Electrificación rural de las localidades de Bellavista, Nuevo Horizonte, Nuevo Sinai, Alto Perú y Puerto Progreso (página 3)

REDES PRIMARIAS 20/22.9 KV

Las redes primarias estarán compuesta por circuitos Trifásicos y bifásicos (dos hilos), cuyo conductor deberá ser de aleación de aluminio AAAC de calibres 25 – 35 mm2, los postes a emplear deberán ser de 13/400 y 13/300, las subestaciones a utilizar serán monopostes de las siguientes características: 2Ø de 10 kVA (03), 3Ø de 37.5 y 25 kVA.

REDES SECUNDARIAS 400/230 Y 440/220 V

Las redes secundarias monofásicas 400/230 y 440/220 V estarán compuestas por conductores autoportantes, soportados por postes de C.A.C. de 8 m, con ferreterías y accesorios, el cual contempla alumbrado público con pastorales de F°G°, luminarias con balastro y lámparas de vapor Na de 50w; así mismo acometidas domiciliarias, cajas de derivación, los cuales deben ceñirse a las Normas MEM/DGE y C.N.E.

Resumen:

Proyecto Alternativo Nº 02

• Instalación de paneles fotovoltaicos

Consiste en instalar en cada domicilio un Sistema Solar Conectado a la red, integrado por un conjunto de paneles solares o módulos fotovoltaicos que genere la suficiente energía para satisfacer las demandas básicas requeridas de alumbrado e información (radio y TV), las cargas especiales se atenderán con paneles de mayor capacidad. La alternativa debe complementarse con la capacitación a profesionales del sector eléctrico para la operación y mantenimiento y otros usos de los paneles solares los cuales están compuestos por celdas solares de silicio en donde se transforma la luz solar en electricidad, implementados con:

a) Controladores de Carga, que desconecta las cargas cuando las baterías se encuentran descargadas, el conductor está provisto de un indicador luminoso rojo y uno verde que indican descarga y carga

b) Inversores, para convertir corriente continua de la batería en corriente alterna de la red

c) Baterías Solares Especiales, para almacenamiento de la carga necesaria, debiendo existir relación entre el número de paneles solares, el tamaño de baterías y el número de cargas eléctricas.

d) Estructura Soporte, puede ser del sistema de soporte de techo plano, asegura que los paneles puedan colocarse con el ángulo de inclinación correcto en dirección al sol y brinda seguridad a la instalación soportando vientos fuertes, pueden ser marco metálico o material sintético

e) Cables

• f) Carga Eléctrica

Las posibilidades, características y limitaciones de esta tecnología es poco conocida, inclusive entre los profesionales vinculados a la electrificación, lo que representa un obstáculo mayor para su diseminación masiva.

Se instalarán 290 paneles solares de 110 W que alimentarán cargas domésticas, cargas de uso general y comercio. Estarán conformados por los siguientes elementos:

• 2 Panel Fotovoltaico 110 W y soporte

• 2 Batería de 100Ah, 12VCC.

• 1 Controlador de Carga 12V 10 A

• 1 Inversor APS de 300W 110V AC

• 1 Juego de Conductores.

• 3 Equipos de Iluminación de 9 W.

• 3 Interruptores de un polo.

• 1 Caja de Conexiones.

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

Formulación

• ANÁLISIS DE DEMANDA

El análisis de la demanda, permitirá cuantificar en un determinado periodo de tiempo futuro la máxima demanda de potencia y energía de los potenciales clientes domésticos e industriales de las localidades en estudio.

Para el análisis de la demanda se ha considerado un horizonte del proyecto de 20 años de operación, tiempo en que el aprovechamiento de las instalaciones electromecánicas alcanzarán su nivel optimo y se obtendrán los beneficios esperados.

La información concerniente a la demanda será utilizada en el dimensionamiento de los conductores y cables en las instalaciones de Media Tensión y Baja Tensión, los cuales permitirán transportarán la energía desde los puntos de entrega hasta los centros de consumo. En el Anexo Nº 04, se muestran los resultados detallados de la proyección de la demanda realizada.

3.1.1 Servicios que cada proyecto alternativo ofrecerá.

• Proyecto Alternativo Nº 01

Brindará servicio de energía eléctrica con carácter de servicio público, garantizando la continuidad y eficiencia por la capacidad de generación de las centrales generadoras conectadas al Sistema Interconectado Regional (SIR) donde el servicio de generación, transmisión y distribución en la zona es administrado por ELECTRO ORIENTE S.A.

• Proyecto Alternativo Nº 02

Brindará servicio de energía eléctrica con carácter de servicio público, en donde la continuidad y eficiencia está garantizado por la capacidad de potencia instalada de los sistemas fotovoltaicos, donde la operación, mantenimiento y administración estará a cargo de los comités de electrificación formados en cada localidad.

3.1.2 Diagnostico de la situación actual de la demanda y sus principales determinantes.

• Las localidades del estudio geográficamente se constituyen zona potencial agrícola orientada a desarrollarse económicamente; por tal motivo los pobladores de dichas localidades necesitan el servicio de energía eléctrica en forma continua y eficiente. Actualmente no existe la disponibilidad del servicio eléctrico para satisfacer la demanda de los usuarios por carecer de infraestructura eléctrica para conectarse al SIR.

• El sector agropecuario es el que más predomina en la zona, es por ello que al aplicarse la industrialización adecuada a la agricultura se obtiene el valor agregado que permite el crecimiento de los ingresos per cápita de la población en el área beneficiada. El PBI Regional se caracteriza por el predominio del Sector Agropecuario, comercio y servicios, los cuales son complementados por actividades de construcción y manufactura, como podemos apreciar el PBI regional muestra un crecimiento del sector construcción y del sector servicios.

• El servicio de energía eléctrica con carácter de servicio público, tiene tarifas reguladas por OSINERG/GART y es administrado por ELECTRO ORIENTE S.A., por lo que está al alcance de los usuarios de menores recursos.

3.1.3 Información de zonas similares al proyecto

Para la información del consumo promedio por cliente, se consideró las poblaciones con características socioeconómicas similares a las de la zona del proyecto, especificándose el consumo en la localidad de la Florida (Distrito de Nueva Cajamarca) durante los diferentes meses de los años 2004 y 2005, proporcionados por la Empresa Concesionaria Electro Oriente S.A.; asimismo se especifica las horas de utilización del sector doméstico (Ver Anexo Nº 04 – Cuadro Nº 05), obteniéndose lo siguiente:

Cuadro Nº 05

Resumen de Consumo Unitario Mensual Promedio de la localidad de La Florida

Fuente: ELECTRO ORIENTE S.A. (Anexo Nº 04 – Cuadro N° 04)

Con esta información, para la proyección de la demanda se ha considerado lo siguiente (Ver Anexo Nº 04 – Cuadro N° 08):

• CUD inicial de 13.30 kWh-mes, correspondiente al consumo promedio de la localidad de La Forida (Distrito de Nueva Cajamarca), por las características similares.

• Se considera una tasa de crecimiento de la demanda inicial de 2.92% anual para los primeros 5 años, 2.3% para los siguientes 5 años y 1% para los últimos 10 años.

3.1.4 Proyección de población y número de viviendas

La información considerada para la proyección de la población y el número de viviendas han sido obtenidas del Censo Nacional de población y vivienda del año 1,993 y mediante las encuestas realizadas se ha ajustado toda la información actualizada.

La metodología de cálculo para la proyección de la energía y de la máxima demanda se fundamenta en la relación funcional creciente entre el consumo de energía por abonado doméstico (Kwh/cliente), estimando que la expansión urbana a consecuencia del crecimiento poblacional está íntimamente vinculada con el desarrollo de actividades productivas que conducen a mejorar los niveles de ingreso y por ende el crecimiento per cápita del consumo de energía eléctrica de los pobladores de las localidades en evaluación. Por lo tanto, se ha proyectado el número de habitantes con la tasa de crecimiento intercensal para un horizonte de 20 años.

Asimismo, el número de clientes o abonados resulta del producto del coeficiente de electrificación por el número de viviendas totales.

Los parámetros e hipótesis de proyección son:

• a) Número inicial de viviendas:

Se parte del número actual de viviendas ocupadas, según se indica en el Cuadro Nº 02 – Anexo N° 04 (324 viviendas)

• b) Coeficiente de electrificación inicial:

Está basado en estadísticas de conexiones domiciliarias y la expectativa generada por el servicio de electricidad en la población que determina el comportamiento e incorporación de nuevos abonados al sistema eléctrico en forma paulatina en el transcurrir de los años. Para el cálculo de la proyección de la demanda de energía se ha considerado un coeficiente de electrificación inicial promedio de 85%, en concordancia a la evolución del coeficiente de electrificación a nivel nacional y al programa de ampliación de la frontera eléctrica.

Se espera que el coeficiente de electrificación de la zona a beneficiar para el año final de la proyección llegue al valor de 100%, como resultado de la actividad comercial y el interés creciente de los pobladores por el servicio de electricidad y el desarrollo de actividades productivas.

• c) Tasa de crecimiento de la población

Con la información recaba de las encuestas se ha calculado la tasa de crecimiento por localidad, así mismo se ha considerado la tasa de crecimiento del distrito de Soritor que es de 2.5% (según Censo de 1993 y 2005).

• d) Consumo promedio por vivienda

Se ha determinado un consumo por vivienda de 13.30 Kwh/mes, según lo indicado en el punto 3.1.3

Resumen:

En el Anexo Nº 19 se muestra las coordenadas UTM de las viviendas ubicadas en cada localidad.

En el Cuadro Nº 06 se muestra la tasa de crecimiento calculada y la considera para la proyección de la población.

Cuadro Nº 06

Tasa de Crecimiento

Fuente:

(a) Instituto Nacional de Estadística e Informática

(b) Información Tomada en Campo

Nota:

(c) Población proyectada con TC (e )

(d) Tasa Crecimiento Calculada según datos de campo y INEI

(e) Tasa de Crecimiento promedio del Departamento de Moyobamba según INEI, tomada para el calculo de la demanda

El resumen de la proyección de la población por localidad se muestra en Cuadro Nº 07 (Cuadro Nº 08 del Anexo Nº 04).

Cuadro Nº 07

Resumen de Proyección de la Población Total

El resumen de la proyección del número de viviendas totales que conforman las localidades del estudio se especifican en el Cuadro N° 08, el desarrollo del mismo se muestra en el Cuadro Nº 08 del Anexo N° 04.

Cuadro Nº 08

Resumen de Proyección del Número de Viviendas Totales

3.2 ANÁLISIS DE LA OFERTA

3.2.1 Proyección de la Demanda de Potencia y Energía

Información Existente

Las consideraciones generales para la proyección de la demanda son las siguientes:

• Información del consumo de energía promedio de zonas con características similares.

• Información recopilada en el área de influencia del proyecto identificando las localidades a ser electrificadas.

• Censos Nacional de Población y Vivienda de 1993.

Metodología de Proyección de la Demanda

La metodología se basa en la proyección de consumo de energía y de la máxima demanda, que para el caso de pequeños y medianos centros poblados consiste en el establecimiento de una relación funcional creciente entre el consumo de energía por abonado doméstico (kWh/abonado) y el número de abonados estimados para cada año.

Esta relación considera que la expansión urbana a consecuencia del crecimiento poblacional está íntimamente vinculada con el desarrollo de actividades productivas que conducen a mejorar los niveles de ingreso y por ende, el crecimiento per-cápita del consumo de energía eléctrica. Por lo tanto, de manera prudencial se estima un incremento de la demanda por vivienda a tasa de crecimiento de la demanda inicial de 2.92% anual para los primeros 5 años, 2.3% para los siguientes 5 años y 1% para los últimos 10 años.

Los criterios aplicados para la proyección de la demanda en el presente proyecto se detallan a continuación:

– Doméstica

Utilizando los parámetros de número inicial de viviendas, coeficiente de electrificación y consumo promedio por vivienda (13.3 kWh/mes), se calcula el consumo inicial de los abonados domésticos.

El valor de consumo inicial ha sido obtenido de los consumos promedios de localidades de características similares que cuentan con el servicio de electricidad.

– Comercial y productivo menor

En la cuantificación de viviendas se ha considerado que existen pequeños negocios de compra y venta de productos de pan llevar, que se encuentran compartidos dentro de la vivienda, no existiendo un local comercial exclusivo de consumo importante de energía eléctrica. Por lo tanto, para calcular el número de usuarios en el rubro comercial y productivo menor se ha considerado que estos serán un 5% de los abonados domésticos y para el cálculo del consumo energético se ha considerado que estos consumen 10% más que los clientes domésticos.

– Industrial y cargas especiales

En este caso de manera similar al anterior, al no existir una zona industrial definida se ha evaluado conveniente, considerar estas cargas como un 2% del consumo domestico.

– Usos generales (comunales)

En éste rubro se han considerado la carga de los centros educativos, de las postas médicas, iglesias, mercados, comedores populares, municipios y puestos policiales.

Dada la magnitud de cada uno de ellos, y que su funcionamiento es mayormente durante el día, el consumo por alumbrado es relativamente bajo.

Para el cálculo de la demanda en este rubro, se ha considerado un promedio de las cargas de uso general.

– Cálculo del consumo de alumbrado público

Para el cálculo del consumo de alumbrado público se ha tenido en consideración el factor KALP para el sector típico 4, según lo establecido en la NORMA DGE Alumbrado de Vías Públicas en Áreas Rurales RD. Nº 017-2003-EM/DGE.

– Pérdidas Técnicas

Para estimar la demanda total se ha tenido en consideración las pérdidas técnica propias que se producen en los diversos elementos eléctricos, teniendo en consideración los porcentajes establecidos según norma.

En el Cuadro Nº 09 se muestran los principales factores considerados según lo descrito.

El resumen de la proyección de la máxima demanda de potencia (kW) y energía total (MWh-año), se muestran en los Cuadros Nº 10 y 11 respectivamente. (Ver el desarrollo en el Cuadro N° 08 del Anexo Nº 04).

Cuadro Nº 10

Resumen de la Proyección de la Máxima Demanda de Potencia (kW)

Fuente: Elaboración Propia

Cuadro Nº 11

Resumen de la Proyección de la Energía Total (MWh-año)

Fuente: Elaboración Propia

• Recursos físicos y humanos disponibles en cada localidad.

• a) Proveedores de Servicio Eléctrico en las Localidades.

No existen proveedores del servicio eléctrico en las localidades, la localidad del Alto Perú cuenta con una micro central hidroeléctrica particular la cual es administrada por la iglesia de la zona, esta opera con niveles de tensión fuera de los límites establecidos en la normativa vigente (energía en pésimas condiciones de calidad), lo cual deteriora los equipos de los clientes que se encuentran conectados a la misma; así mismo la infraestructura eléctrica es deficiente y pone en riesgo la integridad de la población.

• b) Estado de las Unidades de Generación y de la Infraestructura de Distribución de Energía Eléctrica.

• Unidades de Generación.

La localidad del Alto Perú cuenta con una Micro Central Hidroeléctrica la cual opera sin regulador de tensión, produciendo desperfectos en los equipos eléctricos de los moradores.

• Sistema de Transmisión.

Existe la Línea Subtransmisión Rioja-Nueva Cajamarca, Línea Primaria 20/22.9 KV Rioja-San Marcos

• Sistema de Distribución

No existe en la zona de influencia del proyecto, las redes de distribución primaria llegan hasta la localidad de San Marcos, lugar donde fue fijado el Punto de Diseño.

• c) Inversiones Programadas para Mejorar el Servicio Actual.

No existe ningún programa de inversiones.

• Estándares óptimos de uso de la energía eléctrica.

Los estándares óptimos de uso de la energía eléctrica.

– Calificación Eléctrica por usuario : 300 Watts / Lote (*)

– Consumo anual por usuario : 300 KWH-año. (**)

– Horas de servicio al día : 24 Horas.

(*) Considerado para las zonas rurales el derecho de máxima demanda del lote, de acuerdo a la calificación eléctrica.

(**) El consumo de energía es estimado por la concesionaria como promedio en función a las localidades similares de la zona que disponen del servicio eléctrico interconectado, catalogados como muy pobre de la zona rural.

• Oferta optimizada de los Recursos Físicos y Humanos disponibles en cada establecimiento.

El Sistema Eléctrico Regional, cuenta con Centrales Térmicas y una Central Hidráulica que en conjunto tienen una capacidad instalada de 26.663 MW, frente a una demanda del sistema en horas punta equivalente a los 24.77 MW.

Por otro lado Electro Oriente S.A. tiene un plan de inversiones, en Proyectos de Generación, como son la construcción de una Central Hidroeléctrica Gera II, usando las aguas turbinadas de la Central del Gera, la cual actualmente se encuentra en operación, cuya potencia nominal de generación se estima en 2 MW; así mismo se está considerando dentro de este mismo plan de inversiones la repotenciación de la C.T. de Moyobamba con una potencia estimada en 4 MW., la construcción de las CH. de Naranjos y Shamboyacu con una generación de 6 MW y 7.2MW respectivamente y la interconexión Caclic – Rioja con una potencia de transmisión estimada de 6MW; con la ejecución de estos proyectos se está garantizado la oferta de potencia, en el corto plazo, para el presente proyecto, ya que en el mediano plazo se prevé la interconexión al Sistema Interconectado Nacional.

La oferta "sin proyecto" está dada por la capacidad actual de transmitir energía eléctrica a la zona, dado que no existen instalaciones dicha capacidad es nula, es decir, la oferta "sin proyecto" será 0 kW.

Proyección de la Oferta

En el ejercicio 2007/2008 se realizará la ejecución de la Central Hidroeléctrica Gera II con una capacidad nominal de generación de 2.0 MW y de la repotenciación de la C.T de Moyobamba con 2.0 MW de potencia instalada nominal, la construcción de las C.H. de Naranjos y Shamboyacu con una generación de 6 MW y 7.2 MW respectivamente y la interconexión Caclic – Rioja con una potencia de transmisión estimada de 6MW; lo cual unido a la capacidad instalada actual garantiza la ejecución de Proyectos futuros incluyendo al presente, pero en el corto plazo.

Ver Anexo Nº 17: FORMATO N° 03

3.2.4 Oferta optimizada por Tipo de Servicio.

Por lo expuesto en el punto 3.2.1, no es posible utilizar esta energía eléctrica disponible (según 3.2.3).

• BALANCE OFERTA – DEMANDA

El Sistema Eléctrico Regional, cuenta con una oferta nominal de 34.46 MW al iniciar el proyecto, frente a una demanda de 24.77 MW; en el año 20 la demanda proyectada es de 42.57 MW y la oferta de 48.163 MW, por lo que se puede concluir que la demanda esta plenamente garantizada durante todo el horizonte de vida del proyecto, complementándose con el ingreso del SEIN propuesto al 2009.

La demanda del sistema se proyecta un incremento estimado del 2% anual durante el horizonte según información de Electro Oriente (Ver Formato N° 03).

Cuadro Nº 12

Balance Oferta – Demanda

Cuadro Nº 12.1

Balance Oferta – Demanda

• SECUENCIA DE ETAPAS Y ACTIVIDADES DE CADA PROYECTO ALTERNATIVO

3.4.1 Consideraciones Necesarias para llevar a cabo cada una de las Etapas de los Proyectos Alternativos y Armar la Secuencia de Etapas.

• a) Proyecto Alternativo Nº 01

• Fase I: Pre Inversión.

• Realizar coordinaciones con las autoridades de las localidades y del gobierno local para las gestiones respectivas del estudio, a fin de conformar el Comité de Electrificación y organizar la población el cual será ejecutado por la Municipalidad Distrital de Soritor.

• Recopilar datos de campo e información estadística; así como coordinar y recopilar información en la Empresa Concesionaria, INEI, MEM y otras fuentes.

• Realizar estudios preliminares de topografía.

• Designar el profesional encargado de elaborar los estudios de preinversión.

• Fase II: Inversión.

• Realizar estudios de Impacto Ambiental, Geología, CIRA y replanteo de Topografía.

• Elaboración y aprobación del Expediente Técnico a nivel definitivo.

• Desarrollo del proceso de selección del Contratista.

• Ejecución de las obras y supervisión de la misma.

• Liquidación final de obra.

• Fase III: Post Inversión.

• Operación mantenimiento por la concesionaria durante el horizonte.

• Evaluación ex-post, el cual lo realiza la Unidad Ejecutora a través de una agencia independiente, para determinar sistemática y objetivamente la eficiencia, eficacia e impacto de todas las actividades desarrolladas para alcanzar los objetivos alcanzados del PIP; así mismo verificar la pertinencia, rentabilidad social y sostenibilidad del proyecto..

• b) Proyecto Alternativo Nº 02

• Fase I: Pre Inversión.

• Gestión ante las autoridades del gobierno local para determinar la instalación y administración de los equipos fotovoltaicos en las localidades del proyecto.

• Elaboración y aprobación del estudio de mercado eléctrico local, para definir la potencia optima del sistema fotovoltaico.

• Fase II: Inversión.

• Desarrollo del proceso de selección de los proveedores y contratistas.

• Montaje e instalación de los equipos fotovoltaicos en las localidades del proyecto.

• Pruebas preliminares del sistema.

• Liquidación final de obra.

• Fase III: Post Inversión.

• Operación y mantenimiento a cargo de la concesionaria.

• Evaluación ex-post para determinar la eficiencia, eficacia e impacto de todas las actividades desarrolladas para alcanzar los objetivos alcanzados del PIP.

• Actividades Asociadas con cada Proyecto Alternativo y definir su duración de acuerdo con la Población Objetivo.

En los cuadros siguientes se muestran las actividades y su duración de cada proyecto alternativo. Se ha elegido un período de evaluación de 20 años.

• COSTOS ESTIMADOS A PRECIOS DE MERCADO

En esta parte se presenta el resumen del y presupuesto estimado a precio de mercado de ambas alternativas, el cuadro resumen para cada proyecto alternativo a precios de mercado, se muestra a continuación:

Cuadro Nº 15

Costos Alternativa 1 en S/.

Fuente: Elaboración Propia

Cuadro Nº 16

Costos Alternativa 2 en S/.

• Precisar los costos unitarios y por periodo, a precios de mercado, de cada requerimiento.

• a) Proyecto Alternativo Nº 01

a-1) Costo de 1 Km. de Línea Primaria.

Para calcular el costo de 1 km. de Línea Primaria en 20/22.9 KV, se ha tenido en cuenta los siguientes parámetros:

– De acuerdo a la topografía del terreno, se definió un vano básico equivalente a 140 metros.

– De acuerdo a la demanda, topografía y vano se determinó el calibre del conductor de aleación de aluminio AAAC 35 y 25 mm2.

– Teniendo en cuenta las consideraciones anteriores, se definió el número de estructuras de anclaje y alineamiento.

– Se tiene estima el número de retenidas promedio aproximado, por cada kilómetro de longitud.

– Se estima puestas a tierra cada 03 estructuras según normativa vigente.

Ver Anexo Nº 08

CUADRO Nº 17

Costo de 1 Km de Línea Primaria sin GG ni IGV

Fuente: Elaboración Propia

Tasa de Cambio: 1U$ = S/. 2.853

a-2) Costo de 1 Km. de Red Primaria.

Para calcular el costo de 1 Km. de Red Primaria en 20/22.9 KV, se ha tenido en cuenta los siguientes parámetros:

– Considerando la topografía del terreno, se definió el vano equivalente de de 75 metros entre postes.

– De acuerdo a la demanda, topografía y vano se determinó el calibre del conductor de aleación de aluminio AAAC 25 mm2.

– Teniendo en cuenta las consideraciones anteriores, se definió el número de estructuras de alineamiento.

– Se estima el número de retenidas por cada kilómetro de longitud.

– Se estima puestas a tierra cada 03 estructuras según normativa vigente.

Ver Anexo Nº 08

CUADRO Nº 18

Costo de 1 Km de Red Primaria sin GG ni IGV

Fuente: Elaboración Propia

Tasa de Cambio: 1U$ = S/. 2.853

a-3) Costo de 1 KVA Instalado en Sub-estaciones.

Para calcular el costo de 1 KVA Instalado en subestaciones de distribución, se considera lo siguiente:

– El costo de subestaciones de distribución aérea del tipo monoposte de 10 KVA, 25 kVA y 37.5 kVA.

– En el costo se considera: suministro, montaje y transporte obteniéndose el costo unitario de 1 KVA instalado.

Ver Anexo Nº 08

CUADRO Nº 19

Costo de 1 KVA Instalado en Subestaciones sin GG ni IGV

Fuente: Elaboración Propia

Tasa de Cambio: 1U$ = S/. 2.853

a.4) Costo de 1 Km de Red Secundaria

Para calcular el costo de un Km de Red Secundaria 380/220 V, 440/220 V, se tiene en cuenta los siguientes parámetros:

• Según la topografía del terreno se definió un vano equivalente de 40 metros.

• Del resultado de los cálculos justificativos se obtuvo el calibre del conductor autoportante de aluminio forrado.

• De las consideraciones anteriores, se definió el número de estructuras de anclaje, alineamiento y fin de línea.

• Se determinó el número de retenidas y puestas a tierra por cada kilómetro de longitud.

• Se consideró los costos unitarios de acometidas domiciliarias y los equipos de alumbrado público intercalado.

Ver Anexo N° 09

CUADRO Nº 20

Costo de 1 Km de Red Secundaria sin GG ni IGV

Fuente: Elaboración Propia

Tasa de Cambio: 1U$ = S/. 2.853

• b) Proyecto Alternativo Nº 02

Se especifica el costo global de un sistema fotovoltaico, considerando lo siguiente:

• Suministro de paneles solares con soportes, componentes y accesorios.

• Transporte de los equipos fotovoltaicos.

• Montaje de los equipos fotovoltaicos.

• Los paneles solares considerados son de 110W.

Ver Anexo N° 7 y N° 11

Costos de Expediente Técnico a Nivel Definitivo.

• a) Proyecto Alternativo Nº 01

La elaboración del expediente técnico definitivo corresponde a la etapa de inversión, el cual comprende:

• Levantamiento topográfico del recorrido de la línea y redes.

• Especificaciones técnicas, cálculos justificativos.

• Diseñar y elaborar los planos de la Línea Primaria, Red Secundaria, lotización y manzaneo.

• Elaboración de metrados, presupuestos, costos unitarios.

CUADRO Nº 21

Costo de Expediente Técnico Definitivo por Km. de Línea Primaria sin IGV

Fuente: Elaboración Propia

• b) Proyecto Alternativo Nº 02

En este caso el costo del expediente técnico, se ha considerado el 3.5% del costo directo de la inversión en los equipos fotovoltaicos.

• Considerar los Gastos Generales, Utilidad, Supervisión e Imprevistos.

Para ambos proyectos alternativos se ha considerado los siguientes valores:

– Gastos Generales 12% del CD.

– Utilidad 5% del CD.

– Supervisión 3% del CD

– Imprevistos 1% del CD

CD: Costo Directo que incluye, costos de suministro, montaje y transporte de materiales a obra.

Ver Anexo Nº 15

Metrados.

• a) Proyecto Alternativo Nº 01

• Línea Primaria en 20/22.9 kV, Red Primaria 20/22.9 kV y Redes Secundarias 380/220 V, 440/220 V.

• Mediante el plano LP-01, armados y perfil correspondiente al trazo de la línea primaria, se realizó los metrados respectivos (Ver Anexo Nº 08 y Anexo Nº 10), el plano del trazo de línea es referencial, ya que este ha sido elaborado con GPS.

• Mediante los planos elaborados, con la ayuda del GPS y armados de la red secundaria de cada localidad se realizó los metrados respectivos, considerando solo las manzanas más habitadas.

LONGITUD DE LINEA PRIMARIA 20/22.9 kV………………….16.00 Km.

LONGITUD DE RED PRIMARIA 20/22.9 kV ……………….. 1.00 Km.

LONGITUD DE RED SECUNDARIA 380/220V – 440/220 V.. 6.00 Km.

– Sub-Estaciones de Distribución

• Mediante la proyección de la máxima demanda de potencia (Formato Nº 02), se estima el número y capacidad de las subestaciones que se instalarán en cada localidad del estudio (Ver Anexo Nº 08)

CUADRO Nº 22

Sub-estaciones de Distribución

• b) Proyecto Alternativo Nº 02

• Sistema Fotovoltaico.

• Con los datos de la Proyección de la máxima demanda de Potencia (Formato Nº 2), se estima la capacidad del sistema fotovoltaico que se instalará en cada localidad del proyecto.

• El metrado y presupuesto de los sistemas fotovoltaicos considerados para las localidades del estudio se especifica en los Anexos N° 07 y N° 11.

3.5.3 Flujo de Costos a Precios de Mercado

En este punto, se encuentra el detalle de los flujos de costos a precio de mercado de ambas alternativas, cuyo resumen para cada proyecto alternativo, se muestra a continuación:

a. Flujo de Costos de preinversión, inversión y valores de recuperación.-

Para la Alternativa Nº 01, la vida útil de las redes eléctricas es de 20 años, por lo que no se considera valor de recuperación al final del periodo de evaluación.

CUADRO Nº 23

Costos de Preinversión, Inversión y valor de recupero.

Alternativa 1 – (S/.)

a.2 Proyecto Alternativo Nº 02

Para la Alternativa Nº 02, se considera la inversión requerida para renovar los componentes cuya vida útil es menor a 20 años.

CUADRO Nº 24

Costos de Preinversión, Inversión y valor de recupero.

Alternativa 2 – (S/.)

b. Flujo de Costos de Operación y Mantenimiento.

Situación "Sin Proyecto".

Los costos de operación y mantenimiento sin proyecto se consideran cero, para ambos proyectos alternativos, por las siguientes razones:

– Es un servicio que no existe en la zona, y por lo tanto, no se incurre en ningún costo actualmente.

-No existe un sistema alguno en las localidades que genere gastos actuales a la Municipalidad Provincial o al Comité de Electrificación.

Situación con proyecto

• a) Alternativa Nº 01

Los costos de Operación de la Alternativa Nº 01, serán los costos por la compra de la energía eléctrica que la empresa concesionaria Electro Oriente S.A., deberá abonar y/o incurrir (en caso de sistema aislado) mensualmente por el consumo de la energía de los nuevos clientes más las pérdidas técnicas y/o comerciales en los distintos elementos electromecánicos del sistema de distribución.

CUADRO Nº 25

Costos de Operación Alternativa 1

Fuente : Elaboración Propia

Se ha realizado la evaluación de los costos del mantenimiento de la línea y redes primaria, el cual se muestra en el Anexo Nº 13, según la evaluación realizada el costo por mantenimiento determinado representa el 1.40% de la inversión inicial del proyecto; para efectos de evaluación del proyecto se ha considerado los gastos de mantenimiento como un porcentaje de la inversión inicial (2%) el cual se mantiene constante durante todo el horizonte del proyecto.

CUADRO Nº 26

Costos de Mantenimiento Alternativa 1 – (S/.)

• b) Alternativa Nº 02

Los costos de Operación y Mantenimiento de la Alternativa Nº 02, corresponden a las inspecciones por parte de un técnico especializado a los paneles y demás componentes del Sistema Solar Doméstico, comercio, Uso General y pequeña industria (SSD). El costo unitario por SSD, se detalla a continuación:

CUADRO Nº 27

Costo Unitario de Operación y Mantenimiento por SSD

Fuente: Elaboración Propia

El costo de Operación y Mantenimiento para los 290 sistemas solares, será:

CUADRO Nº 28

Costos de Operación y Mantenimiento

Alternativa 2 – (S/.)

Fuente: Elaboración Propia

Para la evaluación económica se ha considera el 2% de la inversión inicial.

c) Flujo de Costos Incrementales a precios de mercado

CUADRO Nº 29

Proyecto Alternativo Nº 01

CUADRO Nº 30

Proyecto Alternativo Nº 02

• ESTIMACIÓN DE LOS COSTOS SOCIALES

• Factores de Corrección.

El costo de un bien o servicio a precios sociales, difieren del costo del mismo bien o servicio a precios de mercado, por la aplicación de:

• Impuestos Directos: monto que a precios sociales no se considera en los costos, porque es un beneficio directo para el Estado como es el Impuesto a la Renta, por lo que su efecto social final es nulo.

• Impuestos Indirectos: Tal como los aranceles, IGV y otros con los cuales aumenta el precio del bien o servicio.

A Precios Sociales se consideran factores de corrección a los precios de mercado tales como:

• a) Bienes de Origen Nacional.

Para considerar el costo social de los bienes nacionales, se deben restar los impuestos indirectos y directos, en este caso el IGV (19%) y el Impuesto a la Renta (30%). Entonces:

• b) Bienes de Origen Importado.

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

• c) Factor de Corrección de Mano de Obra.

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

La mano de obra calificada estará afecto a una tasa impositiva de 10% (cuarta categoría) en tal sentido el factor de corrección será:

La mano de obra no calificada para la zona rural de selva, es:

• Flujo de Costos sociales totales y su valor actual (VACST)

Aplicando los factores de corrección a los precios privados, se obtienen los costos sociales de inversión, operación y mantenimiento; entonces se tiene:

Alternativa Nº 01

CUADRO Nº 36

Costo Social de Preinversión, Inversión y valor de recupero (S/.)

CUADRO Nº 37

Costo Social de Operación y Mantenimiento Alternativa Nº 01 – (S/.)

Fuente: Elaboración Propia

Alternativa Nº 02

Cuadro Nº 38

Costo Social de Preinversión, Inversión y Valor de Recupero (S/.)

El costo anual de Operación y Mantenimiento para los 290 sistemas solares, será:

CUADRO Nº 39

Costos de Operación y Mantenimiento

Alternativa Nº 02 – (S/.)

Con los resultados anteriores se calcula el Valor Actual de Costos Sociales Totales, para cada alternativa (Tasa de descuento considerada 11%):

CUADRO Nº 40

VAN de Alternativas

Costos Sociales en la Situación "Sin Proyecto"

Las localidades del estudio actualmente no cuentan con el servicio de energía eléctrica, por lo que los costos "sin proyecto" son cero.

Sin embargo de la visita de campo realizada en la zona del proyecto para determinar la disponibilidad de pago de la población, se obtuvo información sobre el costo en que incurre el usuario en otras fuentes alternativas de energía.

• a) En las condiciones actuales los pobladores satisfacen las necesidades de iluminación, información, refrigeración y otros servicios con sistema denominado tradicional tales como:

– Iluminación: kerosene, pilas, velas, candiles, lámparas, etc.

– Información (radio, televisión): baterías y pilas.

– Refrigeración: kerosene.

– Otros usos: diesel.

b) Considerando como fuente de información, los datos de localidades similares e información recabada de la inspección realizada se obtiene el siguiente cuadro:

CUADRO Nº 41

Gasto Anual en Fuentes Alternativas "sin proyecto"

CUADRO Nº 42

Resumen Gasto Anual en Fuentes Alternativas

De la información mostrada se puede determinar que el consumo promedio mensual en sustitutos de la energía eléctrica es de S/.48.4 lo que equivale a la disponibilidad de pago de los usuarios.

Evaluación

• EVALUACIÓN ECONÓMICA A PRECIOS DE MERCADO

El resumen de la evaluación para cada proyecto alternativo, se muestra a continuación:

4.1.1 Flujo de ingresos generados por el proyecto a precios de mercado

Situación Sin Proyecto

En las condiciones actuales, no genera ningún beneficio para la empresa Concesionaria (Electro Oriente S.A.), ni para la Unidad Formuladora y Ejecutora, puesto que en la zona se carece del servicio eléctrico, limitando el desarrollo de actividades básicas productivas y de la calidad de vida de los pobladores.

Situación Con Proyecto

• a. Alternativa Nº 01

Para la Alternativa Nº 01, los únicos ingresos que genera el proyecto, son los ingresos por la venta de energía. En la situación "sin proyecto" no existen ingresos, por no existir infraestructura electromecánica en la zona.

Para el cálculo de los ingresos por la venta de energía se considera lo siguiente:

• Cargo Fijo Mensual (Tarifa BT5B)

• Cargo por Energía Activa (Tarifa BT5B)

• Alumbrado Público

Fuente: OSINERGMIN/GART

Cuadro Nº 43

Flujo de Beneficios Increméntales a precios de mercado

Alternativa Nº 01 – (S/.)

Fuente: Elaboración Propia

• b. Alternativa Nº 02

Para la Alternativa Nº 02, los ingresos corresponden a la cuota mensual por la venta de los sistemas solares a cada usuario. El cálculo de esta cuota se detalla a continuación:

Fuente: Elaboración Propia

Entonces, los ingresos están dados sobre la base a los 290 paneles que atenderán a las cargas domésticas, uso general y alumbrado público:

CUADRO Nº 44

Flujo de Beneficios Increméntales a precios de mercado

Alternativa Nº 02 – (S/.)

Fuente: Elaboración Propia

4.1.2 Flujo de Costos y Beneficios a precios de mercado

Con los costos increméntales y los beneficios increméntales calculados, se calculan los flujos de beneficios netos para cada alternativa.

CUADRO Nº 45

Flujo de Beneficios Netos a precios de mercado

Alternativa Nº 01 – (S/.)

Fuente: Elaboración Propia

CUADRO Nº 46

Flujo de Beneficios Netos a precios de mercado

Alternativa Nº 02 – (S/.)

Fuente: Elaboración Propia

4.1.3 Valor Actual Neto a Precios de Mercado (VANP) y Tasa Interna de Retorno a Precios de Mercado (TIR)

De los resultados obtenidos anteriormente se determina el Valor Actual Neto a precios de mercado de los beneficios netos para cada alternativa considerando una Tasa de Descuento anual del 12% es la siguiente:

CUADRO Nº 47

VANP y TIR de Alternativas

• EVALUACIÓN SOCIAL – APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA BENEFICIO – COSTO

• Flujo de Beneficios Sociales Totales.

En la evaluación social los beneficios económicos constituyen un punto de referencia para cuantificar; por lo tanto debemos determinar los beneficios que representa un proyecto de electrificación rural en el país en términos monetarios.

Para calcular los beneficios económicos se consideran cuatro categorías que son las siguientes:

a) Iluminación

b) Información (radio y televisión)

c) Refrigeración

d) Otros usos

a) Iluminación

Los beneficios económicos de la iluminación pueden ser calculados a partir de la metodología del Banco Mundial. La estimación realizada en el Perú por NRECA da como resultado un beneficio económico promedio de US$ 10.5 al mes (US$ 126 al año).

b) Información (radio y televisión)

Los beneficios económicos en radio y televisión se estimaron con base en la "voluntad de pago" de los usuarios cuando usan una fuente de energía alternativa. La NRECA encontró que los habitantes rurales del Perú gastan un promedio de US$ 5.40 al mes (US$ 64.80 al año) en baterías para radio y carga de baterías para televisión.

c) Refrigeración

Los beneficios económicos de refrigeración, fueron estimados según la "voluntad de pago" de los usuarios rurales cuando utilizan el kerosene como alternativa los sistemas eléctricos convencionales. La NRECA ha encontrado que el beneficio promedio por usuario a nivel del país es de US$ 9.17 al mes (US$ 110.04 al año). Este promedio toma en cuenta el hecho de que en la sierra no se encontró ninguna vivienda con refrigeración.

Los beneficios económicos del consumo de KWh adicionales a la iluminación, radio y televisión y refrigeración, se valoran a la tarifa vigente del usuario final en el sistema de distribución.

La siguiente tabla muestra los resultados obtenidos por NRECA en la estimación de los beneficios económicos sobre la base de trabajos de campo.

Considerando los siguientes parámetros:

CUADRO Nº 49

Beneficios Increméntales a Precios Sociales

Proyectos Alternativos Nº 01 y 02

• Valor Actual Neto a Precios Sociales (VANS)

El valor actual neto social de cada proyecto alternativo (VANS), es la diferencia entre el valor actual de los beneficios sociales netos (VABSN), y el valor actual de los costos sociales netos (VACSN).

VANS = VABSN – VACSN

Dado que este indicador mide rentabilidad social de cada proyecto, se elegirá aquel que tenga mayor VANS.

CUADRO Nº 50

Valor Actual Neto a Precios Sociales

Alternativa Nº 01

Fuente: Elaboración Propia

CUADRO Nº 51

Valor Actual Neto a Precios Sociales

Alternativa Nº 02

Fuente: Elaboración Propia

De los flujos mostrados se calcula los indicadores socioeconómicos para realizar la evaluación respectiva, como son el VANS y Tasa Interna de Retorno a precios sociales (TIRS) de los beneficios netos con una tasa de descuento del 11%.

CUADRO Nº 52

Indicadores Socioeconómicos.

Dado que este indicador mide rentabilidad social de cada proyecto, y siendo la Alternativa Nº 01 la que mayores indicadores socioeconómicos (VANS y TIRS) tiene, se elige esta.

• ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD

El análisis de sensibilidad tienen por finalidad mostrar los efectos que, sobre la el Valor actual Neto y la Tasa Interna de Retorno tendría una variación o cambio en el valor de una o más de las variables de costo o de ingreso que inciden en el proyecto, y a la vez mostrar la holgura con que se cuenta para su realización ante eventuales variaciones de tales variables en el mercado.

Un proyecto puede ser aceptable bajo las condiciones previstas en el proyecto, pero podría no serlo si las variables de costo variaran significativamente al alza o si las variables de ingreso cambiaran significativamente a la baja.

4.3.1 Determinación de las variables inciertas y su rango de variación

Para el presente proyecto se han considerado como las principales variables fuente de incertidumbre las siguientes:

Inversión Inicial

Para la Alternativa Nº 01, el rango de variación de esta variable, será de –10% a un +10% de la inversión base, puesto que los costos tienden a subir debido a la escasez de los materiales, a la vez en esta alternativa existe una mayor probabilidad de tener imprevistos.

Para la Alternativa Nº 02, el rango de variación será de –10% a un +10% de la inversión base, debido a que los costos pueden ser menores si se logra mayor apoyo del gobierno y se reducen los costos de importación.

La tarifa de Venta de Energía (Alternativa Nº 01)

El rango de variación de esta variable será de –10% a un +10% de la tarifa actual, debido a que el ingreso de nuevas fuentes de energía como el gas natural, puede influir a que el costo de la energía baje. Por otro lado con la escasez de lluvias la posibilidad es que las tarifas suban.

Beneficio Económico por Iluminación, Comunicación, Refrigeración y Otros Usos

El rango de variación de esta variable será de –10% a un +10% de la valorización actual, debido a que el ingreso de nuevas tecnologías más eficientes de bajo consumo de energía eléctrica, hará que el beneficio real pueda ser mayor.

Costos de Operación y Mantenimiento

Se variará el porcentaje de operación y mantenimiento entre los valores -10% y +10%, y se verificará la variación de la sostenibilidad y de los indicadores económicos privados y sociales, políticas de gobierno desfavorables o favorables pueden afectar negativa o positivamente al proyecto.

• Estimación de los cambios en el indicador de rentabilidad social ante modificaciones de las variables inciertas definidas

El análisis de sensibilidad se realizó mediante una simulación sobre las variables de costos y beneficios más importantes:

a) Variable 1: Inversión Base.

Proyecto Alternativo Nº 01.

En ambas alternativas se puede apreciar que estas son muy sensibles a los cambios en la inversión inicial, haciendo no recomendable el proyecto desde el punto de vista técnico, así mismo se puede apreciar que el VANS de la Alternativa Nº 01 es mayor al de la Alternativa Nº 02.

b) Variable 2: Tarifa de Venta de Energía

Proyecto Alternativo Nº 01

El proyecto es rentable frente al aumento de las tarifas de venta de energía, debido a que los beneficios se incrementan, pero es muy sensible a la disminución de dichas tarifas. Las tarifas de energía son reguladas por OSINERG/GART y de acuerdo a estadísticas, su tendencia es siempre a subir.

c) Variable 3: Operación y Mantenimiento

La Alternativa Nº 01 predomina ante cualquier cambio en los costos de mantenimiento.

c) Variable 4: Beneficio Económico

CUADRO Nº 59

Variación de los Costos de Inversión

Fuente: Elaboración Propia

Se concluye que si los beneficios económicos considerados en la evaluación aumentaran o disminuyeran al cambio de las variables, sin embargo la Alternativa Nº 01 predominará sobre la Alternativa Nº 02.

• SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA

Del análisis de sensibilidad de los proyectos alternativos se concluye lo siguiente:

• La Alternativa Nº 01, tiene VANP negativo, el incremento de tarifas mejora las características de los indicadores económicos.

• La Alternativa Nº 01 y 02 tienen VANS POSITIVO aun ante cualquier variación de las variables inciertas.

• La Alternativa Nº 01 presenta el mayor VANS incluso ante variaciones de las variables que afectan al proyecto.

• La Alternativa Nº 02, tiene VANP negativo, estando supeditado esta a la voluntad de pago de cada usuario y, ante cualquier variación de las variables inciertas se podría poner en riesgo la voluntad de pago de los usuarios.

Tomando el análisis realizado, se selecciona al Proyecto Alternativo Nº 01 como el más recomendable para solucionar el problema de electrificación en la zona del proyecto.

• ANÁLISIS DE SOSTENIBILIDAD DEL PROYECTO

• Identificar y estimar las principales fuentes de ingresos.

El Proyecto de Electrificación Rural de las localidades de Bellavista, Nuevo Horizonte, Nuevo Sinai, Alto Perú y Puerto Progreso, se interconectará desde la Línea Primaria 20/22.9 kV Rioja – San Marcos, integrándose al SIR, por lo que la administración de la infraestructura eléctrica estará a cargo de ELECTRO ORIENTE S.A., puesto que esta tiene la Concesión en el ámbito del proyecto, así mismo esta será la encargada de la operación y mantenimiento de la infraestructura eléctrica.

La venta de energía eléctrica a los usuarios finales como la inserción de nuevos clientes, es la principal fuente de ingresos para la operación y mantenimiento del sistema. Ver Formato Nº 6 (Alternativa Nº 01)

• Estimar la proporción de los costos del proyecto que no son cubiertos por sus ingresos esperados.

Según el modelo que se viene utilizando en el proceso de la electrificación rural, la infraestructura eléctrica se deberá transferir en calidad de Aporte de Capital, a Electro Oriente S.A., por ser la encargada de la administración del servicio de operación, mantenimiento y comercialización de las instalaciones a proyectar.

Electro Oriente S.A., es la encargada de la administración de varios Pequeños Sistemas Eléctricos, en la Región San Martín, por lo tanto cuenta con el suficiente respaldo técnico, administrativo y logístico.

De los flujos de costos e ingresos a precios de mercado generados por el proyecto, en el Cuadro Nº 51 se observa en el índice de cobertura (Ver Formato Nº 08), que los ingresos no son suficientes para cubrir los costos de operación y mantenimiento durante el horizonte, posteriormente el proyecto se hace sostenible.

CUADRO Nº 55

Proyecto Alternativo Nº 01

Por las razones expuestas y los resultados del flujo de ingresos y costos a precios de mercado, podemos afirmar que el proyecto tiene los arreglos institucionales necesarios para ser sostenible durante todo el periodo de evaluación.

Análisis de posibilidades de cobertura de los costos del proyecto a través del presupuesto público de la institución ejecutora

La cobertura de los costos de operación y mantenimiento una vez concluido el proyecto, serán obtenidos de los ingresos de la venta de energía y su administración será realizada por la concesionaria ELECTRO ORIENTE S.A.

La inversión inicial y única del estado sería en la implementación de líneas y redes eléctricas hacia las localidades cuyo monto se especifica en el Formato Nº 5.

• ANÁLISIS DE IMPACTO AMBIENTAL

4.6.1 Objetivos