SNIP Shanusi y Pintuyacu. Marzo 2015

ANEXO Nº 12GASTOS GENERALES DIRECTO E INDIRECTOS DE LA ALTERNATIVA Nº 1

Departamento : SAN MARTÍNProvincia: LAMASDistrito: VARIOS

Plazo de Obra : 1 meses

1.0 GASTOS GENERALES VARIABLES-GG DIRECTOS

1.1 Personal Profesional PrincipalDescripción Unidad Cant. Particip. Tiempo Sueldo Parcial

% (meses) (S/.) (S/.)Ingeniero Residente de la obra Und. 1 100.00% 1.00 3 000.00 3 000.00Téc. Especialista Und. 0 40.00% 0.40 1 500.00 0.00

PARCIAL 1,1 3 000.00

1.2 Personal de Auxiliar y ApoyoDescripción Und. Cant. Particip. Tiempo Sueldo Parcial

% (meses) (S/.) (S/.)Administrador Und. 1 20.00% 0.20 2 500.00 500.00Dibujante en Autocad y otros programas Und. 0 20.00% 0.20 1 200.00 0.00Almacenero Und. 1 20.00% 0.20 1 200.00 240.00Técnico Und. 0 40.00% 0.40 1 200.00 0.00Chofer Und. 1 75.00% 0.75 1 000.00 750.00Seguridad en obra (Guardian) Und. 1 50.00% 0.50 1 200.00 600.00

PARCIAL 1,2 2 090.00

1.3 Hospedajes, Oficina, Campamentos, alimentación y movilidad del personal principal, auxiliar y apoyo Descripción Und. Cant. Particip. Tiempo Gasto/ Und. Parcial

% (meses) (S/.) (S/.)Hospedajes Glb/mes 1 50.00% 0.50 1 800.00 900.00Alquiler de Oficina en Obra (Incluye agua y luz) Glb/mes 1 90.00% 0.90 400.00 360.00Alquiler de casas almacén (incluye agua y luz) Glb/mes 1 50.00% 0.50 600.00 300.00Comunicaciones: telefono, fax, internet, radio, etc. Glb/mes 1 90.00% 0.90 500.00 450.00Alimentación Glb/mes 1 50.00% 0.50 1 350.00 675.00Pasajes Glb/mes 1 50.00% 0.50 200.00 100.00

PARCIAL 1,3 2 785.00

1.4 Mobiliario, equipo, material de oficina y otrosDescripción Und. Cant. Desgaste Tiempo Gasto/ Und.xmes Parcial

% (meses) (S/.) (S/.)Mobiliario de oficina Glb/mes 1 3.50% 0.90 1 600.00 50.40Computadora Glb/mes 1 3.50% 0.90 3 500.00 110.25Impresora Glb/mes 1 3.50% 0.90 800.00 25.20Dos juegos de martillo, alicate, llave universal de 1'' y Glb 0 117.00 0.00Dos juegos de pinza de corte y desarmador Glb 0 45.00 0.00Útiles de Oficina Glb/mes 1 100.00% 0.90 700.00 630.00Camioneta pick up Glb/mes 0 0.83% 1.00 85 500.00 0.00Combustible Glb/mes 0 100.00% 1.00 1 500.00 0.00Mantenimiento Glb/mes 0 100.00% 1.00 800.00 0.00

PARCIAL 1,4 815.85

1.5 Gastos financieros y otros gastosDescripción Und. Costo Directo % de CD Costo/mes Tiempo Parcial

Obra(S/.) al mes S/. (meses) S/.Cartas fianza mes 1,203,841.36 0.040% 481.54 5.00 2 407.68Seguros Gbl 500.00

PARCIAL 1,5 2 907.68

PARCIAL GASTOS GENERALES VARIABLES (1) 11 598.53

ELECTRIFICACIÓN RURAL :“INSTALACIÓN DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA MEDIANTE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS PARA 17 LOCALIDADES COMPRENDIDAS EN LOS DISTRITOS DE

TABALOSOS, PINTO RECODO Y ALONSO DE ALVARADO, PROVINCIA DE LAMAS, DEPARTAMENTO DE SAN MARTÍN”

Nota: El sueldo considerado por cada profesional incluye impuestos y leyes sociales

Nota: El sueldo considerado por trabajador incluye impuestos y leyes sociales

Nota: El desgaste de los equipos ha sido calculado considerando una depreciación líneal en 36 meses de vida útil.

El desgaste de las camionetas ha sido calculado considerando una depreciación líneal en 120 meses de vida útil.

ANEXO Nº 12GASTOS GENERALES DIRECTO E INDIRECTOS DE LA ALTERNATIVA Nº 1

Departamento : SAN MARTÍNProvincia: LAMASDistrito: VARIOS

Plazo de Obra : 1 meses

ELECTRIFICACIÓN RURAL :“INSTALACIÓN DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA MEDIANTE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS PARA 17 LOCALIDADES COMPRENDIDAS EN LOS DISTRITOS DE

TABALOSOS, PINTO RECODO Y ALONSO DE ALVARADO, PROVINCIA DE LAMAS, DEPARTAMENTO DE SAN MARTÍN”

2.0 GASTOS GENERALES FIJOS INDIRECTOS2.1 Personal en la cede central de la Empresa

Descripción Und. Cant. Participacion Gasto/ Und. Tiempo efectivo Total % S/. (meses) S/.

Gerente Und. 1 5.00% 6 000.00 1.00 300.00Ingeniero-Supervisión Técnica Empresa Und. 1 20.00% 4 500.00 1.00 900.00Especialista en Computación Und. 1 10.00% 1 500.00 1.00 150.00Contador Und. 1 5.00% 2 000.00 1.00 100.00Secretaria Und. 1 20.00% 1 000.00 1.00 200.00Chofer Und. 1 20.00% 1 000.00 1.00 200.00

PARCIAL 2,1 1 850.00

2.2 Gastos de oficina principal y gastos varios

Descripción Und. Cantidad Participacion Gasto/ Und. Tiempo efectivo Total % S/. (meses) S/.

Oficina (Incluye agua y luz) Und. 1 20.00% 1 500.00 1.00 300.00Comunicaciones: telef., fax, Internet, radio Glob 1 20.00% 850.00 1.00 170.00Material y Equipos de Oficina Glob 1 20.00% 2 000.00 1.00 400.00Mantenimiento y limpieza Glob 1 20.00% 500.00 1.00 100.00

PARCIAL 2,2 970.00

2.3 Gastos de preparación de oferta e imprevistosDescripción Und. Cantidad % de CD Costo Directo Tiempo efectivo Parcial

S/. (meses) S/.

Elaboración de propuesta Gbl 1 0.05% 1,203,841.36 1.00 601.92Imprevistos de obra y personal en oficina central Gbl 1 0.10% 1,203,841.36 1.00 1 203.84

PARCIAL 2,3 1 805.76

PARCIAL GASTOS GENERALES FIJOS (2) 4 625.76

TOTAL GASTOS GENERALES (1)+(2) 16 224.29

3.0 RESUMEN S/.

GASTOS GENERALES VARIABLES DIRECTOS 11 598.53

GASTOS GENERALES FIJOS INDIRECTOS 4 625.76

TOTAL GASTOS GENERALES (1)+(2) 16 224.29

ANEXO Nº 01

Estimación de la demanda

1.-Número de Abonados totales y Coeficiente de ElectrificaciónCuadro Nº 01

Datos al Año Cero (2011)Sectores Población Viviendas Población a Lotes a IHV Tasa CE

Total Totales Electrificar Electrificar 2011 Crecimiento (%) %Jorge Chávez 74 14 74 15 5 1.90% 93%Carachamayoc 134 26 134 27 5 1.90% 96%San Juan de Shanusi 299 64 299 66 5 1.90% 97%Alfonso Ugarte 377 87 377 90 4 1.90% 97%Copal 145 28 145 28 5 1.90% 100%San Miguel de Shanusi 224 31 224 32 7 1.90% 97%San Hilarion 92 21 92 22 4 1.90% 95%Pintuyaquillo 224 44 224 46 5 1.90% 96%Pintoyacu 167 36 167 38 5 1.90% 95%Nuevo Lamas 137 41 137 43 3 1.90% 95%

Total 1873 392 1873 407 5 1.90% 96%Fuente: CONSORCIO LAMAS - Replanteo de campo

2.-Consumos Unitarios de Energía por Sector Económico

Se ha tomado en cuenta el comportamiento de localidades que cuentan con el servicio de energía eléctrica, con caractedemográficas y habitos de consumo similares al de las localidades consideradas en el proyecto; de la información existe del consumo histórico de aquellas localidades similares que cuentan con suministro eléctrico se ha considerado comoreferencia la información de los consumos de energía de la localidad de La Libertad del Bajo Mayo; informaciónsuministrada por Electro Oriente (cuadro 02); de la cual obtenemos consumos unitarios para cada Sector Económico:

Cuadro Nº 02

Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad del Oriente S.A.

Departamento Comercial - Informática

Consumos Históricos - Energía Localidad La Libertad del Bajo Mayo

Sector Económico Consumo de Energía Promedio

Sector Doméstico 15.86 kWh/mes

Sector Comercial 39.47 kWh/mes

Pequeña Industria 98.84 kWh/mes

Usos Generales 35.02 kWh/mes

Información Histórica de Feb/2005 a Set/2007

Fuente: ELOR S.A.

3.-Consumo Doméstico Para estimar el consumo unitario doméstico, se ha tomado en cuenta el comportamineto de la localidad.De la información proporcionada por Electro Oriente (cuadro Nº 02); se obtiene un consumo unitario mensual promedio

4.-Consumo Comercial

Para estimar el consumo unitario comercial, se ha tomado en cuenta el comportamineto de la localidad.De la información proporcionada por Electro Oriente (cuadro Nº 02); se obtiene un consumo unitario mensual promedio igual a 39.47 KWh/mes; equivalente a 474.0 KWh/año por cliente.

5.-Consumo para Pequeños Usos Industriales

Incluye a molinos de granos, carpinterías, talleres de artesanía, plantas procesadoras de lacteos,etc. De la información proporcionada por Electro Oriente (cuadro Nº 02); se obtiene un consumo unitario anual promedioigual a 98.84 KWh/mes; para cargas de pequeños usos industriales, lo que es equivalente a 1186.0 Kwh/año por cliente.

6.-Consumo para Uso General:

Incluye a colegios, postas medicas, mercados, iglesias, comisarias, municipios y locales comunales. De la información proporcionada por Electro Oriente (cuadro Nº 02); se obtiene un consumo unitario mensual promedio igual a 35.02 KWh/mes; equivalente a 420.0 KWh/año por cliente.

igual a 15.86 KWh/mes; equivalente a 190.0 KWh/año por cliente.

7.-Consumo por Alumbrado Público

Para cálculo de puntos de iluminacion ulilizamos la metodologia descrita en la Norma DGE aprobada por R.D Nº 017-2003-EM/DGEAsumiendo un factor KALP = 6,3, luego un consumo mensual de A.P (CMAP), en Kwh-mes el cual es igualal Nº de Usuarios Totales X KALP, tal y como se muestra en el siguiente cuadro:

Cuadro 03

Usuarios Usuarios Usuarios Usuarios Usuarios Nº Sectores Domesticos Uso Pequeña Uso Totales KALP CMAP NHMAP PI

comercial Industria GeneralJorge Chávez 13 1 0 1 15 6.3 95 360 4Carachamayoc 25 1 0 1 27 6.3 170 360 8San Juan de Shanusi 60 3 1 2 66 6.3 416 360 18Alfonso Ugarte 80 6 1 3 90 6.3 567 360 25Copal 27 1 0 0 28 6.3 176 360 8San Miguel de Shanu 30 1 0 1 32 6.3 202 360 9San Hilarion 19 2 0 1 22 6.3 139 360 6Pintuyaquillo 42 2 0 2 46 6.3 290 360 13Pintoyacu 34 2 0 2 38 6.3 239 360 10Nuevo Lamas 38 2 1 2 43 6.3 271 360 12

Total 368 21 3 15 407 6.3 2564 360 113

Fuente: Inspecciones de campo, Norma técnica de Alumbrado Público CMAP: Consumo Mensual de A.P EN Kwh = (KALP*Numero de Usuarios Totales).KALP: Factor de A.P en Kwh/usuario-mes. Sector tipico 4: KALP = 6,3 NHMAP: Numero de horas mensuales del servicio A.P (horas/mes)PPL: Potencia nominal promedio de la lampara de A.P en Watt = 60 (para lamparas de 50 W).Numero de Puntos de Iluminacion = (CMAP*1000)/(NHMAP*PPL)

8.-Consumo Total:

Se obtiene de sumar los consumos de cada uno de los sectores descriptos anteriormrnte, considerando un 10 % adicional por pérdidas en BT y MT

9.-Cálculo del Factor de Carga:

Localidades Unidad Empresarial San Martin - ELOR SA.Determinación del Factor de Carga

Sistema Eléctrico LocalidadesMax Demanda Energia BT5 AAPP Factor

2002 2003 2004 Clientes 2004 5.00% CargaRumizapa 28.3 30.2 32.22 135 40933 2046.65 0.15Lamas 450.2 480.49 512.68 2463 1094788 54739.40 0.26

Moyobamba Cuñumbuque 72.5 77.38 82.56 267 159264 7963.20 0.23Shanao 29.7 31.7 33.82 217 60698 3034.90 0.22Tabalosos 180 192.11 204.98 994 244535 12226.75 0.14

Fc min. 0.14Técnico de Distribución - Electro Oriente S.A. Fc prom 0.20Registros de Consumos de Energía - Tarifa BT5 - Electro Oriente S.A. Fc max 0.26

Consideraciones para Determinación del Factor de Carga:

Se ha tomado un factor de carga analizado de los datos historicos de los años 2004, para localidades que cuentan con mediciones de Maxima Demanda a nivel de subestaciones de distribución, Datos prorcionados por Electro Oriente S.A

a los registros de Facturación - Formatos D1. Además toda la data de energía corresponde a la Tarifa BT5 por ser la más representativa en las localidades Rurales en estudio.

De los datos analizados se ha obtenido factores de carga representativos como:

Fc minimo 0.14Fc Promedio 0.20Fc máximo 0.26

Para la Proyección de la Demanda Máxima de Potencia de han clasificado las Localidades Ruarales de acuerdoa la ubicación geografia respecto a las vías de acceso, posibilidades de desarrollo, etc.

Para la Proyección de la Demanda Máxima de Potencia de han clasificado factores de carga representativos de la Región de acuerdo a los analisis de los datos históricos en función al número de horas de utilización del Servico Particular considerados en la Tarifa BT5. para cada tipo de localidad, como se detalla en el cuadro siguiente:

ZONA TIPO H. U INCREMENTO HU Fc FcLOCALIDAD INICIAL HORAS / AÑO FINAL Inicial Final

REGION I 2278 39 3066 0.26 0.35SAN MARTIN II 1752 44 2628 0.20 0.30

III 1226 48 2190 0.14 0.25

(Ver cuadro de proyección de demanda Anexo 08 Formato F2)

Fuente: Registros de Maximas Demandas Medidas por el Departamento

- Los Consumos de energía son datos proporcionados por Electro Oriente S.A; dichos consumos corresponden

Tipo I : Localides referidas a Capitales de Distritos o Localidades Representativas.Tipo II : Centro Poblados y Localidades menoresTipo III : Caseríos y anexos.

document.xls!A-2 Crecimiento Global

2.1 VENTA DE ENERGÍA - EN KILOWATT HORA ( KWh )Localidades Administradas por Electro Oriente S.A.

SectoresNov 2005 Dec 2005 Jan 2006 Feb 2006 Mar 2006 Apr 2006 May 2006 Jun 2006 Jul 2006 Aug 2006 Sep 2006 Oct 2006 Nov 2006 Dec 2006 Jan 2007 Feb 2007 Mar 2007 Apr 2007 May 2007 Jun 2007

Iquitos 12,190,181 12,762,902 12,520,116 11,882,766 12,705,446 12,320,997 12,625,925 12,527,236 13,034,137 13,068,293 12,649,040 13,426,147 12,679,856 13,000,314 13,207,861 12,981,944 13,702,090 13,343,964 13,680,253 13,151,813 Iquitos 2 11,767,327 12,309,592 12,078,964 11,437,499 12,262,268 11,872,115 12,101,586 12,044,441 12,559,699 12,594,948 12,133,552 12,879,009 12,129,224 12,522,452 12,683,120 12,491,365 13,113,504 12,748,036 13,074,939 12,540,455 Iquitos Rural 4 422,854 453,310 441,152 445,267 443,178 448,882 524,339 482,795 474,438 473,345 515,488 547,139 550,632 477,862 524,742 490,579 588,587 595,928 605,314 611,358

Tarapoto 3,616,372 3,683,273 3,788,863 3,318,903 3,718,497 3,557,847 3,820,884 3,748,631 3,802,863 3,948,763 4,012,381 4,125,346 3,933,711 4,249,168 4,199,237 3,814,006 4,105,930 3,981,300 4,218,823 4,149,776 TPT (BGTR) 5 334,214 341,000 308,903 305,465 328,008 443,361 588,170 588,137 504,030 628,935 550,981 534,419 582,968 816,764 618,631 596,588 608,208 654,926 678,062 713,627 TPT (TPMO) 2 3,282,158 3,342,273 3,479,960 3,013,438 3,390,489 3,114,486 3,232,714 3,160,494 3,298,833 3,319,828 3,461,400 3,590,926 3,350,743 3,432,403 3,580,606 3,217,418 3,497,722 3,326,375 3,540,761 3,436,149

Moyobamba 2,927,249 2,904,914 2,796,821 2,475,035 2,433,187 2,349,994 2,360,311 2,712,706 2,784,191 2,927,969 2,796,393 2,650,226 2,788,478 3,050,977 2,990,329 2,669,109 3,072,471 2,921,437 3,053,285 3,026,386 Moyo (BGTR) 5 44,653 42,800 40,163 32,912 30,412 35,500 43,731 47,321 46,785 46,211 47,391 48,636 44,971 44,931 43,086 41,083 47,385 49,756 50,352 61,456 Moyo (RIIO) 3 1,980,992 1,968,286 1,851,147 582,139 540,383 613,054 660,219 702,249 687,341 722,059 669,406 650,084 669,457 706,668 709,776 633,123 2,001,250 1,895,075 1,974,444 1,959,562 Moyo (TPMO) 2 901,604 893,828 905,511 1,859,984 1,862,392 1,701,440 1,656,361 1,963,136 2,050,065 2,159,699 2,079,595 1,951,506 2,074,050 2,299,377 2,237,467 1,994,903 1,023,837 976,606 1,028,490 1,005,368

Bellavista 1,473,591 1,488,368 1,419,713 1,284,908 1,445,532 1,487,089 1,587,080 1,455,913 1,488,115 1,536,793 1,583,181 1,613,768 1,528,031 1,644,727 1,628,247 1,498,750 1,629,233 1,583,967 1,583,902 1,611,232 Bell (BGTR) 5 1,473,591 1,488,368 1,419,713 1,284,908 1,445,532 1,487,089 1,587,080 1,455,913 1,488,115 1,536,793 1,583,181 1,613,768 1,528,031 1,644,727 1,628,247 1,498,750 1,629,233 1,583,967 1,583,902 1,611,232

Yurimaguas 647,289 675,926 649,105 614,593 650,972 642,554 692,976 658,887 691,194 722,635 712,544 749,253 715,515 743,241 732,005 705,938 769,421 745,783 789,128 702,197 Aislado 2 647,289 675,926 649,105 614,593 650,972 642,554 692,976 658,887 691,194 722,635 712,544 749,253 715,515 743,241 732,005 705,938 769,421 745,783 789,128 702,197

Total San Martín 8,664,501 8,752,481 8,654,502 7,693,439 8,248,188 8,037,484 8,461,251 8,576,137 8,766,363 9,136,160 9,104,498 9,138,593 8,965,735 9,688,112 9,549,818 8,687,803 9,577,056 9,232,487 9,645,138 9,489,590

BGTR 1,852,458 1,872,168 1,768,779 1,623,285 1,803,952 1,965,950 2,218,981 2,091,371 2,038,930 2,211,939 2,181,553 2,196,824 2,155,970 2,506,422 2,289,964 2,136,421 2,284,826 2,288,648 2,312,316 2,386,315 % Variación 1.1% -5.5% -8.2% 11.1% 9.0% 12.9% -5.8% -2.5% 8.5% -1.4% 0.7% -1.9% 16.3% -8.6% -6.7% 6.9% 0.2% 1.0% 3.2% 1.6%

COMENTARIOS:

- BGTR: Sistemas de tipo rural de San Martín. -

Promedio anual

Tasa de crecimiento de consumo de energía promedio de 1.6 %, la que se considera para los usos comercial, residencial y de usos generales y para pequeña industria

38657 38688 38719 38750 38781 38812 38843 38874 38905 38936 38967 38998 39029 39060 39091 39122 39153 39184 39215 392460

500,000

1,000,000

1,500,000

2,000,000

2,500,000

3,000,000

Consumo de Energía Sector Típico 5 (BGTR) KW.h

Tasa de crecimiento promedio 1,6%

BALANCE DE ENERGÍA UNIDAD EMPRESARIAL SAN MARTIN (Mwh) - MARZO

CONCEPTOTPMO RIO BGTR AISLADO 2

Total2 3 5 AISLADO2

1. Energia generada (1.1 + 1.2) 13,050.935 13,050.935

1.1 Hidráulica 4,733.966 4,733.97

1.2 Térmica 8,316.969 8,316.97

2. Consumo Propio 284.957 284.96

3. Producción Neta (1 - 2) 12,765.978 12,765.98

4. Venta (Compra) en Barra 453.761 453.76

4.1 Venta en MT (SERSA) 453.761 453.761

5. Perdidas Transmisión y Transformación 319.289 319.289

5.1 Pérdidas en muy Alta Tensión 147.324 147.324

5.2 Pérdidas en Alta Tensión 171.965 171.965

6. Energia entregada a Distribucion (3 - 4 - 5) 11,992.928 11,992.928

7. Energia entregada a Distribucion (PORCENTAJ 45.21% 20.91% 25.31% 8.57% 100.00%

8. Energia entregada a Distribucion MEDIDA 5,422.341 2,507.726 3,035.798 1,027.306 11,993.171

9. Venta de Energía (9.1 + 9.2+ 9.3 + 9.4) 5,129.055 2,298.794 2,829.963 947.005 11,204.817

9.1 Venta en Tarapoto 4,080.606 818.630 4,899.236

9.2 Venta en Moyobamba 1,048.449 2,298.794 83.086 3,430.329

9.3 Venta en Bellavista 1,928.247

9.4 Venta en Yurimaguas 947.005

10. Pérdidas de Distribución (MWH) (8 - 9) 293.286 208.932 205.835 80.301 788.354

11. Pérdidas de Distribución (%) (10 / 8) 5.41% 8.33% 6.78% 7.82% 7.00%

Fuente: Departamento de Generación Electro Oriente S.A.

Nota: Para el Análisis de los presentes estudios se considera pérdidas de distribución del orden de 10.00%.- BGTR

FICHA DE INDICADORES DE INVERSIÓN-ALTERNATIVA 1

PROYECTO DE ELECTRIFICACIÓN RURAL

Nombre del Proyecto

Departamento San MartínProvincias LamasDistritos Caynarachi

Especificaciones.

Población Electrificada 1873 Habitantes (año 0)Número de Conexiones 407 Conexiones (año 0)Número de Conexiones de BT 407 ConexionesNúmero de Conexiones de MT 0 Conexiones (Local

Inversiones

Componentes US$(Sin IGV) Cantidad Unidad

Línea Primaria en 19 kV. - 1Ø 149,008.31 29.590 Km

Red Primaria en 19 kV. - 1Ø 33,812.79 2.070 Km

Subestaciones de Distribución (MT-BT) 1Ø 18,572.02 140.00 KVARed Secundaria 460/230 V. - 1Ø 128,198.86 13.520 KmEquipo de A.P 11,557.97 #REF! UndConexiónes Domiciliarias 54,850.50 407 Und

Estudio Definitivo 23,026.32 1 Glb.Declaración de Impacto Ambiental 4,934.21 1 Glb.Cira 4,934.21 1 Glb.

Indemnización de Servidumbre 18,142.65 1 Glb.

Costo Directo ###

Gastos Generales y Utilidad 82,697.66

Supervisión 47,118.86Costo Total de Obra y Estudio ###Impuesto General a las Ventas

INVERSION TOTAL ###

Indicadores del ComponenteUS$ / KVA Subestaciones (MT-BT) - 1Ø 132.66 US$/KVA ConectadoUS$ / Km de Linea Primaria - 1Ø 5,035.77 US$/KmUS$ / Km de Red Primaria - 1Ø 128.71 US$/ConexiónUS$ / Km de Red Secundaria 1Ø 9,482.16 US$/KmUS$ / Conexión Red Secundaria 314.98 US$/Conexión a la red US$ / Conexión Domiciliaria 134.77 US$/Conexión a la red US$ / Conexión Red Secundaria 478.15 US$/ConexiónUS$ (Inversión total) / Conexión Domiciliaria 1,417.33 US$/Conexión

Instalación del sistema de electrificación rural en 10 localidades de los valles del Shanusi y Pintuyacu, distrito de Caynarachi, provincia de Lamas, departamento de

San Martín

El proyecto comprende la implementación de la línea primaria, red primaria y red secundaria para suminstrar energía eléctica a 10 localidades. Se tendrán dos puntos de diseño proporcionado por la concesionaraia Electro Oriente S.A., según las cartas GS-2169-2011 y GS-2170-2011. La línea y red primaria serán monofásica en un nivel de tensión de 13.2-19 kV. Así mismo la implementación de la red secundaria será en 440/220 V, acometidas domiciliarias y equipos de alumbrado público, beneficiando a 1873 habitantes en el año 0.

Tasa de Cambio 3.04

RESUMEN DE PRESUPUESTO

5.1 ALTERNATIVA 01 - A PRECIOS PRIVADOS

PARTIDAS UNID CANT. TOTAL S/. TOTAL U$.

1.- Intangibles

1.1.- Costos de Estudios Definitivos Gbl 1.00 70,000.00 23,026.32

1.2.- Declaración de Impacto Ambiental Gbl 1.00 15,000.00 4,934.21

1.3.- CIRA Glb 1.00 15,000.00 4,934.21

1.4.- Indemnización de Servidumbre Glb 1.00 55,153.67 18,142.65

2.- Linea Primaria

2.1.- Suministro Gbl 1.00 244,293.51 80,359.71

2.2.- Montaje Gbl 1.00 173,329.60 57,016.32

2.3.- Transporte Gbl 1.00 35,362.15 11,632.29

2.- Red Primaria y Subestaciones de Distribucion.

2.1.- Suministro Gbl 1.00 113,545.11 37,350.37

2.2.- Montaje Gbl 1.00 34,916.48 11,485.68

2.3.- Transporte Gbl 1.00 10,788.23 3,548.76

3.1.- Suministro Gbl 1.00 268,145.49 88,205.75

3.2.- Montaje Gbl 1.00 288,635.16 94,945.78

3.3.- Transporte Gbl 1.00 34,825.63 11,455.80

4.- Costo Directo ### 396,000.45

5.- Gastos Generales ### C.D. 155,093.59 51,017.63

6.- Utilidad 8% C.D. 96,307.31 31,680.04

7.- Supervisión C.D. 143,241.34 47,118.86

8. Costo Total de Obras y Estudios ### 576,854.36

9.- Impuesto General a las Ventas C.T.O.E. 0.00 0.00

10.- Costo Total del proyecto ### 576,854.36

Tasa de Cambio 3.04


5.2 ALTERNATIVA 02 - A PRECIOS PRIVADOS


1.- Intangibles

1.1.- Costos de Estudios Definitivos Glb 1.00 #REF! #REF!

1.2.- Declaración de Impacto Ambiental Glb 1.00 #REF! #REF!

1.3.- CIRA Glb 1.00 #REF! #REF!

1.4.- Indemnización de Servidumbre Glb 1.00 0.00 0.00

2.- Centrales Termicas.

2.1.- Suministro Glb 1.00 #REF! #REF!

2.2.- Montaje Glb 1.00 #REF! #REF!

2.3.- Transporte Glb 1.00 #REF! #REF!

3.1.- Suministro Glb 1.00 362,991.57 119,405.12

3.2.- Montaje Glb 1.00 287,433.76 94,550.58

3.3.- Transporte Glb 1.00 113,620.08 37,375.03

4.- Costo Directo #REF! #REF!

5.- Gastos Generales ### C.D. #REF! #REF!

6.- Utilidad 8% C.D. #REF! #REF!

7.- Supervisión 3.5% C.D. #REF! #REF!

8.- Capacitación 0.5% C.D. #REF! #REF!

9. Costo Total de Obras y Estudios #REF! #REF!

10.- Impuesto General a las Ventas 18% C.T.O.E. #REF! #REF!

11.- Costo Total del proyecto #REF! #REF!

3.- Redes Secundarias, Conex. Domiciliarias y Eq. de Alumbrado Público.


Tasa de Cambio 3.04


5.1 ALTERNATIVA 01 - A PRECIOS SOCIALES


1.- Intangibles

1.1.- Costos de Estudios Definitivos Gbl 1.00 58,163.00 19,132.57

1.2.- Declaración de Impacto Ambiental Gbl 1.00 12,463.50 4,099.84

1.3.- CIRA Glb 1.00 12,463.50 4,099.84

1.4.- Indemnización de Servidumbre Glb 1.00 45,827.18 15,074.73

2.- Linea Primaria

2.1.- Suministro Gbl 1.00 202,983.48 66,770.88

2.2.- Montaje Gbl 1.00 144,019.56 47,374.86

2.3.- Transporte Gbl 1.00 29,382.41 9,665.27

2.- Red Primaria y Subestaciones de Distribucion.

2.1.- Suministro Gbl 1.00 94,344.63 31,034.42

2.2.- Montaje Gbl 1.00 29,012.10 9,543.46

2.3.- Transporte Gbl 1.00 8,963.94 2,948.66

3.1.- Suministro Gbl 1.00 222,802.09 73,290.16

3.2.- Montaje Gbl 1.00 239,826.95 78,890.45

3.3.- Transporte Gbl 1.00 28,936.62 9,518.62

4.- Costo Directo 1,000,271.79 329,036.77

5.- Gastos Generales ### C.D. 128,867.26 42,390.55

6.- Utilidad 8% C.D. 80,021.74 26,322.94

7.- Supervisión C.D. 119,019.23 39,151.06

8.- Impuesto General a las Ventas C.T.O.E. 0.00 0.00

10.- Costo Total del proyecto 1,457,097.21 479,308.29

Tasa de Cambio 3.04


5.2 ALTERNATIVA 02 - A PRECIOS SOCIALES


1.- Intangibles

1.1.- Costos de Estudios Definitivos Glb 1.00 #REF! #REF!

1.2.- Declaración de Impacto Ambiental Glb 1.00 #REF! #REF!

1.3.- CIRA Glb 1.00 #REF! #REF!

1.4.- Indemnización de Servidumbre Glb 1.00 0.00 0.00

2.- Centrales Termicas.

2.1.- Suministro Glb 1.00 #REF! #REF!

2.2.- Montaje Glb 1.00 #REF! #REF!

2.3.- Transporte Glb 1.00 #REF! #REF!

3.1.- Suministro Glb 1.00 301,609.70 99,213.72

3.2.- Montaje Glb 1.00 238,828.71 78,562.08

3.3.- Transporte Glb 1.00 94,406.92 31,054.91

4.- Costo Directo #REF! #REF!

5.- Gastos Generales 10% C.D. #REF! #REF!

6.- Utilidad 6% C.D. #REF! #REF!

7.- Supervisión 3.5% C.D. #REF! #REF!

8.- Capacitación 0.5% C.D. #REF! #REF!

10.- Impuesto General a las Ventas 18% C.T.O.E. #REF! #REF!

11.- Costo Total del proyecto #REF! #REF!



ANEXO 7

COSTO DE 1Km DE LINEA PRIMARIA - SISTEMA MONOFASICO

ALTERNATIVA 1

ITEM DESCRIPCION UNID CANT P.UNIT TOTAL

US$ US$

A Suministro de Materiales 4,677.79

1.00 Postes

1.01 Poste C.A.C. 12/200 UND 6.00 360.00 2,160.00

1.02 Poste C.A.C. 12/300 UND 1.00 380.00 380.00

2.00 Conductores Eléctricos

2.01 Conductor AAAC 35 mm2 ML 1,050.00 0.82 858.90

3.00 Armados

3.01 Armado de Alineamiento JGO 5.00 45.15 225.75

3.02 Armado de Angulo (0º - 5º) JGO 0.50 133.34 66.67

3.03 Armado de Anclaje - Alineamiento JGO 1.00 142.58 142.58

3.04 Armado de Seccionamiento JGO 0.50 364.17 182.08

4.00 Retenidas y Puestas a Tierra

4.01 Retenida de anclaje simple JGO 4.00 69.18 276.72

4.02 Equipo de puesta a tierra JGO 6.00 64.18 385.08

SUB TOTAL ITEM A.- 4,677.79

B Montaje Electromecánico 3,190.81

1.00 Obras Preliminares

1.01 Replanteo Topografico y Ubicación de Est. KM 1.00 202.23 202.23

1.02 Despeje de Arboles de la Franja de Linea. HA 1.00 420.10 420.10

1.03 Ing. De Detalle KM 1.00 91.41 91.41

1.04 Revisión, verificación en campo y monitoreo de l KM 1.00 74.30 74.30

2.00 Instalacion de Postes de C.A.C.

2.01 Poste C.A.C. 12/200 UND 6.00 154.96 929.76

2.02 Poste C.A.C. 12/300 UND 1.00 140.33 140.33

3.00 Montaje de Conductores


4.00 Montaje de Armados





5.00 Instalacion de Retenidas y Puestas a Tierra



6.00 Pruebas y puestas en Servicio

6.01 Pruebas y puestas en Servicio de Linea KM 1.00 123.29 123.29

SUB TOTAL ITEM B.- 3,190.81

C Transporte de Materiales 465.94

1.00 Postes

1.01 Poste C.A.C. 12/200 UND 6.00 36.00 216.00

1.02 Poste C.A.C. 12/300 UND 1.00 38.00 38.00



3.00 Armados








SUB TOTAL ITEM C.- 465.94

COSTO TOTAL DE 1 KM DE LINEA PRIMARIA 8,334.53

ANEXO 7

COSTO DE 1Km DE RED PRIMARIA - SISTEMA MONOFASICO

ALTERNATIVA 1


US$ US$


1.00 Postes

1.01 Poste C.A.C. 13/300 UND 11.00 395.00 4,345.00

1.02 Poste C.A.C. 13/400 UND 4.00 416.00 1,664.00



3.00 Armados

3.01 Soporte Suspensión vertical JGO 11.00 62.81 690.91

3.02 Soporte Angulo Vertical JGO 2.00 127.32 254.64

3.03 Soporte Retención JGO 2.00 124.04 248.08







1.01 Replanteo Topografico y Ubicación de Est. LOC 1.00 147.06 147.06

1.02 Ing. De Detalle LOC 1.00 90.41 90.41


2.01 Poste C.A.C. 13/300 UND 11.00 131.24 1,443.64

2.02 Poste C.A.C. 13/400 UND 4.00 139.33 557.34











6.01 Pruebas y puestas en Servicio de Linea LOC 1.00 106.29 106.29



1.00 Postes

1.01 Poste C.A.C. 13/300 UND 11.00 39.50 434.50

1.02 Poste C.A.C. 13/400 UND 4.00 41.60 166.40



3.00 Armados








COSTO TOTAL DE 1 KM DE RED PRIMARIA 13,491.89

FORMATO 1ALTERNATIVAS PARA

ALCANZAR EL OBJETIVO CENTRAL

DESCRIPCION DE LAS ALTERNATIVAS

COMPONENTES ALTERNATIVA 1 ALTERNATIVA 2

Los puntos de diseño se ubica en la línea de subtransmisión Yurim No se cuenta con lugar de Ejecución .Caynarachi, según las cartas GS-2169-2011 y GS-2170-2011. Se considera la generación eléctrica a través de Pequeñas Se suministrará energía eléctrica a tráves de una LP, RP y RS con la Centrales Térmicas con grupos electrógenos, que serán

1 Estudio a Nivel Perfil de brindar el servicio a 10 localidades que se ubican en los valles d instalados en cada una de las localidades incluidas en el proyecto, asi comoPintuyacu, para mejorar el estandar de vida de la población e incre también la instalación de sus redes secundarias según las normasingresos en las familias; así como erradicar el pandillaje y asalt establecidas vigentes.

Suministro de MaterialSe realizará de acuerdo a las normas establecidas en la Se realizará de acuerdo a las normas establecidas en la2 y Equipos Ley de Contrataciones y Adquisisciones del Estado y de Ley de Contrataciones y Adquisisciones del Estado y de

la calidad comprobada mediante certificaciones. la calidad comprobada mediante certificaciones.Montaje de Materiales Se contratará a una empresa especializada para la instalación Se contratará a una empresa especializada para la ins-

3 y Equipos de los equipos que asegure la confiabilidad y continuidad talación de los equipos que asegure la confiabilidad ydel servicio. continuidad del servicio.

4Pruebas y Puesta en

Operación

Culminado el montaje se procederá a las mediciones de continuidad, meghado de líneas, con cargas y en vacío registrándose en los formatos corespondientes.

Previamente se elaborará el manual de procedimientos para las pruebas y puesta en operación según lo establecido en las normas vigentes

FORMATO 2ANÁLISIS GENERAL DE LA DEMANDA DE LAS LOCALIDADES (RESUMEN)

a) Descripción procedimiento de cálculo, variables importantes y supuestos utilizados para la estimación de la demanda

b) Variables importantes

Crecimiento anual de la población 1.90% Se mantiene constante durante los 20 añosCrecimiento anual de la poblacion electrificada 1.60% Se mantiene constante durante los 20 años

Número de habitantes por abonado 5Porcentaje de abonados comerciales 5.7%Porcentaje de abonados de pequeños industriales 0.8%Porcentaje de abonados de cargas de uso general 4.1%

Consumo unitario anual de abonados domesticos 190 KWh/abonadoConsumo unitario anual de abonados comerciales 474 KWh/abonado (consumo promedio del mercado regional)Consumo unitario anual de abonados pequeños industriales 1186 KWh/abonado (consumo promedio del mercado regional)Consumo unitario anual de cargas de uso general 420 KWh/abonado (consumo promedio del mercado regional)Consumo de alumbrado público (Norma DGE RD Nº 017-2003-EM, "Alumbrado de vías públicas ").Porcentaje de perdidas de energía 10%Factor de carga 0.14 inicio 2.94 0.01%

0.25 final

c) La proyección se establece para un horizonte inicial de 20 años

AÑOS

UNIDADES 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Habitantes electrificados 1873 1909 1945 1982 2019 2058 2097 2137 2177 2219 2261 2304 2348 2392 2438 2484 2531 2579 2628 2678 2729

Coeficiente de Electrificación 0.96 0.96 0.96 0.96 0.96 0.96 0.96 0.96 0.96 0.96 0.96 0.96 0.96 0.96 0.96 0.96 0.96 0.96 0.96 0.96 0.96

Número de lotes electrificados 407 432 444 455 461 473 482 498 506 524 533 545 558 571 587 600 615 631 644 659 732

Número de abonados domesticos 368 384 395 406 412 423 432 445 453 467 476 487 500 511 525 537 550 566 578 592 606

Número de abonados comerciales 21 25 26 26 26 26 26 28 28 30 30 30 30 31 33 33 35 35 36 36 36

Número de abonados peq. Industria 3 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6

Número de abonados cargas uso general 15 17 17 17 17 18 18 19 19 20 21 21 22 22 23 23 23 24 25 26 26

Número de lámparas de A.P. 113 117 120 124 124 129 131 134 137 142 146 148 153 156 160 164 168 172 176 180 183

Consumo anual por abonado doméstico 190 193 196 199 202 206 209 212 216 219 223 226 230 234 237 241 245 249 253 257 261

Consumo anual por abonado comercial 474 482 489 497 505 513 521 530 538 547 556 564 573 583 592 601 611 621 631 641 651

Consumo anual por abonado peq. Industrial 1186 1205 1224 1244 1264 1284 1305 1325 1347 1368 1390 1412 1435 1458 1481 1505 1529 1553 1578 1603 1629

Consumo anual por abonado cargas uso general 420 427 434 440 448 455 462 469 477 484 492 500 508 516 525 533 541 550 559 568 577

Consumo anual de abonados domésticos 69920 74136 77485 80923 83436 87039 90318 94531 97774 102415 106064 110256 115017 119433 124675 129570 134836 140737 146031 151973 158069

Consumo anual de abonados comercial 9954 11986 12558 12759 12964 13171 13382 14832 15069 16586 16851 17121 17395 18126 19337 20114 21387 21729 22567 22928 23295

Consumo anual de abonados peq. Industria 3558 7230 7346 7463 7582 7704 7827 7952 8080 8209 8340 8474 8609 8747 8887 9029 9174 9320 9469 9621 9775

Consumo anual de abonados cargas uso general 6300 7112 7370 7635 7757 8184 8469 8761 9061 9851 10173 10669 11009 11530 11889 12079 12634 13202 13786 14575 15000

Consumo anual de alumbrado público 29290 30205 31120 32036 32264 33408 33866 34781 35468 36841 37756 38443 39587 40502 41417 42561 43477 44621 45536 46680 47367

Consumo total (KWh) 119022 130669 135880 140816 144003 149507 153862 160858 165451 173902 179184 184963 191617 198338 206205 213355 221507 229609 237390 245778 253506

Perdidas de energía 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10%

Energía al ingreso del sistema (KWh) 132246 145187 150977 156462 160004 166119 170958 178731 183834 193225 199094 205514 212908 220376 229117 237061 246119 255121 263767 273086 281673

Factor de carga 0.1400 0.1441 0.1484 0.1527 0.1572 0.1618 0.1666 0.1715 0.1765 0.1817 0.1871 0.1926 0.1983 0.2041 0.2101 0.2163 0.2226 0.2292 0.2359 0.2429 0.2500

Potencia al ingreso del sistema (KW) 108 115 116 117 116 117 117 119 119 121 121 122 123 123 124 125 126 127 128 128 129

12941 33873 66847 104814 149427Resumen

TCfc (%) TCce (%)

Potencia al ingreso del sistema (KW)LOCALIDADES 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Jorge Chávez 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 5 5 5 5 5 5 5 5Carachamayoc 7 7 7 7 7 7 7 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8San Juan de Shanusi 18 19 20 20 19 20 20 20 20 20 20 20 20 20 21 21 21 21 21 21 21Alfonso Ugarte 24 26 27 27 27 27 27 27 27 28 28 28 28 28 28 29 29 29 29 29 29Copal 7 7 7 7 7 7 7 7 7 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8San Miguel de Shanusi 8 8 8 9 8 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 10San Hilarion 6 6 6 6 6 6 6 6 6 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7Pintuyaquillo 12 12 12 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 14 14 14 14 14 14 14Pintoyacu 10 10 10 10 10 10 10 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 12 12 12 12Nuevo Lamas 12 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 15 15 15 15

TOTAL (KW) 108 115 116 117 116 117 117 119 119 121 121 122 123 123 124 125 126 127 128 128 129

Energía al ingreso del sistema (MWh)LOCALIDADES 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Jorge Chávez 5 5 5 6 6 6 6 7 7 7 7 8 8 8 8 9 9 9 10 10 10Carachamayoc 9 9 10 10 10 11 11 11 12 12 13 13 14 14 15 15 16 16 17 17 18San Juan de Shanusi 22 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 37 38 39 41 42 44 45 47Alfonso Ugarte 30 33 35 36 37 38 39 41 42 44 46 47 49 50 52 54 56 58 60 62 64Copal 9 9 9 10 10 10 11 11 12 12 13 13 13 14 14 15 16 16 17 17 18San Miguel de Shanusi 10 11 11 11 12 12 13 13 13 14 15 15 16 16 17 17 18 19 19 20 21San Hilarion 7 8 8 8 9 9 9 10 10 11 11 11 12 12 13 13 13 14 14 15 15Pintuyaquillo 15 16 16 17 17 18 18 19 20 21 22 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31Pintoyacu 12 13 13 14 14 15 15 16 16 17 18 18 19 20 21 21 22 23 24 25 26Nuevo Lamas 15 17 18 18 19 19 20 21 21 22 23 24 25 25 26 27 28 29 30 31 32

TOTAL (KW) 132 145 151 156 160 166 171 179 184 193 199 206 213 220 229 237 246 255 264 273 282

FORMATO 2ANÁLISIS GENERAL DE LA DEMANDA DE LAS LOCALIDADES (JORGE CHÁVEZ)






0.25 final

TCfc (%) TCce (%)


AÑOS

UNIDADES 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20





















Factor de carga 0.1400 0.1441 0.1484 0.1527 0.1572 0.1618 0.1666 0.1715 0.1765 0.1817 0.1871 0.1926 0.1983 0.2041 0.2101 0.2163 0.2226 0.2292 0.2359 0.2429 0.2500


369 1144 2404 3829 5521Resumen


0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL (KW) 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 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL (KW) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

FORMATO 2ANÁLISIS GENERAL DE LA DEMANDA DE LAS LOCALIDADES (CARACHAMAYOC)






0.25 final


AÑOS

UNIDADES 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20





















TCfc (%) TCce (%)

Factor de carga 0.1400 0.1441 0.1484 0.1527 0.1572 0.1618 0.1666 0.1715 0.1765 0.1817 0.1871 0.1926 0.1983 0.2041 0.2101 0.2163 0.2226 0.2292 0.2359 0.2429 0.2500


558 1926 4046 6512 9426Resumen


0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL (KW) 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 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL (KW) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

FORMATO 2ANÁLISIS GENERAL DE LA DEMANDA DE LAS LOCALIDADES (SAN JUAN DE SHANUSI)





Consumo unitario anual de abonados domesticos 190 KWh/abonadoConsumo unitario anual de abonados comerciales 474 KWh/abonado (consumo promedio del mercado regional)Consumo unitario anual de abonados pequeños industriales 1186 KWh/abonado (consumo promedio del mercado regional)Consumo unitario anual de cargas de uso general 420 KWh/abonado (consumo promedio del mercado regional)

Consumo de alumbrado público (Norma DGE RD Nº 017-2003-EM, "Alumbrado de vías públicas ").Porcentaje de perdidas de energía 10%Factor de carga 0.14 inicio 2.94 0.01%

0.25 final


AÑOS

UNIDADES 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20





















Factor de carga 0.1400 0.1441 0.1484 0.1527 0.1572 0.1618 0.1666 0.1715 0.1765 0.1817 0.1871 0.1926 0.1983 0.2041 0.2101 0.2163 0.2226 0.2292 0.2359 0.2429 0.2500


2729 6156 11486 17651 24878Resumen


0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL (KW) 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 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TCfc (%) TCce (%)

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL (KW) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

FORMATO 2ANÁLISIS GENERAL DE LA DEMANDA DE LAS LOCALIDADES (ALFONSO UGARTE)






0.25 final


AÑOS

UNIDADES 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
















TCfc (%) TCce (%)






Factor de carga 0.1400 0.1441 0.1484 0.1527 0.1572 0.1618 0.1666 0.1715 0.1765 0.1817 0.1871 0.1926 0.1983 0.2041 0.2101 0.2163 0.2226 0.2292 0.2359 0.2429 0.2500


3429 8123 15633 24207 34207Resumen


0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL (KW) 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 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL (KW) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

FORMATO 2ANÁLISIS GENERAL DE LA DEMANDA DE LAS LOCALIDADES (COPAL)




Número de habitantes por abonado 5Porcentaje de abonados comerciales 3.7%Porcentaje de abonados de pequeños industriales 0.0%

Porcentaje de abonados de cargas de uso general 0.0%


0.25 final


AÑOS

UNIDADES 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20





















Factor de carga 0.1400 0.1441 0.1484 0.1527 0.1572 0.1618 0.1666 0.1715 0.1765 0.1817 0.1871 0.1926 0.1983 0.2041 0.2101 0.2163 0.2226 0.2292 0.2359 0.2429 0.2500


523 1890 3977 6444 9314Resumen


0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL (KW) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TCfc (%) TCce (%)


0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL (KW) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

FORMATO 2ANÁLISIS GENERAL DE LA DEMANDA DE LAS LOCALIDADES (SAN MIGUEL DE SHANUSI)






0.25 final


AÑOS

UNIDADES 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20











TCfc (%) TCce (%)











Factor de carga 0.1400 0.1441 0.1484 0.1527 0.1572 0.1618 0.1666 0.1715 0.1765 0.1817 0.1871 0.1926 0.1983 0.2041 0.2101 0.2163 0.2226 0.2292 0.2359 0.2429 0.2500


631 2225 4675 7543 10935Resumen


0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL (KW) 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 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL (KW) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

FORMATO 2ANÁLISIS GENERAL DE LA DEMANDA DE LAS LOCALIDADES (SAN HILARIÓN)






0.25 final


AÑOS

UNIDADES 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20





















Factor de carga 0.1400 0.1441 0.1484 0.1527 0.1572 0.1618 0.1666 0.1715 0.1765 0.1817 0.1871 0.1926 0.1983 0.2041 0.2101 0.2163 0.2226 0.2292 0.2359 0.2429 0.2500


571 1705 3590 5708 8180Resumen


0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TCfc (%) TCce (%)

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL (KW) 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 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL (KW) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

FORMATO 2ANÁLISIS GENERAL DE LA DEMANDA DE LAS LOCALIDADES (PINTUYAQUILLO)






0.25 final


AÑOS

UNIDADES 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20






TCfc (%) TCce (%)
















Factor de carga 0.1400 0.1441 0.1484 0.1527 0.1572 0.1618 0.1666 0.1715 0.1765 0.1817 0.1871 0.1926 0.1983 0.2041 0.2101 0.2163 0.2226 0.2292 0.2359 0.2429 0.2500


987 3317 6969 11192 16190Resumen


0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL (KW) 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 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL (KW) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

FORMATO 2ANÁLISIS GENERAL DE LA DEMANDA DE LAS LOCALIDADES (PINTUYACU)






0.25 final


AÑOS

UNIDADES 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20





















Factor de carga 0.1400 0.1441 0.1484 0.1527 0.1572 0.1618 0.1666 0.1715 0.1765 0.1817 0.1871 0.1926 0.1983 0.2041 0.2101 0.2163 0.2226 0.2292 0.2359 0.2429 0.2500


858 2782 5847 9360 13527Resumen


0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TCfc (%) TCce (%)

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL (KW) 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 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL (KW) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

FORMATO 2ANÁLISIS GENERAL DE LA DEMANDA DE LAS LOCALIDADES (NUEVO LAMAS)






0.25 final


AÑOS

UNIDADES 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

TCfc (%) TCce (%)





















Factor de carga 0.1400 0.1441 0.1484 0.1527 0.1572 0.1618 0.1666 0.1715 0.1765 0.1817 0.1871 0.1926 0.1983 0.2041 0.2101 0.2163 0.2226 0.2292 0.2359 0.2429 0.2500


2287 4605 8221 12368 17250Resumen


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TOTAL (KW) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


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1.027451 1.0229008 1.0242537 1.0273224 1.0212766 1.0243056 1.02372881.05 1.0238095 1.0465116 1 1.0222222 1 1

1 1 1 1 1 1 11.0149254 1 1.0294118 1.0285714 1.0277778 1.0405405 1.0129871.0225989 1.0276243 1.0215054 1.0263158 1.0205128 1.0251256 1.0147059

FORMATO Nº 04BALANCE DE OFERTA Y DEMANDA DEL MERCADO ELÉCTRICO REGIONAL

ALTERNATIVA Nº 01PERIODO 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

9,000 9,000 9,000 9,000 9,000 9,000 9,000 9,000 9,000 9,000 9,000 9,000 9,000 9,000 9,000 9,000 9,000 9,000 9,000 9,000 9,000

4,350 4,459 4,568 4,676 4,785 4,894 5,003 5,111 5,220 5,329 5,438 5,546 5,655 5,764 5,873 5,981 6,090 6,199 6,308 6,416 6,525

1,247 1,278 1,309 1,340 1,371 1,402 1,433 1,465 1,496 1,527 1,558 1,589 1,620 1,652 1,683 1,714 1,745 1,776 1,807 1,839 1,870

108 115 116 117 116 117 117 119 119 121 121 122 123 123 124 125 126 127 128 128 129

SUPERAVIT O DEFICIT (kW) 3,296 3,149 3,008 2,867 2,728 2,587 2,447 2,305 2,165 2,023 1,883 1,743 1,602 1,461 1,320 1,180 1,039 898 757 617 477

Oferta de Potencia de la Subestación del Pongo de Caynarachi 60/33/10KV (kW)

Demanda de Potencia de Yurimaguas y Pomgo de Caynarachi en 33KV (kW)

Demanda de cargas en el tramo de la línea Pongo de Caynarachi-Yurimaguas (kW)

Demanda de potencia del proyecto (kW)

FORMATO 5COSTOS INCREMENTALES - ALTERNATIVA 1

A precios privados

RUBRO PERIODO0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

A) COSTOS DE INVERSION1. Intangibles 155,153.67a.-EstudioDefinitivo 70,000.00b.-D.I.A 15,000.00c.-CIRA 2,016,229.50 15,000.00d.-Indemnización de Servidumbre 55,153.672. Inversión en Activos Fijos (Línea Primaria) 452,985.26a.-Suministro de Materiales Nacionales 244,293.51b.-Mano de Obra 173,329.60 Calificada 51,998.88 No Calificada 121,330.72c.-Transporte 35,362.153. Inversión en Activos Fijos (Red Primaria) 159,249.82a.-Suministro de Materiales Nacionales 113,545.11b.-Mano de Obra 34,916.48 Calificada 10,474.94 No Calificada 24,441.54c.-Transporte 10,788.234. Inversión en Activos Fijos (Red secundaria y A. 591,606.28a.-Suministro de Materiales Nacionales 268,145.49b.-Mano de Obra 288,635.16 Calificada 86,590.55 No Calificada 202,044.61c.-Transporte 34,825.634.COSTO DIRECTO 1,203,841.365. Gastos Generales (12.8832245% C.D.) 155,093.596. Utilidades (8% C.D) 96,307.317. Supervisión 143,241.348.Costo Total de Obra 1,753,637.279.I.G.V(18%)10.Costo Total del Proyecto 1,753,637.27Sub total costos de inversión 1,753,637.27

B) COSTOS DE OPERACION YMANTENIMIENTO1. Compra de energía(Generación) 25,059.34 26,058.71 27,005.36 27,616.62 28,672.14 29,507.38 30,848.95 31,729.82 33,350.61 34,363.58 35,471.72 36,747.85 38,036.81 39,545.59 40,916.68 42,480.11 44,033.96 45,526.11 47,134.70 48,616.802. Otros costos de operación y mantenimiento 26,990.12 26,990.12 26,990.12 26,990.12 26,990.12 26,990.12 26,990.12 26,990.12 26,990.12 26,990.12 26,990.12 26,990.12 26,990.12 26,990.12 26,990.12 26,990.12 26,990.12 26,990.12 26,990.12 26,990.12

C) TOTAL COSTOS CON PROYECTO 1,753,637.27 52,049.46 53,048.83 53,995.48 54,606.75 55,662.27 56,497.50 57,839.08 58,719.94 60,340.73 61,353.70 62,461.84 63,737.98 65,026.94 66,535.72 67,906.80 69,470.24 71,024.09 72,516.23 74,124.82 75,606.92(A + B)

D) COSTOS DE OPERACIÓN Y 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00MANTENIMIENTO SIN PROYECTO

E) TOTAL COSTOS INCREMENTALES(C - D) 1,753,637.27 52,049.46 53,048.83 53,995.48 54,606.75 55,662.27 56,497.50 57,839.08 58,719.94 60,340.73 61,353.70 62,461.84 63,737.98 65,026.94 66,535.72 67,906.80 69,470.24 71,024.09 72,516.23 74,124.82 75,606.92

OBSERVACIONES

Variables importantes PERIODO0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

1. Tarifa de compra de energía (US$/KWh) 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.062. Tipo de cambio (S/. /US$) 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.043. Tarifa de compra de energía (S/. /KWh) 0.17 0.17 0.17 0.17 0.17 0.17 0.17 0.17 0.17 0.17 0.17 0.17 0.17 0.17 0.17 0.17 0.17 0.17 0.17 0.17 0.17

4. Porcentaje de costos de O y M 1.90% 1.90% 1.90% 1.90% 1.90% 1.90% 1.90% 1.90% 1.90% 1.90% 1.90% 1.90% 1.90% 1.90% 1.90% 1.90% 1.90% 1.90% 1.90% 1.90% 1.90%

FORMATO 5COSTOS INCREMENTALES - ALTERNATIVA 2

A precios privados

RUBRO PERIODO0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

A) COSTOS DE INVERSION1. Intangibles #REF!a.-EstudioDefinitivo (5% C.D) #REF!b.-D.I.A (1,5% C.D) #REF!c.-CIRA (1% C.D) #REF!d.-Indemnización de Servidumbre 0.002. Inversión en Activos (Pequeñas Centrales) #REF! #REF!a.-Suministro de Materiales Nacionales #REF! #REF!b.-Mano de Obra #REF! #REF! Calificada #REF! #REF! No Calificada #REF! #REF!c.-Transporte #REF! #REF!3. Inversión en Activos (R.S., A.D., A.P.) 764,045.41a.-Suministro de Materiales Nacionales 362,991.57b.-Mano de Obra 287,433.76 Calificada 86,230.13 No Calificada 201,203.63c.-Transporte 113,620.084.COSTODIRECTO #REF! #REF!5. Gastos Generales (10% C.D) #REF! #REF!6. Utilidades (6% C.D) #REF! #REF!7. Supervisión (3,5% C.D) #REF! #REF!8.Capacitación (0,5% C.D) #REF! #REF!9.Costo Total deObra #REF! #REF!10.I.G.V (18%) #REF! #REF!11.Costo Total del Proyecto #REF! #REF!Sub total costos de inversión #REF! #REF!

B) COSTOS DE OPERACION YMANTENIMIENTO1. Producción de Energía (Generación) ### 313,073.09 ### ### ### 322,743.75 326,505.75 ### ### 336,361.36 ### ### ### ### ### ### ### ### ### 376,329.842. Otros costos de operación y mantenimiento #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF!

C) TOTAL COSTOS CON PROYECTO #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF!(A + B)


E) TOTAL COSTOS INCREMENTALES(C - D) #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF!

OBSERVACIONES




La Energía producida por los grupos electrógenos se considera como energía que ingresa al sistema. Costo de consumo de combustible=(Energía KWH / 25 KWH)xPrecio de galón de combustible. El costo del galón de combustible es de S/. 11.0 puesto en la central(1 US$=S/.2,85).El costo de lubricantes y filtros es el 10% del costo del combustible. Un (01) operador tiene un costo de S/. 1000.00 mensual (Incluye beneficios), se requieren dos (02).

Costo de combustible anual (E/25)*11,0 63,882.44 66,430.08 68,843.33 70,401.59 73,092.37 75,221.59 78,641.60 80,887.14 85,018.93 87,601.24 90,426.16 93,679.35 96,965.22 ### ### ### ### ### ### 123,936.21Costo de lub. Y filtros anual 0,10*CCA 6,388.24 6,643.01 6,884.33 7,040.16 7,309.24 7,522.16 7,864.16 8,088.71 8,501.89 8,760.12 9,042.62 9,367.93 9,696.52 10,081.15 10,430.67 10,829.23 11,225.34 11,605.73 12,015.80 12,393.62Operador anual 1000*2*12*10 ### 240,000.00 ### ### ### 240,000.00 240,000.00 ### ### 240,000.00 ### ### ### ### ### ### ### ### ### 240,000.00Producción de Energía (Generación) ### 313,073.09 ### ### ### 322,743.75 326,505.75 ### ### 336,361.36 ### ### ### ### ### ### ### ### ### 376,329.84

FORMATO 5-ACOSTOS INCREMENTALES - ALTERNATIVA 1

A precios Sociales

RUBRO PERIODOF.C 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

A) COSTOS DE INVERSION1. Intangibles 128,917.18a.- Estudio Definitivo 0.8309 58,163.00b.- D.I.A 0.8309 12,463.50c.- CIRA 0.8309 12,463.50d.-Indemnización de Servidumbre 0.8309 45,827.182. Inversión en Activos Fijos (Línea primaria) 376,385.45a.-Suministro de Materiales Nacionales 0.8309 202,983.48b.-Mano de Obra 144,019.56 Calificada 0.8309 43,205.87 No Calificada 0.8309 100,813.70c.-Transporte 0.8309 29,382.413. Inversión en Activos Fijos (Red primaria) 132,320.68a.-Suministro de Materiales Nacionales 0.8309 94,344.63b.-Mano de Obra 29,012.10 Calificada 0.8309 8,703.63 No Calificada 0.8309 20,308.47c.-Transporte 0.8309 8,963.944. Inversión en Activos Fijos (Red secundaria y A.D.) 491,565.66a.-Suministro de Materiales Nacionales 0.8309 222,802.09b.-Mano de Obra 239,826.95 Calificada 0.8309 71,948.09 No Calificada 0.8309 167,878.87c.-Transporte 0.8309 28,936.624.COSTODIRECTO 1,000,271.795. Gastos Generales 128,867.266. Utilidades (8% C.D) 80,021.747. Supervisión 119,019.239.Costo Total de Obra 1,457,097.2110.I.G.V(18%)11.Costo Total del Proyecto 1,457,097.21Sub total costos de inversión 1,457,097.21

B) COSTOS DE OPERACION YMANTENIMIENTO1. Compra de energía(Generación) 0.8475 21,237.79 22,084.76 22,887.04 23,405.09 24,299.64 25,007.50 26,144.49 26,891.02 28,264.64 29,123.13 30,062.28 31,143.80 32,236.20 33,514.89 34,676.89 36,001.90 37,318.78 38,583.38 39,946.66 41,202.742. Otros costos de operación y mantenimiento 0.8475 19,006.11 19,006.11 19,006.11 19,006.11 19,006.11 19,006.11 19,006.11 19,006.11 19,006.11 19,006.11 19,006.11 19,006.11 19,006.11 19,006.11 19,006.11 19,006.11 19,006.11 19,006.11 19,006.11 19,006.11

C) TOTAL COSTOS CON PROYECTO 1,457,097.21 40,243.90 41,090.87 41,893.16 42,411.20 43,305.76 44,013.62 45,150.60 45,897.14 47,270.75 48,129.24 49,068.39 50,149.92 51,242.31 52,521.01 53,683.00 55,008.01 56,324.90 57,589.49 58,952.77 60,208.85(A + B)

D) COSTOS DE OPERACIÓN Y 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

E) TOTAL COSTOS INCREMENTALES(C - D) 1,457,097.21 40,243.90 41,090.87 41,893.16 42,411.20 43,305.76 44,013.62 45,150.60 45,897.14 47,270.75 48,129.24 49,068.39 50,149.92 51,242.31 52,521.01 53,683.00 55,008.01 56,324.90 57,589.49 58,952.77 60,208.85

OBSERVACIONES



4. Porcentaje de costos de O y M 1.90% 1.90% 1.90% 1.90% 1.90% 1.90% 1.90% 1.90% 1.90% 1.90% 1.90% 1.90% 1.90% 1.90% 1.90% 1.90% 1.90% 1.90% 1.90% 1.90% 1.90%MANTENIMIENTO SIN PROYECTO

FORMATO 5-ACOSTOS INCREMENTALES - ALTERNATIVA 2

A precios Sociales

RUBRO PERIODOF.C 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

A) COSTOS DE INVERSION1. Intangibles #REF!a.-EstudioDefinitivo 0.8309 #REF!b.-D.I.A 0.8309 #REF!c.-CIRA 0.8309 #REF!d.-Indemnización de Servidumbre 0.8309 0.002. Inversión en Activos Fijos (PequeñasCentrales) #REF! #REF!a.-Suministro de Materiales Nacionales 0.8309 #REF! #REF!b.-Mano de Obra #REF! #REF! Calificada 0.8309 #REF! #REF! No Calificada 0.8309 #REF! #REF!c.-Transporte 0.8309 #REF! #REF!3. Inversión en Activos Fijos (R.S., A.D., A.P.) 634,845.33a.-Suministro de Materiales Nacionales 0.8309 301,609.70b.-Mano de Obra 238,828.71 Calificada 0.8309 71,648.61 No Calificada 0.8309 167,180.10c.-Transporte 0.8309 94,406.924.COSTODIRECTO #REF! #REF!5. Gastos Generales (10%C.D) #REF! #REF!6. Utilidades (6%C.D) #REF! #REF!7. Supervisión (3,5% CD) #REF! #REF!8.Capacitación (0,5% CD) #REF! #REF!9.Costo Total de Obra #REF! #REF!10.I.G.V(18%) #REF! #REF!11.Costo Total del Proyecto #REF! #REF!Sub total costos de inversión #REF! #REF!

B) COSTOS DE OPERACION YMANTENIMIENTO1. Producción de Energía (Generación) 0.8475 262,954.40 ### ### ### ### ### ### ### ### 285,066.25 ### ### ### ### ### ### ### ### ### ###2. Otros costos de operación y mantenimiento 0.8475 #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF!

C) TOTAL COSTOS CON PROYECTO #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF!(A + B)


E) TOTAL COSTOS INCREMENTALES(C - D) #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF!

OBSERVACIONES




La Energía producida por los grupos electrógenos se considera como energía que ingresa al sistema. Costo de consumo de combustible=(Energía KWH / 25 KWH)xPrecio de galón de combustible. El costo del galón de combustible es de S/. 11.00 puesto en la central(1 US$=S/. 2,85). El costo de lubricantes y filtros es el 10% del costo del combustible. Un (01) operador tiene un costo de S/. 1000.00 mensual (Incluye beneficios), se requieren dos (02).

Costo de combustible anual (E/25)*11,0 63,882.44 66,430.08 68,843.33 70,401.59 73,092.37 75,221.59 78,641.60 80,887.14 85,018.93 87,601.24 90,426.16 93,679.35 96,965.22 ### ### ### ### ### ### ###Costo de lub. Y filtros anual 0,10*CCA 6,388.24 6,643.01 6,884.33 7,040.16 7,309.24 7,522.16 7,864.16 8,088.71 8,501.89 8,760.12 9,042.62 9,367.93 9,696.52 10,081.15 10,430.67 10,829.23 11,225.34 11,605.73 12,015.80 12,393.62Operador anual 1000*2*12*10 240,000.00 ### ### ### ### ### ### ### ### 240,000.00 ### ### ### ### ### ### ### ### ### ###Producción de Energía (Generación) 310,270.68 ### ### ### ### ### ### ### ### 336,361.36 ### ### ### ### ### ### ### ### ### ###

FORMATO 6BENEFICIOS INCREMENTALES - ALTERNATIVA 1

(A precios privados)(Nuevos Soles)

PERIODO0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

1.- Situación con ProyectoIngreso por cargo fijo (BT5) 27,035.37 27,795.89 28,507.69 28,884.55 29,617.23 30,203.40 31,186.98 31,710.35 32,819.38 33,405.55 34,138.23 34,975.65 35,757.05 36,754.72 37,557.17 38,512.90 39,496.82 40,341.03 41,283.02 45,852.48Venta de energía Uso domestico 47,291.21 49,427.84 51,620.73 53,223.64 55,522.49 57,613.93 60,301.33 62,370.04 65,330.69 67,657.92 70,332.33 73,369.07 76,186.20 79,530.03 82,652.95 86,012.12 89,775.97 93,153.07 96,943.89 100,832.16Venta de energía Uso Comercial 7,645.93 8,011.02 8,139.20 8,269.42 8,401.73 8,536.16 9,461.17 9,612.55 10,580.21 10,749.50 10,921.49 11,096.23 11,562.84 12,335.24 12,831.00 13,642.64 13,860.92 14,395.64 14,625.97 14,859.99Venta de energía pequeño industrial 4,611.93 4,685.72 4,760.69 4,836.86 4,914.25 4,992.88 5,072.76 5,153.93 5,236.39 5,320.17 5,405.29 5,491.78 5,579.65 5,668.92 5,759.62 5,851.78 5,945.41 6,040.53 6,137.18 6,235.38Venta de energía cargas de uso general 4,536.74 4,701.52 4,870.41 4,948.33 5,220.87 5,402.63 5,588.88 5,779.70 6,284.26 6,489.47 6,805.99 7,022.93 7,354.85 7,584.05 7,705.40 8,058.94 8,421.82 8,794.26 9,297.19 9,568.62Venta de energía alumbrado público 19,267.71 19,851.58 20,435.45 20,581.41 21,311.25 21,603.19 22,187.06 22,624.96 23,500.76 24,084.63 24,522.53 25,252.37 25,836.24 26,420.11 27,149.95 27,733.82 28,463.66 29,047.53 29,777.36 30,215.27Sub-total ventas de energía 110,388.89 114,473.56 118,334.15 120,744.22 124,987.82 128,352.19 133,798.18 137,251.53 143,751.69 147,707.25 152,125.87 157,208.03 162,276.83 168,293.08 173,656.09 179,812.19 185,964.60 191,772.06 198,064.62 207,563.892.- Situación sin Proyecto Beneficios sin proyecto 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

3.- Beneficios Incrementales (1)-(2)

Total ventas de energía 110,388.89 114,473.56 118,334.15 120,744.22 124,987.82 128,352.19 133,798.18 137,251.53 143,751.69 147,707.25 152,125.87 157,208.03 162,276.83 168,293.08 173,656.09 179,812.19 185,964.60 191,772.06 198,064.62 207,563.89

Variables importantesPERIODO

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

1. Tarifa de venta de energía (US$) 0.21 0.21 0.21 0.21 0.21 0.21 0.21 0.21 0.21 0.21 0.21 0.21 0.21 0.21 0.21 0.21 0.21 0.21 0.21 0.21 0.212. Tipo de cambio ( S/. US$) 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.043. Tarifa de venta de energía (S/kw-h) 0.638 0.64 0.64 0.64 0.64 0.64 0.64 0.64 0.64 0.64 0.64 0.64 0.64 0.64 0.64 0.64 0.64 0.64 0.64 0.64 0.644. Período de depreciación (años) 20.005. Tasa de impuesto a la renta 0.306.Cargo fijo mensual (US$/cliente) 1.72 1.72 1.72 1.72 1.72 1.72 1.72 1.72 1.72 1.72 1.72 1.72 1.72 1.72 1.72 1.72 1.72 1.72 1.72 1.72 1.72

Estado de pérdidas y gananciasPERIODO

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

1. Total ventas de energía 110,388.89 114,473.56 118,334.15 120,744.22 124,987.82 128,352.19 133,798.18 137,251.53 143,751.69 147,707.25 152,125.87 157,208.03 162,276.83 168,293.08 173,656.09 179,812.19 185,964.60 191,772.06 198,064.62 207,563.892. Compra de energía -25,059.34 -26,058.71 -27,005.36 -27,616.62 -28,672.14 -29,507.38 -30,848.95 -31,729.82 -33,350.61 -34,363.58 -35,471.72 -36,747.85 -38,036.81 -39,545.59 -40,916.68 -42,480.11 -44,033.96 -45,526.11 -47,134.70 -48,616.803. Otros costos de operación y mant. -26,990.12 -26,990.12 -26,990.12 -26,990.12 -26,990.12 -26,990.12 -26,990.12 -26,990.12 -26,990.12 -26,990.12 -26,990.12 -26,990.12 -26,990.12 -26,990.12 -26,990.12 -26,990.12 -26,990.12 -26,990.12 -26,990.12 -26,990.124. Depreciación -60,192.07 -60,192.07 -60,192.07 -60,192.07 -60,192.07 -60,192.07 -60,192.07 -60,192.07 -60,192.07 -60,192.07 -60,192.07 -60,192.07 -60,192.07 -60,192.07 -60,192.07 -60,192.07 -60,192.07 -60,192.07 -60,192.07 -60,192.075. Utilidad antes de impuestos -1,852.64 1,232.66 4,146.60 5,945.41 9,133.49 11,662.62 15,767.03 18,339.51 23,218.89 26,161.48 29,471.96 33,277.99 37,057.83 41,565.29 45,557.22 50,149.89 54,748.45 59,063.76 63,747.72 71,764.906. Impuesto a la renta 0.00 369.80 1,243.98 1,783.62 2,740.05 3,498.79 4,730.11 5,501.85 6,965.67 7,848.44 8,841.59 9,983.40 11,117.35 12,469.59 13,667.17 15,044.97 16,424.53 17,719.13 19,124.32 21,529.47

87,681.86

FORMATO 6BENEFICIOS INCREMENTALES - ALTERNATIVA 2


PERIODO0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

1.- Situación con ProyectoIngreso por cargo fijo 27,035.37 27,795.89 28,507.69 28,884.55 29,617.23 30,203.40 31,186.98 31,710.35 32,819.38 33,405.55 34,138.23 34,975.65 35,757.05 36,754.72 37,557.17 38,512.90 39,496.82 40,341.03 41,283.02 45,852.48Venta de energía domestica 47,291.21 49,427.84 51,620.73 53,223.64 55,522.49 57,613.93 60,301.33 62,370.04 65,330.69 67,657.92 70,332.33 73,369.07 76,186.20 79,530.03 82,652.95 86,012.12 89,775.97 93,153.07 96,943.89 100,832.16Venta de energía Uso Comercial 7,645.93 8,011.02 8,139.20 8,269.42 8,401.73 8,536.16 9,461.17 9,612.55 10,580.21 10,749.50 10,921.49 11,096.23 11,562.84 12,335.24 12,831.00 13,642.64 13,860.92 14,395.64 14,625.97 14,859.99Venta de energía pequeño industrial 4,611.93 4,685.72 4,760.69 4,836.86 4,914.25 4,992.88 5,072.76 5,153.93 5,236.39 5,320.17 5,405.29 5,491.78 5,579.65 5,668.92 5,759.62 5,851.78 5,945.41 6,040.53 6,137.18 6,235.38Venta de energía cargas uso general 4,536.74 4,701.52 4,870.41 4,948.33 5,220.87 5,402.63 5,588.88 5,779.70 6,284.26 6,489.47 6,805.99 7,022.93 7,354.85 7,584.05 7,705.40 8,058.94 8,421.82 8,794.26 9,297.19 9,568.62Venta de energía alumbrado público 19,267.71 19,851.58 20,435.45 20,581.41 21,311.25 21,603.19 22,187.06 22,624.96 23,500.76 24,084.63 24,522.53 25,252.37 25,836.24 26,420.11 27,149.95 27,733.82 28,463.66 29,047.53 29,777.36 30,215.27Sub-total ventas de energía 110,388.89 114,473.56 118,334.15 120,744.22 124,987.82 128,352.19 133,798.18 137,251.53 143,751.69 147,707.25 152,125.87 157,208.03 162,276.83 168,293.08 173,656.09 179,812.19 185,964.60 191,772.06 198,064.62 207,563.892.- Situación sin Proyecto Beneficios sin proyecto 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

3.- Beneficios Incrementales (1)-(2)

Total ventas de energía 110,388.89 114,473.56 118,334.15 120,744.22 124,987.82 128,352.19 133,798.18 137,251.53 143,751.69 147,707.25 152,125.87 157,208.03 162,276.83 168,293.08 173,656.09 179,812.19 185,964.60 191,772.06 198,064.62 207,563.89

Variables importantesPERIODO

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

1. Tarifa de venta de energía (US$) 0.21 0.21 0.21 0.21 0.21 0.21 0.21 0.21 0.21 0.21 0.21 0.21 0.21 0.21 0.21 0.21 0.21 0.21 0.21 0.21 0.212. Tipo de cambio ( S/. US$) 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.04 3.043. Tarifa de venta de energía (S/.) 0.638 0.64 0.64 0.64 0.64 0.64 0.64 0.64 0.64 0.64 0.64 0.64 0.64 0.64 0.64 0.64 0.64 0.64 0.64 0.64 0.644. Período de depreciación (años) 20.005. Tasa de impuesto a la renta 0.306.Cargo fijo mensual (US$/cliente) 1.72 1.72 1.72 1.72 1.72 1.72 1.72 1.72 1.72 1.72 1.72 1.72 1.72 1.72 1.72 1.72 1.72 1.72 1.72 1.72 1.72

Estado de pérdidas y gananciasPERIODO

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

1. Total ventas de energía 110,388.89 114,473.56 118,334.15 120,744.22 124,987.82 128,352.19 133,798.18 137,251.53 143,751.69 147,707.25 152,125.87 157,208.03 162,276.83 168,293.08 173,656.09 179,812.19 185,964.60 191,772.06 198,064.62 207,563.892. Producción de Energía -310,270.68 -313,073.09 -315,727.66 -317,441.75 -320,401.61 -322,743.75 -326,505.75 -328,975.86 -333,520.82 -336,361.36 -339,468.77 -343,047.28 -346,661.75 ### ### ### ### ### ### -376,329.843. Otros costos de operación y mant. #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF!4. Depreciación #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF!5. Utilidad antes de impuestos #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF!6. Impuesto a la renta #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF!

FORMATO 6-ABENEFICIOS INCREMENTALES - ALTERNATIVA 1

(A precios sociales)(Nuevos Soles)

Beneficios Totales Año 1 (*) Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20

1.- Situación con ProyectoBeneficio económico iluminación 200,302.37 205,936.97 211,210.61 214,002.76 219,431.09 223,774.01 231,061.25 234,938.81 243,155.50 247,498.42 252,926.76 259,131.11 264,920.41 272,312.04 278,257.30 285,338.28 292,628.04 298,882.70 305,861.80 339,716.47Voluntad de pago por radio y televisión 113,263.66 116,449.82 119,431.87 121,010.73 124,080.26 126,536.02 130,656.68 132,849.30 137,495.54 139,951.30 143,020.83 146,529.16 149,802.80 153,982.50 157,344.32 161,348.36 165,470.45 169,007.23 172,953.66 192,097.23Voluntad de pago por refrigeración 27,131.69 27,894.92 28,609.25 28,987.46 29,722.74 30,311.01 31,298.09 31,823.32 32,936.30 33,524.57 34,259.85 35,100.26 35,884.44 36,885.66 37,690.97 38,650.11 39,637.54 40,484.75 41,430.10 46,015.84Beneficio económico de otros usos 19,878.89 20,438.09 20,961.47 21,238.57 21,777.30 22,208.31 22,931.53 23,316.36 24,131.82 24,562.83 25,101.56 25,717.31 26,291.86 27,025.44 27,615.47 28,318.22 29,041.69 29,662.43 30,355.07 33,714.95Otros beneficios valorables 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00Sub total beneficios económicos 360,576.61 370,719.80 380,213.20 385,239.52 395,011.40 402,829.35 415,947.56 422,927.80 437,719.17 445,537.12 455,309.00 466,477.84 476,899.51 490,205.64 500,908.07 513,654.97 526,777.72 538,037.11 550,600.63 611,544.492.- Situación sin Proyecto Beneficio económico sin proyecto 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

3.- Beneficios Incrementales (1) - (2)Beneficios económicos incrementales 360,576.61 370,719.80 380,213.20 385,239.52 395,011.40 402,829.35 415,947.56 422,927.80 437,719.17 445,537.12 455,309.00 466,477.84 476,899.51 490,205.64 500,908.07 513,654.97 526,777.72 538,037.11 550,600.63 611,544.49

(*) Corresponde al primer año de generación de beneficios.

Variables importantes Valor Fuentes de información Debido a la antigüedad de los valores de NRECA se actualizan estos valores trayéndolos a precios del año 2011. La actualización de los valores a precios actuales,Impuesto 0.18 SUNAT requiere la utilización del IPC (Índice de Precios al consumidor), para lo cual se desarrolla un factor de aplicación.Tipo de cambio S/. US$ 3.04 Año 1999

F(Factor de variación) =IPC Feb. 2015

Beneficios por iluminación 102.50 US$/abonado NRECA IPC Dic. 1999

Beneficios por radio y televisión 57.96 US$/abonado NRECABeneficios por refrigeración 138.84 US$/abonado NRECA Con base en la información obtenida para dichos meses, de la base estadística del Banco Central de Reserva del Perú (BCRP), se obtiene el siguiente factorBeneficios por otros usos 10.17 US$/abonadoIndicador

F =117.200

Beneficio mensual por abonado dolares 25.79 US$/abonado 78.690Beneficio mensual por abonado soles 78.40 S/. /abonado

F = 1.489Consumo por iluminación 110.40 KWh/abonado NRECAConsumo por radio y televisión 64.80 KWh/abonado NRECAConsumo por refrigeración 162.00 KWh/abonado NRECAConsumo por otros usos 60.00 KWh/abonado NRECAConsumo anual por abonado domestico 397.20 KWh/abonado

Costos unitarios del KWH según voluntad de pago, en U$Región Iluminación R. Y Tv. RefrigeracióOtros usosSierra 1.38 0.93 - 0.18Selva 1.40 0.89 0.86 0.17Costa 0.92 1.38 0.86 0.18

FORMATO 7VALOR ACTUAL DE BENEFICIOS NETOS PARA LA ALTERNATIVA


Beneficios Netos Totales Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20

1.- Beneficios IncrementalesALTERNATIVA 1 0.00 110,388.89 114,473.56 118,334.15 120,744.22 124,987.82 128,352.19 133,798.18 137,251.53 143,751.69 147,707.25 152,125.87 157,208.03 162,276.83 168,293.08 173,656.09 179,812.19 185,964.60 191,772.06 198,064.62 207,563.89

2.- Costos IncrementalesALTERNATIVA 1 ### 52,049.46 53,048.83 53,995.48 54,606.75 55,662.27 56,497.50 57,839.08 58,719.94 60,340.73 61,353.70 62,461.84 63,737.98 65,026.94 66,535.72 67,906.80 69,470.24 71,024.09 72,516.23 74,124.82 75,606.92

3.- Beneficios Netos TotalesALTERNATIVA 1 ### 58,339.42 61,424.72 64,338.66 66,137.48 69,325.56 71,854.69 75,959.10 78,531.58 83,410.96 86,353.55 89,664.03 93,470.06 97,249.90 101,757.36 105,749.29 110,341.96 114,940.51 119,255.83 123,939.79 131,956.97

TASA DE DESCUENTO 12.00%…

ALTERNATIVAS A-1 A-2VAN (12%) ### 0.00TIR 0.00 Err:523

NA NAB/C 1.02 #DIV/0!

FORMATO 7-AVALOR ACTUAL DE BENEFICIOS NETOS PARA CADA ALTERNATIVA

(A precios sociales)(Nuevos Soles)

Beneficios Netos Totales Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20

1.- Beneficios IncrementalesALTERNATIVA 1 0.00 360,576.61 370,719.80 380,213.20 385,239.52 395,011.40 402,829.35 415,947.56 422,927.80 437,719.17 445,537.12 455,309.00 466,477.84 476,899.51 490,205.64 500,908.07 513,654.97 526,777.72 538,037.11 550,600.63 611,544.49

2.- Costos IncrementalesALTERNATIVA 1 1,457,097.21 40,243.90 41,090.87 41,893.16 42,411.20 43,305.76 44,013.62 45,150.60 45,897.14 47,270.75 48,129.24 49,068.39 50,149.92 51,242.31 52,521.01 53,683.00 55,008.01 56,324.90 57,589.49 58,952.77 60,208.85

3.- Beneficios Netos TotalesALTERNATIVA 1 ### 320,332.71 329,628.93 338,320.04 342,828.32 351,705.64 358,815.74 370,796.96 377,030.66 390,448.41 397,407.88 406,240.61 416,327.92 425,657.20 437,684.64 447,225.07 458,646.96 470,452.83 480,447.62 491,647.86 551,335.64

Tasa de descuento 10.00%…

ALTERNATIVAS A-1 A-2VAN (10%) 1,763,071.9 0.00TIR 23.94% Err:523B/C 3.75 #DIV/0!

FORMATO 8

ANÁLISIS DE SOSTENIBILIDAD DEL PROYECTO-ALTERNATIVA 1

(Alternativa 1)

1 La operación y mantenimiento de estas instalaciones del presente proyecto será de total responsabilidad de Electro Oriente S.A.

2 El financiamiento del proyecto sería a través de Recursos del Gobierno Regional de San Martin

3 Flujo de costos de operación y mantenimiento

FLUJO DE COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

COSTOS Y FUENTES AÑOS

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Compra de energía 25,059.34 26,058.71 27,005.36 27,616.62 28,672.14 29,507.38 30,848.95 31,729.82 33,350.61 34,363.58 35,471.72 36,747.85 38,036.81 39,545.59 40,916.68 42,480.11 44,033.96 45,526.11 47,134.70 48,616.80

Costos de Oper. Y Manten. 26,990.12 26,990.12 26,990.12 26,990.12 26,990.12 26,990.12 26,990.12 26,990.12 26,990.12 26,990.12 26,990.12 26,990.12 26,990.12 26,990.12 26,990.12 26,990.12 26,990.12 26,990.12 26,990.12 26,990.12

Impuesto a la renta 0.00 369.80 1,243.98 1,783.62 2,740.05 3,498.79 4,730.11 5,501.85 6,965.67 7,848.44 8,841.59 9,983.40 11,117.35 12,469.59 13,667.17 15,044.97 16,424.53 17,719.13 19,124.32 21,529.47

Tarifas o Cuotas 110,388.89 114,473.56 118,334.15 120,744.22 124,987.82 128,352.19 133,798.18 137,251.53 143,751.69 147,707.25 152,125.87 157,208.03 162,276.83 168,293.08 173,656.09 179,812.19 185,964.60 191,772.06 198,064.62 207,563.89

Aportes del Estado 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Cobertura 212% 214% 214% 214% 214% 214% 214% 214% 214% 213% 213% 213% 213% 213% 213% 213% 213% 213% 212% 214%

Indicadores - Sistema ConvencionalTasa de Descuento % 12%Valor Actual de los Costos Operativos (S/.) 1,279,579.57 Valor Actual de los Beneficios (S/.) 2,729,041.72 INDICE DE COBERTURA DURANTE EL PERIODO 213.3%

FORMATO 8

ANÁLISIS DE SOSTENIBILIDAD DEL PROYECTO-ALTERNATIVA 2

(Alternativa 2)

1 La operación y mantenimiento de estas instalaciones del presente proyecto será de total responsabilidad de Electro Oriente S.A.

2 El financiamiento del proyecto sería a través de Recursos del Gobierno Regional de San Martin

3 Flujo de costos de operación y mantenimiento

FLUJO DE COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

COSTOS Y FUENTES AÑOS

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Producción de Energía 310,270.68 313,073.09 315,727.66 317,441.75 320,401.61 322,743.75 326,505.75 328,975.86 333,520.82 336,361.36 339,468.77 343,047.28 346,661.75 350,892.63 354,737.38 359,121.52 363,478.78 367,663.02 372,173.79 376,329.84

Costos de Oper. Y Manten. #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF!

Impuesto a la renta #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF!

Tarifas o Cuotas 110,388.89 114,473.56 118,334.15 120,744.22 124,987.82 128,352.19 133,798.18 137,251.53 143,751.69 147,707.25 152,125.87 157,208.03 162,276.83 168,293.08 173,656.09 179,812.19 185,964.60 191,772.06 198,064.62 207,563.89

Aportes del Estado 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Cobertura #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF! #REF!

FORMATO 9ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD PRELIMINAR

(ALTERNATIVA 1)

1. Las principales variables son las siguientes:Variable 1 Beneficios: Energía Venta de EnergíaVariable 2 Costos: Inversión Incremento del monto de inversión

2. Realizando un reestimación de costos se obtiene los siguientes valores del VAN de las variables de costos y beneficios más importantes, señaladas en el punto anterior.

Variaciones porcentuales A precios privados A precios socialesen la variable 1 VAN TIR VAN TIR

0.20 -971,462.11 NA 2,485,639.52 29.11%0.10 -1,073,000.92 NA 2,124,355.69 26.54%0.00 -1,174,539.72 NA 1,763,071.85 23.94%-0.10 -1,276,078.53 NA 1,401,788.02 21.29%-0.20 -1,377,617.33 NA 1,040,504.18 18.58%


0.20 -1,525,267.18 NA 1,471,652.41 19.99%0.10 -1,349,903.45 NA 1,617,362.13 21.80%0.00 -1,174,539.72 NA 1,763,071.85 23.94%-0.10 -999,176.00 NA 1,908,781.57 26.52%-0.20 -823,812.27 NA 2,054,491.29 29.68%

FORMATO 9ANALISIS DE SENSIBILIDAD PRELIMINAR

(ALTERNATIVA 2)

1. Las principales variables son las siguientes:Variable 1 Beneficios: Energía Venta de EnergíaVariable 2 Costos: Inversión Incremento del monto de inversión

2. Realizando un reestimación de costos se obtiene los siguientes valores del VAN de las variables de costos y beneficios más importantes, señaladas en el punto anterior.


0.20 0.00 NA 0.00 Err:5230.10 0.00 NA 0.00 Err:5230.00 0.00 NA 0.00 Err:523-0.10 0.00 NA 0.00 Err:523-0.20 0.00 NA 0.00 N.A


0.20 0.00 NA 0.00 Err:5230.10 0.00 NA 0.00 Err:5230.00 0.00 NA 0.00 Err:523-0.10 0.00 NA 0.00 Err:523-0.20 0.00 NA 0.00 Err:523

Instituto Nacional de Estadistca e Informática - INEICenso Nacional 1993 - CPV 2005 a Nivel Distrital

Provincia Distritos Censo 1993 Censo 2005 Tasa Crec. Hab/VivPoblacion Viviendas Poblacion Viviendas ( i % )

Moyobamba

Moyobamba 38880 8199 58496 15316 3.46% 3.8 Calzada 3418 770 4371 1210 2.07% 3.6 La Habana 1259 293 1638 429 2.22% 3.8 Jepelacio 13568 2925 16723 4331 1.76% 3.9

Soritor 10959 2328 19878 5326 5.09% 3.7

Yantaló 1859 466 2858 786 3.65% 3.6

Fuente INEI Promedio 3.04% 4

PLAN DE ELECTRIFICACIÓN RURAL - MEM - REGION SAN MARTIN

Barra 22.9 KV Provincia Distrito LocalidadCenso 1993 Ecuesta de Campo 2007 Hab/Viv Tasa Crec. Hab/Viv Tasa Eval.

Habitantes viviendas Habitantes viviendas ( i % ) Asumida (2007-2027) ProyMoyobamba Moyobamba Flor del Mayo 312 62 670 130 5.00 5.61% 5 3.04%

Fuente INEI

ANEXO 7

COSTO DE 1Km DE LINEA PRIMARIA - SISTEMA TRIFASICO - AAAC 35 mm2


US$ US$

A.- Suministro de Materiales 7,229.91

1.00 Postes

1.01 Poste C.A.C. 13/300 UND 5.00 365.71 1,828.56

1.02 Poste C.A.C. 13/400 UND 2.00 382.40 764.80


2.01 Conductor AAAC 35 mm2 ML 3,150.00 0.61 1,936.36

3.00 Armados



3.03 Armado Anclaje - Angulo JGO 1.00 296.20 296.20


3.05 Armado de Seccionamiento JGO 0.50 1,134.12 567.06





B.- Montaje Electromecánico 4,097.81




1.03 Ing. De Detalle KM 1.00 98.11 98.11

1.04 Revisión, verificación en campo y monitoreo de KM 1.00 40.44 40.44


2.01 Poste C.A.C. 13/300 UND 5.00 142.41 712.05

2.02 Poste C.A.C. 13/400 UND 2.00 151.19 302.39



3.04 Conductor AAAC 25 mm2 ML 0.00 0.00 0.00













C.- Transporte de Materiales 496.60

1.00 Postes

1.01 Poste C.A.C. 13/300 UND 5.00 25.60 128.00

1.02 Poste C.A.C. 13/400 UND 2.00 26.77 53.54




3.00 Armados











ANEXO 7

COSTO DE 1Km DE RED PRIMARIA - SISTEMA TRIFASICO

ALTERNATIVA 1


US$ US$


1.00 Postes

1.01 Poste C.A.C. 13/300 UND 10.00 365.71 3,657.11

1.02 Poste C.A.C. 13/400 UND 4.00 382.40 1,529.59




3.00 Armados

3.01 Soporte Suspensión vertical JGO 10.00 175.54 1,755.40










1.02 Ing. De Detalle KM 1.00 98.11 98.11


2.01 Poste C.A.C. 13/300 UND 10.00 142.41 1,424.09

2.02 Poste C.A.C. 13/400 UND 4.00 151.19 604.77















1.00 Postes

1.01 Poste C.A.C. 13/300 UND 10.00 25.60 256.00

1.02 Poste C.A.C. 13/400 UND 4.00 26.77 107.08




3.00 Armados








COSTO TOTAL DE 1 KM DE RED PRIMARIA 16,390.13

ANEXO 7

COSTO DE 1Km DE LINEA PRIMARIA - SISTEMA BIFASICO - AAAC 35 mm2


US$ US$


1.00 Postes

1.01 Poste C.A.C. 12/200 UND 5.00 350.00 1,750.00

1.02 Poste C.A.C. 12/300 UND 2.00 373.33 746.66



3.00 Armados














1.03 Ing. De Detalle KM 1.00 98.10 98.10



2.01 Poste C.A.C. 12/200 UND 5.00 142.40 712.00

2.02 Poste C.A.C. 12/300 UND 2.00 151.19 302.38
















1.00 Postes

1.01 Poste C.A.C. 12/200 UND 5.00 24.50 122.50

1.02 Poste C.A.C. 12/300 UND 2.00 26.13 52.26



3.00 Armados











ANEXO 7

COSTO DE UNA SUBESTACION DE DISTRIBUCION TRIFASICAS

ALTERNATIVA 1

ITEM DESCRIPCION UNID CANT P.UNIT PARCIAL

US$ US$

A Suministro de Materiales 0.00

1.00 Subestación de Distribución

1.01 Subestación Monoposte de 10 KVA JGO 0.00 3,898.85 0.00




1.05 Subestación Monoposte de 37,5 KVA JGO 0.00 6,311.18 0.00



SUB TOTAL ITEM A.- US$ 0.00

B Montaje Electromecánico 0.00



1.02 Subestación Monoposte de 15 KVA JGO 0.00 1,336.85



1.05 Subestación Monoposte de 37,5 KVA JGO 0.00 1,336.85 0.00



SUB TOTAL ITEM B.- US$ 0.00



1.01 Subestación Monoposte de 10 KVA JGO 0.00 311.91 0.00

1.02 Subestación Monoposte de 15 KVA JGO 0.00 351.11



1.05 Subestación Monoposte de 37,5 KVA JGO 0.00 504.89 0.00



SUB TOTAL ITEM C.- US$ 0.00

COSTO TOTAL DE LAS SUBESTACIONES kVA 0.00 US$ 0.00

A Suministro de Materiales kVA 0.00 US$ 0.00

B Montaje Electromecánico kVA 0.00 US$ 0.00

C Transporte de Materiales kVA 0.00 US$ 0.00

ANEXO 7

COSTO UNITARIO DE 1KM DE RED SECUNDARIA

ITEM DESCRIPCION UNID CANT P. UNIT US$ TOTAL US$

A.- SUMINISTRO DE MATERIALES

1.00 POSTES DE CONCRETO ARMADO

1.01 POSTE CAC 8/200 UNID 16.00 133.50 2,136.00

1.02 POSTE CAC 8/300 UNID 7.00 149.54 1,046.77

2.00 CONDUCTORES ELECTRICOS

2.01 CONDUCTOR AMKA 3X25+16/25 ML 0.00 3.13 0.00




2.05 CONDUCTOR AMKA 1X16/25 ML 100.00 1.34 134.27

3.00 ARMADOS (INCL. CAJA DERIV. Y ACCES.)

3.01 ARMADO DE ALINEAMIENTO JGO 12.00 65.96 791.52

3.02 ARMADO DE ANCLAJE JGO 4.00 88.78 355.12

3.03 ARMADO DE FIN DE LINEA JGO 3.00 82.22 246.66

3.04 ARMADO DE ALIN. CON DERIVACION JGO 2.00 94.85 189.70

3.05 ARMADO DE ANCLAJE CON DERIVACION JGO 2.00 104.10 208.20

4.00 MATERIAL ELECTRICO ACCESORIO

4.01 RETENIDA DE ANCLAJE INCLINADA JGO 4.00 63.58 254.32

4.02 RETENIDA DE ANCLAJE VERTICAL JGO 1.00 79.95 79.95

4.03 EQUIPO DE PUESTA A TIERRA JGO 5.00 44.89 224.45


B.- MONTAJE ELECTROMECANICO

1.00 OBRAS PRELIMINARES

1.01 REPLANTEO TOPOGRAFICO GLB 1.00 165.51 165.51


2.01 POSTE CAC 8/200 UNID 16.00 41.01 656.16

2.02 POSTE CAC 8/300 UNID 7.00 45.73 320.11

















6.00 PRUEBAS Y PUESTA EN SERVICIO

6.01 PRUEBAS Y PUESTA EN SERVICIO GLB 1.00 177.83 177.83


C.- TRANSPORTE DE MATERIALES


1.01 POSTE CAC 8/200 UNID 16.00 9.35 149.52

1.02 POSTE CAC 8/300 UNID 7.00 10.47 73.27


















COSTO UNITARIO DE 1 Km de Red Secundaria 1Ø US$ 10,119.45

ANEXO 7

COSTO DE 1Km DE REFORZAMIENTO DE LINEA PRIMARIA 2Ø-3Ø

ALTERNATIVA 1


US$ US$


1.00 Postes

1.01 Poste C.A.C. 13/300 UND 0.00 386.55 0.00

1.02 Poste C.A.C. 13/400 UND 0.00 402.67 0.00


2.01 Conductor AAAC 70 mm2 ML 0.00 0.00




3.00 Armados












1.01 Desmontaje del Conductor AAAC 25 mm2 ML 2,100.00 0.33 693.00


1.03 Ing. De Detalle KM 1.00 98.11 98.11



2.01 Poste C.A.C. 13/300 UND 0.00 154.58 0.00

2.02 Poste C.A.C. 13/400 UND 0.00 158.06 0.00



















1.00 Postes

1.01 Poste C.A.C. 13/300 UND 0.00 38.65 0.00

1.02 Poste C.A.C. 13/400 UND 0.00 40.27 0.00






3.00 Armados











ANEXO 7

COSTO DE 1Km DE REFORZAMIENTO DE LINEA PRIMARIA 1Ø-3Ø

ALTERNATIVA 1


US$ US$


1.00 Postes

1.01 Poste C.A.C. 13/300 UND 0.00 386.55 0.00

1.02 Poste C.A.C. 13/400 UND 0.00 402.67 0.00






3.00 Armados












1.01 Desmontaje del Conductor AAAC 25 mm2 ML 1,050.00 0.33 346.50


1.03 Ing. De Detalle KM 1.00 98.11 98.11



2.01 Poste C.A.C. 13/300 UND 0.00 154.58 0.00

2.02 Poste C.A.C. 13/400 UND 0.00 158.06 0.00



















1.00 Postes

1.01 Poste C.A.C. 13/300 UND 0.00 38.65 0.00

1.02 Poste C.A.C. 13/400 UND 0.00 40.27 0.00






3.00 Armados











Servicio Particular 0.4 1.5 1

Factor de Simultaneidad 0.5 1 1Nº Localidad Nº Viviendas P Industria Uso General MD.

CE =0.4 KW CE =1.5 KW CE=1 KW KW

1 Sector Nº 01 14 0 1 3.8

2 Sector Nº 02 #REF! #REF! #REF! #REF!



Total #REF! #REF! #REF! #REF!

Alumbrado Público

Nº Localidad Usuarios f.s KALP CMAP NHMAP POT LAMP PI MD. AP

Total 1 kWh W KW

1 Sector Nº 01 15 1 3.3 49.5 360 60 2 0.12

2 Sector Nº 02 #REF! 1 3.3 #REF! 360 60 #REF! #REF!



Total #REF! 240 #REF! #REF!

Demanda Total

Nº Localidad MD MD. AP Max Cos Potencia

SP KW KW Demanda Ø KVA

1 Sector Nº 01 3.8 0.12 3.92 0.9 4.36 4.79

2 Sector Nº 02 #REF! #REF! #REF! 0.9 #REF! #REF!

3 Sector Nº 03 #REF! #REF! #REF! 0.9 #REF! #REF!

4 Sector Nº 04 #REF! #REF! #REF! 0.9 #REF! #REF!Total #REF! #REF! #REF! 0.9 #REF!

Potencia Transformadores (KVA)

Total

Nº Localidad Sistema SS.EE.

5 10 15 20 25 37.5 50 75

1 Sector Nº 01 1Ø 1 1 5.0

2 Sector Nº 02 1Ø 1 1 ###

3 Sector Nº 03 1Ø 1 1 ###

4 Sector Nº 04 1Ø 1 1 ###

Total 0 2 2 0 0 0 0 0 4

0 20 30 0 0 0 0 0

FORMATO 10MATRIZ DEL MARCO LOGICO PARA LA ALTERNATIVA SELECCIONADA

ALTERNATIVA Nº 1

Resúmen de objetivos Indicadores Medios de Verificación Supuestos

* Disminución del gasto mensual familiar. * Información estadística INEI

* Incremento de horas nocturnas en actividades productivas. * Información estadística MEM

FIN * Incremento en horas de estudio para los niños. * Registro de consumo de energía

de la empresa Electro-Oriente S.A.

* Con el proyecto se beneficiaran a 1873 habitantes, que hace * Oficina de información del MEM.

1. Crecimiento vegetativo dentro de los

un total de 407 nuevos usuarios de electricidad. indicadores previstos.

PROPÓSITO * Estadística de usuarios de la 2. Existencia del marco regulatorio que establ

de la empresa Electro-Oriente S.A. una tarifa eléctrica al alcance de la població

3. Implementación de fuentes de trabajo.

* Red Primaria 13,2/19 KV - Monofásico. infraestructura eléctrica .

* Subestaciones de distribución - Monofásico. esta tarea.

COMPONENTES red secundaria y alumbrado público. * Redes Secundarias 440/220V. al final de ejecutado el proyecto. 2. La capacidad de los sistemas fotovoltaicos

* Equipos de A. P. de 50 W. satisfaserá la demanda de los usuarios.

* Acometidas Domiciliarias.

● Costo de Intangibles: S/. 155,153.67

● Costo Directo S/. 1,203,841.36 * Los presupuestos requeridos se obtienen de

● Gastos Generales y utilidades: S/. 251,400.90 manera oportuna.

ACTIVIDADES ● Supervisión: S/. 143,241.34 * Intereses de las instituciones involucradas en

● I.G.V: S/. 0.00 la ejecución del proyecto.

● Total de Inversión: S/. 1,753,637.27 * Obtener el apoyo de la población a la ejecuci

● Operación y Mantenimiento: S/. 26,990.12 del proyecto.

Desarrollo socioeconómico y productivo de las localidades.

Estabilidad económica, política y legal del Gobierno Regional de San Martín.

Acceso de la población al servicio de energía eléctrica

* Informe de seguimiento y monitoreo de la construcción de la

1. El Gobierno Regional de San Martín será la

Entidad supervisora de la ejecución del proyecto. Está capacitada para realizar

* Disponibilidad de infraestructura eléctrica red primaria,

* Informe Técnico del MEM Y EE.OO

Registro contable de la entidad ejecutora del proyecto.

* Construcción de la línea y red primaria, red secundaria, acometida domiciliaria y equipos de alumbrado público.

* Preparación de personal y reorientar la gestión en proyectos de electrificación

ANEXO Nº 13 RESUMEN DE LA ENCUESTA DOMICILIARIA

Nombre del Proyecto :

Departamento : San Martín Provincia : Lamas Distrito : Caynarachi

ITE

M

Localidad

VIVIENDA SERVICIOS BASICOS SALUD Y EDUCACION

Com

erc

io

Uso

Gen

era

l

N°

de M

iem

bro

s

Pozo

Pil

eta

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Desa

gü

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Pu

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Boti

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Clu

b d

e M

ad

res

Casa

Ron

deri

l

Local

Com

un

al

Clu

b D

ep

ort

ivo

Igle

sias

1 Jorge Chávez 13 1 0 1 74 5 Madera - - x - x 1.00 - - - - - - 1.00 0.00 0.00

2 Carachamayoc 25 1 0 1 134 5 Madera - - x - x x 1.00 - 1.00 - - - - 1.00 - -

3 San Juan de Shanusi 60 3 1 2 299 5 Madera - - x - x x 2.00 1.00 - - - - - 1.00 - 2.00

4 Alfonso Ugarte 80 6 1 3 377 4 Madera - - x - x x 2.00 1.00 - - 1.00 - - 2.00 - 3.00

5 Copal 27 1 0 145 5 Madera - - x - x x 1.00 - - - - 1.00 - - - 1.00

6 San Miguel de Shanusi 30 1 0 1 224 7 Madera - - x - x x 2.00 - - - - - - 1.00 - 1.00

7 San Hilarion 19 2 0 1 92 4 Madera - - x - x 1.00 - - - - - - 1.00 - -

8 Pintuyaquillo 42 2 0 2 224 5 Madera - - x - x x 2.00 - - - - - - 2.00 - 3.00

9 Pintoyacu 34 2 0 2 167 5 Madera - - x - x x 1.00 - - - - - - 1.00 - 1.00

10 Nuevo Lamas 38 2 1 2 137 3 Madera - - x - x x 2.00 1.00 - - - - - 1.00 - 2.00

TOTAL 368 21 3 15 1873 15.00 3.00 1.00 - 1.00 1.00 - 11.00 - 13.00

Instalación del sistema de electrificación rural en 10 localidades de los valles del Shanusi y Pintuyacu, distrito de Caynarachi, provincia de Lamas, departamento de San Martín

Casa

-H

ab

itació

n

Peq

ueñ

a

Ind

ust

ria

Pers

on

as

/ V

ivie

nd

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Mate

rial

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n

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vas

Ten

en

cia

de

Gob

ern

ació

n

Ag

en

cia

M

un

icip

al

CRONOGRAMA VALORIZADO DE DESEMBOLSO PARA LA EJECUCIÓN DEL PROYECTO

PARTIDAS UNID CANT. TOTAL S/.MESES

TOTAL S/.1 2 3 4 5 6

1.- Intangibles

1.1.- Costos de Estudios Definitivos Gbl 0.00 70,000.00 28,000.00 42,000.00 70,000.00

1.2.- Declaración de Impacto Ambiental Gbl 0.00 15,000.00 6,000.00 9,000.00 15,000.00

1.3.- CIRA Glb 0.00 15,000.00 6,000.00 9,000.00 15,000.00

1.4.- Indemnización de Servidumbre Glb 1.00 55,153.67 55,153.67 55,153.67

2.1.- Suministro Gbl 1.00 244,293.51 97,717.40 73,288.05 73,288.05 244,293.51

2.2.- Montaje Gbl 1.00 173,329.60 51,998.88 51,998.88 69,331.84 173,329.60

2.3.- Transporte Gbl 1.00 35,362.15 17,681.07 17,681.07 35,362.15

2.1.- Suministro Gbl 1.00 113,545.11 45,418.04 34,063.53 34,063.53 113,545.11

2.2.- Montaje Gbl 1.00 34,916.48 10,474.94 10,474.94 13,966.59 34,916.48

2.3.- Transporte Gbl 1.00 10,788.23 5,394.12 5,394.12 10,788.23

3.1.- Suministro Gbl 1.00 268,145.49 107,258.20 80,443.65 80,443.65 268,145.49

3.2.- Montaje Gbl 1.00 288,635.16 57,727.03 57,727.03 173,181.10 288,635.16

3.3.- Transporte Gbl 1.00 34,825.63 17,412.81 17,412.81 34,825.63

4.- Costo Directo 1,203,841.36 0.00 0.00 250,393.64 348,484.09 348,484.09 256,479.53 1,203,841.36

5.- Gastos Generales C.D. 155,093.59 0.00 0.00 32,258.78 44,895.99 44,895.99 33,042.83 155,093.59

6.- Utilidad 8% C.D. 96,307.31 0.00 0.00 20,031.49 27,878.73 27,878.73 20,518.36 96,307.31

7.- Supervisión C.D. 143,241.34 35,810.34 35,810.34 35,810.34 35,810.34 143,241.34

8. Costo Total de Obras y Estudios 1,753,637.27 40,000.00 60,000.00 338,494.25 457,069.15 457,069.15 401,004.73 1,753,637.27

9.- Impuesto General a las Ventas C.T.O.E.

10.- Costo Total del Proyecto 1,753,637.27 40,000.00 60,000.00 338,494.25 457,069.15 457,069.15 401,004.73 1,753,637.27

2.- Linea, Red Primaria y Subestaciones de Distribución.


3.- Redes Secundarias, Conex. Domiciliarias y Eq. de A.P.

CRONOGRAMA DE EJECUCIÓN DEL PROYECTO

PARTIDAS UNID CANT. TOTAL S/.MESES

1 2 3 4 5 61.- Intangibles

1.1.- Estudios Definitivos Gbl 1.00

1.2.- Declaración de Impacto Ambiental Gbl 1.00

1.3.- CIRA Glb 1.00

1.4.- Indemnización de Servidumbre Glb 0.00

2.1.- Suministro Gbl 1.00

2.2.- Montaje Gbl 1.00

2.3.- Transporte Gbl 1.00

3.1.- Suministro Gbl 1.00

3.2.- Montaje Gbl 1.00

3.3.- Transporte Gbl 1.00


3.- Redes Secundarias, Conex. Domiciliarias y Eq. de A.P.

CRONOGRAMA VALORIZADO DE DESEMBOLSO PARA LA EJECUCIÓN DEL PROYECTO

PARTIDAS UNID CANT.MESES

TOTAL S/.1 2 3 4 5 6

183,081.33

Estudio Definitivo Gbl 1.00 33,040.00 49,560.00 82,600.00

Declaración de Impacto Ambiental Gbl 1.00 7,080.00 10,620.00 17,700.00

CIRA Glb 1.00 7,080.00 10,620.00 17,700.00

Indemnización de Servidumbre Glb 1.00 65,081.33 65,081.33

Suministro Gbl 1.00 295,464.50 221,598.37 221,598.37 0.00 738,661.25

Montaje Gbl 1.00 0.00 141,837.01 141,837.01 302,645.84 586,319.86

Transporte Gbl 1.00 0.00 47,775.85 47,775.85 0.00 95,551.69

Costo Directo 0.00 0.00 295,464.50 411,211.23 411,211.23 302,645.84 1,420,532.80

Gastos Generales y Utilidad 10% C.D. 0.00 0.00 61,702.52 85,874.17 85,874.17 63,202.21 296,653.06

Supervisión C.D. 0.00 0.00 42,256.20 42,256.20 42,256.20 42,256.20 169,024.78

Total 47,200.00 70,800.00 399,423.21 539,341.59 539,341.59 473,185.58 2,069,291.98

###

ANEXO 9EVALUACIÓN ECONÓMICA A PRECIOS PRIVADOS-ALTERNATIVA 1

INVERSIÓN Y COSTOS DE ENERGÍA MERCADO ELÉCTRICOInversión U$ 576,854.37 Clientes al inicio del análisis 407Comercialización de Energía Tasa de crecimiento de la Demanda 1.60%Precio de Compra U$/KWH 0.06 Consumo anual promedio 190.00 kwhPrecio de Venta U$/KWH 0.21 Factor de demanda 0.00Porcentaje de Pérdidas 10%Tasa de Cambio S/./U$ 3.04

COSTOS BENEFICIOS BENEFICIO Periodo de RecuperaciónAño Compra Ener.Compra Ener. Op.y Mant. Impuesto INVERSION Sin Proyecto TOTAL Venta de En. Venta de En.Sin Proyecto TOTAL NETO Años VNA

Base kwh S/. S/. S/. S/. S/. kwh S/. S/. S/. S/. S/.0 ### 1,753,637.27 0.00 -1,753,637.27 0.00 -1,753,637.271 145,187.36 25,059.34 26,990.12 0.00 0.00 52,049.46 130,668.62 110,388.89 0.00 110,388.89 58,339.42 1.00 -1,701,548.502 150,977.46 26,058.71 26,990.12 0.00 0.00 53,048.83 135,879.71 114,473.56 0.00 114,473.56 61,424.72 2.00 -1,652,581.093 156,462.11 27,005.36 26,990.12 0.00 0.00 53,995.48 140,815.90 118,334.15 0.00 118,334.15 64,338.66 3.00 -1,606,786.104 160,003.61 27,616.62 26,990.12 0.00 0.00 54,606.75 144,003.25 120,744.22 0.00 120,744.22 66,137.48 4.00 -1,564,754.535 166,119.03 28,672.14 26,990.12 0.00 0.00 55,662.27 149,507.13 124,987.82 0.00 124,987.82 69,325.56 5.00 -1,525,417.356 170,958.15 29,507.38 26,990.12 0.00 0.00 56,497.50 153,862.34 128,352.19 0.00 128,352.19 71,854.69 6.00 -1,489,013.537 178,730.90 30,848.95 26,990.12 0.00 0.00 57,839.08 160,857.81 133,798.18 0.00 133,798.18 75,959.10 7.00 -1,454,653.498 183,834.42 31,729.82 26,990.12 0.00 0.00 58,719.94 165,450.98 137,251.53 0.00 137,251.53 78,531.58 8.00 -1,422,935.909 193,224.84 33,350.61 26,990.12 0.00 0.00 60,340.73 173,902.35 143,751.69 0.00 143,751.69 83,410.96 9.00 -1,392,857.07

10 199,093.72 34,363.58 26,990.12 0.00 0.00 61,353.70 179,184.35 147,707.25 0.00 147,707.25 86,353.55 10.00 -1,365,053.5411 205,514.00 35,471.72 26,990.12 0.00 0.00 62,461.84 184,962.60 152,125.87 0.00 152,125.87 89,664.03 11.00 -1,339,277.2812 212,907.60 36,747.85 26,990.12 0.00 0.00 63,737.98 191,616.84 157,208.03 0.00 157,208.03 93,470.06 12.00 -1,315,285.8413 220,375.51 38,036.81 26,990.12 0.00 0.00 65,026.94 198,337.96 162,276.83 0.00 162,276.83 97,249.90 13.00 -1,292,998.6714 229,117.00 39,545.59 26,990.12 0.00 0.00 66,535.72 206,205.30 168,293.08 0.00 168,293.08 101,757.36 14.00 -1,272,177.1015 237,060.71 40,916.68 26,990.12 0.00 0.00 67,906.80 213,354.64 173,656.09 0.00 173,656.09 105,749.29 15.00 -1,252,857.1016 246,118.85 42,480.11 26,990.12 0.00 0.00 69,470.24 221,506.96 179,812.19 0.00 179,812.19 110,341.96 16.00 -1,234,857.9417 255,121.45 44,033.96 26,990.12 0.00 0.00 71,024.09 229,609.30 185,964.60 0.00 185,964.60 114,940.51 17.00 -1,218,117.5018 263,766.58 45,526.11 26,990.12 0.00 0.00 72,516.23 237,389.92 191,772.06 0.00 191,772.06 119,255.83 18.00 -1,202,609.5219 273,086.33 47,134.70 26,990.12 0.00 0.00 74,124.82 245,777.70 198,064.62 0.00 198,064.62 123,939.79 19.00 -1,188,219.2720 281,673.21 48,616.80 26,990.12 0.00 0.00 75,606.92 253,505.89 207,563.89 0.00 207,563.89 131,956.97 20.00 -1,174,539.72

TOTAL 3,006,162.58 TOTAL 3,056,526.73

TIR 0.00VAN -1,174,539.72B/C 1.02P. Recup.

ANEXO 9EVALUACIÓN ECONÓMICA A PRECIOS PRIVADOS-ALTERNATIVA 2

INVERSION Y COSTOS DE ENERGIA MERCADO ELECTRICOInversión U$ #REF! Clientes al inicio del analisis 407.00Comercialización de Energía Tasa de crecimiento de la Demanda 1.60%Precio de Compra U$/KWH 0.06 Consumo anual promedio 190.00 kwhPrecio de Venta U$/KWH 0.21 Factor de demanda 0.00Porcentaje de Pérdidas 10.00%Tasa de Cambio S/./U$ 3.04

COSTOS BENEFICIOS BENEFICIO Periodo de RecuperaciónAño Compra Ener.Compra Ener. Op.y Mant. Impuesto INVERSION Sin Proyecto TOTAL Venta de En. Venta de En.Sin Proyecto TOTAL NETO Años VNABase kwh S/. S/. S/. S/. S/. kwh S/. S/. S/. S/. S/.

0 #REF! #REF! 0.00 #REF! 0.00 #REF!1 145,187.36 310,270.68 #REF! 0.00 0.00 #REF! 130,668.62 110,388.89 0.00 110,388.89 #REF! 1.00 #REF!2 150,977.46 313,073.09 #REF! 0.00 0.00 #REF! 135,879.71 114,473.56 0.00 114,473.56 #REF! 2.00 #REF!3 156,462.11 315,727.66 #REF! 0.00 0.00 #REF! 140,815.90 118,334.15 0.00 118,334.15 #REF! 3.00 #REF!4 160,003.61 317,441.75 #REF! 0.00 0.00 #REF! 144,003.25 120,744.22 0.00 120,744.22 #REF! 4.00 #REF!5 166,119.03 320,401.61 #REF! 0.00 0.00 #REF! 149,507.13 124,987.82 0.00 124,987.82 #REF! 5.00 #REF!6 170,958.15 322,743.75 #REF! 0.00 0.00 #REF! 153,862.34 128,352.19 0.00 128,352.19 #REF! 6.00 #REF!7 178,730.90 326,505.75 #REF! 0.00 0.00 #REF! 160,857.81 133,798.18 0.00 133,798.18 #REF! 7.00 #REF!8 183,834.42 328,975.86 #REF! 0.00 0.00 #REF! 165,450.98 137,251.53 0.00 137,251.53 #REF! 8.00 #REF!9 193,224.84 333,520.82 #REF! 0.00 0.00 #REF! 173,902.35 143,751.69 0.00 143,751.69 #REF! 9.00 #REF!

10 199,093.72 336,361.36 #REF! 0.00 #REF! 0.00 #REF! 179,184.35 147,707.25 0.00 147,707.25 #REF! 10.00 #REF!11 205,514.00 339,468.77 #REF! 0.00 0.00 #REF! 184,962.60 152,125.87 0.00 152,125.87 #REF! 11.00 #REF!12 212,907.60 343,047.28 #REF! 0.00 0.00 #REF! 191,616.84 157,208.03 0.00 157,208.03 #REF! 12.00 #REF!13 220,375.51 346,661.75 #REF! 0.00 0.00 #REF! 198,337.96 162,276.83 0.00 162,276.83 #REF! 13.00 #REF!14 229,117.00 350,892.63 #REF! 0.00 0.00 #REF! 206,205.30 168,293.08 0.00 168,293.08 #REF! 14.00 #REF!15 237,060.71 354,737.38 #REF! 0.00 0.00 #REF! 213,354.64 173,656.09 0.00 173,656.09 #REF! 15.00 #REF!16 246,118.85 359,121.52 #REF! 0.00 0.00 #REF! 221,506.96 179,812.19 0.00 179,812.19 #REF! 16.00 #REF!17 255,121.45 363,478.78 #REF! 0.00 0.00 #REF! 229,609.30 185,964.60 0.00 185,964.60 #REF! 17.00 #REF!18 263,766.58 367,663.02 #REF! 0.00 0.00 #REF! 237,389.92 191,772.06 0.00 191,772.06 #REF! 18.00 #REF!19 273,086.33 372,173.79 #REF! 0.00 0.00 #REF! 245,777.70 198,064.62 0.00 198,064.62 #REF! 19.00 #REF!20 281,673.21 376,329.84 #REF! 0.00 0.00 #REF! 253,505.89 207,563.89 0.00 207,563.89 #REF! 20.00 #REF!

TOTAL #REF! TOTAL 3,056,526.73

TIR #REF!VAN #REF!B/C #REF!P. Recup.

ANEXO 9EVALUACIÓN ECONÓMICA A PRECIOS SOCIALES-ALTERNATIVA 1

INVERSION Y COSTOS DE ENERGIA MERCADO ELECTRICOInversión U$ 479,308.29 Clientes al inicio del analisis 407Comercialización de Energía Tasa de crecimiento de la Demanda 1.60%Precio de Compra U$/KWH 0.06 Consumo anual promedio iluminación 110.40 kwh/abPrecio de Venta otros usos U$/KWH 0.21 Consumo anual promedio Radio y Televis 64.80 kwh/abPrecio de Venta Iluminación U$/KWH 1.40 Consumo anual promedio Refrigeración 162.00 kwh/abPrecio de Venta Radio y Tv U$/KWH 0.89 Consumo anual promedio Otros usos. 60.00 kwh/abPrecio de Venta Refrigeración U$/KWH 0.86 Factor de demanda 0.00Porcentaje de Pérdidas 10.0%Tasa de Cambio S/./U$ 3.04

COSTOS BENEFICIOS BENEFICIO Periodo de RecuperaciónAño Compra Ener.Compra Ener.Op.y Mant. INVERSIONSin Proyecto TOTAL V.P. Ilumin. V.P. R. Y Tv. V.P. Refr. V.P. Ot. U. Otros Ing. Sin Proyecto TOTAL NETO Años VNABase kwh S/. S/. S/. S/. S/. S/. S/. S/. S/. S/. S/. S/. S/.

0 ### 1,457,097.21 0.00 ### 0.00 -1,457,097.211 145,187.36 21,237.79 19,006.11 0.00 40,243.90 200,302.37 113,263.66 27,131.69 19,878.89 0.00 0.00 360,576.61 320,332.71 1.00 -1,168,509.182 150,977.46 22,084.76 19,006.11 0.00 41,090.87 205,936.97 116,449.82 27,894.92 20,438.09 0.00 0.00 370,719.80 329,628.93 2.00 -900,974.943 156,462.11 22,887.04 19,006.11 0.00 41,893.16 211,210.61 119,431.87 28,609.25 20,961.47 0.00 0.00 380,213.20 338,320.04 3.00 -653,598.244 160,003.61 23,405.09 19,006.11 0.00 42,411.20 214,002.76 121,010.73 28,987.46 21,238.57 0.00 0.00 385,239.52 342,828.32 4.00 -427,766.615 166,119.03 24,299.64 19,006.11 0.00 43,305.76 219,431.09 124,080.26 29,722.74 21,777.30 0.00 0.00 395,011.40 351,705.64 5.00 -219,046.446 170,958.15 25,007.50 19,006.11 0.00 44,013.62 223,774.01 126,536.02 30,311.01 22,208.31 0.00 0.00 402,829.35 358,815.74 6.00 -27,208.897 178,730.90 26,144.49 19,006.11 0.00 45,150.60 231,061.25 130,656.68 31,298.09 22,931.53 0.00 0.00 415,947.56 370,796.96 7.00 151,388.588 183,834.42 26,891.02 19,006.11 0.00 45,897.14 234,938.81 132,849.30 31,823.32 23,316.36 0.00 0.00 422,927.80 377,030.66 8.00 314,992.189 193,224.84 28,264.64 19,006.11 0.00 47,270.75 243,155.50 137,495.54 32,936.30 24,131.82 0.00 0.00 437,719.17 390,448.41 9.00 467,628.1310 199,093.72 29,123.13 19,006.11 0.00 48,129.24 247,498.42 139,951.30 33,524.57 24,562.83 0.00 0.00 445,537.12 397,407.88 10.00 607,589.0211 205,514.00 30,062.28 19,006.11 0.00 49,068.39 252,926.76 143,020.83 34,259.85 25,101.56 0.00 0.00 455,309.00 406,240.61 11.00 736,482.3912 212,907.60 31,143.80 19,006.11 0.00 50,149.92 259,131.11 146,529.16 35,100.26 25,717.31 0.00 0.00 466,477.84 416,327.92 12.00 855,485.9013 220,375.51 32,236.20 19,006.11 0.00 51,242.31 264,920.41 149,802.80 35,884.44 26,291.86 0.00 0.00 476,899.51 425,657.20 13.00 965,098.7014 229,117.00 33,514.89 19,006.11 0.00 52,521.01 272,312.04 153,982.50 36,885.66 27,025.44 0.00 0.00 490,205.64 437,684.64 14.00 1,066,639.2715 237,060.71 34,676.89 19,006.11 0.00 53,683.00 278,257.30 157,344.32 37,690.97 27,615.47 0.00 0.00 500,908.07 447,225.07 15.00 1,160,111.2516 246,118.85 36,001.90 19,006.11 0.00 55,008.01 285,338.28 161,348.36 38,650.11 28,318.22 0.00 0.00 513,654.97 458,646.96 16.00 1,246,470.9017 255,121.45 37,318.78 19,006.11 0.00 56,324.90 292,628.04 165,470.45 39,637.54 29,041.69 0.00 0.00 526,777.72 470,452.83 17.00 1,326,275.0418 263,766.58 38,583.38 19,006.11 0.00 57,589.49 298,882.70 169,007.23 40,484.75 29,662.43 0.00 0.00 538,037.11 480,447.62 18.00 1,399,698.1019 273,086.33 39,946.66 19,006.11 0.00 58,952.77 305,861.80 172,953.66 41,430.10 30,355.07 0.00 0.00 550,600.63 491,647.86 19.00 1,467,387.0120 281,673.21 41,202.74 19,006.11 0.00 60,208.85 339,716.47 192,097.23 46,015.84 33,714.95 0.00 0.00 611,544.49 551,335.64 20.00 1,535,771.32

TOTAL 2,441,252.10 TOTAL 9,147,136.51

TIR 23.94%VAN 1,763,071.85B/C 3.75P. Recup.

ANEXO 9EVALUACIÓN ECONÓMICA A PRECIOS SOCIALES-ALTERNATIVA 2

INVERSION Y COSTOS DE ENERGIA MERCADO ELECTRICOInversión U$ #REF! Clientes al inicio del analisis 407.00Comercialización de Energía Tasa de crecimiento de la Demanda 1.60%Precio de Compra U$/KWH 0.06 Consumo anual promedio iluminación 110.40 kwh/abPrecio de Venta otros usos U$/KWH 0.17 Consumo anual promedio Radio y Televis 64.80 kwh/abPrecio de Venta Iluminación U$/KWH 1.40 Consumo anual promedio Refrigeración 162.00 kwh/abPrecio de Venta Radio y Tv U$/KWH 0.89 Consumo anual promedio Otros usos. 60.00 kwh/abPrecio de Venta Refrigeración U$/KWH 0.86 Factor de demanda 0.00Porcentaje de Pérdidas 10.00%Tasa de Cambio S/./U$ 3.04

COSTOS BENEFICIOS BENEFICIO Periodo de RecuperaciónAño Base Compra Ener.Compra Ener.Op.y Mant. INVERSIONSin Proyecto TOTAL V.P. Ilumin. V.P. R. Y Tv. V.P. Refr. V.P. Ot. U. Otros Ing. Sin Proyecto TOTAL NETO Años VNA

kwh S/. S/. S/. S/. S/. S/. S/. S/. S/. S/. S/. S/. S/.0 #REF! #REF! 0.00 #REF! 0.00 #REF!1 145,187.36 262,954.40 #REF! 0.00 #REF! 200,302.37 113,263.66 27,131.69 19,878.89 0.00 0.00 360,576.61 #REF! 1.00 #REF!2 150,977.46 265,329.44 #REF! 0.00 #REF! 205,936.97 116,449.82 27,894.92 20,438.09 0.00 0.00 370,719.80 #REF! 2.00 #REF!3 156,462.11 267,579.19 #REF! 0.00 #REF! 211,210.61 119,431.87 28,609.25 20,961.47 0.00 0.00 380,213.20 #REF! 3.00 #REF!4 160,003.61 269,031.88 #REF! 0.00 #REF! 214,002.76 121,010.73 28,987.46 21,238.57 0.00 0.00 385,239.52 #REF! 4.00 #REF!5 166,119.03 271,540.36 #REF! 0.00 #REF! 219,431.09 124,080.26 29,722.74 21,777.30 0.00 0.00 395,011.40 #REF! 5.00 #REF!6 170,958.15 273,525.32 #REF! 0.00 #REF! 223,774.01 126,536.02 30,311.01 22,208.31 0.00 0.00 402,829.35 #REF! 6.00 #REF!7 178,730.90 276,713.63 #REF! 0.00 #REF! 231,061.25 130,656.68 31,298.09 22,931.53 0.00 0.00 415,947.56 #REF! 7.00 #REF!8 183,834.42 278,807.04 #REF! 0.00 #REF! 234,938.81 132,849.30 31,823.32 23,316.36 0.00 0.00 422,927.80 #REF! 8.00 #REF!9 193,224.84 282,658.90 #REF! 0.00 #REF! 243,155.50 137,495.54 32,936.30 24,131.82 0.00 0.00 437,719.17 #REF! 9.00 #REF!10 199,093.72 285,066.25 #REF! #REF! 0.00 #REF! 247,498.42 139,951.30 33,524.57 24,562.83 0.00 0.00 445,537.12 #REF! 10.00 #REF!11 205,514.00 287,699.79 #REF! 0.00 #REF! 252,926.76 143,020.83 34,259.85 25,101.56 0.00 0.00 455,309.00 #REF! 11.00 #REF!12 212,907.60 290,732.57 #REF! 0.00 #REF! 259,131.11 146,529.16 35,100.26 25,717.31 0.00 0.00 466,477.84 #REF! 12.00 #REF!13 220,375.51 293,795.83 #REF! 0.00 #REF! 264,920.41 149,802.80 35,884.44 26,291.86 0.00 0.00 476,899.51 #REF! 13.00 #REF!14 229,117.00 297,381.50 #REF! 0.00 #REF! 272,312.04 153,982.50 36,885.66 27,025.44 0.00 0.00 490,205.64 #REF! 14.00 #REF!15 237,060.71 300,639.93 #REF! 0.00 #REF! 278,257.30 157,344.32 37,690.97 27,615.47 0.00 0.00 500,908.07 #REF! 15.00 #REF!16 246,118.85 304,355.49 #REF! 0.00 #REF! 285,338.28 161,348.36 38,650.11 28,318.22 0.00 0.00 513,654.97 #REF! 16.00 #REF!17 255,121.45 308,048.27 #REF! 0.00 #REF! 292,628.04 165,470.45 39,637.54 29,041.69 0.00 0.00 526,777.72 #REF! 17.00 #REF!18 263,766.58 311,594.41 #REF! 0.00 #REF! 298,882.70 169,007.23 40,484.75 29,662.43 0.00 0.00 538,037.11 #REF! 18.00 #REF!19 273,086.33 315,417.28 #REF! 0.00 #REF! 305,861.80 172,953.66 41,430.10 30,355.07 0.00 0.00 550,600.63 #REF! 19.00 #REF!20 281,673.21 318,939.54 #REF! 0.00 #REF! 339,716.47 192,097.23 46,015.84 33,714.95 0.00 0.00 611,544.49 #REF! 20.00 #REF!

TOTAL #REF! TOTAL 9,147,136.51

TIR #REF!VAN #REF!B/C #REF!P. Recup.

ANEXO Nº 16ALTERNATIVA 1

ANÁLISIS DEL COSTO DE MANTENIMIENTO Y OPERACIÓN LINEA Y RED PRIMARIAY RED SECUNDARIA

COSTO DE LA LIMPIEZA DE RUTA Y DE MANTENIMIENTO DE EQUIPOS

RENDIMIENTO : 2000 M2/DIACUADRILLA : 1 Operario + 2 Oficiales + 4 Obreros

COSTO DE MANO DE OBRA X DÍA

CANT TRABAJADOR

1 OPERARIO 50.00 15.28 65.28 65.282 OFICIAL 40.00 13.50 53.50 107.004 PEÓN 25.00 8.14 33.14 132.561 CHOFER 35.00 10.71 45.71 45.711 INGENIERO 120.00 32.14 152.14 152.14

TOTAL S/. 502.69

COSTO DE EQUIPOS X DÍA

CANT. EQUIPO

1 CAMIONETA 120.00 100.00 220.00 220.000 TEODOLITO 40.00 0.00 40.00 0.000 NIVEL 40.00 0.00 40.00 0.000 GPS 20.00 0.00 20.00 0.001 HERRAMIENTAS 50.00 0.00 50.00 50.00

TOTAL S/. 270.00

TOTAL COSTO DE MANT. DE 1000 MTS. DE RED 772.69

LONGITUD DE LINEAS Y REDES PRIMARIAS DEL PROYEC 31,660.00 MTS. LONGITUD DE LA RED SECUNDARIA DEL PROYECTO 13,520.00 MTS.

COSTO DE MANTENIMIENTO SEMESTRAL S/. 17455.11

COSTO TOTAL ANUAL (2 MANTEN. ANUALES) S/. 34910.22

EN PORCENTAJE DEL COSTO DE INVERSIONES 1.99

PARA EFECTOS DE LA EVALUACION ECONOMICA TOMAMOS 1.90%

SALARIO S/.

IMPUESTOS S/.

NETO DÍA S/.

TOTAL PAGO S/.

COSTO DÍA S/.

COMBUST. S/.

NETO DÍA S/.

TOTAL PAGO S/.

2.2 DETERMINACIÓN DE LA TASA DE CRECIMIENTO POBLACIONAL

Instituto Nacional de Estadistca e Informática - INEI

Provincia Distritos Censo 1993 Censo 2007 Tasa Crec. Hab/Viv

Población Viviendas Población Viviendas ( i % )

PICOTA

Picota 7221 1423 8164 1989 1.03% 4.0

Buenos Aires 2833 605 3174 975 0.95% 3.0

Caspisapa 1496 281 1916 453 2.08% 4.0

Pilluana 1187 266 890 223 -2.37% 4.0

Pucacaca 3295 743 2852 745 -1.20% 4.0

San Cristobal 1020 755 1286 393 1.95% 3.0

San Hilarión 2534 538 4355 1111 4.62% 4.0

Shamboyacu 2333 413 7043 1641 9.64% 4.0

Tingo del Ponasa 2605 594 3957 1142 3.55% 3.0

Tres Unidos 2431 457 4084 1170 4.42% 3.0

Fuente INEI Promedio 2.47% 4

ANÁLISIS DE TASA DE CRECIMIENTO DEL SECTOR SAN LORENZO

Provincia Distrito SectorEcuestas de Campo 2009Tasa Crec. Hab/Viv Tasa Eval.

Habitantes viviendas ( i % ) (2009-2028) Proy

SD: SIN DATA

FORMATO 03 DEMANDA VEGETATIVA + AGREGADA DEL SISTEMA ELÉCTRICO SAN MARTÍN + YURIMAGUAS

DEMANDA MÁXIMA (KW)

Subestaciones Cargas Alimentador Barra 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

Gera Jepelacio/Shushuyacu E 1 22.9 216 223 229 236 243 251 258 266 274 283 291 300 309 319 328 338 348 359 369 380 391

Total Barra 216 223 229 236 243 251 258 266 274 283 291 300 309 319 328 338 348 359 369 380 391

Dem. Agregada Corto Plazo P 22.9 396 409 423 433 448 460 474 490 501 518 531 546 563 575 593 607 623 641 654 673 688

Dem. Agregada del PSE P 0 0 335 340 351 361 371 384 403 421 439 460 487 513 539 568 603 637 671 708 751

Total Barra 396 409 758 773 799 821 845 874 904 939 970 1006 1050 1088 1132 1175 1226 1278 1325 1381 1439

Moyobamba Moyobamba E 1 10 1301 1341 1381 1422 1465 1509 1554 1601 1650 1700 1751 1803 1857 1913 1971 2030 2090 2151 2213 2277 2343

Moyob./Yantaló E 2 10 596 616 634 653 673 693 714 735 775 798 821 845 869 894 920 946 973 1000 1028 1057 1086

Moyobamba E 3 10 915 942 970 999 1029 1060 1092 1125 1159 1195 1232 1268 1307 1347 1385 1427 1470 1511 1556 1602 1646

Total Barra 2812 2899 2985 3074 3167 3262 3360 3461 3584 3693 3804 3916 4033 4154 4276 4403 4533 4662 4797 4936 5075

Dem. Agregada Corto Plazo P 0 0 304 316 328 342 353 367 381 397 410 426 442 460 475 493 511 531 548 568 588


Total Barra 0 0 443 459 477 493 508 527 543 563 580 598 618 639 656 678 698 720 741 762 784

Rioja Yorongos E 1 20 611 636 661 688 715 744 774 805 836 869 902 937 972 1009 1046 1085 1124 1165 1206 1249 1292

Nva. Caj./San Fernando E 3 20 544 566 588 612 636 662 688 716 744 774 804 836 868 902 936 972 1008 1046 1084 1124 1164

Soritor/Calzada E 4 20 600 624 649 674 701 729 759 789 820 851 883 916 949 983 1017 1052 1088 1124 1161 1198 1236

Rioja (SERSA) E 2 20 1017 1037 1058 1079 1101 1123 1145 1168 1191 1215 1239 1263 1288 1313 1339 1365 1391 1418 1445 1473 1501

Copefor S.A E 6 20 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680

Cem. Pacasmayo E 5 20 2287 2287 2287 2287 2287 2287 2287 2287 2287 2287 2287 2287 2287 2287 2287 2287 2287 2287 2287 2287 2287

Total Barra 5739 5830 5923 6020 6120 6225 6333 6445 6558 6676 6795 6919 7044 7174 7305 7441 7578 7720 7863 8011 8160



Total Barra 482 552 561 618 1130 1205 1264 1496 1567 1632 1857 1928 1993 2218 2289 2354 2579 2650 2715 2940 3011

Nueva Cajamarca N. Cajam/ San Fernan P 816 849 883 918 955 993 1033 1074 1117 1161 1207 1254 1303 1353 1405 1458 1513 1569 1627 1686 1747

Total Barra 816 849 883 918 955 993 1033 1074 1117 1161 1207 1254 1303 1353 1405 1458 1513 1569 1627 1686 1747


Total Barra 0 0 0 0 545 572 599 622 645 665 685 702 719 733 747 758 769 777 785 790 795

Tarapoto Tarapoto Urbano E 1 10 2684 2791 2903 3019 3140 3266 3396 3532 3674 3820 3973 4133 4293 4465 4645 4829 5022 5224 5430 5646 5872

E 3 10 2146 2232 2321 2414 2510 2611 2715 2824 2938 3055 3176 3303 3436 3573 3714 3862 4017 4177 4342 4515 4696

E 4 10 1391 1447 1505 1565 1628 1693 1761 1831 1903 1978 2056 2136 2218 2303 2390 2480 2572 2666 2763 2862 2963

E 5 10 1106 1150 1196 1244 1293 1345 1399 1455 1512 1573 1636 1701 1767 1838 1911 1986 2062 2144 2228 2314 2401

E 7 10 2100 2184 2271 2362 2456 2555 2657 2763 2872 2986 3103 3224 3348 3477 3609 3745 3884 4028 4175 4326 4480

Total Barra 9427 9804 10196 10604 11027 11470 11928 12405 12899 13412 13944 14497 15062 15656 16269 16902 17557 18239 18938 19663 20412

Lamas/Tabalosos E 2 22.9 1182 1217 1254 1291 1330 1370 1411 1454 1497 1542 1587 1634 1682 1731 1782 1833 1886 1939 1994 2050 2107

Chazuta/Sauce E 6 22.9 616 635 654 673 693 714 736 758 780 802 825 849 874 900 926 952 978 1004 1031 1059 1088

Total Barra 1798 1852 1908 1964 2023 2084 2147 2212 2277 2344 2412 2483 2556 2631 2708 2785 2864 2943 3025 3109 3195



Total Barra 0 63 63 64 65 657 679 698 720 738 761 779 802 820 843 862 885 903 926 944 966

Bellavista Bellavista Urbano E 1 10 488 502 517 533 549 565 582 600 604 617 631 645 659 673 688 703 719 735 751 767 784

Total Barra 488 502 517 533 549 565 582 600 604 617 631 645 659 673 688 703 719 735 751 767 784

Saposoa E 22.9 402 416 431 446 462 478 495 512 530 548 567 586 606 626 647 668 690 712 735 758 782

Biavo E 22.9 640 663 686 710 735 760 787 815 843 872 902 932 963 995 1027 1060 1094 1128 1163 1199 1235

Sisa E 22.9 445 461 477 494 511 529 548 567 587 608 629 651 674 697 721 746 771 797 824 851 879

Picota E 22.9 1413 1463 1514 1567 1622 1678 1737 1798 1860 1924 1990 2057 2126 2197 2269 2343 2419 2497 2576 2657 2740

Planta Bombeo Winge E 22.9 519 519 519 519 519 519 519 519 519 519 519 519 519 519 519 519 519 519 519 519 519

Total Barra 3419 3522 3627 3736 3849 3964 4086 4211 4339 4471 4607 4745 4888 5034 5183 5336 5493 5653 5817 5984 6155



Total Barra 771 828 876 927 981 1633 1721 1834 1959 2096 2254 2411 2595 2792 3002 3234 3464 3722 4008 4308 4622

Juanjuí E 1 10 841 870 900 932 964 998 1033 1069 1106 1145 1184 1224 1266 1308 1351 1396 1441 1488 1537 1586 1637

E 2 10 265 274 284 294 304 315 326 337 349 361 373 386 399 412 426 440 454 469 484 499 515

E 3 10 128 132 137 142 147 152 157 163 169 175 181 187 194 201 208 215 222 230 238 246 254

Total Barra 1234 1276 1321 1368 1415 1465 1516 1569 1624 1681 1738 1797 1859 1921 1985 2051 2117 2187 2259 2331 2406



Total Barra 664 699 738 784 1330 1411 1488 1567 1650 1734 1818 1899 1975 2054 2140 2242 2345 2446 2543 2658 2779

Yurimaguas Yurimaguas Urbano E 1 10 629 648 668 688 708 730 752 774 798 822 846 872 898 924 952 980 1008 1038 1068 1098

E 2 10 644 663 683 703 725 746 769 792 817 840 866 892 920 945 974 1003 1034 1062 1094 1126

E 3 10 832 857 883 909 937 965 994 1023 1054 1085 1117 1149 1183 1217 1252 1287 1324 1361 1399 1437

Munichis E 33 57 59 60 62 64 66 68 69 70 72 72 73 73 74 75 75 77 78 79 80 82

Pampa Hermosa E 33 165 171 177 182 188 193 198 203 209 214 220 226 232 237 243 248 253 258 264 269 275

Total Barra 222 2335 2405 2478 2552 2629 2707 2787 2868 2955 3039 3128 3218 3312 3404 3501 3600 3702 3804 3910 4018

Pongo Caynarachi Alimentador Alianza- Pongo E 4 22.9 205 214 221 228 235 243 250 259 267 275 282 289 298 307 315 323 330 337 344 353 362

Papaplaya E 0 88 90 209 215 223 232 239 245 253 262 269 275 283 292 299 305 313 322 329 335

Palmito AECI E 91 91 91 91 91 91 91 91 91 91 91 91 91 91 91 91 91 91 91 91 91

Palma Aceitera E 22.9 356 356 356 356 356 356 356 356 356 356 356 356 356 356 356 356 356 356 356 356 356

Total de S.E. 652 749 758 884 897 913 929 945 959 975 991 1005 1020 1037 1054 1069 1082 1097 1113 1129 1144

TOTAL SISTEMA SAN MARTIN + YURIMAGUAS 29136 32392 34191 35440 38124 40613 41983 43593 45091 46635 48384 50012 51703 53608 55414 57290 59370 61362 63406 65689 67883

Fuente : M.E.M

E= ExistenteP=Proyect

ado

FORMATO 03

OFERTA DE POTENCIA DEL SISTEMA INTERCONECTADO SAN MARTÍN + YURIMAGUASALTERNATIVA 01

SITUACIÓN ACTUAL

Grupos Kilowats AÑOS

N° Unidad 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

TARAPOTO

1 Wartsila 1 R6 16.1 6240 6000 6000 6000 6000 6000 6000 6000 6000 6000 6000 6000

2 Wartsila 2 R6 16.1 6240 6000 6000 6000 6000 6000 6000

3 CKD 1 D2 12.0 2350 2000 2000

4 CKD 2 D2 13.0 2350 2000 2000

5 CAT. D3512 D2 13.0 650 500 500

6 Cummins 1 D2 12.0 2000 1825 1825

7 Cummins 2 D2 12.0 2000 1825 1825

TOTAL (KW) 21830 20150 20150 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 6000 6000 6000 6000 6000 12000 12000 12000 12000

BELLAVISTA

8 EMD D2 12.0 2500 2000 2000

9 CAT 3512 D2 13.0 500 500 500

TOTAL (KW) 3000 2500 2500 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

JUANJUI

10 SKODA-310 T D2 12.0 1000 900 900

11 SKODA-6S 1 D2 12.0 324 250

TOTAL (KW) 1324 1150 900 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

MOYOBAMBA

12 1 SKODA D2 12.0 432 380 380

13 2 SKODA D2 12.0 432 380 380

12 EMD D2 12.0 2500 2000 2000

13 G1 - C.H. GERA I AGUA 3300 3300 3300 3300 3300 3300 3300 3300 3300 3300 3300 3300 3300 3300 3300 3300 3300 3300 3300 3300 3300 3300 3300

14 G2 - C.H. GERA I AGUA 3300 3300 3300 3300 3300 3300 3300 3300 3300 3300 3300 3300 3300 3300 3300 3300 3300 3300 3300 3300 3300 3300 3300

15 G.E. (Electro Ucayali 1*2,500KW) D2 13.0 2500 2200 2200

16 C.H. Gera II (1*2,000KW) AGUA 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000

17 C.H. Naranjos (1*6,000KW) AGUA 6000 6000 0 0 0 6000 6000 6000 6000 6000 6000 6000 6000 6000 6000 6000 6000 6000 6000 6000 6000 6000 6000

14464 13560 13560 8600 8600 14600 14600 14600 14600 14600 14600 14600 14600 14600 14600 14600 14600 14600 14600 14600 14600 14600 14600

INTERCONEXION SIRSM AL SEIN

17 L.T TOCACHE BELLAVISTA 138 KV 35000 35000 35000 35000 35000 35000 35000 35000 35000 35000 35000 35000 35000 35000 35000 35000 35000 35000 35000 35000 35000

TOTAL (KW) 0 35000 0 35000 35000 35000 35000 35000 35000 35000 35000 35000 35000 35000 35000 35000 35000 35000 35000 35000 35000 35000 35000

Análisis

8600 8600 8600 14600 14600 14600 14600 14600 14600 14600 14600 14600 14600 14600 14600 14600 14600 14600 14600 14600 14600

12000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 6000 6000 6000 6000 12000 12000 12000 12000 12000 12000

10860 2200 2200 4200 6200 8200

0 35000 35000 35000 35000 35000 35000 35000 35000 35000 35000 35000 35000 35000 35000 35000 35000 35000 35000 35000 35000

OFERTA POTENCIA EFECTIVA SIRSM+ YURIM. (kW) 31460 43600 43600 49600 49600 49600 49600 49600 49600 49600 49600 55600 55600 55600 57800 61600 61600 63800 65800 67800 69800

La Oferta de Potencia del Sistema, es la diferencia entre la Potencia Instalada y la Demanda actual

AÑOS

AÑOS 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Demanda del sistema M 29,136 32,392 34,191 35,440 38,124 40,613 41,983 43,593 45,091 46,635 48,384 50,012 51,703 53,608 55,414 57,290 59,370 61,362 63,406 65,689 67,883

Oferta de Potencia MW 2,324 11,208 9,409 14,160 11,476 8,987 7,617 6,007 4,509 2,965 1,216 5,588 3,897 1,992 2,386 4,310 2,230 2,438 2,394 2,111 1,917

para proyectos futuros

Fuente: M.E.M

Rec. Util

Rend.kWH/Gln.

Pot. Instalada

Pot. Efectiva

Potencia Efectiva Grupos Hidroeléctricos

Potencia Efectiva Grupos Termoeléctricos - R6

Potencia Efectiva Grupos Termoeléctricos - D2

L.T TOCACHE BELLAVISTA 138 KW

FORMATO 3

OFERTA DEL SERVICIO-ALTERNATIVA 2

a) El Sistema aislado tiene una Potencia Instalada Efectiva tal como sigue.UNIDADES 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

IMPLEMENTACION DE CENTRALES TERMICAño 0 - Año 10 Año 10 - Año 20SECTORES: kW (*) kW (**) Sector Flor de Mayo 8 8

Total 8 kW (*) 8 kW (**)

b) DEMANDA ACTUAL DEL PROYECTODemanda del sistema 108 kW 129 kW

c) La Oferta de Potencia del Sistema, es la diferencia entre la Potencia Instalada y la Demanda actual

AÑOS

UNIDADES 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Demanda del sistema kW 108 115 116 117 116 117 117 119 119 121 121 122 123 123 124 125 126 127 128 128 129Potencia Instalada KW 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8

Oferta de Potencia kW -107 -108 -109 -108 -109 -109 -111 -111 -113 -113 -114 -115 -115 -116 -117 -118 -119 -120 -120 -121

Documents

SNIP Shanusi y Pintuyacu. Marzo 2015