Inversión 2088,067 ‐ 1024,397 1198,882 140,714 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐

Beneficios económicos 1175591,441 ‐ ‐ ‐ ‐ 44914,517 53661,904 62874,215 72597,508 82838,788 93646,826 104512,057 116019,182 128110,424 140933,000 154346,700 168378,776 183057,735 198413,398 214476,962 231281,062 248859,835 248859,835 248859,835 248859,835 248859,835 248859,835 248859,835 248859,835 248859,835 248859,835 248859,835

Costos económicos 26407,719 ‐ 456,176 611,939 774,741 1001,231 1180,160 1368,722 1567,880 1777,802 1999,510 2222,568 2458,996 2707,639 2971,560 3247,911 3537,290 3840,325 4157,674 4490,031 4838,123 5202,714 5202,714 5202,714 5202,714 5202,714 5202,714 5202,714 5202,714 5202,714 5202,714 5202,714

VANE 1147095,655 ‐ 1480,573‐ 1810,821‐ 915,455‐ 43913,285 52481,744 61505,494 71029,628 81060,987 91647,316 102289,488 113560,186 125402,785 137961,439 151098,789 164841,486 179217,410 194255,724 209986,931 226442,939 243657,122 243657,122 243657,122 243657,122 243657,122 243657,122 243657,122 243657,122 243657,122 243657,122 243657,122

TIRE 220%

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

Beneficios financieros del proyecto SIN FINANCIAMIENTO 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047Ingreso adicional por transmisión de energía ‐ 328,378 392,332 459,684 530,773 605,649 684,668 764,106 848,237 936,638 1030,386 1128,456 1231,047 1338,367 1450,635 1568,079 1690,937 1819,458 1819,458 1819,458 1819,458 1819,458 1819,458 1819,458 1819,458 1819,458 1819,458 1819,458

Costos financieros del proyecto SIN FINANCIAMIENTO 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047Inversión 1046,460 1224,703 143,745

Costo de O&M 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373

Beneficios financieros netos SIN FINANCIAMIENTO 1046,460‐ 1224,703‐ 143,745‐ 268,005 331,959 399,312 470,400 545,276 624,296 703,733 787,864 876,265 970,013 1068,083 1170,674 1277,995 1390,263 1507,706 1630,564 1759,085 1759,085 1759,085 1759,085 1759,085 1759,085 1759,085 1759,085 1759,085 1759,085 1759,085

VAN 5937,841

Flujo financiero VA 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047Inversión 2133,039 ‐ 1046,460 1224,703 143,745 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐

Ingresos 8594,957 ‐ ‐ ‐ ‐ 328,378 392,332 459,684 530,773 605,649 684,668 764,106 848,237 936,638 1030,386 1128,456 1231,047 1338,367 1450,635 1568,079 1690,937 1819,458 1819,458 1819,458 1819,458 1819,458 1819,458 1819,458 1819,458 1819,458 1819,458 1819,458

Costos 566,003 ‐ ‐ ‐ 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373

VAN 5937,841 ‐ 1046,460‐ 1224,703‐ 143,745‐ 268,005 331,959 399,312 470,400 545,276 624,296 703,733 787,864 876,265 970,013 1068,083 1170,674 1277,995 1390,263 1507,706 1630,564 1759,085 1759,085 1759,085 1759,085 1759,085 1759,085 1759,085 1759,085 1759,085 1759,085 1759,085

TIR 20%

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

Beneficios financieros del proyecto CON FINANCIAMIENTO 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047Ingreso adicional por transmisión de energía 328,378 392,332 459,684 530,773 605,649 684,668 764,106 848,237 936,638 1030,386 1128,456 1231,047 1338,367 1450,635 1568,079 1690,937 1819,458 1819,458 1819,458 1819,458 1819,458 1819,458 1819,458 1819,458 1819,458 1819,458 1819,458

Financiamiento 1028,472 1205,795 130,037



Costo de O&M 0 0 0 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 60,373 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063




Beneficios financieros netos CON FINANCIAMIENTO ‐70,499 ‐76,410 ‐101,318 244,792 308,746 376,098 410,808 485,684 564,703 644,141 728,272 816,673 910,421 1008,491 1111,082 1218,402 1330,670 1448,114 1570,972 1699,493 1697,803 1697,803 1697,803 1697,803 1697,803 1697,803 1697,803 1697,803 1697,803 487,404

VAN 7294,065


Ingresos 8594,957 ‐ ‐ ‐ ‐ 328,378 392,332 459,684 530,773 605,649 684,668 764,106 848,237 936,638 1030,386 1128,456 1231,047 1338,367 1450,635 1568,079 1690,937 1819,458 1819,458 1819,458 1819,458 1819,458 1819,458 1819,458 1819,458 1819,458 1819,458 1819,458

Costos 1197,424 ‐ 23,213 23,213 83,586 83,586 83,586 83,586 119,965 119,965 119,965 119,965 119,965 119,965 119,965 119,965 119,965 119,965 119,965 119,965 119,965 119,965 121,655 121,655 121,655 121,655 121,655 121,655 121,655 121,655 121,655 1332,054

VAN 7294,065 ‐ 70,499‐ 76,410‐ 101,318‐ 244,792 308,746 376,098 410,808 485,684 564,703 644,141 728,272 816,673 910,421 1008,491 1111,082 1218,402 1330,670 1448,114 1570,972 1699,493 1697,803 1697,803 1697,803 1697,803 1697,803 1697,803 1697,803 1697,803 1697,803 487,404

TIR 74%


25

Evaluación Económica y Evaluación Privada Sin y Con Financiamiento de la Obra 3: Ampliación de capacidad de la Subestaciones Catarina

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

Beneficios económicos del proyecto 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047Recursos liberados por sustitución energía clientes rurales (netos) ‐ ‐ ‐ ‐ 166 1,992 3,835 5,697 8,356 10,980 11,888 12,805 13,730 14,665 15,196 15,733 16,274 16,274 16,274 16,274 16,274 16,274 16,274 16,274 16,274 16,274 16,274

Disminución energía de falla (neta de costos) energía de falla valuada al costo de falla menos el CILP 22,656 23,519 24,422 25,369 5842,915 21089,417 36313,038 52332,485 77987,711 99414,982 112864,523 126841,685 141366,425 156457,344 163477,642 170774,702 178357,419 178357,419 178357,419 178357,419 178357,419 178357,419 178357,419 178357,419 178357,419 178357,419 178357,419


Costo de O&M costo ajustado por RPC 50,845 50,845 50,845 50,845 50,845 50,845 50,845 50,845 50,845 50,845 50,845 50,845 50,845 50,845 50,845 50,845 50,845 50,845 50,845 50,845 50,845 50,845 50,845 50,845 50,845 50,845


Variación Pérdidas AT (MWh) 889 833 773 708 16,108 56,579 96,993 139,524 207,706 264,653 300,395 337,544 376,154 416,277 434,925 454,312 474,460 474,460 474,460 474,460 474,460 474,460 474,460 474,460 474,460 474,460 474,460


Variación Pérdidas MT (MWh) 232 241 250 260 59,836 215,989 371,908 535,977 798,730 1018,187 1155,927 1299,070 1447,821 1602,370 1674,268 1748,999 1826,656 1826,656 1826,656 1826,656 1826,656 1826,656 1826,656 1826,656 1826,656 1826,656 1826,656

Variación Pérdidas BT (MWh) 165 171 178 184 42,476 153,326 264,010 380,478 567,001 722,789 820,567 922,182 1027,777 1137,488 1188,526 1241,577 1296,704 1296,704 1296,704 1296,704 1296,704 1296,704 1296,704 1296,704 1296,704 1296,704 1296,704

35,383 32,979 30,366 27,518 144,814 456,710 768,311 1096,385 1624,716 2065,965 2342,894 2630,921 2930,484 3242,000 3386,238 3536,271 3692,296 3692,296 3692,296 3692,296 3692,296 3692,296 3692,296 3692,296 3692,296 3692,296 3692,296

Beneficios económicos netos 885,629‐ 1098,871‐ 137,639‐ 63,572‐ 60,305‐ 56,788‐ 52,994‐ 5647,422 20583,854 35497,718 51190,953 76320,507 97309,152 110482,671 124172,724 138449,671 153179,164 160055,756 167203,319 174630,553 174630,553 174630,553 174630,553 174630,553 174630,553 174630,553 174630,553 174630,553 174630,553 174630,553

VANE 642046,930

Flujo económico VA 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047Inversión 1871,393 885,629 1098,871 137,639 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐

Beneficios económicos 658099,318 ‐ ‐ ‐ 22,656 23,519 24,422 25,369 5843,081 21091,409 36316,873 52338,182 77996,068 99425,962 112876,410 126854,490 141380,155 156472,009 163492,839 170790,435 178373,694 178373,694 178373,694 178373,694 178373,694 178373,694 178373,694 178373,694 178373,694 178373,694 178373,694

Costos económicos 14180,995 ‐ ‐ ‐ 86,228 83,824 81,211 78,363 195,659 507,555 819,156 1147,230 1675,561 2116,811 2393,739 2681,766 2930,484 3292,845 3437,083 3587,116 3743,141 3743,141 3743,141 3743,141 3743,141 3743,141 3743,141 3743,141 3743,141 3743,141 3743,141

VANE 642046,930 885,629‐ 1098,871‐ 137,639‐ 63,572‐ 60,305‐ 56,788‐ 52,994‐ 5647,422 20583,854 35497,718 51190,953 76320,507 97309,152 110482,671 124172,724 138449,671 153179,164 160055,756 167203,319 174630,553 174630,553 174630,553 174630,553 174630,553 174630,553 174630,553 174630,553 174630,553 174630,553 174630,553

TIRE 71%

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

Beneficios financieros del proyecto SIN FINANCIMIENTO 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047Ingreso adicional por transmisión de energía 19 19 20 21 42,553 154,000 265,291 382,402 569,945 726,578 824,912 927,099 1033,290 1143,640 1194,985 1248,342 1303,790 1303,790 1303,790 1303,790 1303,790 1303,790 1303,790 1303,790 1303,790 1303,790 1303,790

Costos financieros del proyecto 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047Inversión 904,703 1122,538 140,604

Costo de O&M 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196

Beneficios financieros netos 904,703‐ 1122,538‐ 140,604‐ 54,177‐ 54,177‐ 54,176‐ 54,175‐ 11,644‐ 99,804 211,095 328,206 515,749 672,382 770,715 872,903 979,094 1089,444 1140,788 1194,146 1249,594 1249,594 1249,594 1249,594 1249,594 1249,594 1249,594 1249,594 1249,594 1249,594 1249,594

VAN 2427,120

Flujo financiero VA 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047Inversión 1911,699 904,703 1122,538 140,604

Ingresos 4809,279 ‐ ‐ ‐ 19 19 20 21 42,553 154,000 265,291 382,402 569,945 726,578 824,912 927,099 1033,290 1143,640 1194,985 1248,342 1303,790 1303,790 1303,790 1303,790 1303,790 1303,790 1303,790 1303,790 1303,790 1303,790 1303,790

Costos 470,460 ‐ ‐ ‐ 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196

VAN 2427,120 904,703‐ 1122,538‐ 140,604‐ 54,177‐ 54,177‐ 54,176‐ 54,175‐ 11,644‐ 99,804 211,095 328,206 515,749 672,382 770,715 872,903 979,094 1089,444 1140,788 1194,146 1249,594 1249,594 1249,594 1249,594 1249,594 1249,594 1249,594 1249,594 1249,594 1249,594 1249,594

TIR 13%

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

Beneficios financieros del proyecto CON FINANCIAMIENTO 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047Ingreso adicional por transmisión de energía 19 19 20 21 42,553 154,000 265,291 382,402 569,945 726,578 824,912 927,099 1033,290 1143,640 1194,985 1248,342 1303,790 1303,790 1303,790 1303,790 1303,790 1303,790 1303,790 1303,790 1303,790 1303,790 1303,790

Financiamiento 671,889 837,387 97,365



Costo de O&M 0 0 0 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196 54,196




Beneficios financieros netos CON FINANCIAMIENTO ‐48,737 ‐52,754 ‐28,654 ‐70,782 ‐70,781 ‐70,781 ‐96,802 ‐54,270 57,177 168,468 285,579 473,122 629,755 728,089 830,276 936,467 1046,817 1098,162 1151,519 1206,968 1206,968 1206,968 1206,968 1206,968 1206,968 1206,968 1206,968 1206,968 1206,968 341,162

VAN 3822,881

Flujo financiero VA 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047Inversión 70,310 32,133 36,149 12,050

Ingresos 4809,279 ‐ ‐ ‐ 19 19 20 21 42,553 154,000 265,291 382,402 569,945 726,578 824,912 927,099 1033,290 1143,640 1194,985 1248,342 1303,790 1303,790 1303,790 1303,790 1303,790 1303,790 1303,790 1303,790 1303,790 1303,790 1303,790

Costos 916,087 16,605 16,605 16,605 70,801 70,801 70,801 96,823 96,823 96,823 96,823 96,823 96,823 96,823 96,823 96,823 96,823 96,823 96,823 96,823 96,823 96,823 96,823 96,823 96,823 96,823 96,823 96,823 96,823 96,823 962,628

VAN 3822,881 48,737‐ 52,754‐ 28,654‐ 70,782‐ 70,781‐ 70,781‐ 96,802‐ 54,270‐ 57,177 168,468 285,579 473,122 629,755 728,089 830,276 936,467 1046,817 1098,162 1151,519 1206,968 1206,968 1206,968 1206,968 1206,968 1206,968 1206,968 1206,968 1206,968 1206,968 341,162

TIR 31%

Tomo III Evaluación Económica Plan de Obras 2021 ______________________________________________________________________________________

_______________________________________________________________26

6.2. Construcción Subestación San Juan del Sur, Línea de Transmisión 138 kV y Obras Conexas

6.2.1. Descripción general del proyecto - Introducción

El principal objetivo del proyecto “Construcción Subestación San Juan del Sur, Línea de Transmisión 138 kV y Obras Conexas” es suministrar energía eléctrica de calidad, confiable y segura a los usuarios del municipio de San Juan del Sur y algunas zonas aledañas. Permitiendo también satisfacer el crecimiento de la demanda en la zona turística de San Juan del Sur.

Como antecedente es posible indicar que en 1972 se energizó la Subestación de Rivas con cuatro circuitos de distribución. Uno de los circuitos alimenta San Juan del Sur, Sapoá, Cárdenas y Peñas Blancas.

La Subestación Rivas se conectó al Sistema Nacional de Transmisión (SNT) en 138 kV por medio de una línea radial procedente de la Subestación Catarina (línea L8120) y contó con un transformador de potencia con capacidad de 15 MVA. De acuerdo a datos suministrados por el agente distribuidor, en febrero del año 2007 la subestación registró una demanda máxima de potencia de 13.6 MW (14.17 MVA), presentando una cargabilidad del 94.44 %.

En el mes de noviembre del año 2010 la subestación presentó una demanda máxima de 26 MW lo que mantuvo sobrecargado el transformador.

En el año 2011 se cambió el transformador existente de 25 MVA por uno de 40 MVA para atender la demanda de la zona.

En los últimos años la demanda de potencia en la Subestación RIV ha tenido un crecimiento acelerado. Esto se debe a que parte del área de influencia de sus circuitos de distribución es la zona costera del departamento de Rivas. Esta zona es la de mayor crecimiento en infraestructura turística de la costa pacífico de Nicaragua.

ENATREL planificó y puso en marcha la construcción de una nueva subestación para asumir parte de la carga de la subestación Rivas. Según el agente distribuidor, la ubicación óptima de esta nueva subestación es en las proximidades del poblado de San Juan del Sur. Con la nueva subestación se mejorará la calidad del servicio eléctrico (nivel de tensión) en la zona de desarrollo turístico, se reducirán las pérdidas en los circuitos de distribución y podrá brindarse cobertura de servicio eléctrico a nuevas comunidades del departamento de Rivas.

El proyecto consiste en construir una subestación en esquema de barra simple en las proximidades del poblado de San Juan del Sur. La subestación se conectará a la Subestación La Virgen por medio de una línea de 138 kV de 15 km.


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El proyecto contiene las siguientes obras:

Obra 1: Construcción de Subestación San Juan del Sur, con capacidad de 20/25 MVA en 138/24.9 kV.

Obra 2: Construcción de línea de transmisión San Juan del Sur-La Virgen, con una longitud de 15 km.

Obra 3: Ampliación de Subestación La Virgen. Montaje de una bahía de 138 kV.

6.2.2. Localización del Proyecto

El proyecto se localiza en el municipio de San Juan del Sur, del departamento de Rivas. La ilustración a continuación muestra la ubicación de la Subestación San Juan del Sur, las líneas futuras y la infraestructura actual.

Ilustración 3. Mapa de localización de obras del proyecto “Construcción Subestación San Juan del Sur, Línea de Transmisión 138

kV y Obras Conexas”


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6.2.3. Diagrama unifilar


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Ilustración 4. Diagrama unifilar de obras del proyecto “Construcción Subestación San Juan del Sur, Línea de Transmisión 138 kV y Obras

Conexas”


El principal beneficio esperado al implementar el proyecto es la eliminación de las interrupciones súbitas de la energía eléctrica en el municipio de San Juan del Sur.

Otro beneficio es el incremento en la calidad y la confiabilidad del suministro de energía, esto implica que se favorece mayores inversiones en el sector turístico ya que existe capacidad de satisfacer el crecimiento de la demanda de energía eléctrica en los diferentes sectores del municipio de San Juan del Sur y Tola.

En cuanto a los beneficiarios, se estima que son los 21,271 habitantes del municipio de San Juan del Sur y algunos sectores del municipio de Tola.

6.2.5. Costos de inversión

El costo total aproximado de las obras es de USD 5.65 millones, de los cuales USD 5.02 millones son financiados por el Gobierno de la India, un monto de USD 20 mil para pre inversión y USD 617 mil ambos provenientes de contrapartida local.


Costos: están compuestos por los costos de inversión, los de operación y mantenimiento, los de energía y los conexos.

Costos de inversión: Estos son los valores trasladados al análisis beneficio costo a precios de mercado; para el correspondiente análisis a precios de frontera se los multiplica por su correspondiente Razón de Precios de Cuenta (RPC).


Costos de operación y mantenimiento: de acuerdo a la práctica común, se estiman estos costos a precios de mercado como el 2% de la inversión acumulada hasta el año inmediatamente anterior al que corresponde el costo dentro del flujo de costos del análisis. Los costos a precios de frontera son los anteriores multiplicados por su correspondiente RPC.


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Costos de generación: se calculan como la demanda de energía incremental del proyecto al nivel de generación valorada al costo unitario de generación.

Costos conexos de distribución: son los costos de distribución en que hay que incurrir para obtener los beneficios del proyecto y que no están incluidos en su presupuesto de inversión. Se estiman observando el incremento de energía en cada año respecto al anterior y se valoran al Costo Incremental Promedio de Largo Plazo (CIPLP).

Beneficios: en el presente análisis se han valorado únicamente los beneficios originados en abastecimiento de energía incremental, mayor confiabilidad y reducción de pérdidas de transmisión.

Los primeros dos se comentan a continuación; el beneficio por reducción de pérdidas de transmisión está valorado implícitamente al calcular la electricidad generada. Por consiguiente, no se valoran dos beneficios importantes: la mejoría en voltaje debida al proyecto y la reducción de pérdidas de distribución.

Las razones para esta decisión residen en que la empresa de transmisión (ENATREL) carece de software especializado de distribución. La consecuencia de la acción no tiene importancia mayor si aun así el proyecto resulta bueno (TIRE>0) pues aún mejor sería si se incluyeran las dos clases de beneficios omitidos.

Beneficio por consumos incrementales residenciales: Poseen dos componentes: el pago y el excedente del consumidor. El primero simplemente valora la energía incremental residencial por la tarifa ya que los clientes, por el hecho de sufragarla, revelan que prefieren al costo asociado al pago en lugar de los bienes alternativos que podrían adquirir con ese dinero.

Beneficio de excedente del consumidor: Este monto en el caso presente en que existe servicio eléctrico en ausencia del proyecto, vale menos que en el caso de expansión de la distribución mediante extensión de redes pues allí, en ausencia del proyecto, los consumos se reducen al consumo de los energéticos liberados. La cuantificación está realizada empleando la siguiente fórmula:

EnergíaSineciodElasticida

TarifarementalEnergíaIncConsumidorExc

*Pr2)(.

2

Donde “EnergíaSin” representa a la energía entregada al sector residencial en ausencia del Proyecto. En la fórmula, el valor absoluto de la elasticidad precio de la electricidad se ha supuesto que es de 0.6, monto superior al valor típico de la elasticidad de la demanda residencial en zonas de bajos ingresos y consumos que se estima en 0.5. Este supuesto se sustenta, a su vez, en dos consideraciones. Por una parte, porque alrededor de este monto fluctúan los valores de la elasticidad precio de la demanda residencial en los proyectos de


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expansión de redes para los cuales se calcula efectivamente el parámetro. Por otra parte, en el hecho de que, si su valor absoluto cayera del 0.6 supuesto a 0.5 que es el monto típico, aún mayores serían los beneficios por excedente del consumidor.

Beneficios por consumo incremental no residencial: se estiman únicamente como iguales al pago que hacen los clientes. Esta simplificación se debe a que se desconoce el valor de la electricidad precio de la demanda por electricidad no residencial. El supuesto coloca al proyecto en una situación pesimista y si así resulta bueno, con mayor razón lo sería si se incluyeran los excedentes del consumidor.

Beneficios por mayor confiabilidad: Están estimados como la mayor energía consumida por menores fallas repentinas, valorada por a tres veces la tarifa pagada. Este supuesto de valoración se soporta en las siguientes consideraciones. Por una parte, el corte imprevisto vale más que el consumo puesto que produce daño, pérdida de producción, en algunos casos pérdida de insumos, por lo general pérdida de tiempo y de ocio. El consumo con su excedente del consumidor para elasticidad precio de la demanda de -0.5 vale dos veces la tarifa, monto que representa un mínimo para la valoración del costo de la falla imprevista. Por otra parte, debe valer menos de US$ 2.00/kWh que es el costo de falla imprevisto de utilización generalizada y el valor superior del costo de falla considerado en la evaluación económica del SIEPAC. Las menores valoraciones comentadas se deben a que en las zonas rurales que beneficia el proyecto, no hay industrias importantes, ni explotaciones a las cuales impacten los cortes con daño diferentes de los daños menores que ocurren en los bienes de consumo eléctrico residenciales tales como radios, grabadoras, tocadiscos, etc. Por todas estas razones y para no sobredimensionar el beneficio, se valora solo como 50% del valor que posee el consumo incremental para el cliente campesino nuevo que, como se anotó, es del doble de la tarifa.


Para la evaluación privada resulta:

VAN: USD 8.36 millones TIR: 8.93 % B/C: 1.91

Para la evaluación económica resulta:

VANE: USD 8.45 millones TIRE: 9.53 % B/C: 1.95


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Item Sin proyecto 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044A COSTOS 12749,996 12792,592 12838,158 12886,069 12936,250 12988,872 13043,910 13101,654 13162,128 13224,438 13274,965 13327,261 13381,388 13437,408 13495,390 13555,401 13617,512 13681,797 13748,332 13817,196 13888,470 13962,239 14038,589 14117,612 14199,401 14284,052 14371,666 14462,346 14556,201 14653,340 14753,879

Inversión 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Costos O&M redes de distribucion 108,973 108,973 108,973 108,973 108,973 108,973 108,973 108,973 108,973 108,973 108,973 108,973 108,973 108,973 108,973 108,973 108,973 108,973 108,973 108,973 108,973 108,973 108,973 108,973 108,973 108,973 108,973 108,973 108,973 108,973 108,973Costo Reconocido de O&M del SNT 11671,821 11671,821 11671,821 11671,821 11671,821 11671,821 11671,821 11671,821 11671,821 11671,821 11671,821 11671,821 11671,821 11671,821 11671,821 11671,821 11671,821 11671,821 11671,821 11671,821 11671,821 11671,821 11671,821 11671,821 11671,821 11671,821 11671,821 11671,821 11671,821 11671,821 11671,821Costo de Energía 661,154 690,211 721,295 753,978 788,210 824,106 861,651 901,042 942,295 984,800 1019,268 1054,943 1091,866 1130,081 1169,634 1210,571 1252,941 1296,794 1342,182 1389,158 1437,779 1488,101 1540,185 1594,091 1649,884 1707,630 1767,397 1829,256 1893,280 1959,545 2028,129Costo de Energía No Suministrada 308,048 321,586 336,069 351,297 367,246 383,971 401,464 419,817 439,038 458,843 474,902 491,524 508,727 526,533 544,961 564,035 583,776 604,208 625,356 647,243 669,897 693,343 717,610 742,726 768,722 795,627 823,474 852,295 882,126 913,000 944,955

B BENEFICIOS -426,830 -445,588 -465,655 -486,755 -508,854 -532,029 -556,267 -581,697 -608,329 -635,770 -658,022 -681,053 -704,890 -729,561 -755,095 -781,524 -808,877 -837,188 -866,489 -896,817 -928,205 -960,692 -994,317 -1029,118 -1065,137 -1102,417 -1141,001 -1180,936 -1222,269 -1265,048 -1309,325

Venta de Energía 928,259 969,055 1012,697 1058,583 1106,645 1157,044 1209,756 1265,061 1322,980 1382,658 1431,051 1481,138 1532,978 1586,632 1642,164 1699,640 1759,127 1820,697 1884,421 1950,376 2018,639 2089,291 2162,416 2238,101 2316,434 2397,510 2481,423 2568,272 2658,162 2751,197 2847,489Excedente del consumidor 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Confiabilidad -148,352 -154,872 -161,846 -169,180 -176,861 -184,916 -193,340 -202,179 -211,435 -220,973 -228,707 -236,712 -244,996 -253,571 -262,446 -271,632 -281,139 -290,979 -301,163 -311,704 -322,614 -333,905 -345,592 -357,687 -370,206 -383,164 -396,574 -410,454 -424,820 -439,689 -455,078Pérdidas -278,478 -290,716 -303,809 -317,575 -331,993 -347,113 -362,927 -379,518 -396,894 -414,797 -429,315 -444,341 -459,893 -475,990 -492,649 -509,892 -527,738 -546,209 -565,326 -585,113 -605,592 -626,787 -648,725 -671,430 -694,930 -719,253 -744,427 -770,482 -797,449 -825,359 -854,247

C BENEFICIO NETO SIN PROYECTO -13176,826 -13238,180 -13303,814 -13372,824 -13445,105 -13520,901 -13600,177 -13683,351 -13770,457 -13860,208 -13932,987 -14008,314 -14086,277 -14166,969 -14250,485 -14336,924 -14426,389 -14518,985 -14614,822 -14714,012 -14816,675 -14922,931 -15032,906 -15146,730 -15264,537 -15386,468 -15512,667 -15643,282 -15778,469 -15918,388 -16063,204

Item Con Proyecto 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044A COSTOS 14146,419 14935,433 14459,561 13346,974 13171,534 13231,028 13293,255 13358,540 13426,913 13497,361 13571,482 13648,969 13729,975 13814,659 13903,189 13995,739 14092,493 14193,640 14299,380 14409,922 14525,484 14646,294 14772,590 14904,622 15042,649 15186,944 15337,792 15495,491 15660,350 15832,697 16012,870

Inversión 1396,423 2142,842 1621,403 232,176Costos O&M redes de distribucion 108,973 108,973 108,973 79,253 79,253 79,253 79,253 79,253 79,253 79,253 79,253 79,253 79,253 79,253 79,253 79,253 79,253 79,253 79,253 79,253 79,253 79,253 79,253 79,253 79,253 79,253 79,253 79,253 79,253 79,253 79,253Costo Reconocido de O&M del SNT+Proyecto 11671,821 11671,821 11671,821 11785,913 11785,913 11785,913 11785,913 11785,913 11785,913 11785,913 11785,913 11785,913 11785,913 11785,913 11785,913 11785,913 11785,913 11785,913 11785,913 11785,913 11785,913 11785,913 11785,913 11785,913 11785,913 11785,913 11785,913 11785,913 11785,913 11785,913 11785,913Costo de Energia 661,154 690,211 721,295 1157,203 1209,742 1264,836 1322,459 1382,916 1446,231 1511,469 1580,108 1651,863 1726,877 1805,298 1887,280 1972,985 2062,582 2156,247 2254,167 2356,532 2463,547 2575,421 2692,376 2814,642 2942,460 3076,082 3215,773 3361,807 3514,473 3674,072 3840,918Costo de Energía No Suministrada 308,048 321,586 336,069 92,429 96,625 101,026 105,629 110,457 115,515 120,725 126,208 131,939 137,931 144,194 150,742 157,588 164,744 172,225 180,047 188,223 196,770 205,706 215,048 224,813 235,022 245,695 256,853 268,517 280,711 293,458 306,785

B BENEFICIOS -426,830 -445,588 -465,655 621,757 649,986 679,588 710,549 743,032 777,051 812,102 865,528 922,557 983,427 1048,391 1117,719 1191,699 1270,634 1354,852 1444,695 1540,534 1642,757 1751,782 1868,049 1992,029 2124,221 2265,157 2415,401 2575,553 2746,250 2928,171 3122,036Excedente del consumidor 0 0 0 252,303 263,758 275,770 288,333 301,515 315,319 329,543 361,055 395,175 432,095 472,022 515,176 561,793 612,124 666,436 725,018 788,175 856,232 929,539 1008,467 1093,412 1184,796 1283,071 1388,716 1502,244 1624,201 1755,167 1895,764Confiabilidad -148,352 -154,872 -161,846 44,513 46,534 48,653 50,869 53,195 55,630 58,140 60,780 63,540 66,426 69,442 72,596 75,892 79,339 82,942 86,708 90,646 94,762 99,065 103,564 108,267 113,184 118,324 123,697 129,314 135,187 141,326 147,744Disminución de pérdidas -278,478 -290,716 -303,809 324,942 339,695 355,165 371,346 388,322 406,101 424,420 443,694 463,843 484,907 506,927 529,948 554,013 579,172 605,473 632,969 661,713 691,763 723,177 756,018 790,350 826,242 863,763 902,988 943,994 986,863 1031,678 1078,528

C BENEFICIO NETO CON PROYECTO -14573,248 -15381,021 -14925,217 -12725,217 -12521,548 -12551,441 -12582,706 -12615,508 -12649,862 -12685,259 -12705,953 -12726,412 -12746,548 -12766,268 -12785,470 -12804,041 -12821,858 -12838,788 -12854,684 -12869,388 -12882,727 -12894,512 -12904,541 -12912,593 -12918,427 -12921,787 -12922,391 -12919,938 -12914,100 -12904,526 -12890,834

Flujo IncrementalItem Beneficio Neto (Con Proyecto - Sin Proyecto) 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044

A COSTOS 1396,423 2142,842 1621,403 460,905 235,284 242,156 249,345 256,887 264,785 272,923 296,517 321,708 348,587 377,251 407,799 440,339 474,981 511,843 551,048 592,726 637,014 684,055 734,001 787,010 843,248 902,892 966,127 1033,144 1104,150 1179,357 1258,991Inversión 1396,423 2142,842 1621,403 232,176Costos O&M redes de distribucion 0 0 0 -29,720 -29,720 -29,720 -29,720 -29,720 -29,720 -29,720 -29,720 -29,720 -29,720 -29,720 -29,720 -29,720 -29,720 -29,720 -29,720 -29,720 -29,720 -29,720 -29,720 -29,720 -29,720 -29,720 -29,720 -29,720 -29,720 -29,720 -29,720Costos O&M incremental de transmision 0 0 0 114,092 114,092 114,092 114,092 114,092 114,092 114,092 114,092 114,092 114,092 114,092 114,092 114,092 114,092 114,092 114,092 114,092 114,092 114,092 114,092 114,092 114,092 114,092 114,092 114,092 114,092 114,092 114,092Costo de Energia 0 0 0 403,225 421,532 440,730 460,808 481,875 503,937 526,668 560,839 596,920 635,011 675,217 717,646 762,414 809,641 859,453 911,985 967,374 1025,768 1087,320 1152,191 1220,551 1292,575 1368,452 1448,376 1532,551 1621,193 1714,527 1812,789Costo de Energía No Suministrada 0 0 0 -258,868 -270,621 -282,945 -295,836 -309,360 -323,524 -338,118 -348,695 -359,585 -370,797 -382,338 -394,219 -406,447 -419,032 -431,983 -445,309 -459,020 -473,126 -487,637 -502,562 -517,913 -533,699 -549,932 -566,621 -583,779 -601,415 -619,542 -638,170

B BENEFICIOS 0 0 0 1108,512 1158,841 1211,617 1266,816 1324,729 1385,380 1447,872 1523,551 1603,610 1688,317 1777,952 1872,815 1973,222 2079,512 2192,039 2311,185 2437,350 2570,963 2712,474 2862,366 3021,147 3189,358 3367,574 3556,402 3756,489 3968,519 4193,219 4431,361Excedente del consumidor 252,303 263,758 275,770 288,333 301,515 315,319 329,543 361,055 395,175 432,095 472,022 515,176 561,793 612,124 666,436 725,018 788,175 856,232 929,539 1008,467 1093,412 1184,796 1283,071 1388,716 1502,244 1624,201 1755,167 1895,764Mayor confiabilidad 213,693 223,395 233,568 244,209 255,374 267,065 279,112 289,487 300,252 311,422 323,013 335,042 347,524 360,478 373,920 387,871 402,350 417,376 432,970 449,156 465,955 483,390 501,487 520,271 539,769 560,007 581,015 602,822Disminución de pérdidas 642,517 671,688 702,278 734,273 767,841 802,995 839,217 873,009 908,184 944,800 982,917 1022,597 1063,905 1106,910 1151,682 1198,295 1246,826 1297,355 1349,965 1404,743 1461,781 1521,172 1583,016 1647,415 1714,476 1784,311 1857,037 1932,775

C BENEFICIO NETO CON PROYECTO -1396,423 -2142,842 -1621,403 647,607 923,557 969,460 1017,471 1067,842 1120,595 1174,949 1227,034 1281,903 1339,730 1400,701 1465,016 1532,884 1604,531 1680,197 1760,137 1844,624 1933,948 2028,419 2128,365 2234,137 2346,110 2464,681 2590,275 2723,344 2864,369 3013,862 3172,370

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 302014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044

FLUJO INCREMENTAL BENEFICIO NETO CON PROY - SIN PROY -1396,423 -2142,842 -1621,403 647,607 923,557 969,460 1017,471 1067,842 1120,595 1174,949 1227,034 1281,903 1339,730 1400,701 1465,016 1532,884 1604,531 1680,197 1760,137 1844,624 1933,948 2028,419 2128,365 2234,137 2346,110 2464,681 2590,275 2723,344 2864,369 3013,862 3172,370

FACTOR DE DESCUENTO 1.0000 0.9259 0.8573 0.7938 0.7350 0.6806 0.6302 0.5835 0.5403 0.5002 0.4632 0.4289 0.3971 0.3677 0.3405 0.3152 0.2919 0.2703 0.2502 0.2317 0.2145 0.1987 0.1839 0.1703 0.1577 0.1460 0.1352 0.1252 0.1159 0.1073 0.0994

FLUJO DESCONTADO -1396,423 -1984,113 -1390,092 514,091 678,842 659,798 641,179 623,076 605,423 587,767 568,354 549,786 532,025 515,035 498,781 483,229 468,347 454,105 440,473 427,422 414,925 402,957 391,492 380,508 369,980 359,888 350,210 340,927 332,020 323,470 315,262

VANE (8 %) 8458,744

TIRE 9.53%

B/C 1.95

Evaluación Económica de Subestación San Juan del Sur y Obras Conexas


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6.3. Construcción Subestación La Dalia 138 KV, Línea de Transmisión 138 kV y Obras Conexas.

6.3.1. Descripción general del proyecto - Introducción

El principal objetivo del proyecto “Construcción Subestación La Dalia 138 KV, Línea de Transmisión 138 kV y Obras Conexas” es suministrar energía confiable y segura a los usuarios existentes y a los nuevos usuarios de las comunidades rurales que serán electrificadas mediante los proyectos del PNESER en los municipios de El Tuma, La Dalia, El Cuá y San José de Bocay, así como en las zonas aledañas a estos municipios.

El proyecto también se justifica porque a través del mismo se puede disponer de una red de transmisión que permite evacuar la energía que pudiese ser generada en la zona mediante el desarrollo de pequeños o medianos proyectos hidroeléctricos, tal es el caso de la Planta Hidroeléctrica San Martín de 5.6 MW de capacidad nominal.

Como antecedente es posible indicar que en las décadas de los 60 y 70 se implementó el Plan Nacional de Electrificación Rural en la zona norte, central y en el pacífico de Nicaragua, esto se realizó con financiamiento de la AID. Como parte del plan se construyeron 10 subestaciones con sus respectivas líneas de transmisión. Además, se hicieron conversiones de voltajes o aumentos de transformación en 9 subestaciones y se efectuaron mejoras en el sistema de protección en otras 4 subestaciones. Con posterioridad a los desarrollos mencionados, el sistema de transmisión de Nicaragua ha permanecido prácticamente inalterado, lo cual conduce a que varias de las subestaciones que alimentan o bien alimentarán nuevas cargas provenientes de la ejecución de los proyectos de electrificación rural del PNESER, estén saturadas o próximas a alcanzar su máxima capacidad y, por consiguiente, requieren ampliación o trasiego de carga a nuevas subestaciones.

En particular la zona de influencia del proyecto es alimentada por la Subestación El Tuma que opera en 69 kV y fue diseñada para cargas mucho menores que las que hoy se prevén. Esta está conectada a la Subestación San Ramón, por medio de la línea radial L6140 construida en 1979 con conductor 4/0 AWG ACSR montado sobre estructuras de madera. Actualmente los postes se encuentran deteriorados y son comunes los colapsos en época de lluvias, que ocasionan frecuentes interrupciones del suministro de energía eléctrica en la zona.

Adicionalmente a la Planta Hidroeléctrica San Martín antes mencionada, el MEM a través del proyecto de Pequeñas Centrales Hidroeléctricas (PCH), ha identificado potencial de proyectos hidroeléctricos en los municipios de El Tuma-La Dalia y zonas aledañas, entre los cuales se encuentran los potenciales hidroeléctricos Zopilota (5.2 MW), Quililón (6 MW) y El Loro (2.5 MW).

Los antecedentes descritos motivan el fortalecimiento del sistema de transmisión que atiende los municipios de El Tuma, La Dalia, El Cuá y San José de Bocay. Para tal fin se llevó a cabo el Proyecto “Construcción Subestación La Dalia 138


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KV, Línea de Transmisión 138 kV y Obras Conexas” el cual consistió en la construcción de la Subestación La Dalia en 138 kV y una capacidad de 20/25 MVA, La ampliación de la Subestación San Ramón y la construcción de 42.1 km de línea en 138 kV, desde la subestación San Ramón a la subestación La Dalia.


El proyecto se localiza en el municipio de El Tuma-La Dalia, del departamento de Matagalpa. La ilustración a continuación muestra la ubicación de la Subestación La Dalia y la línea futura hasta la Subestación San Ramón.

Ilustración 5. Mapa de localización de obras del proyecto “Construcción Subestación La Dalia 138KV, Línea de Transmisión

138kV y Obras Conexas”


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6.3.3. Diagrama unifilar

Ilustración 6. Diagrama unifilar Subestación La Dalia


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Ilustración 7. Diagrama unifilar Subestación San Ramón


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Con la ejecución de este proyecto se beneficiará con un servicio de mejor calidad y mayor confiabilidad aproximadamente a 10,271 clientes (viviendas), es decir a unos 61,626 habitantes que actualmente tienen servicio de energía eléctrica.

Además, con el proyecto se beneficia al menos a 12 comunidades rurales, que serán electrificadas dentro del programa de Electrificación Sostenible y Energía Renovable (PNESER), beneficiando aproximadamente a un total de 567 viviendas y una población de 3,400 habitantes de las comunidades rurales de los municipios de El Tuma-La Dalia.

Además, esta subestación tendrá un potencial para alimentar a más comunidades adicionales que no tienen energía eléctrica en el municipio de El Tuma-La Dalia que actualmente no posee el servicio eléctrico.


El costo del proyecto es de USD 15.536 millones, de los cuales USD 12.475 millones serán financiados por el BEI y USD 3.061 millones serán aportados con financiamiento local.


Se estiman las energías consumidas en las situaciones con y sin proyecto en todas las subestaciones eléctricas que se ven impactadas en una u otra forma por el Proyecto. La situación con proyecto contiene las áreas de influencia de las subestaciones nuevas más el área de influencia de las subestaciones existentes cuya carga se ve aliviada por el trasiego que permiten las obras del proyecto. La situación sin proyecto incluye las áreas de influencia de todas estas últimas subestaciones.

Las simulaciones parten de las proyecciones de potencias (MW) en todas las subestaciones que están consideradas en la situación con proyecto. Efectuados los traslados de carga permitidos por las obras del proyecto y por la topología de los circuitos de distribución, se realiza la proyección de la demanda de forma separada para los usuarios existentes y los nuevos usuarios del PNESER.

La diferenciación se debe a que los primeros poseen distintas características de consumo de los segundos, las cuales se reflejan en factores de carga y crecimientos diferentes.

El factor de carga de los clientes existentes es medido y se toma como tal el de las subestaciones a la salida de los alimentadores primarios. El correspondiente a los clientes del PNESER es el informado por el MEM.


_______________________________________________________________ 38

La tasa de crecimiento de los consumos de los clientes existentes se supone igual a la de la demanda agregada a nivel nacional pronosticada para cada año en el estudio de demanda; la de los nuevos clientes se supone igual a la pronosticada por el PNESER para la correspondiente localidad.

Para la situación sin proyecto se proyectan las potencias de igual forma que para el caso con proyecto hasta cuando aparezca una restricción. A partir de ese momento las potencias suministradas se mantienen constantes.

Aunque existen varias restricciones a considerar, la evaluación sitúa al proyecto en un caso pesimista consistente en considerar únicamente dos clases de restricciones.

En primer lugar, la saturación de la capacidad de la subestación al 100%.

En segundo lugar, la finalización de la vida útil de la subestación, caso en el cual deja de alimentar su carga. Esta situación de finalización de la vida útil es excepcional y se considera únicamente en las Subestación San Ramón.

Otras consideraciones utilizadas para la simulación son:

Potencias abastecidas: se calculan para la situación con proyecto y para la situación sin proyecto como las sumas de las correspondientes potencias abastecidas por cada uno de los transformadores a la salida de las subestaciones que es el ingreso a la red de distribución.

Energía total al ingreso de las subestaciones: se estiman calculando las energías abastecidas a la salida de las subestaciones a partir de las potencias abastecidas y los factores de carga correspondiente.

A ese monto se adicionan las pérdidas en los transformadores de transmisión y se restan las energías dejadas de suministrar por fallas del sistema.

Pérdidas de transformación: su cálculo se presenta para las situaciones con y sin proyecto.

La estimación se realiza para cada uno de los transformadores y para las pérdidas de cobre y las de hierro. Como los transformadores no son de diseño especial, se supone que las pérdidas de cobre son iguales a las de hierro cuando el transformador opera a plena capacidad.

Las pérdidas de hierro se calculan a partir de la potencia perdida usando, para este efecto, las características de pérdidas de placa de los transformadores existentes e indicadores típicos para los transformadores nuevos.

Las pérdidas de cobre se estiman considerando la carga (MW) y el factor de carga y suponiendo que evolucionan cuadráticamente respecto a la carga suministrada.

El factor de carga de las pérdidas se calcula a partir del factor de carga de la carga utilizando, para este efecto, una formula empírica de uso acostumbrado.


_______________________________________________________________ 39

Energías no suministradas por fallas: su cálculo se limita únicamente a calcular la energía no suministrada a los clientes por razón de fallas intempestivas.

Las probabilidades de falla se estiman, para las líneas de 138 y de 69 kV, a partir de las estadísticas de falla de 2008.

Se supone que en el futuro ocurrirán las mismas probabilidades de falla de 2008, tanto para líneas existentes como para las nuevas de tal forma que los cambios en energías no suministradas por fallas obedecen a dos razones: las diferentes energías servidas en las situaciones con y sin proyecto y los cambios en topologías de la red de transmisión introducidos por la construcción del proyecto.

Pérdidas de transmisión: están calculadas como el 2.29% del total de la energía entregada por el sistema de transmisión al ingreso de las subestaciones en las situaciones con y sin proyecto.

El indicador está tomado del “Estudio de Pérdidas en los Sistemas de Distribución” efectuado por Consultoría Colombiana S.A. en 2008.

Requerimientos de Generación: están calculados como las energías al ingreso de las subestaciones más las pérdidas de transmisión para las situaciones con y sin proyecto.

Pérdidas en la red de 24.9 kV: se estiman como el 6.58% de la energía entregada a la media tensión de distribución que es la energía a la salida de las subestaciones.

El indicador está tomado del “Estudio de Pérdidas” de Consultoría Colombiana anteriormente mencionado.

Energía a la salida de la red de 24.9 kV: está estimada como la energía a la entrada de la red, menos las pérdidas en la red de media tensión.

Teniendo en cuenta que en la zona de influencia del proyecto no existen ventas en media tensión, la energía a la salida de la red de 24.9 kV es igual a la energía a la entrada de la red de baja tensión.

Pérdidas en la red de baja tensión: se estiman como el 5% de la energía a la entrada de dicha red.

El indicador está tomado del estudio mencionado de Consultoría Colombiana.

Ventas en baja tensión: se estiman como la energía al ingreso de la baja tensión menos las pérdidas en baja tensión.

Ventas en BT: se calculan a partir de las participaciones que en las ventas totales poseen los sectores residencial, comercial y resto, en la zona de influencia del proyecto.


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Cambios debidos al proyecto: se calculan como las energías con proyecto menos las energías sin proyecto.

Estos cambios dan lugar a beneficios o costos del proyecto y se manifiestan como requerimientos incrementales de generación, ventas incrementales y decrementos de energía debida a fallas intempestivas.

A continuación, se presentan los cálculos y supuestos.


Costos de inversión: contiene los costos de inversión para el proyecto, expresados en USD de junio de 2009, a precios de mercado.

Estos son los valores trasladados al análisis beneficio costo a precios de mercado; para el correspondiente análisis a precios de frontera se los multiplica por su correspondiente Razón de Precios de Cuenta (RPC).

La Razón de Precios de Cuenta (RPC) son basados en los precios sociales estimados por el Sistema Nacional de Inversiones Públicas (SNIP). Los cuales tienen los siguientes valores: Precio social de la divisa = 1.27, Precio social de la mano de obra calificada = 1, Precio social de la mano de obra no calificada = 0.7 y Tasa social de descuento = 12%

Costos de operación y mantenimiento: de acuerdo a la práctica común, se estiman estos costos a precios de mercado como el 2% de la inversión acumulada hasta el año inmediatamente anterior al que corresponde el costo dentro del flujo de costos del análisis.

Los costos a precios de frontera son los anteriores multiplicados por su correspondiente RPC.


Costos conexos de distribución: son los costos de distribución en que hay que incurrir para obtener los beneficios del proyecto y que no están incluidos en su presupuesto de inversión.

Se estiman observando el incremento de energía en cada año respecto al anterior y se valoran al Costo Incremental Promedio de Largo Plazo (CIPLP) que fue estimado en USD 0.035/kWh a precios de 2007 lo que equivale a USD 0.037/kWh de junio de 2009.


Los primeros dos se comentan a continuación; el beneficio por reducción de pérdidas de transmisión está valorado implícitamente al calcular la electricidad


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generada. Por consiguiente, no se valoran dos beneficios importantes: la mejoría en voltaje debida al proyecto y la reducción de pérdidas de distribución. Las razones para esta decisión residen en que la empresa de transmisión (ENATREL) carece de software especializado de distribución. La consecuencia de la acción no tiene importancia mayor si aun así el proyecto resulta bueno (TIRE>0) pues aún mejor sería si se incluyeran las dos clases de beneficios omitidos. Beneficio por consumos incrementales residenciales. Poseen dos componentes: el pago y el excedente del consumidor. El primero simplemente valora la energía incremental residencial por la tarifa ya que los clientes, por el hecho de sufragarla, revelan que prefieren al costo asociado al pago en lugar de los bienes alternativos que podrían adquirir con ese dinero.

Beneficio de excedente del consumidor: Este monto en el caso presente en que existe servicio eléctrico en ausencia del proyecto, vale menos que en el caso de expansión de la distribución mediante extensión de redes pues allí, en ausencia del proyecto, los consumos se reducen al consumo de los energéticos liberados. El valor absoluto de la elasticidad precio de la electricidad se ha supuesto que es de 0.6, monto superior al valor típico de la elasticidad de la demanda residencial en zonas de bajos ingresos y consumos que se estima en 0.5. Este supuesto se sustenta, a su vez, en dos consideraciones.

Por una parte, porque alrededor de este monto fluctúan los valores de la elasticidad precio de la demanda residencial en los proyectos de expansión de redes para los cuales se calcula efectivamente el parámetro.

Por otra parte, en el hecho de que, si su valor absoluto cayera del 0.6 supuesto a 0.5 que es el monto típico, aún mayores serían los beneficios por excedente del consumidor.

Beneficios por consumo incremental no residencial: se estiman únicamente como iguales al pago que hacen los clientes.

Esta simplificación se debe a que se desconoce el valor de la electricidad precio de la demanda por electricidad no residencial. El supuesto coloca al proyecto en una situación pesimista y si así resulta bueno, con mayor razón lo sería si se incluyeran los excedentes del consumidor.

Beneficios por mayor confiabilidad: están estimados como la mayor energía consumida por menores fallas repentinas, valorada por a tres veces la tarifa pagada.

Este supuesto de valoración se soporta en las siguientes consideraciones.

Por una parte, el corte imprevisto vale más que el consumo puesto que produce daño, pérdida de producción, en algunos casos pérdida de insumos, por lo general pérdida de tiempo y de ocio.

El consumo con su excedente del consumidor para elasticidad precio de la demanda de -0.5 vale dos veces la tarifa, monto que representa un mínimo para la valoración del costo de la falla imprevista.


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Por otra parte, debe valer menos de USD 2.00/kWh que es el costo de falla imprevisto de utilización generalizada y el valor superior del costo de falla considerado en la evaluación económica del SIEPAC. Las menores valoraciones comentadas se deben a que en las zonas rurales que beneficia el proyecto, no hay industrias importantes, ni explotaciones a las cuales impacten los cortes con daño diferentes de los daños menores que ocurren en los bienes de consumo eléctrico residenciales tales como radios, grabadoras, tocadiscos, etc.

Por todas estas razones y para no sobredimensionar el beneficio, se valora solo como 50% del valor que posee el consumo incremental para el cliente campesino nuevo que, como se anotó, es del doble de la tarifa.

Beneficios por generación más económica: con la implementación del proyecto se hace posible inyectar la generación de la Planta Hidroeléctrica San Martín de 5.6 MW (aproximadamente generando unos 22 GWh al año) al SIN. Esta electricidad es pagada a menor costo que si fuese generada por plantas térmicas y usando combustible fósil. La diferencia (ahorro) entre ambas situaciones es el beneficio por generación más económica. Sin embargo, este beneficio no se considerará inicialmente en la evaluación. Lo que implica que si el proyecto en la valoración resulta ser viable económicamente, considerar este beneficio corroboraría aún más la idoneidad del proyecto.

Indicadores de la evaluación: se calculan los dos indicadores acostumbrados: el Valor Presente Neto Económico (VANE) a precios frontera con nivel de precios correspondiente a junio de 2009 y descontado al 12% hasta enero de 2009. En segundo lugar, la Tasa Interna de Retorno Económica (TIRE).


Para la evaluación privada resulta: VAN: USD 22.62 millones TIR: 26.5 % B/C: 3.53


VANE: USD 14.83 millones TIRE: 23 % B/C: 1.18

Los valores que se consideran excepcionalmente buenos.


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Evaluación Privada


ANALISIS BENEFICIO COSTO DEL PROYECTO LA DALIA Y AMPLIACION DE SAN RAMON A PRECIOS DE MERCADO SIN IMPUESTOS

Valores en miles de US$ de junio de 2009Descripción 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038

A. COSTOS

1. Inversión 3,085 5,756 4,902 1,793 ‐12,836

2. Costos de Operación y Mantenimiento 311 311 311 311 311 311 311 311 311 311 311 311 311 311 311 311 311 311 311 311 311 311 311 311

3. Costos de energía 0 0 0 899 924 950 977 1,006 1,037 1,071 1,109 1,139 1,171 1,203 1,236 1,271 1,306 1,342 1,380 1,418 1,458 1,499 1,541 1,585 1,629 1,629 1,629

4. Costos conexos de distribución 0 0 0 0 461 13 13 14 15 16 18 19 16 16 17 17 18 18 19 19 20 20 21 22 22 23 23 23

Costo Total = 3,085 5,756 4,902 1,793 1,671 1,247 1,274 1,302 1,332 1,364 1,400 1,438 1,465 1,497 1,530 1,564 1,599 1,635 1,672 1,710 1,749 1,789 1,831 1,873 1,917 1,963 1,963 ‐10,873B. BENEFICIOS

1. Energía incremental al nivel de 24.9 kV 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

2. Energía incremental Sector Residencial 2,069 2,127 2,187 2,250 2,318 2,389 2,469 2,556 2,627 2,700 2,775 2,853 2,933 3,015 3,099 3,186 3,276 3,369 3,464 3,562 3,663 3,766 3,766 3,766

a. Pago 1,129 1,160 1,193 1,228 1,264 1,303 1,347 1,394 1,433 1,473 1,514 1,556 1,600 1,644 1,691 1,738 1,787 1,837 1,889 1,943 1,998 2,054 2,054 2,054

b. Excedente del consumidor 940 967 994 1,023 1,053 1,086 1,122 1,162 1,194 1,227 1,261 1,297 1,333 1,370 1,409 1,448 1,489 1,531 1,574 1,619 1,665 1,712 1,712 1,712

3. Energía Incremental Consumos Comerciales 92 95 97 100 103 106 110 114 117 120 124 127 131 134 138 142 146 150 154 159 163 168 168 168

4. Energía Incremental Otros consumos 22 23 23 24 25 26 26 27 28 29 30 31 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 40 40

5. Mayor confiabilidad 4,666 4,787 4,914 5,046 5,186 5,335 5,500 5,679 5,827 5,979 6,135 6,296 6,462 6,632 6,808 6,988 7,174 7,364 7,561 7,763 7,971 8,185 8,185 8,185

Beneficio Total = 6,850 7,031 7,221 7,421 7,632 7,857 8,106 8,376 8,599 8,828 9,064 9,307 9,557 9,814 10,078 10,350 10,631 10,919 11,216 11,521 11,836 12,160 12,160 15,926

C. BENEFICIO NETO ‐3,085 ‐5,756 ‐4,902 ‐1,793 5,179 5,784 5,947 6,119 6,300 6,493 6,706 6,938 7,133 7,331 7,534 7,743 7,958 8,179 8,407 8,641 8,882 9,130 9,385 9,648 9,918 10,197 10,197 26,799

VPN(12%, ENE 2009) = 22,622

TIR % = 26.5%

ANALISIS BENEFICIO COSTO DEL PROYECTO LA DALIA Y AMPLIACION DE SAN RAMON A PRECIOS DE FRONTERA

Valores en miles de US$ de junio de 2009Descripción 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038

A. COSTOS

1. Inversión 2,906 5,421 4,617 1,688 ‐12,089

2. Costos de Operación y Mantenimiento 0 0 0 0 293 293 293 293 293 293 293 293 293 293 293 293 293 293 293 293 293 293 293 293 293 293 293 293

3. Costos de energía 0 0 0 0 763 784 806 830 854 880 909 941 967 994 1,021 1,049 1,079 1,109 1,139 1,171 1,204 1,238 1,272 1,308 1,345 1,383 1,383 1,383

4. Costos conexos de distribución 0 0 0 0 378 10 11 11 12 13 14 16 13 13 14 14 14 15 15 16 16 17 17 18 18 19 19 19

Costo Económico Total = 2,906 5,421 4,617 1,688 1,434 1,087 1,110 1,134 1,159 1,186 1,216 1,249 1,272 1,299 1,327 1,356 1,386 1,416 1,447 1,480 1,513 1,547 1,582 1,619 1,656 1,694 1,694 1,694

B. BENEFICIOS

1. Energía incremental al nivel de 24.9 kV 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

2. Energía incremental Sector Residencia 0 0 0 0 1,629 1,674 1,722 1,772 1,825 1,881 1,944 2,013 2,068 2,126 2,185 2,246 2,309 2,374 2,440 2,509 2,580 2,652 2,727 2,804 2,884 2,966 2,966 2,966

a. Pago 0 0 0 0 889 913 939 967 995 1,026 1,061 1,098 1,128 1,160 1,192 1,225 1,260 1,295 1,331 1,369 1,407 1,447 1,488 1,530 1,573 1,618 1,618 1,618

b. Excedente del consumidor 0 0 0 0 740 761 783 805 830 855 884 915 940 966 993 1,021 1,050 1,079 1,109 1,140 1,173 1,206 1,240 1,275 1,311 1,348 1,348 1,348

3. Energía Incremental Consumos Comerc 0 0 0 0 73 75 77 79 81 84 87 90 92 95 97 100 103 106 109 112 115 118 121 125 128 132 132 132

4. Energía Incremental Otros consumos 0 0 0 0 17 18 18 19 20 20 21 22 22 23 23 24 25 25 26 27 28 28 29 30 31 32 32 32

5. Mayor confiabilidad 0 0 0 0 3,674 3,769 3,869 3,973 4,084 4,201 4,331 4,472 4,588 4,708 4,831 4,958 5,088 5,222 5,360 5,502 5,648 5,799 5,953 6,113 6,276 6,445 6,445 6,445

Beneficio Económico Total = 0 0 0 0 5,393 5,536 5,686 5,843 6,009 6,186 6,383 6,595 6,771 6,951 7,137 7,328 7,525 7,727 7,936 8,150 8,371 8,598 8,831 9,072 9,320 9,574 9,574 9,574

C. BENEFICIO ECONOMICO NETO ‐2,906 ‐5,421 ‐4,617 ‐1,688 3,960 4,449 4,576 4,710 4,850 5,001 5,166 5,346 5,498 5,652 5,810 5,972 6,139 6,311 6,488 6,670 6,858 7,051 7,249 7,453 7,664 7,880 7,880 7,880

VPNE(12%, ENE 2009) = 14,833

TIRE % = 23.0%


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6.4. Construcción Subestación Santa Clara y Línea Ocotal-Santa Clara 138KV.


En la década de los 60 y 70 se implementó el Plan nacional de Electrificación Rural en la zona norte, central y el pacifico de Nicaragua con un financiamiento de la AID.

La subestación Santa Clara inicio operaciones en 1976, como también las inicio la línea de transmisión L6130 en 69 KV Yalagüina – Santa Clara.

En el año 2008, se planifico dentro del Programa Nacional de Electrificación Sostenible y Energía Renovable (PNESER), la construcción de una nueva subestación en Ocotal y una Línea de transmisión en 138 kV Yalagüina-Ocotal-Santa Clara con conductor 556.5 kcmil ACSR, en este proyecto se consideraba que este último tramo de línea entre las subestaciones de Ocotal y Santa Clara quedaría operando en 69kV ya que no incluía la conversión de la subestación Santa Clara a 138 kV.

Posteriormente cuando se realizaron las licitaciones de los proyectos de transmisión del PNESER, el financiamiento adquirido no permitió contratar la construcción del tramo de línea entre Ocotal y Santa Clara.

Actualmente a los municipios de El Jícaro, Ciudad Antigua, San Fernando, Jalapa, Quilali, San Juan del Rio Coco y sectores adyacentes se les suministra energía a través de la subestación Santa Clara (SKL), estos municipios poseen un servicio de energía eléctrica con un bajo perfil de voltaje.

Esta subestación y su línea de trasmisión en 69 KV L6130, tienen 39 años de estar en operación, la antigüedad de la línea y el daño que se presenta en las estructuras de la misma provocan la salida de la subestación Santa Clara, estas salidas de operación representan pérdidas para los usuarios de la subestación Santa Clara.

Tabla 11. Fallas ocurridas en el año 2017

Tensión Circuito Kilómetros Instalados Localización

Forzadas No Autorizadas

Nro. Horas ENS

69 kV LINEA L6130 50.00 YALAGUINA - SANTA CLARA 96 106.0836 330.352

Además de esto, sus circuitos de distribución poseen largas distancias de más de 50 km, por lo que a la fecha se encuentran saturados.


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El proyecto tiene el objetivo de suministrar energía confiable y segura a los actuales usuarios que cuentan con el servicio de energía eléctrica y a los nuevos usuarios de los municipios de El Jícaro, Ciudad Antigua, San Fernando, Jalapa y Quilalí.

Al realizar la construcción de la nueva subestación Santa Clara se reducirán las salidas intempestivas de operación de la subestación provocadas por el mal estado en la línea de transmisión de 69 kV y se mejorará el servicio eléctrico a los 22,100 usuarios actuales que se alimentan de la subestación Santa Clara. Además, se disminuirán las pérdidas en el sistema de transmisión.

Adicionalmente, con la conversión a 138 kV de Santa Clara aumentará la confiabilidad del suministro al no depender su alimentación del autotransformador de 138/69kV ubicado en la SE Yalagüina el cual tiene más de 40 años de estar en operación.

La nueva subestación contará con capacidad para integrar al sistema interconectado nacional nuevos clientes que no cuentan con este servicio, donde se proyecta alcanzar comunidades que no han sido electrificadas y que se podrán alimentar.

Adicionalmente, la subestación contara con capacidad para retroalimentar a la subestación Ocotal, en caso que se realice mantenimiento o salida intempestiva de la subestación.

Finalmente, al menos 95 comunidades serán beneficiadas con el programa electrificación rural (PNESER) y la construcción de la nueva subestación Santa Clara.

El proyecto consiste en el diseño, suministro de equipos y materiales, obras civiles, montaje electromecánico, transporte, pruebas y puesta en servicio para la construcción de las siguientes obras:

Obra 1: Construcción de la Subestación Santa Clara con nivel de tensión de 138/24.9 kV.

Obra 2: Ampliación de la Subestación Ocotal.

Obra 3: Construcción de 22 km de línea en 138 kV desde la subestación Ocotal hacia nueva subestación Santa Clara.


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Ilustración 8. Mapa de localización de obras del proyecto “Construcción Subestación Santa Clara y Línea Ocotal-Santa Clara

138KV”


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6.4.3. Diagrama Unifilar

Ilustración 9. Diagrama Unifilar de obras del proyecto “Construcción Subestación Santa Clara y Línea Ocotal-Santa Clara 138KV”


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Con la ejecución de este Proyecto, se beneficiará aproximadamente a 146,756 habitantes actuales pertenecientes a El Jícaro, Ciudad Antigua, San Fernando, Jalapa y Quilali.

El Jícaro, Ciudad Antigua, San Fernando, Jalapa y Quilali. Además, se podrá realizar ampliación en los circuitos de distribución para los futuros clientes incluidos al sistema con el proyecto PNESER.


El costo total del proyecto es de USD 8.439 millones, de los cuales USD 7.151 millones serán cubiertos con financiamiento externo, con financiamiento de recursos del tesoro USD 0.735 millones y con Recursos Propios USD 0.552 millones.


El objeto de esta evaluación es cuantificar si el proyecto denominado “Construcción de Subestación Jinotega y Línea de Transmisión en doble circuito de 138 kV” es factible. La tasa de descuento utilizada en la evaluación financiera es 8 %. La tasa de descuento económica es la que utiliza SNIP que es el 8 %. Debido a que el proyecto dura tres años y entra en operación en el 2020. El período de la evaluación es 2018-2050. En el cual se incluyen los tres años de construcción.


En la evaluación financiera, los costos que se utilizaron son: el costo del proyecto, el costo de operación y mantenimiento el cual corresponde al 2.5 % del costo del proyecto. Los beneficios son: ingreso adicional por transmisión de energía.

Con respecto al ingreso es el diferencial de la transmisión de energía por el peaje de transmisión. El diferencial de la transmisión de energía es el diferencial de la demanda de los transformadores de potencia con proyecto y sin proyecto.

El factor de carga de la subestación utilizado no es el histórico sino el existente en año el 2016. La tasa de crecimiento de la demanda máxima de la subestación no es constante, sino que varía de año a año. Hay que hacer notar que la tendencia es creciente. Sin embargo, la tasa del 2014 (9.42 %) y 2016 (10.2


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%) son atípicos. Por lo que se decide tomar la tasa de crecimiento del MEM la cual es menor que las tasas del 2014 y 2016.

En el año 2018 entra en operación la Subestación Yalí por lo que parte de la carga será asumida por la Subestación Yalí.

Debido a que se supone que la energía transmitida es localizada en la barra de media tensión, es necesario agregarle las pérdidas de media y baja tensión con el objeto de conocer el total de energía que es necesario transmitir a dicha subestación.

El porcentaje de pérdidas está tomado del “Estudio de Pérdidas en los Sistemas de Distribución” efectuado por Consultoría Colombiana S.A. en 2008.

Con respecto al peaje podemos decir que es constante debido a que este proyecto no influye en los otros proyectos.

La energía abastecida a la salida de las subestaciones se calcula a partir de las potencias abastecidas y los factores de carga correspondiente. A ese monto se adicionan las pérdidas.

Evaluación Financiera Sin Financiamiento

En la evaluación financiera sin financiamiento, los costos que se utilizaron son: el costo del proyecto, el costo de operación y mantenimiento el cual corresponde al 2.5 % del costo del proyecto. Los beneficios son: ingreso adicional por transmisión de energía. A continuación, se presentan sus cálculos y supuestos. Costo de inversión: son los costos de inversión para el Proyecto, a precios

de mercado. Costo de operación y mantenimiento de transmisión: de acuerdo a la

práctica internacional, se estiman estos costos a precios de mercado como el 2.5% de la inversión.

Ingreso adicional por transmisión de energía: simplemente valora la energía incremental por la tarifa de transmisión aprobada por el INE.

Evaluación Financiera Con Financiamiento En la evaluación financiera con financiamiento, los costos que se utilizaron son: el costo del proyecto, el costo de operación y mantenimiento el cual corresponde al 2.5 % del costo del proyecto, los intereses y la amortización del préstamo. Los beneficios son: ingreso adicional por transmisión de energía y financiamiento. El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) será el financiador. Sin embargo, el 50 % del financiamiento lo otorga con capital ordinario. La comisión de crédito es del 0.25% Se deberá pagar la primera cuota de amortización en la fecha de


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vencimiento del plazo de setenta y dos (72) meses y la última, a más tardar, a los treinta (30) años. Los intereses se devengarán sobre los saldos deudores diarios de la porción del préstamo desembolsada con cargo al financiamiento de capital ordinario, a una tasa anual para cada trimestre determinada por el Banco en la fecha de determinación de la tasa de interés basada en LIBOR para cada trimestre, calculada de la siguiente forma: (i) La Tasa de Interés Basada en LIBOR; (ii) más el margen vigente para préstamos del Capital Ordinario del Banco. El 50 % faltante lo otorga con el Fondo para Operaciones Especiales el cuál será amortizado mediante un único pago que deberá efectuarse, a más tardar, a los cuarenta (40) años. La tasa de interés aplicable será del 0.25% por año. A continuación, se presentan sus cálculos y supuestos. Ingreso adicional por transmisión de energía: se valora la energía

incremental por la tarifa de transmisión aprobada por el INE.

Financiamiento: corresponde al préstamo que otorgará el financiador.

Costo de inversión: son los costos de inversión para el Proyecto, a precios de mercado.

Costo de operación y mantenimiento de transmisión: de acuerdo a la práctica internacional, se estiman estos costos a precios de mercado como el 2.5% de la inversión.

Intereses de préstamo con capital ordinario: de acuerdo a los parámetros establecido por el BID.

Amortización de préstamo con capital ordinario: de acuerdo a los parámetros establecido por el BID.

Cancelación préstamo con fondos de operaciones especiales: la cancelación es un único pago a los 40 años de haber otorgado el préstamo, debido a que el tiempo de cancelación (40 años) es mayor que el periodo del proyecto (30 años). Se calcula el monto que se debe pagar a los 30 años para que el proyecto pague dichos fondos. En este cálculo se incluyen los tres años de construcción, ya que el préstamo inicia desde el primer desembolso, es decir, desde que inicia el proyecto. Por lo que la evaluación incluye los años de la construcción y la vida útil del equipo sumando en total 33 años.


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Evaluación Económica En la evaluación económica, los costos que se utilizaron son: el costo del proyecto, el costo de operación y mantenimiento el cual corresponde al 2.5 % del costo del proyecto. Los beneficios son: disminución de energía de falla por transmisión de energía y recursos liberados por sustitución de energía en los clientes rurales. Evaluación Beneficio-Costo A continuación, se presentan sus cálculos y supuestos. Costos: están compuestos por los costos de inversión, los de operación y

mantenimiento.

Costos de inversión: contiene los costos de inversión para el proyecto, expresados en USD a precios de mercado. Estos son los valores trasladados al análisis beneficio costo a precios de mercado; para el correspondiente análisis a precios de frontera se los multiplica por su correspondiente Razón de Precios de Cuenta (RPC) que aparece en la hoja de cálculo llamada “Inputs”.


Cabe aclarar que los costos de generación, transmisión y distribución utilizados son los que surgen del Pliego Tarifario (Resolución INE N°01042015) y se suponen iguales a los costos incrementales de largo plazo para cada actividad en el sector (generación, transmisión y distribución).

Como se verá, la mayoría de estos proyectos involucra la provisión de electricidad a nuevos clientes (PER o Proyectos de Electrificación Rural).

Para evaluar correctamente los beneficios que supone la consecución de los mismos, entonces, se debe contar con una estimación de los recursos que actualmente están destinando estas familias para acceder a fuentes alternativas de energía (estos recursos serán liberados en presencia del proyecto). Para el cálculo de los recursos liberados, se supone que la población utiliza actualmente velas, kerosene, carbón y pilas de acuerdo a la tabla 12.


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Tabla 12. Usos energéticos en la situación sin proyecto

Energético Uso CantidadMensual Unidad

Costo Unitario (USD)

CostoTotal

Velas Iluminación 20 Unidades 0,11 2,19 Kerosene Iluminación / calefacción 10 Litros 0,84 8,40 Carbón Planchas 4 Libras 0,73 2,92 Pilas tamaño grande

Iluminación / comunicación / entretenimiento

4 Unidades 0,91 3,65

Total Gasto (USD/mes) 17,15

Este patrón de consumo tiene implícito un consumo promedio equivalente de 12.75 kWh/mes, a un costo promedio de 1.35 USD/kWh (lo que equivale a un gasto mensual de USD 17.15), de acuerdo a los factores de conversión en la tabla 13.

Tabla 13. Factores de conversión

Bien Factor de conversión

Costo US$/kWh

equivalenteVelas: Capacidad 18W Duración 0,5 horas 0,045 kWh/Candela 2,43 Kerosene: Lámparas consumen 0,5 lts cada 4 horas, capacidad lumínica de 100 watts. 0,8 kWh/litro 1,05

Carbón: calidad promedio rendimiento de 35% 2 kWh/kg 0,80

Pilas: Aparato de 3W, 4 Pilas Duración 5 horas 0,056 kWh/pila 16,28

Estos consumos serán sustituidos en presencia del proyecto, de ahí la liberación de recursos. Cabe destacar que el costo por kWh equivalente de los sustitutos utilizados supera en algunos casos (i.e. velas y pilas) el costo de falla por kWh y es, en todos los casos, mayor a la tarifa que enfrenta el usuario final.

El que el costo de los sustitutos sea mayor que el costo de falla indica en cierta medida que el valor considerado para éste puede ser tomado como conservador. Dada la importancia de este valor en la determinación de los beneficios el adoptar un valor conservador brinda mayor confianza en la robustez de los resultados. ENATREL considera un costo de falla de 1,500 USD/MWh.

Costos de operación y mantenimiento: de acuerdo a la práctica común, se estiman estos costos a precios de mercado como el 2.5 % de la inversión acumulada hasta el año inmediatamente anterior al que corresponde el costo dentro del flujo de costos del análisis. Los costos a precios de frontera son los anteriores multiplicados por su correspondiente RPC.


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Beneficios: en el presente análisis se han valorado el beneficio ocasionado por la disminución de energía de falla, el cual se calcula por la reducción de energía de falla por el costo de falla por el factor de cuenta de transmisión. También se han considerado los recursos liberados por la sustitución de energía en los clientes rurales, el cual se calcula mediante los nuevos clientes rurales y el consumo equivalente por el precio unitario de sustitutos. Por otra parte, el corte imprevisto vale más que el consumo puesto que produce daño, pérdida de producción, en algunos casos pérdida de insumos, por lo general pérdida de tiempo y de ocio. En Nicaragua no se ha elaborado ningún estudio acerca del costo de falla. Por lo que se utiliza un valor relacionado con otros países (Centroamérica) o un estudio en el que haga mención a éste. En nuestro caso utilizamos el informe final del estudio “Refuerzos de Transmisión para Proyectos de Generación Renovable” elaborado por el consultor Ignacio Coral el 15 de agosto de 2010 en el Programa Nacional de Electrificación Sostenible y Energía Renovable (PNESER) para el préstamo BID NI-L1040. En este estudio se valora el costo de falla en USD/MWh 2,500. Nosotros somos conservadores y consideramos que debe valer al menos USD/MWh 1,500 que es el costo de falla imprevisto de utilización generalizada considerado en la evaluación económica del SIEPAC. Indicadores de la evaluación. Se calculan los dos indicadores acostumbrados: el Valor Presente Neto Económico (VPNE) a precios frontera y descontados al 8% hasta diciembre de 2050. En segundo lugar, la Tasa Interna de Retorno Económica (TIRE).

Resultado. Para la evaluación privada resulta:

VAN: USD -13.77 millones TIR: -10 %

Para la evaluación económica resulta: VANE: USD 152.93 millones TIRE: 70 %



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Evaluación Privada

Beneficios económicos del proyecto 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037Recursos liberados por sustitución energía clientes rurales (netos) ‐ 699,620 699,513 699,404 699,294 699,181 699,065 698,948 698,828 698,705 698,581 698,453 698,323 698,191 698,056 697,918 697,777 697,634 697,488 697,339 697,187

Disminución energía de falla (neta de costos) energía de falla valuada ‐ 5,137,149 8,130,848 11,074,942 13,941,735 16,827,334 19,685,207 22,326,370 24,827,424 27,258,814 30,073,427 32,934,961 35,842,779 38,820,555 41,857,359 44,960,480 48,137,285 51,395,238 54,741,917 58,185,035 61,732,453

Costos económicos del proyecto 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037Inversión costo ajustado por RPC 13,769,745

Costo de O&M costo ajustado por RPC 212,965 212,965 212,965 212,965 212,965 212,965 212,965 212,965 212,965 212,965 212,965 212,965 212,965 212,965 212,965 212,965 212,965 212,965 212,965 212,965


Variación Pérdidas AT (MWh) ‐ 17,679 26,625 35,443 44,052 52,737 61,361 69,363 76,968 84,387 92,976 101,734 110,660 119,827 129,205 138,818 148,691 158,848 169,316 180,122 191,291

Variación Pérdidas TRAFO (MWh) ‐ 6,773 9,877 12,736 15,375 17,823 20,102 22,197 24,130 25,927 27,705 29,413 31,067 32,685 34,279 35,862 37,448 39,051 40,685 42,365 44,104

Variación Pérdidas MT (MWh) ‐ 61,367 92,416 123,016 152,880 183,005 212,912 240,632 266,961 292,628 322,363 352,666 383,534 415,221 447,615 480,800 514,857 549,872 585,932 623,123 661,538

Variación Pérdidas BT (MWh) ‐ 46,630 70,223 93,475 116,167 139,059 161,783 182,847 202,853 222,356 244,951 267,977 291,432 315,510 340,125 365,340 391,219 417,826 445,226 473,486 502,676

Beneficios económicos netos 13,769,745‐ 5,491,355 8,418,255 11,296,711 14,099,590 16,920,927 19,715,150 22,297,314 24,742,376 27,119,256 29,871,049 32,668,660 35,511,444 38,422,539 41,391,226 44,424,613 47,529,883 50,714,310 53,985,282 57,350,313 60,817,065

VANE 152,932,196

Flujo económico VA 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037Inversión 13,769,745 13,769,745 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐

Beneficios económicos 172,148,148 ‐ 5,836,768 8,830,361 11,774,346 14,641,029 17,526,515 20,384,272 23,025,318 25,526,252 27,957,519 30,772,008 33,633,414 36,541,102 39,518,746 42,555,415 45,658,398 48,835,062 52,092,872 55,439,405 58,882,373 62,429,640

Costos económicos 5,446,207 ‐ 345,413 412,106 477,635 541,438 605,588 669,122 728,004 783,876 838,263 900,959 964,754 1,029,658 1,096,207 1,164,189 1,233,785 1,305,180 1,378,562 1,454,124 1,532,061 1,612,575

VANE 152,932,196 13,769,745‐ 5,491,355 8,418,255 11,296,711 14,099,590 16,920,927 19,715,150 22,297,314 24,742,376 27,119,256 29,871,049 32,668,660 35,511,444 38,422,539 41,391,226 44,424,613 47,529,883 50,714,310 53,985,282 57,350,313 60,817,065

TIRE 70%292,452,620 Caso base 5,220,496 3%

‐48% % 166,927,652 97%


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Beneficios financieros del proyecto 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037Ingreso adicional por transmisión de energía ‐ 247,945 262,914 278,864 294,971 313,392 332,766 350,034 366,971 384,710 409,419 435,968 464,349 494,884 527,462 562,219 599,302 638,870 681,088 726,137 774,207

Costos financieros del proyecto 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037Inversión 14,117,024

Costo de O&M 352,926 352,926 352,926 352,926 352,926 352,926 352,926 352,926 352,926 352,926 352,926 352,926 352,926 352,926 352,926 352,926 352,926 352,926 352,926 352,926

Beneficios financieros netos 14,117,024‐ 104,980‐ 90,011‐ 74,062‐ 57,955‐ 39,534‐ 20,160‐ 2,892‐ 14,045 31,784 56,493 83,043 111,423 141,959 174,536 209,293 246,377 285,944 328,162 373,211 421,281

VAN 13,718,788‐

Flujo financiero VA 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037Inversión 14,117,024 14,117,024 0 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐

Ingresos 3,863,311 ‐ 247,945 262,914 278,864 294,971 313,392 332,766 350,034 366,971 384,710 409,419 435,968 464,349 494,884 527,462 562,219 599,302 638,870 681,088 726,137 774,207

Costos 3,465,076 ‐ 352,926 352,926 352,926 352,926 352,926 352,926 352,926 352,926 352,926 352,926 352,926 352,926 352,926 352,926 352,926 352,926 352,926 352,926 352,926 352,926

VAN 13,718,788‐ 14,117,024‐ 104,981‐ 90,011‐ 74,062‐ 57,955‐ 39,534‐ 20,160‐ 2,892‐ 14,045 31,784 56,493 83,043 111,423 141,959 174,536 209,293 246,377 285,944 328,162 373,211 421,281

TIR ‐10%


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6.5. Ampliación Subestación Mateare I.


Actualmente el sector de Mateare y zonas aledañas es abastecido de energía eléctrica por medio de 3 circuitos de Distribución Provenientes de la Subestación los Brasiles que se muestran en la siguiente tabla.

La fábrica industrial ALPHA TEXTIL se encuentra en proceso de expansión de sus instalaciones y solicita 22.8 MW para satisfacer sus demanda, La Empresa Distribuidora solicita a ENATREL 4 circuitos de distribución debido a las limitaciones que se presentarán a corto plazo para servir la carga en el sector de la carretera nueva a león debido al auge en la construcción de proyectos urbanísticos, construidos en los últimos ocho años, en la carretera nueva León entre los km 9 hasta el km 25, se encuentran las urbanizaciones Motastepe, San Andrés, Praderas de Sandino, Valle Santa Rosa, Santa Eduvigues, San Miguel, San Francisco, Villa Soberana, Valle Sandino, La Bethel, Villa Sol, Ciudad El Doral, Vista del Momotombo, Villa Xiloa, entre otros proyectos a construirse.

El proyecto tiene el objetivo de suministrar energía confiable y segura al sector industrial de la zona, así como a nuevos incrementos de carga del sector de mateare. Se propone la ampliación de la subestación MATEARE I 138 kV instalando un transformador de 40 MVA y Construcción de 1 Km de línea de distribución 13.8 Kv Doble circuito (Triple Terna) en postes de 45 pies que parte de la subestación hasta la empresa Alpha textil para suplir su demanda. Adicionalmente dispondrá de capacidad para 4 circuitos de distribución solicitados por la distribuidora por el crecimiento de la zona, para realizar transferencias de carga en casos de emergencia. Por consiguiente, cuando este transformador entré en operación servirá de apoyo a las subestaciones aledañas, debido a que será posible la transferencia de potencia entre las subestaciones a través de los circuitos de distribución, en los casos de emergencia.

Subestación Circuito Departamento Sectores

LOS BRASILES LBS3010 Managua Urbanización Praderas de Sandino, Bello Amanecer, Pride Denim y sectores aledaños

LOS BRASILES LBS3020 ManaguaAltos de Mostatepe, Satelite Asosca, Urbanización Santa Rosa, Villa Soverana, Barrios Santa Eduviges, Vista Hermosa, Nueva Vida, San Andres de la Palanca, Cuesta El Plomo y sectores aledaños

LOS BRASILES LBS3030 Managua Ciudad Sandino, Barrio Carolina Calero, Hospital, Alcaldía, Palí y sectores aledaños en Ciudad Sandino

LOS BRASILES LBS3040 ManaguaMateare, Los Brasiles, Xiloá, Urbanizaciones El Doral, Momotombo, Proyecto Lechero Chiltepe, Zona 7 de Ciudad Sandino, Zona Franca F&D Nicaragua, Nilac y secores aledaños

LOS BRASILES LBS3050 ManaguaAlfa Textil SA, Zona Franca Zaratoga, Chao Hsin Internacional, Caprich, John Garment Sa, Grand Paper, Sacos de Nicaragua y Yu Jin Nicaragua


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El proyecto consiste en el diseño, suministro de equipos y materiales, obras civiles, montaje electromecánico, transporte, pruebas y puesta en servicio para la construcción de las siguientes obras:

Obra 1: Adquisición e instalación de un transformador de 40 MVA en 138 kV Obra 2: Construcción de 1 km de Línea de Distribución en doble circuito 13.8 kV


Ilustración 10. Mapa de localización de obras del proyecto “Ampliación Subestación Mateare I”


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Ilustración 11. Diagrama Unifilar de obras del proyecto “Ampliación Subestación Mateare I”


Se estima que los clientes abastecidos por los circuitos LBS 3040 y LBS 3050 son más de 10 mil. Con la presencia del proyecto a estos clientes se les garantizaría, desde el corto hasta el largo plazo, un servicio de energía eléctrica confiable. Esto debido a que, el esperado crecimiento de la demanda, no afectaría la calidad del servicio de los clientes actuales.

Sin embargo, la empresa Alpha Textil S.A. será el principal beneficiario del proyecto. Dado que se le proporcionará el servicio por medio de un circuito exclusivo en media tensión y la capacidad de la infraestructura eléctrica será suficiente para satisfacer su gran demanda en el largo plazo.

Finalmente, serán beneficiarios directos todos aquellos nuevos clientes que reciban el servicio eléctrico por medio de los cuatro nuevos circuitos de distribución, los cuales se conectarán a la barra de media tensión de la Subestación Mateare I. (no se cuentan con datos de la cantidad de estos nuevos clientes).


El costo total del proyecto es de USD 2.234 millones, de los cuales USD 2.037 millones serán cubiertos con financiamiento externo, y con Recursos Propios USD 0.196 millones.



Costos de inversión: Estos son los valores trasladados al análisis beneficio costo a precios de mercado; para el correspondiente análisis a precios de frontera se los multiplica por su correspondiente Razón de Precios de Cuenta (RPC).


Costos de operación y mantenimiento: de acuerdo a la práctica común, se estiman estos costos a precios de mercado como el 2% de la inversión


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acumulada hasta el año inmediatamente anterior al que corresponde el costo dentro del flujo de costos del análisis. Los costos a precios de frontera son los anteriores multiplicados por su correspondiente RPC.


Costos conexos de distribución: son los costos de distribución en que hay que incurrir para obtener los beneficios del proyecto y que no están incluidos en su presupuesto de inversión. Se estiman observando el incremento de energía en cada año respecto al anterior y se valoran al Costo Incremental Promedio de Largo Plazo (CIPLP).


Los primeros dos se comentan a continuación; el beneficio por reducción de pérdidas de transmisión está valorado implícitamente al calcular la electricidad generada. Por consiguiente, no se valoran dos beneficios importantes: la mejoría en voltaje debida al proyecto y la reducción de pérdidas de distribución.

Las razones para esta decisión residen en que la empresa de transmisión (ENATREL) carece de software especializado de distribución. La consecuencia de la acción no tiene importancia mayor si aun así el proyecto resulta bueno (TIRE>0) pues aún mejor sería si se incluyeran las dos clases de beneficios omitidos.

Beneficio por consumos incrementales residenciales: Poseen dos componentes: el pago y el excedente del consumidor. El primero simplemente valora la energía incremental residencial por la tarifa ya que los clientes, por el hecho de sufragarla, revelan que prefieren al costo asociado al pago en lugar de los bienes alternativos que podrían adquirir con ese dinero.

Beneficio de excedente del consumidor: Este monto en el caso presente en que existe servicio eléctrico en ausencia del proyecto, vale menos que en el caso de expansión de la distribución mediante extensión de redes pues allí, en ausencia del proyecto, los consumos se reducen al consumo de los energéticos liberados. La cuantificación está realizada empleando la siguiente fórmula:



*Pr2)(.

2

Donde “EnergíaSin” representa a la energía entregada al sector residencial en ausencia del Proyecto. En la fórmula, el valor absoluto de la elasticidad precio de la electricidad se ha supuesto que es de 0.6, monto superior al valor típico de la elasticidad de la demanda residencial en zonas de bajos ingresos y


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consumos que se estima en 0.5. Este supuesto se sustenta, a su vez, en dos consideraciones. Por una parte, porque alrededor de este monto fluctúan los valores de la elasticidad precio de la demanda residencial en los proyectos de expansión de redes para los cuales se calcula efectivamente el parámetro. Por otra parte, en el hecho de que, si su valor absoluto cayera del 0.6 supuesto a 0.5 que es el monto típico, aún mayores serían los beneficios por excedente del consumidor.

Beneficios por consumo incremental no residencial: se estiman únicamente como iguales al pago que hacen los clientes. Esta simplificación se debe a que se desconoce el valor de la electricidad precio de la demanda por electricidad no residencial. El supuesto coloca al proyecto en una situación pesimista y si así resulta bueno, con mayor razón lo sería si se incluyeran los excedentes del consumidor.

Beneficios por mayor confiabilidad: Están estimados como la mayor energía consumida por menores fallas repentinas, valorada por a tres veces la tarifa pagada. Este supuesto de valoración se soporta en las siguientes consideraciones. Por una parte, el corte imprevisto vale más que el consumo puesto que produce daño, pérdida de producción, en algunos casos pérdida de insumos, por lo general pérdida de tiempo y de ocio. El consumo con su excedente del consumidor para elasticidad precio de la demanda de -0.5 vale dos veces la tarifa, monto que representa un mínimo para la valoración del costo de la falla imprevista. Por otra parte, debe valer menos de US$ 2.00/kWh que es el costo de falla imprevisto de utilización generalizada y el valor superior del costo de falla considerado en la evaluación económica del SIEPAC. Las menores valoraciones comentadas se deben a que en las zonas rurales que beneficia el proyecto, no hay industrias importantes, ni explotaciones a las cuales impacten los cortes con daño diferentes de los daños menores que ocurren en los bienes de consumo eléctrico residenciales tales como radios, grabadoras, tocadiscos, etc. Por todas estas razones y para no sobredimensionar el beneficio, se valora solo como 50% del valor que posee el consumo incremental para el cliente campesino nuevo que, como se anotó, es del doble de la tarifa.

Resultados:

Para la evaluación privada resulta: VAN: USD 5.06 millones TIR: 41.12 %

Para la evaluación económica resulta: VANE: USD 19.5 millones TIRE: 36.8 %


Tomo III Evaluación Económica Plan de Obras 2021 ____________________________________________________________________________________________________________________________

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Evaluación Privada


Beneficio - CostoInversión Inversión Costos Costo F inancimiento Beneficio 1. Beneficio 2. Beneficio 3. Beneficio 4. Beneficio 5. Beneficios Beneficio

Fondos externos Fondos propios O&M Intereses Amortización Total Fondos externos Demanda incremental Reducción de ENS ducción de ENS poReducción de ENS ducción de ENS po Total Neto [US$] [US$] [US$] [US$] [US$] [US$] [US$] de SE V il lanueva por fallas en LT antenimiento en Lpor fallas en la SE ntenimiento en la [US$] [US$]

4,064,888.71$ 776,292.76$ (683,187.45)$ [US$] [US$] [US$] [US$] [US$] 4,378,740.19$ 5,061,927.64$ -4 1 2019 0 304156 304156 0 0 0 0 0 0 0 -304156-3 2 2020 1768227 188855 1957081 1768227 0 0 0 0 0 1768227 -188855-2 3 2021 2073093 212462 2285555 2073093 0 0 0 0 0 2073093 -212462-1 4 2022 223569 70821 294389 223569 0 0 0 0 0 223569 -708211 5 2023 -785501 159750 -625751 0 559 1,688 7,148 693 10088 6358392 6 2024 -785501 159750 -625751 0 586 1,767 7,485 725 10564 6363153 7 2025 -785501 159750 -625751 11,135 601 1,801 7,635 737 21910 6476614 8 2026 -785501 159750 -625751 37,449 601 1,770 7,524 720 48064 6738155 9 2027 -785501 159750 -625751 65,281 602 1,736 7,406 702 75727 7014786 10 2028 -785501 159750 -625751 94,737 602 1,701 7,281 683 105004 7307567 11 2029 -785501 158734 104427 -522340 125,899 602 1,664 7,149 662 135976 6583168 12 2030 -785501 154590 108572 -522340 156,993 602 1,627 7,016 642 166880 6892209 13 2031 -785501 150281 112881 -522340 183,673 603 1,595 6,903 624 193399 71573810 14 2032 -785501 145801 117360 -522340 183,857 603 1,597 6,910 625 193592 71593211 15 2033 -785501 141144 122018 -522340 184,041 604 1,598 6,917 626 193786 71612512 16 2034 -785501 136301 126860 -522340 184,225 604 1,600 6,924 626 193979 71631913 17 2035 -785501 131267 131895 -522340 184,409 605 1,601 6,931 627 194173 71651314 18 2036 -785501 126032 137129 -522340 184,593 606 1,603 6,938 628 194367 71670715 19 2037 -785501 120590 142571 -522340 184,778 606 1,605 6,945 628 194562 71690116 20 2038 -785501 114932 148230 -522340 184,963 607 1,606 6,952 629 194756 71709617 21 2039 -785501 109049 154112 -522340 185,148 607 1,608 6,959 629 194951 71729118 22 2040 -785501 102933 160228 -522340 185,333 608 1,609 6,966 630 195146 71748619 23 2041 -785501 96574 166587 -522340 185,518 609 1,611 6,973 631 195341 71768120 24 2042 -785501 89963 173198 -522340 185,704 609 1,613 6,980 631 195537 71787621 25 2043 -785501 83090 180072 -522340 185,889 610 1,614 6,987 632 195732 71807222 26 2044 -785501 75943 187218 -522340 186,075 610 1,616 6,994 633 195928 71826823 27 2045 -785501 68513 194648 -522340 186,261 611 1,618 7,001 633 196124 71846324 28 2046 -785501 60788 202373 -522340 186,448 612 1,619 7,008 634 196320 71866025 29 2047 -785501 54804 210405 -520293 186,634 612 1,621 7,015 634 196516 71680926 30 2048 -785501 44407 218755 -522340 186,821 613 1,622 7,022 635 196713 71905227 31 2049 -785501 35725 227436 -522340 187,008 613 1,624 7,029 636 196909 71924928 32 2050 -785501 26699 236462 -522340 187,195 614 1,626 7,036 636 197106 71944629 33 2051 -785501 17315 245847 -522340 187,382 615 1,627 7,043 637 197303 71964330 34 2052 -785501 7558 255603 -522340 187,569 615 1,629 7,050 638 197501 719840

VAN 5,061,927.64$ V iable financieramenteTIR 41.12% Viable financieramenteB/C -6.41 No viable financieramente

Evaluación financiera con financiamiento Costos BeneficiosTiempos

Años Ingeniería Años Financieros Años

Beneficio - CostoCosto Beneficio 1. Beneficio 2. Beneficio 3. Beneficio 4. Beneficio 5. Beneficio Beneficio

Inversión O & M Total Demanda incremental Reducción de ENS Reducción de ENS por Reducción de ENS Reducción de ENS por Total Neto [US$] [US$] [US$] de SE V illanueva por fallas en LT mantenimiento en LT por fal las en la SE mantenimiento en la SE [US$] [US$]

(1,997,624.70)$ [US$] [US$] [US$] [US$] [US$] 17,517,503.43$ 19,515,128.13$ -4 1 2019 304156 0 304156 0 0 0 0 0 0 -304156-3 2 2020 1957081 0 1957081 0 0 0 0 0 0 -1957081-2 3 2021 2285555 0 2285555 0 0 0 0 0 0 -2285555-1 4 2022 294389 0 294389 0 0 0 0 0 0 -2943891 5 2023 -723626 -723626 0 117,358 354,228 1,500,158 145,356 2117100 28407262 6 2024 -723626 -723626 0 122,896 370,943 1,570,946 152,215 2217000 29406263 7 2025 -723626 -723626 0 126,153 377,931 1,602,427 154,699 2261210 29848364 8 2026 -723626 -723626 0 126,208 371,377 1,579,135 151,104 2227824 29514505 9 2027 -723626 -723626 0 126,260 364,424 1,554,405 147,293 2192382 29160086 10 2028 -723626 -723626 0 126,307 357,042 1,528,140 143,251 2154741 28783677 11 2029 -723626 -723626 0 126,350 349,212 1,500,263 138,965 2114791 28384178 12 2030 -723626 -723626 0 126,393 341,400 1,472,451 134,690 2074935 27985609 13 2031 -723626 -723626 0 126,448 334,752 1,448,820 131,044 2041064 276469010 14 2032 -723626 -723626 0 126,575 335,086 1,450,269 131,175 2043105 276673111 15 2033 -723626 -723626 0 126,702 335,422 1,451,719 131,306 2045148 276877412 16 2034 -723626 -723626 0 126,828 335,757 1,453,170 131,437 2047193 277081913 17 2035 -723626 -723626 0 126,955 336,093 1,454,624 131,569 2049240 277286614 18 2036 -723626 -723626 0 127,082 336,429 1,456,078 131,700 2051289 277491515 19 2037 -723626 -723626 0 127,209 336,765 1,457,534 131,832 2053341 277696716 20 2038 -723626 -723626 0 127,336 337,102 1,458,992 131,964 2055394 277902017 21 2039 -723626 -723626 0 127,464 337,439 1,460,451 132,096 2057449 278107518 22 2040 -723626 -723626 0 127,591 337,777 1,461,911 132,228 2059507 278313319 23 2041 -723626 -723626 0 127,719 338,114 1,463,373 132,360 2061566 278519220 24 2042 -723626 -723626 0 127,846 338,452 1,464,837 132,492 2063628 278725421 25 2043 -723626 -723626 0 127,974 338,791 1,466,301 132,625 2065692 278931722 26 2044 -723626 -723626 0 128,102 339,130 1,467,768 132,758 2067757 279138323 27 2045 -723626 -723626 0 128,230 339,469 1,469,236 132,890 2069825 279345124 28 2046 -723626 -723626 0 128,359 339,808 1,470,705 133,023 2071895 279552125 29 2047 -723626 -723626 0 128,487 340,148 1,472,175 133,156 2073967 279759326 30 2048 -723626 -723626 0 128,615 340,488 1,473,648 133,289 2076041 279966727 31 2049 -723626 -723626 0 128,744 340,829 1,475,121 133,423 2078117 280174328 32 2050 -723626 -723626 0 128,873 341,170 1,476,596 133,556 2080195 280382129 33 2051 -723626 -723626 0 129,002 341,511 1,478,073 133,690 2082275 280590130 34 2052 -723626 -723626 0 129,131 341,852 1,479,551 133,823 2084357 2807983

VANE 19,515,128.13$ V iable economicamenteTIRE 36.80% Viable economicamenteBe/Ce -8.77 No viable economicamente

Años Ingeniería

Años Financieros

Años

TiemposEvaluación económica

Costos (a Precio social) Beneficios

Tomo III Evaluación Económica Plan de Obras 2021 ____________________________________________________________________________

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6.6. Construcción de Línea de Transmisión 230 kV San Benito – Los Brasiles (Obras Complementarias Anillo 230 kV).


El proyecto tiene el objetivo de crear un Anillo de 230 kV entre las subestaciones San Benito-Masaya-Ticuantepe-Los Brasiles-San Benito, completando la construcción de la línea 230 kV San Benito – Los Brasiles.

Además, es necesario mejorar las condiciones en infraestructura eléctrica para la conexión de nuevos proyectos de generación en Managua, tales como los motores de media velocidad de 140 MW que se conectan a la línea 230 kV Los Brasiles – Ticuantepe y que servirán para la regulación del sistema.

Asimismo, el proyecto Anillo 230 kV contribuirá al transporte confiable de la generación de la central hidroeléctrica Tumarín u otros proyectos hidroeléctricos de gran tamaño en el Caribe de Nicaragua. Parte de la energía generada en esos proyectos sería inyectada en Managua a través del nodo de 230 kV de San Benito.

Con el proyecto Anillo de 230 kV, se conectará las subestaciones existentes de Los Brasiles y Masaya a la nueva subestación San Benito, quedando enmalladas en 230 kV las subestaciones San Benito-Masaya-Ticuantepe-Los Brasiles-San Benito, reforzando el sistema de transmisión, brindando confiabilidad al suministro del área de Managua y al Sistema Nacional de Transmisión.

El proyecto “Anillo de 230 kV Masaya - Nueva Subestación San Benito - Los Brasiles”, fue licitado en el año 2010. El financiamiento adquirido permitió contratar la construcción de una primera Fase que incluye la nueva subestación San Benito en 230/138kV y la construcción de 45 km de línea en 230 KV, para realizar la línea Masaya-San Benito y parte de la línea San Benito-Los Brasiles.

Sin embargo, para cerrar el anillo es necesario construir 43 km de tendido de línea en 230 KV utilizando el brazo disponible de las torres de 230 kV y 9 km de línea simple terna para completar la construcción de la línea San Benito-Los Brasiles y cerrar el anillo eléctrico.

Las obras asociadas al proyecto son:

Obra 1: Construcción de 9 km de línea simple terna 230 KV, conductor 1024 ACAR e hilo de guarda tipo OPGW, desde el cruce de Santa María hasta la torre No. 112 en Campusano.

Obra 2: Tendido de 43 km de línea en 230 kV, conductor 795 Cóndor ACSS/TW HTLS e hilo de guarda tipo OPGW, utilizando el brazo disponible de las torres de 230 kV, desde la torre No. 112 en Campusano hasta la subestación Los Brasiles. Además, se incluye la realización del levantamiento topográfico de la línea existente en este tramo.


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Ilustración 10. Mapa de localización de obras del proyecto “Construcción de Línea de Transmisión 230 kV San Benito – Los Brasiles (Obras Complementarias Anillo 230 kV)”.


LEON I

SANDINO

LOS BRASILES

MASAYA

TICUANTEPE

Hacia Costa Rica

230 kV

138 kV

138 kV

138 kV

138 kV

230 kV

230 kV

230 kV

230 kV230 kV

Hacia Honduras

3 X 75 MVA

2 X 75 MVA

2 X 75 MVA

2 X 75 MVA

AMAYO

AMFELS230 kV

63MW

65.6MW

Futura

SAN BENITO

230 kV2 X 75 MVA

Futura

100MW

NICARAGUA

230 kV


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Ilustración 11. Diagrama Unifilar de obras del proyecto “6.6. Construcción de Línea de Transmisión 230 kV San Benito – Los

Brasiles (Obras Complementarias Anillo 230 kV)”


Los principales beneficios con la implementación del proyecto son:

Mejorar las condiciones en infraestructura eléctrica para la conexión de nuevos proyectos de generación en Managua.

Contribuir al transporte confiable de la generación de la central hidroeléctrica Tumarín u otros proyectos hidroeléctricos de gran tamaño en el Caribe de Nicaragua.

Reforzar el sistema de transmisión, brindando confiabilidad al suministro del área de Managua y al Sistema Nacional de Transmisión en general.


El proyecto tiene un costo total estimado de USD 4.930 millones, de los cuales USD 4.384 millones corresponden a financiamiento del banco BID, En contrapartida Local está destinado USD 0.303 millones con recursos del Tesoro y USD 0.242 con recursos Propios.



VAN: USD 0.221 millones TIR: 9 %


VANE: USD 393.02 millones TIRE: 146 %


Tomo III Evaluación Económica Plan de Obras 2021 _________________________________________________________________________________________________________________________

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Evaluación Privada sin Financiamiento

Evaluación Privada con Financiamiento

Beneficios económicos del proyecto 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2037 2037 2037 2037 2037 2037 2037 2037 2037 2037Disminución energía de falla (neta de costos) energía de falla valuada al costo de falla menos el CILP 11,914,335 15,259,542 18,782,547 22,500,963 26,417,469 30,550,717 34,705,837 39,106,433 43,730,409 48,634,063 53,763,778 59,129,974 64,743,553 70,615,921 76,759,006 83,185,289 89,907,825 89,907,825 89,907,825 89,907,825 89,907,825 89,907,825 89,907,825 89,907,825 89,907,825 89,907,825 89,907,825

Costos económicos del proyecto 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2037 2037 2037 2037 2037 2037 2037 2037 2037 2037Inversión costo ajustado por RPC 1,053,077 1,232,448 144,653

Costo de O&M costo ajustado por RPC 58,226 58,226 58,226 58,226 58,226 58,226 58,226 58,226 58,226 58,226 58,226 58,226 58,226 58,226 58,226 58,226 58,226 58,226 58,226 58,226 58,226 58,226 58,226 58,226 58,226 58,226 58,226


Variación Pérdidas AT (MWh) 31,574 40,440 49,778 59,635 70,017 80,975 91,992 103,661 115,923 128,927 142,533 156,767 171,659 187,239 203,538 220,592 238,434 238,434 238,434 238,434 238,434 238,434 238,434 238,434 238,434 238,434 238,434


Variación Pérdidas MT (MWh) 121,994 156,247 192,320 230,394 270,496 312,818 355,363 400,422 447,768 497,978 550,503 605,449 662,928 723,057 785,958 851,758 920,592 920,592 920,592 920,592 920,592 920,592 920,592 920,592 920,592 920,592 920,592

Variación Pérdidas BT (MWh) 86,601 110,916 136,524 163,552 192,019 222,062 252,265 284,251 317,861 353,504 390,790 429,795 470,598 513,282 557,934 604,645 653,508 653,508 653,508 653,508 653,508 653,508 653,508 653,508 653,508 653,508 653,508

Beneficios económicos netos ‐ 1,053,077‐ 1,232,448‐ 144,653‐ 11,614,294 14,891,553 18,342,974 21,985,808 25,822,674 29,871,841 33,942,399 38,253,399 42,783,187 47,586,909 52,612,031 57,868,755 63,367,752 69,120,184 75,137,730 81,432,602 88,017,579 88,017,579 88,017,579 88,017,579 88,017,579 88,017,579 88,017,579 88,017,579 88,017,579 88,017,579 88,017,579

VANE 393,024,848

Flujo económico VA 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047Inversión 2,146,527 ‐ 1,053,077 1,232,448 144,653 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐

Beneficios económicos 403,895,778 ‐ ‐ ‐ ‐ 11,914,335 15,259,542 18,782,547 22,500,963 26,417,469 30,550,717 34,705,837 39,106,433 43,730,409 48,634,063 53,763,778 59,129,974 64,743,553 70,615,921 76,759,006 83,185,289 89,907,825 89,907,825 89,907,825 89,907,825 89,907,825 89,907,825 89,907,825 89,907,825 89,907,825 89,907,825 89,907,825

Costos económicos 8,724,403 ‐ ‐ ‐ ‐ 300,041 367,989 439,573 515,155 594,795 678,876 763,438 853,034 947,222 1,047,154 1,151,747 1,261,219 1,375,802 1,495,736 1,621,276 1,752,687 1,890,246 1,890,246 1,890,246 1,890,246 1,890,246 1,890,246 1,890,246 1,890,246 1,890,246 1,890,246 1,890,246

VANE 393,024,848 ‐ 1,053,077‐ 1,232,448‐ 144,653‐ 11,614,294 14,891,553 18,342,974 21,985,808 25,822,674 29,871,841 33,942,399 38,253,399 42,783,187 47,586,909 52,612,031 57,868,755 63,367,752 69,120,184 75,137,730 81,432,602 88,017,579 88,017,579 88,017,579 88,017,579 88,017,579 88,017,579 88,017,579 88,017,579 88,017,579 88,017,579 88,017,579

TIRE 146%

Beneficios financieros sin Financiamiento 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047Ingreso adicional por transmisión de energía 87,107 111,564 137,321 164,506 193,140 223,359 253,737 285,910 319,717 355,568 393,071 432,304 473,346 516,279 561,192 608,175 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324

Costos financieros del proyecto 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047Inversión 1,075,758 1,258,992 147,769

Costo de O&M 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063

Beneficios financieros netos ‐1,075,758 ‐1,258,992 ‐147,769 25,044 49,501 75,258 102,443 131,077 161,296 191,674 223,847 257,654 293,505 331,009 370,241 411,283 454,216 499,129 546,112 595,261 595,261 595,261 595,261 595,261 595,261 595,261 595,261 595,261 595,261 595,261

VAN 221,408

Flujo financiero VA 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047Inversión 2,192,759 ‐ 1,075,758 1,258,992 147,769 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐

Ingresos 2,952,916 ‐ ‐ ‐ ‐ 87,107 111,564 137,321 164,506 193,140 223,359 253,737 285,910 319,717 355,568 393,071 432,304 473,346 516,279 561,192 608,175 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324

Costos 538,749 ‐ ‐ ‐ 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063 62,063

VAN 221,408 ‐ 1,075,758‐ 1,258,992‐ 147,769‐ 25,044 49,501 75,258 102,443 131,077 161,296 191,674 223,847 257,654 293,505 331,009 370,241 411,283 454,216 499,129 546,112 595,261 595,261 595,261 595,261 595,261 595,261 595,261 595,261 595,261 595,261 595,261

TIR 9%

Beneficios financieros del proyecto CON FINANCIAMIENTO 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047Ingreso adicional por transmisión de energía ‐ 87,107 111,564 137,321 164,506 193,140 223,359 253,737 285,910 319,717 355,568 393,071 432,304 473,346 516,279 561,192 608,175 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324

Financiamiento 1,028,472 1,205,795 130,037

Costos financieros del proyecto CON FINANCIAMIENTO 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047Inversión Moneda Extranjera 1,028,472 1,205,795 130,037


Costo de O&M 59,108 59,108 59,108 59,108 59,108 59,108 59,108 59,108 59,108 59,108 59,108 59,108 59,108 59,108 59,108 59,108 59,108 59,108 59,108 59,108 59,108 59,108 59,108 59,108 59,108 59,108 59,108



Cancelación Préstamo con Fondos de Operaciones Especiales 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1,274,104

Beneficios financieros netos CON FINANCIAMIENTO ‐71,721 ‐77,632 ‐42,167 3,564 28,021 53,778 42,670 71,304 101,522 131,901 164,074 197,880 233,731 271,235 310,468 351,509 394,442 439,355 486,338 535,487 535,487 535,487 535,487 535,487 535,487 535,487 535,487 535,487 535,487 ‐738,616

VAN 1,680,576


Ingresos 2,952,916 ‐ ‐ ‐ ‐ 87,107 111,564 137,321 164,506 193,140 223,359 253,737 285,910 319,717 355,568 393,071 432,304 473,346 516,279 561,192 608,175 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324 657,324

Costos 1,168,872 ‐ 24,435 24,435 24,435 83,543 83,543 83,543 121,836 121,836 121,836 121,836 121,836 121,836 121,836 121,836 121,836 121,836 121,836 121,836 121,836 121,836 121,836 121,836 121,836 121,836 121,836 121,836 121,836 121,836 121,836 1,395,940

VAN 1,680,576 ‐ 71,721‐ 77,632‐ 42,167‐ 3,564 28,021 53,778 42,670 71,304 101,522 131,901 164,074 197,880 233,731 271,235 310,468 351,509 394,442 439,355 486,338 535,487 535,487 535,487 535,487 535,487 535,487 535,487 535,487 535,487 535,487 738,616‐

TIR 30%


______________________________________________________________ 67

6.7. Construcción de Subestación Jinotega 138 KV y Construcción de la Línea en Doble Circuito Jinotega-Intersección Línea Planta Centroamérica-Sébaco en 138 KV.


El municipio de Jinotega se conecta a través de una red de media tensión en 24.9 KV proveniente de la Subestación Planta Centroamérica. La zona de influencia de los circuitos de distribución de esta subestación ha aumentado en los últimos años, lo que provoca pérdidas de energía en las redes de distribución y problemas de voltaje en el servicio eléctrico de esta zona.

Actualmente el transformador de potencia y equipos de transmisión asociados propiedad de ENATREL se encuentran en la subestación de la planta Centroamérica. Esta localidad ya no posee espacio para expansión del Sistema Nacional de Transmisión; por lo que es necesario que ENATREL construya una nueva subestación en el centro de carga y que posea el espacio necesario para futuras expansiones consideradas en el Plan de Transmisión.

Además, existen comunidades rurales que no gozan del servicio de energía eléctrica debido a la saturación de las líneas de distribución, largas distancias de los circuitos existentes y la falta de financiamiento para la construcción de una nueva subestación que permita suministrar energía confiable y con calidad.

Bajo estas condiciones se hace clara la necesidad de una nueva subestación más cercana a las cargas y por ende a las redes de distribución que permita mejorar la calidad del servicio en media tensión y además, que permita integrar a nuevas comunidades y nuevos clientes, abasteciendo la demanda de energía eléctrica de una forma segura y confiable.

La construcción de la nueva subestación Jinotega creará las condiciones para desarrollar la electrificación rural permitiendo extender más las redes de distribución que actualmente no tienen servicio eléctrico, las cuales no se han construidos por el actual nivel de agotamiento que sufre el circuito PCA4010 y PCA4020. Así mismo, permitirá un mejor servicio eléctrico a los actuales usuarios de la subestación Planta Centroamérica.

Cabe mencionar que el transformador de potencia que alimenta las redes de distribución es de 12.5 MVA y posee 35 años de servicio; una falla en este o mantenimiento deja sin energía eléctrica a la ciudad y departamento de Jinotega, que no tiene posibilidades de retroalimentación de otra subestación. Con esta nueva subestación permitirá aumentar la confiabilidad del suministro eléctrico y realizar mantenimientos programados al transformador.

Las obras asociadas al proyecto son:

Obra 1: Construcción de subestación Jinotega con esquema de barra simple con nivel de tensión de 138/24.9 kV


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Obra 2: Construcción de 5.7 km de línea doble circuito torres de celosía en

138 kV desde la Jinotega hasta interceptar con la línea Planta Centroamérica - Sébaco.


Ilustración 10. Mapa de localización de obras del proyecto “Construcción de Subestación Jinotega 138 KV y Construcción de la

Línea en Doble Circuito Jinotega-Intersección Línea Planta Centroamérica-Sébaco en 138 KV”


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Ilustración 11. Diagrama Unifilar de obras del proyecto “Construcción de Subestación Jinotega 138 KV y Construcción de la Línea en Doble

Circuito Jinotega-Intersección Línea Planta Centroamérica-Sébaco en 138 KV”


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Con la ejecución de este Proyecto, se beneficiará aproximadamente a 117,000 habitantes pertenecientes al municipio de Jinotega y sectores aledaños.

Los sectores beneficiados serán: Jinotega, Pantasma, San Rafael del Norte, Comunidades Apanás, Asturias, Cuyalí, Wale, Tomatoya, Datanlí, Sacaclí, Jumayca, Mancotal, entre otros.


El costo total del proyecto es de USD 7.658 millones de los cuales USD 6.463 millones corresponden a financiamiento externo (fondos BID) y USD 1.195 millones financiamiento local. (Recursos del tesoro USD 777,508 y Recursos propios USD 418,027).


El objeto de esta evaluación es cuantificar si el proyecto denominado “Construcción de Subestación Jinotega y Línea de Transmisión en doble circuito de 138 kV” es factible. La tasa de descuento utilizada en la evaluación financiera es 8 %. La tasa de descuento económica es la que utiliza SNIP que es el 8 %. Debido a que el proyecto dura tres años y entra en operación en el 2020. El período de la evaluación es 2018-2050. En el cual se incluyen los tres años de construcción.



Con respecto al ingreso es el diferencial de la transmisión de energía por el peaje de transmisión. El diferencial de la transmisión de energía es el diferencial de la demanda de los transformadores de potencia con proyecto y sin proyecto.

El factor de carga de la subestación utilizado no es el histórico sino el existente en año el 2016. La tasa de crecimiento de la demanda máxima de la subestación no es constante, sino que varía de año a año. Hay que hacer notar que la tendencia es creciente. Sin embargo, la tasa del 2014 (9.42 %) y 2016 (10.2 %) son atípicos. Por lo que se decide tomar la tasa de crecimiento del MEM la cual es menor que las tasas del 2014 y 2016.


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En el año 2018 entra en operación la Subestación Yalí por lo que parte de la carga será asumida por la Subestación Yalí.

Debido a que se supone que la energía transmitida es localizada en la barra de media tensión, es necesario agregarle las pérdidas de media y baja tensión con el objeto de conocer el total de energía que es necesario transmitir a dicha subestación.





En la evaluación financiera sin financiamiento, los costos que se utilizaron son: el costo del proyecto, el costo de operación y mantenimiento el cual corresponde al 2.5 % del costo del proyecto. Los beneficios son: ingreso adicional por transmisión de energía. A continuación, se presentan sus cálculos y supuestos. Costo de inversión: son los costos de inversión para el Proyecto, a precios

de mercado. Costo de operación y mantenimiento de transmisión: de acuerdo a la

práctica internacional, se estiman estos costos a precios de mercado como el 2.5% de la inversión.


Evaluación Financiera Con Financiamiento En la evaluación financiera con financiamiento, los costos que se utilizaron son: el costo del proyecto, el costo de operación y mantenimiento el cual corresponde al 2.5 % del costo del proyecto, los intereses y la amortización del préstamo. Los beneficios son: ingreso adicional por transmisión de energía y financiamiento. El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) será el financiador. Sin embargo, el 50 % del financiamiento lo otorga con capital ordinario. La comisión de crédito es del 0.25% Se deberá pagar la primera cuota de amortización en la fecha de vencimiento del plazo de setenta y dos (72) meses y la última, a más tardar, a los treinta (30) años. Los intereses se devengarán sobre los saldos deudores


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diarios de la porción del préstamo desembolsada con cargo al financiamiento de capital ordinario, a una tasa anual para cada trimestre determinada por el Banco en la fecha de determinación de la tasa de interés basada en LIBOR para cada trimestre, calculada de la siguiente forma: (i) La Tasa de Interés Basada en LIBOR; (ii) más el margen vigente para préstamos del Capital Ordinario del Banco. El 50 % faltante lo otorga con el Fondo para Operaciones Especiales el cuál será amortizado mediante un único pago que deberá efectuarse, a más tardar, a los cuarenta (40) años. La tasa de interés aplicable será del 0.25% por año. A continuación, se presentan sus cálculos y supuestos. Ingreso adicional por transmisión de energía: se valora la energía

incremental por la tarifa de transmisión aprobada por el INE.

Financiamiento: corresponde al préstamo que otorgará el financiador.

Costo de inversión: son los costos de inversión para el Proyecto, a precios de mercado.


Intereses de préstamo con capital ordinario: de acuerdo a los parámetros establecido por el BID.

Amortización de préstamo con capital ordinario: de acuerdo a los parámetros establecido por el BID.

Cancelación préstamo con fondos de operaciones especiales: la cancelación es un único pago a los 40 años de haber otorgado el préstamo, debido a que el tiempo de cancelación (40 años) es mayor que el periodo del proyecto (30 años). Se calcula el monto que se debe pagar a los 30 años para que el proyecto pague dichos fondos. En este cálculo se incluyen los tres años de construcción, ya que el préstamo inicia desde el primer desembolso, es decir, desde que inicia el proyecto. Por lo que la evaluación incluye los años de la construcción y la vida útil del equipo sumando en total 33 años.


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Evaluación Económica En la evaluación económica, los costos que se utilizaron son: el costo del proyecto, el costo de operación y mantenimiento el cual corresponde al 2.5 % del costo del proyecto. Los beneficios son: disminución de energía de falla por transmisión de energía y recursos liberados por sustitución de energía en los clientes rurales. Evaluación Beneficio-Costo A continuación, se presentan sus cálculos y supuestos. Costos: están compuestos por los costos de inversión, los de operación

y mantenimiento.

Costos de inversión: contiene los costos de inversión para el proyecto, expresados en USD a precios de mercado. Estos son los valores trasladados al análisis beneficio costo a precios de mercado; para el correspondiente análisis a precios de frontera se los multiplica por su correspondiente Razón de Precios de Cuenta (RPC) que aparece en la hoja de cálculo llamada “Inputs”.


Cabe aclarar que los costos de generación, transmisión y distribución utilizados son los que surgen del Pliego Tarifario (Resolución INE N°01042015) y se suponen iguales a los costos incrementales de largo plazo para cada actividad en el sector (generación, transmisión y distribución).

Como se verá, la mayoría de estos proyectos involucra la provisión de electricidad a nuevos clientes (PER o Proyectos de Electrificación Rural).

Para evaluar correctamente los beneficios que supone la consecución de los mismos, entonces, se debe contar con una estimación de los recursos que actualmente están destinando estas familias para acceder a fuentes alternativas de energía (estos recursos serán liberados en presencia del proyecto). Para el cálculo de los recursos liberados, se supone que la población utiliza actualmente velas, kerosene, carbón y pilas de acuerdo a la tabla 14.


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Tabla 14. Usos energéticos en la situación sin proyecto

Energético Uso CantidadMensual Unidad

Costo Unitario (USD)

CostoTotal

Velas Iluminación 20 Unidades 0,11 2,19 Kerosene Iluminación / calefacción 10 Litros 0,84 8,40 Carbón Planchas 4 Libras 0,73 2,92 Pilas tamaño grande

Iluminación / comunicación / entretenimiento

4 Unidades 0,91 3,65

Total Gasto (USD/mes) 17,15

Este patrón de consumo tiene implícito un consumo promedio equivalente de 12.75 kWh/mes, a un costo promedio de 1.35 USD/kWh (lo que equivale a un gasto mensual de USD 17.15), de acuerdo a los factores de conversión en la tabla 15.

Tabla 15. Factores de conversión

Bien Factor de conversión

Costo US$/kWh equivalent

e

Velas: Capacidad 18W Duración 0,5 horas 0,045 kWh/Candela 2,43

Kerosene: Lámparas consumen 0,5 lts cada 4 horas, capacidad lumínica de 100 watts. 0,8 kWh/litro 1,05

Carbón: calidad promedio rendimiento de 35% 2 kWh/kg 0,80

Pilas: Aparato de 3W, 4 Pilas Duración 5 horas 0,056 kWh/pila 16,28

Estos consumos serán sustituidos en presencia del proyecto, de ahí la liberación de recursos. Cabe destacar que el costo por kWh equivalente de los sustitutos utilizados supera en algunos casos (i.e. velas y pilas) el costo de falla por kWh y es, en todos los casos, mayor a la tarifa que enfrenta el usuario final.

El que el costo de los sustitutos sea mayor que el costo de falla indica en cierta medida que el valor considerado para éste puede ser tomado como conservador. Dada la importancia de este valor en la determinación de los beneficios el adoptar un valor conservador brinda mayor confianza en la robustez de los resultados. ENATREL considera un costo de falla de 1,500 USD/MWh.

Costos de operación y mantenimiento: de acuerdo a la práctica común, se estiman estos costos a precios de mercado como el 2.5 % de la inversión acumulada hasta el año inmediatamente anterior al que corresponde el costo dentro del flujo de costos del análisis. Los costos a


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precios de frontera son los anteriores multiplicados por su correspondiente RPC.

Beneficios: en el presente análisis se han valorado el beneficio ocasionado por la disminución de energía de falla, el cual se calcula por la reducción de energía de falla por el costo de falla por el factor de cuenta de transmisión. También se han considerado los recursos liberados por la sustitución de energía en los clientes rurales, el cual se calcula mediante los nuevos clientes rurales y el consumo equivalente por el precio unitario de sustitutos. Por otra parte, el corte imprevisto vale más que el consumo puesto que produce daño, pérdida de producción, en algunos casos pérdida de insumos, por lo general pérdida de tiempo y de ocio. En Nicaragua no se ha elaborado ningún estudio acerca del costo de falla. Por lo que se utiliza un valor relacionado con otros países (Centroamérica) o un estudio en el que haga mención a éste. En nuestro caso utilizamos el informe final del estudio “Refuerzos de Transmisión para Proyectos de Generación Renovable” elaborado por el consultor Ignacio Coral el 15 de agosto de 2010 en el Programa Nacional de Electrificación Sostenible y Energía Renovable (PNESER) para el préstamo BID NI-L1040. En este estudio se valora el costo de falla en USD/MWh 2,500. Nosotros somos conservadores y consideramos que debe valer al menos USD/MWh 1,500 que es el costo de falla imprevisto de utilización generalizada considerado en la evaluación económica del SIEPAC. Indicadores de la evaluación. Se calculan los dos indicadores acostumbrados: el Valor Presente Neto Económico (VPNE) a precios frontera y descontados al 8% hasta diciembre de 2050. En segundo lugar, la Tasa Interna de Retorno Económica (TIRE). Resultados


VAN: USD -4.73 millones TIR: -1.2 %


VANE: USD 146.17 millones TIRE: 98 %



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Beneficios económicos del proyecto 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038Recursos liberados por sustitución energía clientes rurales (netos) ‐ 243,902 243,865 243,827 243,789 243,749 243,709 243,668 243,626 243,584 243,540 243,496 243,451 243,404 243,357 243,309 243,260 243,210 243,159 243,107 243,054 243,000

Disminución energía de falla (neta de costos) energía de falla valuada ‐ 3,591,585 6,451,470 9,263,476 12,000,962 14,756,381 17,484,969 20,004,924 22,389,938 24,707,779 27,394,121 30,125,440 32,901,127 35,743,956 38,643,412 41,606,507 44,640,330 47,752,062 50,948,993 54,238,543 57,628,278 61,125,929

Costos económicos del proyecto 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038Inversión costo ajustado por RPC 6,576,379

Costo de O&M costo ajustado por RPC 101,245 101,245 101,245 101,245 101,245 101,245 101,245 101,245 101,245 101,245 101,245 101,245 101,245 101,245 101,245 101,245 101,245 101,245 101,245 101,245 101,245


Variación Pérdidas AT (MWh) ‐ 11,555 20,124 28,560 36,792 45,095 53,336 60,976 68,232 75,307 83,506 91,864 100,382 109,131 118,080 127,254 136,676 146,370 156,361 166,674 177,337 188,375

Variación Pérdidas TRAFO (MWh) ‐ 5,545 9,744 13,343 16,633 19,655 22,435 24,971 27,292 29,429 31,484 33,424 35,264 37,027 38,726 40,377 41,996 43,598 45,198 46,809 48,447 50,126

Variación Pérdidas MT (MWh) ‐ 40,011 69,654 98,862 127,360 156,107 184,640 211,069 236,155 260,603 288,961 317,863 347,306 377,533 408,439 440,102 472,602 506,020 540,440 575,946 612,626 650,570

Variación Pérdidas BT (MWh) ‐ 30,403 52,928 75,123 96,778 118,622 140,304 160,387 179,449 198,026 219,575 241,537 263,911 286,880 310,364 334,424 359,120 384,514 410,668 437,649 465,521 494,354

Beneficios económicos netos 6,576,379‐ 3,646,729 6,441,641 9,190,171 11,865,943 14,559,407 17,226,718 19,689,945 22,021,191 24,286,753 26,912,889 29,583,003 32,296,470 35,075,545 37,909,914 40,806,414 43,771,952 46,813,526 49,938,242 53,153,328 56,466,157 59,884,260

VANE 146,175,287

Flujo económico VA 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038Inversión 6,576,379 6,576,379 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐

Beneficios económicos 157,063,274 ‐ 3,835,487 6,695,335 9,507,304 12,244,750 15,000,131 17,728,678 20,248,592 22,633,564 24,951,363 27,637,661 30,368,936 33,144,578 35,987,361 38,886,769 41,849,816 44,883,590 47,995,272 51,192,152 54,481,651 57,871,333 61,368,929

Costos económicos 4,311,608 ‐ 188,758 253,694 317,133 378,808 440,723 501,960 558,647 612,373 664,610 724,772 785,933 848,108 911,816 976,855 1,043,402 1,111,639 1,181,746 1,253,911 1,328,322 1,405,175 1,484,669

VANE 146,175,287 6,576,379‐ 3,646,729 6,441,641 9,190,171 11,865,943 14,559,407 17,226,718 19,689,945 22,021,191 24,286,753 26,912,889 29,583,003 32,296,470 35,075,545 37,909,914 40,806,414 43,771,952 46,813,526 49,938,242 53,153,328 56,466,157 59,884,260

TIRE 98%281,499,184 Caso base 1,842,469 1%

‐48.1% variación 155,220,805 99%

Beneficios financieros del proyecto 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038Ingreso adicional por transmisión de energía ‐ 224,718 238,688 253,588 268,626 285,876 304,029 320,141 335,920 352,455 375,679 400,657 427,380 456,159 486,884 519,687 554,710 592,102 632,025 674,651 720,162 768,754

Costos financieros del proyecto 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038Inversión 6,742,239

Costo de O&M 168,556 168,556 168,556 168,556 168,556 168,556 168,556 168,556 168,556 168,556 168,556 168,556 168,556 168,556 168,556 168,556 168,556 168,556 168,556 168,556 168,556

Beneficios financieros netos 6,742,239‐ 56,162 70,132 85,032 100,070 117,320 135,473 151,585 167,364 183,899 207,123 232,101 258,824 287,603 318,328 351,131 386,154 423,546 463,469 506,095 551,606 600,198

VAN 4,731,870‐

Flujo financiero VA 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038Inversión 6,742,239 6,742,239 0 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐

Ingresos 3,698,760 ‐ 224,718 238,688 253,588 268,626 285,876 304,029 320,141 335,920 352,455 375,679 400,657 427,380 456,159 486,884 519,687 554,710 592,102 632,025 674,651 720,162 768,754

Costos 1,688,392 168,556 168,556 168,556 168,556 168,556 168,556 168,556 168,556 168,556 168,556 168,556 168,556 168,556 168,556 168,556 168,556 168,556 168,556 168,556 168,556 168,556

VAN 4,731,870‐ 6,742,239‐ 56,162 70,132 85,032 100,070 117,320 135,473 151,585 167,364 183,899 207,123 232,101 258,824 287,603 318,328 351,131 386,154 423,546 463,469 506,095 551,606 600,198

TIR ‐1.2%


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6.8. Adquisición de Transformador Móvil de 30 MVA 138kV/13.8kV/24.9 kV.


El proyecto tiene los objetivos de mejorar la confiabilidad del suministro de la demanda ante situaciones de contingencias al suplir a la Gerencia de Mantenimiento de un transformador móvil de 30 MVA, garantizar las condiciones para la realización de mantenimiento preventivo a los transformadores de 40 MVA y garantizar el respaldo de la demanda ante cualquier emergencia o salida de un transformador de potencia. Actualmente ENATREL posee 3 subestaciones móviles, dos de ellas de 15 MVA, adquiridas en los años 1975 y 1991 y una tercera de 25 MVA, adquirida en el año 2002. La subestación Móvil de 15 MVA, Marca EB-NATIONAL, fue instalada en mayo del 2010 en la subestación de Estelí, debido a que el transformador de esta subestación se encontraba cargado. Posteriormente en el 2011, se instaló un nuevo transformador de 25 MVA adquirido con financiamiento del BID y se retiró. Actualmente dicha subestación se encuentra en la subestación de Enacal I (carretera Masaya). Dicha subestación móvil tiene 25 años de servicio. La Subestación Móvil de 25 MVA, Marca EFACEC, se encuentra operando en la Subestación de Amerrisque desde marzo del 2012. Antes estaba operando en la Subestación Rivas, pero en esta subestación desde el año 2008 al 2012, debido a que la subestación Rivas se encontraba sobrecargada hasta que se instaló un nuevo transformador de 40MVA adquirido con el BID. Esta subestación tiene 14 años de servicio. La subestación Móvil de 15 MVA, COGELEX, posee 41 años. Esta subestación fue desinstalada de la Subestación La Paz Centro en junio del año 2010. Actualmente se trasladará a la subestación de Rivas para abastecer al circuito RIV-4060 que alimenta a la ciudad de San Juan del Sur, Cárdenas, Sapoa, etc. Considerando que la mayoría de los transformadores sobre todo en el área de Managua son de 40 MVA y tomando en cuenta que la capital es la zona donde se encuentra concentrada más del 50% de la demanda nacional con cargas importantes tales como la Cámara de Comercio de Nicaragua, las Embajadas de diferentes Países, Ministerio de Relaciones Exteriores, Ministerio de Gobernación, Ministerio de Hacienda y Crédito Público, Casa Presidencial, Teatro Rubén Darío, Hospitales importantes, Hoteles, importantes cargas industriales, etc. Se hace es necesario contar con al menos un transformador Móvil de mayor capacidad a los existentes de 15 MVA y 25 MVA. Si existiera una falla intempestiva en uno de los transformadores de 40MVA o en caso que uno de estos transformadores requiera mantenimiento preventivo o correctivo, ENATREL no posee transformadores de 40 MVA en stock en los


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almacenes, de reserva, ni subestaciones móviles para suplir esta demanda mientras se restaura o se reemplaza el equipo. Las exigencias del sector eléctrico son cada día más estrictas, en cuanto a la continuidad y calidad del servicio brindado, debido a esto se hace necesario dar seguimiento periódico a los parámetros dieléctricos de los aislamientos sólidos y líquidos del transformador, con el objetivo de realizar los mantenimientos preventivo a tiempo, así como dar una solución rápida ante salidas intempestivas de estos equipos de transformación. Debido a lo anterior se hace necesario la adquisición de un transformador móvil de 40 MVA en caso contrario se prolongaría los tiempos de interrupción del suministro de energía eléctrica a los usuarios o no se podría satisfacer a toda la demanda en situaciones de emergencias. Adquisición de un transformador móvil de 40 MVA con relación de tensión 138/24.9/13.8 kV.



Mejorar la confiabilidad del suministro de la demanda ante situaciones de contingencias al suplir a la Gerencia de Mantenimiento de un transformador móvil de 30 MVA.

Garantizar las condiciones para la realización de mantenimiento preventivo a los transformadores de 40 MVA.

Garantizar el respaldo de la demanda ante cualquier emergencia o salida de un transformador de potencia.


El costo del proyecto es de USD 1.144 millón, de los cuales USD 1.000 millones pertenecen a financiamiento del BID y COREA, mientras que USD 0.059 millones a financiamiento procedente de recursos del Tesoro y USD 0.085 financiamiento con recursos propios.


El objeto de esta evaluación es cuantificar si realmente el proyecto denominado “Adquisición de Transformador Móvil de 40 MVA” es realmente factible. La tasa de descuento utilizada en la evaluación financiera es 8 %. La tasa de descuento


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económica es la que utiliza SNIP que es el 8 %. Debido a que el proyecto dura dos años y entra en operación en el 2020. El período de la evaluación es 2018-2049. En el cual se incluyen los dos años de construcción.



Con respecto al ingreso es el diferencial de la transmisión de energía por el peaje de transmisión. El diferencial de la transmisión de energía es el diferencial de la demanda de los transformadores de potencia de 40 MVA con proyecto y sin proyecto.

El factor de carga de las subestaciones de 40 MVA utilizado no es el histórico sino el existente en año 2016. Se aplicó la tasa de crecimiento promedio registrada entre periodos para cada subestación. Y se asumió la tasa de crecimiento de la demanda nacional para las subestaciones de Chinandega, Colinas y Tipitapa.

La información de la indisponibilidad de los últimos tres años no es muy congruente, es decir, varía. Por lo que se determinó utilizar la indisponibilidad promedio la cual corresponde al 0.12%.

Este valor multiplicado por la demanda promedio de energía de cada transformador de potencia de 40 MVA nos da la demanda sin proyecto. Se utiliza la demanda promedio de los transformadores de 40 MVA.

En el caso con proyecto se utiliza la distancia promedio que existe desde el Almacén a la Subestación correspondiente con el objeto de conocer la indisponibilidad que existe debido al tiempo de traslado. La indisponibilidad promedio es del 0.02%. El índice de este valor multiplicado por la demanda promedio de energía de cada transformador de potencia de 40 MVA nos da la demanda con proyecto. Se utiliza la demanda promedio.

Debido a que se supone que la energía transmitida es localizada en la barra de media tensión es necesario agregarle las pérdidas de media y baja tensión con el objeto de conocer el total de energía que es necesario transmitir a dicha subestación.




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En la evaluación financiera sin financiamiento, los costos que se utilizaron son: el costo del proyecto, el costo de operación y mantenimiento el cual corresponde al 2.5 % del costo del proyecto. Los beneficios son: ingreso adicional por transmisión de energía. A continuación, se presentan sus cálculos y supuestos.

Costo de inversión: los costos de inversión para el Proyecto, a precios de mercado.



Evaluación Financiera Con Financiamiento

En la evaluación financiera con financiamiento, los costos que se utilizaron son: el costo del proyecto, el costo de operación y mantenimiento el cual corresponde al 2.5 % del costo del proyecto, los intereses y la amortización del préstamo. Los beneficios son: ingreso adicional por transmisión de energía y financiamiento. El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) será el financiador. Sin embargo, el 50 % del financiamiento lo otorga con capital ordinario. La comisión de crédito es del 0.25% Se deberá pagar la primera cuota de amortización en la fecha de vencimiento del plazo de setenta y dos (72) meses y la última, a más tardar, a los treinta (30) años. Los intereses se devengarán sobre los saldos deudores diarios de la porción del préstamo desembolsada con cargo al financiamiento de capital ordinario, a una tasa anual para cada trimestre determinada por el Banco en la fecha de determinación de la tasa de interés basada en LIBOR para cada trimestre, calculada de la siguiente forma: (i) La Tasa de Interés Basada en LIBOR; (ii) más el margen vigente para préstamos del Capital Ordinario del Banco. El 50 % faltante lo otorga con el Fondo para Operaciones Especiales el cuál será amortizado mediante un único pago que deberá efectuarse, a más tardar, a los cuarenta (40) años. La tasa de interés aplicable será del 0.25% por año. A continuación, se presentan sus cálculos y supuestos.


______________________________________________________________ 81

Ingreso adicional por transmisión de energía: se valora la energía incremental por la tarifa de transmisión aprobada por el INE.

Financiamiento: Corresponde al préstamo que otorgará el financiador. Costo de inversión: contiene los costos de inversión para el Proyecto, a

precios de mercado. Costo de operación y mantenimiento de transmisión: de acuerdo a

la práctica internacional, se estiman estos costos a precios de mercado como el 2.5% de la inversión.

Intereses de préstamo con capital ordinario: en función de los requerimientos del organismo financiador.

Amortización de préstamo con capital ordinario: en función de los requerimientos del organismo financiador.

Cancelación préstamo con fondos de operaciones especiales: la cancelación es un único pago a los 40 años de haber otorgado el préstamo, debido a que el tiempo de cancelación (40 años) es mayor que el periodo del proyecto (30 años). Se calcula el monto que se debe pagar a los 30 años para que el proyecto pague dichos fondos. En este cálculo se incluyen los dos años de construcción, ya que el préstamo inicia desde el primer desembolso, es decir, desde que inicia el proyecto. Por lo que la evaluación incluye los años de la construcción y la vida útil del equipo sumando en total 32 años.

Evaluación Económica En la evaluación económica, los costos que se utilizaron son: el costo del proyecto, el costo de operación y mantenimiento el cual corresponde al 2.5 % del costo del proyecto. Los beneficios son: disminución de energía de falla por transmisión de energía. Evaluación Beneficio-Costo

A continuación, se presentan sus cálculos y supuestos. Costos: están compuestos por los costos de inversión, los de operación

y mantenimiento. Costos de inversión: contiene los costos de inversión para el proyecto,

expresados en USD, a precios de mercado. Estos son los valores trasladados al análisis beneficio costo a precios de mercado; para el correspondiente análisis a precios de frontera se los multiplica por su correspondiente Razón de Precios de Cuenta (RPC) que aparece en la hoja de cálculo llamada “Inputs”.


______________________________________________________________ 82

La Razón de Precios de Cuenta (RPC) son basados en los precios sociales estimados por el Sistema Nacional de Inversiones Públicas (SNIP). Costos de operación y mantenimiento: de acuerdo a la práctica

común, se estiman estos costos a precios de mercado como el 2.5 % de la inversión acumulada hasta el año inmediatamente anterior al que corresponde el costo dentro del flujo de costos del análisis. Los costos a precios de frontera son los anteriores multiplicados por su correspondiente RPC.

Beneficios: en el presente análisis se han valorado únicamente el beneficio ocasionado por la disminución de energía de falla, el cual se calcula por la reducción de energía de falla por el costo de falla por el factor de cuenta de transmisión. Por otra parte, el corte imprevisto vale más que el consumo puesto que produce daño, pérdida de producción, en algunos casos pérdida de insumos, por lo general pérdida de tiempo y de ocio. En Nicaragua no se ha elaborado ningún estudio acerca del costo de falla. Por lo que se utiliza un valor relacionado con otros países (Centroamérica) o un estudio en el que haga mención a éste. En nuestro caso utilizamos el informe final del estudio “Refuerzos de Transmisión para Proyectos de Generación Renovable” elaborado por el consultor Ignacio Coral el 15 de agosto de 2010 en el Programa Nacional de Electrificación Sostenible y Energía Renovable (PNESER) para el préstamo BID NI-L1040. En este estudio se valora el costo de falla en USD/MWh 2,500. Nosotros somos conservadores y consideramos que debe valer al menos USD/MWh 1,500 que es el costo de falla imprevisto de utilización generalizada considerado en la evaluación económica del SIEPAC. Indicadores de la evaluación. Se calculan los dos indicadores acostumbrados: el Valor Presente Neto Económico (VPNE) a precios frontera con nivel de precios y descontado al 8% hasta enero de 2049. En segundo lugar, la Tasa Interna de Retorno Económica (TIRE). Resultados


VAN: USD -1.26 millones TIR: -1.0 %


VANE: USD 1.47 millones TIRE: 18.72 %


Tomo III Evaluación Económica Plan de Obras 2021 ________________________________________________________________________________________________________________________

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Evaluación Privada sin Financiamiento


Beneficios económicos del proyecto 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049Disminución energía de falla (neta de costos) energía de falla valuada al costo de falla 239,003 237,890 239,042 245,334 234,253 240,495 246,959 253,663 260,611 267,814 275,047 282,590 290,383 298,433 306,751 315,347 324,230 333,412 342,903 352,715 362,861 373,352 384,201 395,423 407,031 419,039 431,463 444,319 457,623 471,393

Costos económicos del proyecto 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049Inversión costo ajustado por RPC 553,577 553,577

Costo de O&M costo ajustado por RPC 27,098 27,098 27,098 27,098 27,098 27,098 27,098 27,098 27,098 27,098 27,098 27,098 27,098 27,098 27,098 27,098 27,098 27,098 27,098 27,098 27,098 27,098 27,098 27,098 27,098 27,098 27,098 27,098 27,098 27,098

Aumento de pérdidas pérdidas, ajustado por RPC

Variación Pérdidas AT (MWh) 80 80 80 82 79 81 83 85 88 90 92 92 92 92 92 92 92 92 92 92 92 92 92 92 92 92 92 92 92 92

Variación Pérdidas TRAFO (MWh) ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐

Variación Pérdidas MT (MWh) 212 211 212 218 208 213 219 225 231 238 244 244 244 244 244 244 244 244 244 244 244 244 244 244 244 244 244 244 244 244

Variación Pérdidas BT (MWh) 151 150 151 155 148 152 156 160 164 169 173 173 173 173 173 173 173 173 173 173 173 173 173 173 173 173 173 173 173 173

Beneficios económicos netos 553,577‐ 553,577‐ 211,462 210,351 211,501 217,782 206,721 212,951 219,403 226,095 233,030 240,220 247,439 254,983 262,775 270,825 279,143 287,739 296,622 305,804 315,295 325,107 335,253 345,744 356,593 367,815 379,423 391,431 403,856 416,712 430,016 443,785

VANE 1,474,315

Flujo económico VA 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049Inversión 987,175 553,577 553,577 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐

Beneficios económicos 2,727,629 0 0 239,003 237,890 239,042 245,334 234,253 240,495 246,959 253,663 260,611 267,814 275,047 282,590 290,383 298,433 306,751 315,347 324,230 333,412 342,903 352,715 362,861 373,352 384,201 395,423 407,031 419,039 431,463 444,319 457,623 471,393

Costos económicos 266,140 0 0 27,541 27,539 27,541 27,553 27,532 27,544 27,556 27,568 27,581 27,594 27,608 27,608 27,608 27,608 27,608 27,608 27,608 27,608 27,608 27,608 27,608 27,608 27,608 27,608 27,608 27,608 27,608 27,608 27,608 27,608

VANE 1,474,315 553,577‐ 553,577‐ 211,462 210,351 211,501 217,782 206,721 212,951 219,403 226,095 233,030 240,220 247,439 254,983 262,775 270,825 279,143 287,739 296,622 305,804 315,295 325,107 335,253 345,744 356,593 367,815 379,423 391,431 403,856 416,712 430,016 443,785

TIRE 18.72%

Beneficios financieros del proyecto sin financimiento 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049Ingreso adicional por transmisión de energía 1,363 1,356 1,363 1,399 1,336 1,371 1,408 1,446 1,486 1,527 1,568 1,611 1,656 1,701 1,749 1,798 1,848 1,901 1,955 2,011 2,069 2,129 2,190 2,254 2,321 2,389 2,460 2,533 2,609 2,687

Costos financieros del proyecto sin financimiento 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049Inversión 565,500 565,500

Costo de O&M 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275

Beneficios financieros netos sin financimiento ‐565,500 ‐565,500 ‐26,912 ‐26,919 ‐26,912 ‐26,876 ‐26,939 ‐26,904 ‐26,867 ‐26,829 ‐26,789 ‐26,748 ‐26,707 ‐26,664 ‐26,619 ‐26,574 ‐26,526 ‐26,477 ‐26,427 ‐26,374 ‐26,320 ‐26,264 ‐26,206 ‐26,146 ‐26,085 ‐26,021 ‐25,954 ‐25,886 ‐25,815 ‐25,742 ‐25,666 ‐25,588

VAN ‐1,265,788

Flujo financiero VA 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049Inversión 1,008,436 565,500 565,500

Ingresos 14,139 0 0 1,363 1,356 1,363 1,399 1,336 1,371 1,408 1,446 1,486 1,527 1,568 1,568 1,568 1,568 1,568 1,568 1,568 1,568 1,568 1,568 1,568 1,568 1,568 1,568 1,568 1,568 1,568 1,568 1,568 1,568

Costos 272,903 0 0 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275

VAN ‐1,265,788 565,500‐ 565,500‐ 26,912‐ 26,919‐ 26,912‐ 26,876‐ 26,939‐ 26,904‐ 26,867‐ 26,829‐ 26,789‐ 26,748‐ 26,707‐ 26,707‐ 26,707‐ 26,707‐ 26,707‐ 26,707‐ 26,707‐ 26,707‐ 26,707‐ 26,707‐ 26,707‐ 26,707‐ 26,707‐ 26,707‐ 26,707‐ 26,707‐ 26,707‐ 26,707‐ 26,707‐ 26,707‐

TIR #¡NUM!

Costos financieros del proyecto con financiamiento 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049Inversión 43,000 43,000

Costo de O&M 0 0 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275 28,275

Intereses de Préstamo con Capital Ordinario 10,800 10,800 10,800 10,800 10,800 10,800 10,713 10,359 9,998 9,630 9,254 8,870 8,479 8,079 7,670 7,254 6,828 6,394 5,951 5,499 5,037 4,565 4,084 3,593 3,092 2,580 2,057 1,524 980 424 0 0

Amortización de Préstamo con Capital Ordinario 0 0 0 0 0 0 17,013 17,366 17,727 18,096 18,472 18,855 19,247 19,647 20,055 20,472 20,897 21,331 21,775 22,227 22,689 23,160 23,641 24,133 24,634 25,146 25,668 26,202 26,746 27,302 0 0

Cancelación Préstamo con Fondos de Operaciones Especiales 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 565,961

Beneficios financieros netos con financiamiento 53,800‐ 53,800‐ 37,712‐ 37,719‐ 37,712‐ 37,676‐ 54,665‐ 54,629‐ 54,593‐ 54,554‐ 54,515‐ 54,474‐ 54,432‐ 54,389‐ 54,345‐ 54,299‐ 54,252‐ 54,203‐ 54,152‐ 54,100‐ 54,046‐ 53,990‐ 53,932‐ 53,872‐ 53,810‐ 53,746‐ 619,641‐ 53,612‐ 53,541‐ 53,467‐ 25,666‐ 591,549‐

VAN ‐686,987

Flujo financiero VA 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049Inversión 76,680 43,000 43,000

Ingresos 15,551 ‐ ‐ 1,363 1,356 1,363 1,399 1,336 1,371 1,408 1,446 1,486 1,527 1,568 1,611 1,656 1,701 1,749 1,798 1,848 1,901 1,955 2,011 2,069 2,129 2,190 2,254 2,321 2,389 2,460 2,533 2,609 2,687

Costos 625,857 10,800 10,800 39,075 39,075 39,075 39,075 56,001 56,001 56,001 56,001 56,001 56,001 56,001 56,001 56,001 56,001 56,001 56,001 56,001 56,001 56,001 56,001 56,001 56,001 56,001 56,001 621,962 56,001 56,001 56,001 28,275 594,236

VAN ‐686,987 53,800‐ 53,800‐ 37,712‐ 37,719‐ 37,712‐ 37,676‐ 54,665‐ 54,629‐ 54,593‐ 54,554‐ 54,515‐ 54,474‐ 54,432‐ 54,389‐ 54,345‐ 54,299‐ 54,252‐ 54,203‐ 54,152‐ 54,100‐ 54,046‐ 53,990‐ 53,932‐ 53,872‐ 53,810‐ 53,746‐ 619,641‐ 53,612‐ 53,541‐ 53,467‐ 25,666‐ 591,549‐

TIR #¡NUM!


______________________________________________________________ 84

6.9. Refuerzos para la Conexión de Proyectos Hidroeléctricos - FASE I.


La línea de transmisión que alimenta la zona Caribe Sur del país tiene una longitud total de 314.68 km, de los cuales 187.16 km son en 138kV y 127.52 km en 69 kV. Esta línea (L8100) se encuentra conectada radialmente a la subestación Tipitapa y alimenta a un total de 11 subestaciones entre estas: Las Banderas, Boaco, Amerrisque, Santa María, El Mojón, La Gateada, Acoyapa, San Miguelito, Corocito y Bluefields siendo el nodo terminal la subestación de Bluefields.

El proyecto tiene el objetivo de fortalecer el Sistema Nacional de Transmisión para cumplir con los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño Mínimo en la radial que va desde Tipitapa a Bluefields, que sirva de avance para la construcción de los refuerzos de transmisión para garantizar los 300 MW de transferencia regional en relación al proyecto SIEPAC y permitir el desarrollo futuro hidroeléctrico en la zona norte del país.

Otros objetivos del proyecto son:

• Realizar la ampliación en 230 KV de las subestaciones Boaco, San Benito y Terrabona y realizar una conexión entre las subestaciones Boaco y San Benito a través de una línea de transmisión simple terna en 230 kV.

• Mejorar el nivel de voltaje en las Subestaciones La Gateada, Acoyapa, Santa María, La Esperanza y Bluefields.

• Mejorar la confiabilidad del suministro de las Subestaciones Las Banderas, Boaco, Amerrisque, La Gateada, Acoyapa, Santa María, Corocito, San Miguelito, La Esperanza y Bluefields.

• Construir una primera fase de los refuerzos necesarios para la entrada en operación de la Central Tumarín, de manera de garantizar que la incorporación de esta generación no provoque efectos adversos en el SIN.

• Contribuir al cambio de la matriz energética del país creando los refuerzos necesarios en el Sistema Nacional de Transmisión.

Por otro lado, en el Caribe Norte se encuentra alimentada por medio de una línea radial que posee una longitud total de 221 km, de los cuales 79.20 km se encuentran operando en 138 kV y 141.82 en 69 kV. Esta línea radial parte de la subestación Sébaco y conecta a 6 subestaciones: Matagalpa, San Ramón, El Tuma, Matiguás, Mulukukú y Siuna, tal a como se muestra en el siguiente mapa:


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Ilustración 12. Línea de Transmisión que alimenta la Zona Caribe Sur del País

Ilustración 13. Línea de Transmisión que alimenta la Zona Caribe Norte del País


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Con la conversión de la subestación Boaco a 230 kV, se logrará aumentar la confiabilidad de las subestaciones Las Banderas, Boaco, Amerrisque, La Gateada, Acoyapa, Santa María, San Miguelito, Corocito, La Esperanza y Bluefields.

Estas Subestaciones actualmente se encuentran conectadas radialmente desde Tipitapa, por lo que una falla en la línea Tipitapa-Las banderas deja sin alimentación los departamentos de Boaco, Chontales y la Región Autónoma de la Costa Caribe Sur (RACCS), lo cual representa actualmente una carga de 30MW aprox. Con la conexión de Boaco a 230 KV se mejorará los niveles de voltaje en los nodos de La Gateada, Acoyapa, Santa María y Amerrisque.

En una segunda fase con el financiamiento del BEI se construirá la conexión de Malpaisillo a la línea de interconexión León I - Los Prados en 230 kV y la construcción de la línea Malpaisillo - Terrabona 230 kV, lo que garantirá las transferencias de 300 MW de Norte a Sur por el sistema de Nicaragua.

Los alcances incluyen las siguientes obras:

Obra 1: Ampliación Subestación San Benito

Obra 2: Ampliación Subestación Terrabona a 230 kV

Obra 3: Ampliación Subestación Boaco a 230 kV

Obra 4: Construcción de 42 km de línea de Transmisión


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Ilustración 14. Mapa de localización de obras del proyecto “6.9. Refuerzos para la Conexión de Proyectos Hidroeléctricos - FASE

I”

Con fondos del Kexim Bank de Corea se financiarán las ampliaciones de las subestaciones San Benito, Boaco, Terrabona y línea de 230kV San Benito-Boaco. La línea que conectará las subestaciones San Benito y Terrabona será financiada por el BCIE, BID y LAIF.


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Ilustración 15. Diagrama Unifilar Subestación San Benito


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Ilustración 16. Diagrama Unifilar Subestación Terrabona


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Mejorar el nivel de voltaje en las Subestaciones La Gateada, Acoyapa, Santa María, La Esperanza y Bluefields.

Mejorar la confiabilidad del suministro de las Subestaciones Las Banderas, Boaco, Amerrisque, La Gateada, Acoyapa, Santa María, Corocito, San Miguelito, La Esperanza y Bluefields.

Contribuir al cambio de la matriz energética del país creando los refuerzos necesarios en el Sistema Nacional de Transmisión.


El costo total de la Fase I es de USD 67.556 millones de los cuales USD 62.372 millones es financiamiento externo y USD 6.050 millones financiamiento local. Se tiene financiamiento del Kexim Bank de Corea, BCIE, BID y del GDN.


El presente capítulo trata la cuantificación del Análisis Beneficio Costo del Proyecto de la Transmisión Asociada a Tumarín, consistente en el análisis del conjunto de refuerzos de la transmisión de 230 kV identificados en los estudios técnicos elaborados por “Mercados Energéticos Consultores” y “PSR” los cuales presentaron la versión 4 del Informe Técnico “Estudio de Acceso al Sistema Nacional de Transporte de la Central Hidroeléctrica Tumarín” (Anexo 6A y 6B), preparado para Centrales Hidroeléctricas de Nicaragua S.A. los cuales se consideran necesarios y convenientes para la adecuada conexión de la Planta Hidroeléctrica Tumarín al Sistema Interconectado Nacional de Nicaragua en forma tal que su producción cumpla las especificaciones de calidad y seguridad reguladas para el mercado interconectado del país y para el mercado regional.

Todos los costos y beneficios se tratan en dos numerarios: el de mercado y el de frontera, también denominado como de eficiencia económica. En ambos casos el nivel de precios es constante y corresponde al nivel de precios existente en diciembre de 2012. La selección de este nivel de precios se debe a que es en él, en el que están estimados los costos de inversión del Proyecto.

Los cálculos a precios de mercado estos montos son convertidos a precios de frontera mediante la aplicación de la Relaciones de Precios de Cuenta (RPC).


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Costos

Costos de inversión: están constituidos por la totalidad de los costos de inversión del Proyecto, o sea por los costos correspondientes a la Fase 1 y a la Fase 2. En la planilla se los presenta desagregados por Fases, en lugar de aglutinados.

Salvamento del costo de inversión: el Análisis Beneficio Costo contempla un período de 21 años. Carece de mayor sentido extender este período hasta llegar al final de la vida útil de los activos de transmisión porque, en valor presente, pueden pesar significativamente los errores de las simulaciones asociadas al último año que es posible simular con la información firme de que dispone Nicaragua. En consecuencia, en 2037 que es el año de corte, las líneas y subestaciones poseen aún 19 años de vida útil. Para compensar el cercenamiento del período omitido posterior a 2037 se incluye, en este año, un costo negativo (beneficio) equivalente al valor presente, descontado a la tasa social de descuento hasta 2037, de las 19 anualidades de la vida útil de las instalaciones que sobrepasan el año de corte.

Costos de O&M: se refieren exclusivamente a los costos de operación y mantenimiento de la transmisión asociada a Tumarín, o sea de la transmisión que conforman las Fases 1 y 2. Están calculados, de manera paramétrica, de tal manera que el costo de O&M de la transmisión es igual al 2.5% de la inversión. Este porcentaje corresponde a un cálculo estadístico de los costos de O&M realmente incurridos por parte de ENATREL. Este valor es de uso acostumbrado en las evaluaciones económicas de los proyectos de transmisión que tradicionalmente se ha soportado en el cálculo de indicadores de esta clase de costos normalmente reconocidos por las autoridades reguladoras de los distintos países2.

Costo de construcción de acceso vial: Está constituido por la totalidad del costo de inversión de la carretera de 52 km de todo tiempo con revestimiento de grava desde el poblado de San Pedro del Norte hasta el Proyecto Tumarín. El costo está en el Cuadro III-I.

Costo de Tumarín: Está constituido por la totalidad del costo de inversión de Planta Hidroeléctrica Tumarín. El costo está desglosado en el Cuadro II-I.

Costos de distribución: Para posibilitar la entrega de la energía incremental debida al Proyecto se necesita expandir el sistema de

2 En Nicaragua el porcentaje utilizado es débilmente mayor e igual al 2.5%. En la Resolución No. INE-CD-001-01-2012 mediante la cual se aprueba el peaje para aplicarse a partir del 6 de enero de 2012 se reconocen US$ 9,267,254 por O&M para una inversión reconocida total de US$ 370,690,178.


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distribución. No cuantificar este costo supondría que la red de distribución se encuentra sobredimensionada, lo cual dista de ser real en Nicaragua. Tampoco es correcto suponer, para fines de evaluar el proyecto, que la red de distribución está sub dimensionada porque si este es el caso, tal condición se debe a causas distintas del Proyecto y, en consecuencia, no pueden afectar su evaluación. La red se debe adecuar para que pueda conducir la energía incremental total, esto es la debida a la CH Tumarín y la debida a los refuerzos de la red de transmisión que eliminan restricciones al mejorar los voltajes. El “Costo de Distribución” se estima cuantificando la energía incremental total por el “Costo Medio Reconocido para la Distribución”. Costo total: dado por la suma. Año por año, de los costos parciales anteriormente descritos.

Beneficios Ahorro de costos operativos: El impacto del Proyecto se manifiesta durante los primeros años de operación, principalmente como ahorro de costos operativos. Su cuantificación procede directamente de los resultados de las simulaciones de energía efectuadas mediante el SDDP. Pago incremental residencial: Está cuantificado como la totalidad de la energía incremental consumida en el sector residencial, esto es la parte debida a la existencia de Tumarín y la parte debida a las mejoras de transmisión, valorada por la tarifa media pagada en el nivel de BT. Excedente del consumidor residencial: Está cuantificado suponiendo que la elasticidad precio de la demanda de energía en el sector residencial es de -0.6, valor que ha sido utilizado en otras evaluaciones económicas de proyectos de electricidad de Nicaragua. Pago incremental del resto de los sectores: Está cuantificado como la energía incremental consumida por los sectores no residenciales valorada por la tarifa media pagada en dichos sectores. Por razones de insuficiencia en la información disponible, el monto de esta tarifa media se supone igual al utilizado en el sector residencial. Beneficio de menores pérdidas de transmisión: Resulta en un valor negativo (costo) como resultado de la localización de la CH Tumarín, alejada del centro de carga del sistema eléctrico nicaragüense. Las pérdidas incrementales debidas al Proyecto están cuantificadas por el costo medio de largo plazo de la generación. Beneficio por menores cortes imprevistos: Se deben exclusivamente al reforzamiento de la red de transmisión. El corte imprevisto evitado por el Proyecto está valorado a 2.5 US$/kWh.


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Beneficio por cambio en el déficit previsto: Representa un ajuste de la calidad de la electricidad y se origina en la dificultad de obtener iguales déficits de generación en las simulaciones mediante el SDDP para las situaciones CON y SIN Proyecto. Está valorado por el doble de la tarifa pagada por el sector residencial. Beneficio total: Está calculado como la suma, dentro de cada año, de los diferentes beneficios anteriormente presentados.

Beneficio Neto

Está calculado para cada año como el “Beneficio Total” menos el “Costo Total”.

Resultados

El Proyecto Global muestra un Valor Presente Neto Económico (VANE) de 135.22 millones de USD en numerario de frontera con nivel de precios de diciembre de 2012 y descontado al 8%. La Tasa Interna de Retorno Económica (TIRE) calculada es del 9.41%.

De acuerdo a los comentarios anteriores, también se han calculado el Valor Presente Neto (VAN) en numerario de mercado, con nivel de precios de diciembre de 2012 y descontado al 8%, monto que asciende a 27.94 millones de USD y la Tasa Interna de Retorno (TIR) 8.28 %.

Los indicadores VANE y TIRE los que ilustran de la mejor manera la bondad económica del Proyecto. En este sentido, los montos de VPN y TIR solo se presentan a título ilustrativo de la situación existente antes de corregir la distorsión parcial de precios de la economía efectuada mediante las Razones de Precios de Cuenta.


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Inversión Fase 1

O&M Fase 1

Inversión Fase 2

O&M Fase 2

2012 0 0 0 0 0 3,380 0 3,380 0 0 0 0 0 0 0 0 -3,3802013 1,221 0 0 0 6,000 169,013 0 176,234 0 0 0 0 0 0 0 0 -176,2342014 19,057 0 7,108 0 0 709,856 0 736,021 0 0 0 0 0 0 0 0 -736,0212015 24,917 0 51,927 0 0 180,281 0 257,125 0 0 0 0 0 0 0 0 -257,1252016 18,731 0 66,730 0 0 56,338 0 141,799 0 0 0 0 0 0 0 0 -141,7992017 0 1,598 50,116 0 0 7,887 4,618 64,219 154,270 2,695 0 5,231 -646 1,743 0 163,294 99,0752018 0 1,598 0 4,397 0 4,895 10,890 189,124 2,932 0 5,691 -501 1,770 126 199,143 188,2532019 0 1,598 0 4,397 0 29,333 35,328 141,104 20,871 15 40,506 -355 1,822 8,747 212,710 177,3822020 0 1,598 0 4,397 0 40,493 46,488 114,674 29,220 2,813 56,709 -210 1,799 11,271 216,277 169,7892021 0 1,598 0 4,397 0 50,217 56,212 96,115 36,312 4,223 70,473 -210 1,852 13,184 221,950 165,7382022 0 1,598 0 4,397 0 59,713 65,708 70,141 43,233 5,829 83,905 -210 1,907 14,163 218,967 153,2592023 0 1,598 0 4,397 0 70,753 76,748 55,229 51,290 7,959 99,542 -210 1,963 15,252 231,025 154,2772024 0 1,598 0 4,397 0 79,511 85,506 30,278 57,661 9,828 111,906 -210 2,022 14,256 225,741 140,2352025 0 1,598 0 4,397 0 76,319 82,314 33,100 55,307 9,119 107,339 -210 2,022 27,495 234,172 151,8582026 0 1,598 0 4,397 0 84,815 90,811 15,027 61,572 11,050 119,498 -210 2,022 25,119 234,078 143,2672027 0 1,598 0 4,397 0 91,133 97,128 15,027 66,230 12,576 128,537 -210 2,022 12,815 236,998 139,8702028 0 1,598 0 4,397 0 94,914 100,909 15,027 69,018 13,525 133,948 -210 2,022 2,399 235,729 134,8202029 0 1,598 0 4,397 0 95,809 101,804 15,027 69,678 13,754 135,229 -210 2,022 2,399 237,898 136,0942030 0 1,598 0 4,397 0 96,733 102,728 15,027 70,359 13,991 136,552 -210 2,022 2,399 240,140 137,4122031 0 1,598 0 4,397 0 96,733 102,728 15,027 70,359 13,991 136,552 -210 2,022 2,399 240,140 137,4122032 0 1,598 0 4,397 0 96,733 102,728 15,027 70,359 13,991 136,552 -210 2,022 2,399 240,140 137,4122033 0 1,598 0 4,397 0 96,733 102,728 15,027 70,359 13,991 136,552 -210 2,022 2,399 240,140 137,4122034 0 1,598 0 4,397 0 96,733 102,728 15,027 70,359 13,991 136,552 -210 2,022 2,399 240,140 137,4122035 0 1,598 0 4,397 0 96,733 102,728 15,027 70,359 13,991 136,552 -210 2,022 2,399 240,140 137,4122036 0 1,598 0 4,397 0 96,733 102,728 15,027 70,359 13,991 136,552 -210 2,022 2,399 240,140 137,4122037 -74,471 1,598 -204,893 4,397 0 96,733 -176,636 15,027 70,359 13,991 136,552 -210 2,022 2,399 240,140 416,775VNA = 37,169 10,895 93,105 27,205 5,144 416,134 1,477,015 498,660 301,079 50,123 584,326 -1,954 13,091 59,635 1,504,961 27,946

Análisis Beneficio Costo del Proyecto Global, Fases 1 y 2Valores expresados en miles de US$ a precios de mercado

BENEFI-CIO NETO

AÑO De la Transmisión, Fases 1 y 2 Inversión Planta Hidroeléctrica

Tumarín

Costos de Distribu-

ción

COSTO TOTAL

COSTOS

Construcción

Acceso Vial

Pago Incremental Residencial

Ahorro Costos

Operativos

BENEFICIOS

Excedente Consumidor Residencial

Menores cortes

imprevistos

Cambio en Déficit

Previsto

BENEFI-CIO

TOTAL

Pago Resto de Sectores

Menores pérdidas de transmisión


______________________________________________________________________________________________________ 95

Inversión Fase 1

O&M Fase 1

Inversión Fase 2

O&M Fase 2

2012 0 0 0 0 0 3,173 0 3,173 0 0 0 0 0 0 0 0 -3,1732013 1,145 0 0 0 5,632 158,646 0 165,422 0 0 0 0 0 0 0 0 -165,4222014 17,863 0 6,672 0 0 666,312 0 690,846 0 0 0 0 0 0 0 0 -690,8462015 23,355 0 48,741 0 0 169,222 0 241,319 0 0 0 0 0 0 0 0 -241,3192016 17,557 0 62,637 0 0 52,882 0 133,076 0 0 0 0 0 0 0 0 -133,0762017 0 1,343 47,042 0 0 7,403 3,913 59,701 151,909 2,656 0 5,154 -597 1,718 0 160,840 101,1392018 0 1,343 0 4,140 0 4,147 9,631 186,231 2,889 0 5,607 -462 1,744 124 196,133 186,5022019 0 1,343 0 4,140 0 24,853 30,337 138,945 20,563 15 39,908 -328 1,795 8,617 209,515 179,1782020 0 1,343 0 4,140 0 34,309 39,793 112,920 28,788 2,771 55,871 -194 1,773 11,105 213,034 173,2422021 0 1,343 0 4,140 0 42,548 48,032 94,645 35,775 4,161 69,431 -194 1,825 12,989 218,632 170,6012022 0 1,343 0 4,140 0 50,594 56,078 69,068 42,594 5,743 82,665 -194 1,879 13,953 215,707 159,6302023 0 1,343 0 4,140 0 59,949 65,432 54,384 50,532 7,842 98,071 -194 1,934 15,027 227,595 162,1632024 0 1,343 0 4,140 0 67,369 72,852 29,815 56,809 9,683 110,252 -194 1,992 14,045 222,402 149,5502025 0 1,343 0 4,140 0 64,664 70,148 32,593 54,490 8,985 105,752 -194 1,992 27,089 230,707 160,5602026 0 1,343 0 4,140 0 71,863 77,347 14,797 60,662 10,887 117,732 -194 1,992 24,748 230,624 153,2772027 0 1,343 0 4,140 0 77,216 82,699 14,797 65,251 12,391 126,638 -194 1,992 12,625 233,500 150,8012028 0 1,343 0 4,140 0 80,420 85,903 14,797 67,998 13,325 131,969 -194 1,992 2,363 232,251 146,3482029 0 1,343 0 4,140 0 81,178 86,661 14,797 68,648 13,550 133,230 -194 1,992 2,363 234,388 147,7262030 0 1,343 0 4,140 0 81,961 87,445 14,797 69,320 13,784 134,534 -194 1,992 2,363 236,596 149,1522031 0 1,343 0 4,140 0 81,961 87,445 14,797 69,320 13,784 134,534 -194 1,992 2,363 236,596 149,1522032 0 1,343 0 4,140 0 81,961 87,445 14,797 69,320 13,784 134,534 -194 1,992 2,363 236,596 149,1522033 0 1,343 0 4,140 0 81,961 87,445 14,797 69,320 13,784 134,534 -194 1,992 2,363 236,596 149,1522034 0 1,343 0 4,140 0 81,961 87,445 14,797 69,320 13,784 134,534 -194 1,992 2,363 236,596 149,1522035 0 1,343 0 4,140 0 81,961 87,445 14,797 69,320 13,784 134,534 -194 1,992 2,363 236,596 149,1522036 0 1,343 0 4,140 0 81,961 87,445 14,797 69,320 13,784 134,534 -194 1,992 2,363 236,596 149,1522037 -69,803 1,343 -192,324 4,140 0 81,961 -174,683 14,797 69,320 13,784 134,534 -194 1,992 2,363 236,596 411,279VNAE = 34,839 9,159 87,394 25,615 4,828 352,586 1,347,352 491,031 296,630 49,382 575,690 -1,803 12,898 58,754 1,482,582 135,229

De la Transmisión, Fases 1 y 2Costos de

DistribuciónConstrucción

Acceso Vial

BENEFICIOS

Análisis Beneficio Costo del Proyecto Global, Fases 1 y 2Valores expresados en miles de US$ a precios de frontera

AÑO

COSTOS

Pago Incremental Residencial

Excedente Consumidor Residencial

Pago Resto de Sectores

Inversión Planta

Hidroeléctrica Tumarín

BENEFICIO NETO

Ahorro Costos

Operativos

Menores pérdidas de transmisión

Menores cortes

imprevistos

COSTO TOTAL

Cambio en Déficit

Previsto

BENEFICIO TOTAL


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6.10. Línea de Transmisión Eléctrica en 138 kV Siuna-Rosita-Bilwi y Obras Conexas.


El proyecto tiene los objetivos de suministrar energía confiable y segura a los usuarios que actualmente tiene el servicio de energía eléctrica y a los nuevos usuarios de las comunidades rurales que serán electrificadas en los municipios de Rosita, Bonanza, Bilwi y zonas aledañas, los cuales actualmente no tienen servicio eléctrico.

Los poblados de Bilwi y Rosita poseen un sistema eléctrico aislado del Sistema Interconectado Nacional. Puerto Cabezas (Bilwi) tiene un suministro de energía por medio de unidades electrógenas a un costo elevado para la población. El poblado de Rosita solo tiene energía eléctrica por un periodo de tiempo y también a un costo elevado. Adicionalmente existen muchas comunidades que carecen del servicio de energía eléctrica las cuales no pueden ser electrificados por la falta de Fuentes alternativas de energía.

El Proyecto que comprende Siuna – Rosita - Puerto Cabezas, es de importancia fundamental para ayudar a expandir la electrificación rural en las comunidades que no cuentan con el servicio de energía e impulsar el desarrollo económico de la zona, suministrando el servicio eléctrico al máximo número de consumidores posibles en las comunidades servidas y en nuevas comunidades que no cuentan con este servicio.

Al conectar los sistemas de Rosita y Bilwi al Sistema Interconectado Nacional, permitirá a estos poblados utilizar energía de menor costo y mayor calidad, disminuyendo la dependencia de los hidrocarburos en la generación de energía eléctrica con su correspondiente ahorro de divisas al país.

Con la ejecución de este Proyecto, se beneficiará aproximadamente una población total de 154,756 tanto a usuarios que tienen actualmente el servicio de energía eléctrica como a nuevos usuarios en los municipios de Rosita, Bonanza, Bilwi y Waspán.

El proyecto contiene las siguientes obras:

Obra 1: Construcción de Nuevas subestaciones Rosita y Bilwi (Temporal) con nivel de tensión de 138/24.9 kV

Obra 2: Ampliación de la Subestaciones Mulukukú y Siuna Obra 3: Construcción de 200 km de línea en 138 kV desde la Subestación Siuna hacia la nueva subestación Puerto Cabezas (Bilwi) y la instalación de 70 km de Fibra Óptica


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El poblado de Rosita está ubicado a 480 km al noreste de Managua en la Región Autónoma Atlántico Norte y Puerto Cabezas a su vez está a 147 al este de Rosita en La misma Región del país.

Ilustración 17. Mapa de localización de obras del proyecto “6.10. Línea de Transmisión Eléctrica en 138 Kv Siuna-Rosita-Bilwi y

Obras Conexas”


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Ilustración 18. Diagrama Unifilar de obras del proyecto Subestación Bilwi.


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Ilustración 19. Diagrama Unifilar de obras del proyecto Subestación Rosita.


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Con la ejecución de este Proyecto, se beneficiará aproximadamente una población Total de 154,756 tanto a usuarios que tienen actualmente el servicio de energía eléctrica al obtener un servicio de energía eléctrica de mejor calidad una vez integrado el sistema local al SIN, como a nuevos usuarios de las comunidades rurales que serán electrificadas en los municipios de Rosita, Bonanza, Bilwí y Waspán, En los municipios de Puerto Cabezas, Waspán, Bonanza y Rosita existe una población de 62,049 habitantes que no cuentan con el servicio de energía eléctrica. Se electrificará un total de 5,872 viviendas con una población de 31,833 habitantes en 47 comunidades de la RAAN.

Tabla 16. Comunidades a ser electrificadas

(Puerto Cabezas, Rosita y Siuna)

Se logrará suministrar servicio eléctrico eficiente y de mejor calidad a Puerto Cabezas, aportará a disminuir la compra de combustible para la generación de energía eléctrica y servirá de estímulo para la inversión en las áreas de turismo y actividades productivas.

Con este proyecto se considera mejorar el desarrollo del sector agropecuario, forestal, puertos y pesca, generando nuevos empleos, disminución en la contaminación del aire, mejora en la educación ya que posibilita las clases y estudio nocturno, seguridad de las personas y desarrollo de actividades recreativas y sociales.

Llano Norte 924 5078 Puerto Cabezas Santa Clara 108 666 Waspan

Kisalaya 234 1476 Waspan Awastingni 108 873 Waspan

Kururia 139 866 Waspan Ulwas 232 1400 Waspan

Francia Sirpi 179 1218 Waspan Tikiamp 38 187 Waspan

Bull Kiamp 118 686 Waspan La Piñera 65 316 Waspan

Tasba Pain 132 729 Waspan Wisconsin 124 671 Waspan

TOTAL 2401 14166


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Tabla 17. Viviendas por comunidades a ser electrificadas

Adicionalmente, se podrá conectar al SIN futuros proyectos hidroeléctricos en la zona, Como es el caso de la pequeña central hidroeléctrica Tunky Ditch de 160 kW.


El proyecto tiene un costo total estimado de USSD 33.921 millones, de los cuales USD 25.259 millones corresponden a financiamiento de CARUNA, En contrapartida Local con recursos propios USD 8.661 millones.

COMUNIDAD VIVIENDAS POBLACION MUNICIPIO

El Naranjal 108 573 Puerto Cabezas

Leymus 33 171 Puerto Cabezas

Kukalaya 68 336 Puerto Cabezas

San Pablo 78 493 Puerto Cabezas

Sumubila 70 353 Puerto Cabezas

Siska 35 227 Puerto Cabezas

Sahsa 295 1647 Puerto Cabezas

Yuli 185 698 Puerto Cabezas

Nazareth 163 969 Puerto Cabezas

Maniwatla 143 901 Puerto Cabezas

Akawasito 178 1017 Puerto Cabezas

Kwakil 123 589 Puerto Cabezas

Llano Sur 187 726 Puerto Cabezas

San Francisco 15 80 Rosita

Waspuko 20 114 Rosita

Banacruz 59 259 Rosita

El Doce 63 323 Rosita

Santa Fe No 1 43 208 Rosita

Bonazona 27 122 Rosita

San Antonio 23 151 Rosita

Okonwas Central 56 283 Rosita

Sangsangwas 55 241 Rosita

Sulivan 43 222 Rosita

Bambanita 43 220 Rosita

Susun 161 754 Rosita

Miszalaya 33 151 Rosita

Waspado 49 246 Rosita

Las Breñas 85 460 Rosita

El Sombrero 88 487 Rosita

Arlen Siú 31 174 Siuna

Negrowas 79 371 Siuna

Coperna 298 1324 Siuna

Mongallo 229 1228 Siuna

Baka 113 636 Siuna

Yaoya 192 913 Siuna

TOTAL 3471 17667


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El principal beneficio es la reducción del subsidio en el suministro de electricidad, así como la disminución en su costo y la eliminación de las interrupciones súbitas de la energía eléctrica debido a fallas en la Planta en el municipio de Bilwi. Por lo que se incrementará la calidad y la confiabilidad del suministro de energía.

Parámetros Económicos

Tasa de Descuento

Se emplea una tasa del 8% como tasa de descuento en la evaluación del proyecto de acuerdo a la norma del Sistema Nacional de Inversiones Públicas (SNIP).

Año de Referencia Monetario

Con el fin de realizar la evaluación financiera y económica en moneda constante, se hace necesario tener un año base sobre el cual estarán referidos todos los costos y beneficios del proyecto. En este estudio se emplea como referencia monetaria comienzos del año 2012 y como unidad monetaria el dólar americano.

Vida del Proyecto

La vida útil de los bienes de capital de la actividad de transmisión autorizada por el organismo regulador, el INE, y usada para la determinación del factor de recuperación del capital es de treinta años.

Demanda de Energía y Potencia

El crecimiento proyectado de la demanda es basado en el consumo del 2011 y en las tasas históricas de crecimiento anual de la demanda.

Evaluación


A continuación, se presentan sus cálculos y supuestos. Se calculó el beneficio neto sin proyecto y con proyecto. La diferencia de estos beneficios es el flujo incremental el cual se utiliza para el cálculo de los indicadores.

Costos: están compuestos por los costos de inversión, operación y mantenimiento, energía y energía no suministrada.

Costos de inversión: son los costos de inversión para el Proyecto, a precios de mercado. Estos son los valores trasladados al análisis beneficio costo a precios de mercado.


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Costos de operación y mantenimiento de transmisión: de acuerdo a la práctica común, se estiman estos costos a precios de mercado como el 2.5% de la inversión.

Costos de energía: Es el costo de la electricidad en el caso de PCP se

determina en los bornes del generador el cual es de US$/Mwh 361.11. En el caso del Sistema Interconectado Nacional es el costo en el Mercado Mayorista el cual es de 180 USD/MWh.

Costo de energía no suministrada: se calcula multiplicando el precio

de mercado de la energía (165.78 USD/MWh) por la demanda por el índice de indisponibilidad de transmisión que en el caso sin proyecto corresponde a 0.1027 y con proyecto 0.0456.

Costo de penalización por terminación adelantada del contrato con PCP: En el contrato vigente se establece que si a la Empresa Generadora se le adelanta la terminación del contrato se debe retribuir un monto anual de USD 1,200,000 por el tiempo restante de cumplimiento del contrato. El contrato inicia en el año 2001 y concluye en el año 2016.

Beneficios: en el presente análisis se han valorado únicamente los beneficios originados en abastecimiento de energía incremental, mayor confiabilidad, reducción de energía no servida por indisponibilidad y reducción del subsidio al costo de la energía.

Beneficio por consumos incrementales de energía. Se valora la

energía incremental por la tarifa a nivel de 24.9 kV. Beneficios por reducción de subsidio al costo de la energía. Es la

liberación de recursos ocasionado por la reducción del subsidio al costo de la energía, valorada a precios de mercado.

Beneficios por mayor confiabilidad. Están estimados como la mayor

energía consumida por menores fallas repentinas, valorada a precios de mercado.


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Se calculó el beneficio neto sin proyecto y con proyecto. La diferencia de estos beneficios es el flujo incremental el cual se utiliza para el cálculo de los indicadores. Estos son multiplicados por la razón de precio dé cuenta con el objeto de eliminar las distorsiones del mercado. Estos precios de cuenta son basados en los precios sociales estimados por el Sistema Nacional de Inversiones Públicas (SNIP).

Los precios sociales son:

Tabla 16

Las razones de precios de cuenta son:

Tabla 17.

A continuación, se presentan sus cálculos y supuestos.

Costos: están compuestos por los costos de inversión, los de operación y mantenimiento, energía y energía no suministrada.


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Costos de inversión: contiene los costos de inversión para el proyecto, a precios de mercado. Estos son los valores trasladados al análisis económico utilizando la razón de los precios de cuenta de inversión.

Costos de operación y mantenimiento de transmisión: de acuerdo a la práctica común, se estiman estos costos a precios de mercado como el 2.5% de la inversión. Este valor es trasladado al análisis económico utilizando la razón de los precios de cuenta de operación y mantenimiento.

Costos de energía: Es el costo de la electricidad en el caso de PCP se

determina en los bornes del generador el cual es de 361.11 USD/MWh. En el caso del Sistema Interconectado Nacional es el costo en el Mercado Mayorista el cual es de 180 USD/MWh. Este valor es trasladado al análisis económico utilizando la razón de los precios de cuenta del costo de la electricidad.

Costo de energía no suministrada: se calcula multiplicando el costo de la energía no servida por falla (850 USD/MWh) por la demanda por el índice de indisponibilidad de transmisión que en el caso sin proyecto corresponde a 0.1027 y con proyecto 0.0456. Este valor es trasladado al análisis económico utilizando la razón de los precios de cuenta del consumo.

Hay que aclarar que el costo de energía no servida nos indica el impacto económico que tiene dejar de servir un Megawatt-hora (MWh). Este costo incluye todos los trastornos que sufren los usuarios al interrumpirse abruptamente el servicio de energía eléctrica.

Costo de penalización por terminación adelantada del contrato

con PCP: En el contrato vigente se establece que si a la Empresa Generadora se le adelanta la terminación del contrato se le debe retribuir un monto anual de US$ 1,200,000 por el tiempo restante de cumplimiento del contrato. El contrato inicia en el año 2001 y concluye en el año 2016. Este valor es trasladado al análisis económico utilizando la razón de precio de cuenta del precio social de la divisa.

Beneficios: en el presente análisis se han valorado únicamente los beneficios originados en abastecimiento de energía incremental, mayor confiabilidad, reducción de energía no servida por indisponibilidad y reducción del subsidio del costo de la energía.


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Beneficio por consumos incrementales de energía. Poseen dos componentes: la venta de energía y el excedente del consumidor. El primero simplemente valora la energía incremental por la tarifa ya que los clientes, por el hecho de sufragarla, revelan que prefieren al costo asociado al pago en lugar de los bienes alternativos que podrían adquirir con ese dinero. Este valor es trasladado al análisis beneficio costo económico utilizando la razón de los precios de cuenta del consumo.

Beneficio de excedente del consumidor. La cuantificación está realizada empleando la siguiente fórmula:



*Pr2)(.

2

Donde “EnergíaSin” representa a la energía entregada al sector residencial en ausencia del Proyecto. En la fórmula, el valor absoluto de la elasticidad precio de la electricidad se ha supuesto que es de 0.6, monto superior al valor típico de la elasticidad de la demanda en zonas de bajos ingresos y consumos que se estima en 0.5. Este valor es trasladado al análisis beneficio costo económico utilizando la razón de los precios de cuenta del consumo.

Beneficios por reducción de subsidio al costo de la energía. Es la

liberación de recursos ocasionado por la reducción o ahorro del subsidio al costo de la energía. Este valor es trasladado a la valoración económica utilizando la razón de los precios de cuenta del costo de la energía.

Beneficios por mayor confiabilidad. Están estimados como la mayor

energía consumida por menores fallas repentinas, valorada a precios económicos. Es decir, este valor es trasladado al análisis beneficio costo económico utilizando la razón de los precios de cuenta del consumo.

Resultados

Para la evaluación privada resulta: VAN: USD 88 millones TIR: 22.78 %


VANE: USD 130.47 millones TIRE: 26.33 %


Tomo III Evaluación Económica Plan de Obras 2021 ____________________________________________________________________________________________________________________

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Evaluación del Proyecto a Precios de Mercado Valores en miles de US$

Sin Proyecto 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044

A. COSTOS

1. Inversión 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

2. Costos de Operación y Mantenimiento 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

3. Costos de la energía 10,850.38 10,904.63 10,959.16 11,013.95 11,069.02 11,124.37 11,179.99 11,235.89 11,292.07 11,348.53 11,405.27 11,462.30 11,519.61 11,577.21 11,635.09 11,693.27 11,751.73 11,810.49 11,869.55 11,928.89 11,988.54 12,048.48 12,108.72 12,169.27 12,230.11 12,291.26 12,352.72 12,414.48 12,476.56 12,538.94 12,601.63 12,664.64 12,727.96 12,791.60

4. Costos de energía no suministrada 341.05 347.91 351.39 354.90 358.45 362.03 365.65 369.31 373.00 376.73 380.50 384.31 388.15 392.03 395.95 399.91 403.91 407.95 412.03 416.15 420.31 424.51 428.76 433.05 437.38 441.75 446.17 450.63 455.14 459.69 464.28 468.93 473.62 478.35Costo Total = 11,191.43 11,252.54 11,310.54 11,368.85 11,427.47 11,486.40 11,545.64 11,605.20 11,665.07 11,725.26 11,785.77 11,846.60 11,907.76 11,969.24 12,031.04 12,093.18 12,155.64 12,218.44 12,281.57 12,345.04 12,408.85 12,472.99 12,537.48 12,602.31 12,667.49 12,733.01 12,798.89 12,865.11 12,931.69 12,998.63 13,065.92 13,133.57 13,201.58 13,269.96

B. BENEFICIOS

1. Energía al nivel de 24.9 kV 3,319.58 3,386.30 3,420.17 3,454.37 3,488.91 3,523.80 3,559.04 3,594.63 3,630.57 3,666.88 3,703.55 3,740.58 3,777.99 3,815.77 3,853.93 3,892.47 3,931.39 3,970.71 4,010.41 4,050.52 4,091.02 4,131.93 4,173.25 4,214.98 4,257.13 4,299.71 4,342.70 4,386.13 4,429.99 4,474.29 4,519.03 4,564.22 4,609.87 4,655.96

Beneficio Total = 3,319.58 3,386.30 3,420.17 3,454.37 3,488.91 3,523.80 3,559.04 3,594.63 3,630.57 3,666.88 3,703.55 3,740.58 3,777.99 3,815.77 3,853.93 3,892.47 3,931.39 3,970.71 4,010.41 4,050.52 4,091.02 4,131.93 4,173.25 4,214.98 4,257.13 4,299.71 4,342.70 4,386.13 4,429.99 4,474.29 4,519.03 4,564.22 4,609.87 4,655.96

C. BENEFICIO NETO SIN PROYECTO ‐7,871.85 ‐7,866.24 ‐7,890.38 ‐7,914.49 ‐7,938.56 ‐7,962.60 ‐7,986.61 ‐8,010.57 ‐8,034.50 ‐8,058.38 ‐8,082.22 ‐8,106.02 ‐8,129.77 ‐8,153.47 ‐8,177.12 ‐8,200.71 ‐8,224.25 ‐8,247.74 ‐8,271.16 ‐8,294.53 ‐8,317.83 ‐8,341.06 ‐8,364.23 ‐8,387.33 ‐8,410.36 ‐8,433.31 ‐8,456.19 ‐8,478.98 ‐8,501.70 ‐8,524.34 ‐8,546.88 ‐8,569.34 ‐8,591.72 ‐8,613.99

Con Proyecto 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044

A. COSTOS

1. Inversión 0 7,580.59 11,934.51 11,920.67

2. Costos de Operación y Mantenimiento 0 0 0 130.98 785.89 785.89 785.89 785.89 785.89 785.89 785.89 785.89 785.89 785.89 785.89 785.89 785.89 785.89 785.89 785.89 785.89 785.89 785.89 785.89 785.89 785.89 785.89 785.89 785.89 785.89 785.89 785.89 785.89 785.89

3. Costos de energía 10,850.38 10,904.63 10,959.16 10,093.30 6,313.56 6,439.83 6,568.62 6,700.00 6,834.00 6,970.68 7,110.09 7,252.29 7,397.34 7,545.28 7,696.19 7,850.11 8,007.11 8,167.26 8,330.60 8,497.21 8,667.16 8,823.17 8,981.98 9,143.66 9,308.25 9,475.79 9,646.36 9,819.99 9,996.75 10,176.69 10,359.88 10,546.35 10,736.19 10,929.44

4. Costos de energía no suministrada 341.05 347.91 351.39 437.12 247.44 254.86 259.96 265.16 270.46 275.87 281.39 287.01 292.75 298.61 304.58 310.67 316.89 323.22 329.69 336.28 343.01 349.87 356.87 364.00 371.28 378.71 386.28 394.01 401.89 409.93 418.12 426.49 435.02 443.72

5. Costo de Penalización por terminación

de contrato con PCP1,200.00 1,200.00

Costo Total = 11,191.43 18,833.13 23,245.06 22,582.08 8,546.89 8,680.58 7,614.47 7,751.05 7,890.35 8,032.44 8,177.37 8,325.20 8,475.98 8,629.79 8,786.66 8,946.68 9,109.90 9,276.38 9,446.19 9,619.39 9,796.06 9,958.93 10,124.74 10,293.56 10,465.42 10,640.40 10,818.54 10,999.90 11,184.54 11,372.52 11,563.89 11,758.73 11,957.10 12,159.05

B. BENEFICIOS


2. Reducción subsidio al costo de la energía 0.00 0.00 0.00 359.18 6,685.42 6,742.17 6,745.39 6,748.18 6,750.56 6,752.49 6,753.98 6,755.02 6,755.59 6,755.69 6,755.30 6,754.42 6,753.03 6,751.13 6,748.71 6,745.74 6,742.23 6,755.49 6,768.84 6,782.28 6,795.82 6,809.47 6,823.24 6,837.14 6,851.16 6,865.33 6,879.65 6,894.13 6,908.78 6,923.61

3. Mayor confiabilidad 0.00 0.00 0.00 48.43 335.83 345.90 352.82 359.88 367.07 374.41 381.90 389.54 397.33 405.28 413.38 421.65 430.08 438.69 447.46 456.41 465.54 474.85 484.34 494.03 503.91 513.99 524.27 534.76 545.45 556.36 567.49 578.84 590.41 602.22

Beneficio Total = 3,319.58 3,386.30 3,420.17 5,096.41 12,440.11 12,669.50 12,791.26 12,914.98 13,040.69 13,168.43 13,298.24 13,430.16 13,564.23 13,700.50 13,839.01 13,979.80 14,122.93 14,268.42 14,416.34 14,566.73 14,719.63 14,892.44 15,068.53 15,247.97 15,430.82 15,617.18 15,807.10 16,000.67 16,197.97 16,399.07 16,604.07 16,813.03 17,026.06 17,243.23

C. BENEFICIO NETO CON PROYECTO ‐7,871.85 ‐15,446.83 ‐19,824.89 ‐17,485.66 3,893.22 3,988.92 5,176.79 5,163.93 5,150.34 5,135.99 5,120.87 5,104.96 5,088.25 5,070.71 5,052.35 5,033.12 5,013.03 4,992.05 4,970.15 4,947.34 4,923.57 4,933.51 4,943.79 4,954.41 4,965.40 4,976.78 4,988.56 5,000.78 5,013.43 5,026.56 5,040.17 5,054.30 5,068.96 5,084.18

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33

Flujo Incremental 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044

Beneficio Neto Con Proy ‐ Sin Proy 0 ‐7,581 ‐11,935 ‐9,571 11,832 11,952 13,163 13,175 13,185 13,194 13,203 13,211 13,218 13,224 13,229 13,234 13,237 13,240 13,241 13,242 13,241 13,275 13,308 13,342 13,376 13,410 13,445 13,480 13,515 13,551 13,587 13,624 13,661 13,698

Factor de Descuento 1.0000 0.9259 0.8573 0.7938 0.7350 0.6806 0.6302 0.5835 0.5403 0.5002 0.4632 0.4289 0.3971 0.3677 0.3405 0.3152 0.2919 0.2703 0.2502 0.2317 0.2145 0.1987 0.1839 0.1703 0.1577 0.1460 0.1352 0.1252 0.1159 0.1073 0.0994 0.0920 0.0852 0.0789

Flujo Descontado 0 ‐7,019 ‐10,232 ‐7,598 8,697 8,134 8,295 7,687 7,123 6,600 6,116 5,666 5,249 4,863 4,504 4,172 3,864 3,578 3,314 3,068 2,841 2,637 2,448 2,272 2,109 1,958 1,818 1,687 1,567 1,454 1,350 1,254 1,164 1,081

VAN (8 %) 88,223

TIR 22.78%

Evaluación del Proyecto a Precios de FronteraValores en miles de US$

Sin Proyecto 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044

A. COSTOS

1. Inversión 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

2. Costos de Operación y Mantenimiento 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


4. Costos de energía no suministrada 1,722.83 1,757.46 1,775.03 1,792.78 1,810.71 1,828.82 1,847.11 1,865.58 1,884.23 1,903.07 1,922.11 1,941.33 1,960.74 1,980.35 2,000.15 2,020.15 2,040.35 2,060.76 2,081.36 2,102.18 2,123.20 2,144.43 2,165.88 2,187.54 2,209.41 2,231.50 2,253.82 2,276.36 2,299.12 2,322.11 2,345.33 2,368.79 2,392.48 2,416.40

Costo Total = 10,933.69 11,014.37 11,078.23 11,142.50 11,207.18 11,272.27 11,337.77 11,403.69 11,470.04 11,536.81 11,604.01 11,671.64 11,739.71 11,808.21 11,877.15 11,946.54 12,016.37 12,086.66 12,157.39 12,228.59 12,300.24 12,372.36 12,444.94 12,518.00 12,591.52 12,665.53 12,740.01 12,814.98 12,890.44 12,966.39 13,042.83 13,119.77 13,197.21 13,275.16B. BENEFICIOS


Beneficio Total = 3,270.52 3,336.26 3,369.62 3,403.32 3,437.35 3,471.72 3,506.44 3,541.51 3,576.92 3,612.69 3,648.82 3,685.30 3,722.16 3,759.38 3,796.97 3,834.94 3,873.29 3,912.03 3,951.15 3,990.66 4,030.56 4,070.87 4,111.58 4,152.69 4,194.22 4,236.16 4,278.52 4,321.31 4,364.52 4,408.17 4,452.25 4,496.77 4,541.74 4,587.16

C. BENEFICIO NETO SIN PROYECTO ‐7,663.17 ‐7,678.12 ‐7,708.61 ‐7,739.18 ‐7,769.83 ‐7,800.54 ‐7,831.33 ‐7,862.19 ‐7,893.12 ‐7,924.12 ‐7,955.20 ‐7,986.34 ‐8,017.55 ‐8,048.83 ‐8,080.18 ‐8,111.60 ‐8,143.08 ‐8,174.63 ‐8,206.25 ‐8,237.93 ‐8,269.68 ‐8,301.49 ‐8,333.36 ‐8,365.30 ‐8,397.30 ‐8,429.37 ‐8,461.49 ‐8,493.67 ‐8,525.92 ‐8,558.22 ‐8,590.58 ‐8,623.00 ‐8,655.47 ‐8,688.00

Con Proyecto 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044

A. COSTOS

1. Inversión 0 7,207.91 11,347.79 11,334.62

2. Costos de Operación y Mantenimiento 0 0 0 517.58 517.58 517.58 517.58 517.58 517.58 517.58 517.58 517.58 517.58 517.58 517.58 517.58 517.58 517.58 517.58 517.58 517.58 517.58 517.58 517.58 517.58 517.58 517.58 517.58 517.58 517.58 517.58 517.58 517.58 517.58


4. Costos de energía no suministrada 1,722.83 1,757.46 1,775.03 2,208.12 1,249.93 1,287.43 1,313.17 1,339.44 1,366.23 1,393.55 1,421.42 1,449.85 1,478.85 1,508.42 1,538.59 1,569.36 1,600.75 1,632.77 1,665.42 1,698.73 1,732.71 1,767.36 1,802.71 1,838.76 1,875.54 1,913.05 1,951.31 1,990.33 2,030.14 2,070.74 2,112.16 2,154.40 2,197.49 2,241.44

5. Costo de Penalización por terminación

de contrato con PCP1,200.00 1,200.00

Costo Total = 10,933.69 18,222.28 22,426.02 22,628.51 8,327.07 8,471.76 7,406.85 7,544.63 7,685.17 7,828.52 7,974.74 8,123.89 8,276.01 8,431.18 8,589.45 8,750.89 8,915.56 9,083.52 9,254.83 9,429.58 9,607.82 9,774.91 9,945.08 10,118.38 10,294.87 10,474.61 10,657.66 10,844.09 11,033.94 11,227.30 11,424.21 11,624.76 11,829.00 12,037.00B. BENEFICIOS


2. Excedente del consumidor 0.00 0.00 0.00 362.18 876.51 986.45 1,050.55 1,117.85 1,188.47 1,262.56 1,340.24 1,421.65 1,506.95 1,596.28 1,689.81 1,787.69 1,890.09 1,997.18 2,109.16 2,226.20 2,348.49 2,476.24 2,609.64 2,748.93 2,894.31 3,046.01 3,204.27 3,369.34 3,541.47 3,720.91 3,907.95 4,102.85 4,305.91 4,517.43

3. Reducción subsidio al costo de la energía 0.00 0.00 332.96 5,938.34 6,003.92 6,017.06 6,030.11 6,043.05 6,055.89 6,068.63 6,081.27 6,093.79 6,106.20 6,118.50 6,130.69 6,142.75 6,154.70 6,166.53 6,178.23 6,189.80 6,215.97 6,242.55 6,269.58 6,297.07 6,325.03 6,353.47 6,382.40 6,411.86 6,441.84 6,472.38 6,503.47 6,535.15 6,567.43

4. Mayor confiabilidad 0.00 0.00 0.00 41.11 285.08 293.63 299.51 305.50 311.61 317.84 324.20 330.68 337.29 344.04 350.92 357.94 365.10 372.40 379.85 387.44 395.19 403.10 411.16 419.38 427.77 436.33 445.05 453.95 463.03 472.29 481.74 491.37 501.20 511.22Beneficio Total = 3,270.52 3,336.26 3,369.62 5,355.75 12,438.71 12,782.95 12,976.04 13,174.56 13,378.66 13,588.53 13,804.35 14,026.30 14,254.59 14,489.42 14,730.98 14,979.50 15,235.19 15,498.28 15,769.01 16,047.61 16,334.34 16,644.17 16,963.21 17,291.74 17,630.07 17,978.51 18,337.36 18,706.96 19,087.64 19,479.76 19,883.67 20,299.73 20,728.34 21,169.88

C. BENEFICIO NETO CON PROYECTO ‐7,663.17 ‐14,886.03 ‐19,056.40 ‐17,272.75 4,111.64 4,311.19 5,569.20 5,629.93 5,693.49 5,760.00 5,829.60 5,902.42 5,978.58 6,058.23 6,141.53 6,228.61 6,319.63 6,414.76 6,514.17 6,618.03 6,726.52 6,869.26 7,018.13 7,173.37 7,335.21 7,503.90 7,679.70 7,862.87 8,053.70 8,252.46 8,459.45 8,674.97 8,899.34 9,132.88

0 0 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

Flujo Incremental 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044

Beneficio Neto Con Proy ‐ Sin Proy 0 ‐7,208 ‐11,348 ‐9,534 11,881 12,112 13,401 13,492 13,587 13,684 13,785 13,889 13,996 14,107 14,222 14,340 14,463 14,589 14,720 14,856 14,996 15,171 15,351 15,539 15,733 15,933 16,141 16,357 16,580 16,811 17,050 17,298 17,555 17,821

Factor de Descuento 1.0000 1.0000 1.0000 1.0000 0.9259 0.8573 0.7938 0.7350 0.6806 0.6302 0.5835 0.5403 0.5002 0.4632 0.4289 0.3971 0.3677 0.3405 0.3152 0.2919 0.2703 0.2502 0.2317 0.2145 0.1987 0.1839 0.1703 0.1577 0.1460 0.1352 0.1252 0.1159 0.1073 0.0994

Flujo Descontado 0 ‐7,208 ‐11,348 ‐9,534 11,001 10,384 10,638 9,917 9,247 8,623 8,043 7,504 7,002 6,534 6,099 5,695 5,318 4,967 4,640 4,336 4,053 3,796 3,557 3,334 3,125 2,931 2,749 2,579 2,421 2,273 2,134 2,005 1,884 1,771

VANE (8 %) 130,473

TIRE 26.33%

Tabla de contenido - ENATREL

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