Trafo Monofasico Mrt

PERFIL DE PROYECTO “AMPLIACION DE SISTEMA DE ELECTRIFICACION RURAL CON ENERGIA CONVENCIONAL, II ETAPA COMUNIDADES DEL DIS TRITO SAN JOSE-AZANGARO-PUNO” EDICION FINAL

MUNICIPALIDAD DISTRITAL DE SAN JOSE

________________________________________________________________________________

CAPITULO I RESUMEN EJECUTIVO

________________________________________________________________________________



PERFIL DE PROYECTO

1. RESUMEN EJECUTIVO 1.1. Nombre del proyecto de inversión pública (PIP)

Ampliación de sistema de electrificación rural con energía convencional, II etapa comunidades del distrito de San José - Azángaro – Puno.

1.2. Objetivo del proyecto “Acceso de la población al servicio de electricidad en las localidades rurales de San José” El servicio de electricidad es un servicio básico, que ofrecerá nuevas oportunidades de desarrollo de las localidades involucradas en el presente proyecto de electrificación “Desarrollo socioeconómico y productivo de las loca lidades que comprende el proyecto” El fin último traerá consigo el desarrollo de las comunidades involucradas a través de las actividades productivas, comerciales y turísticas las cuales tendrán la posibilidad de incrementar y potenciar su economía para superar la actual pobreza en que se encuentra y con ello mejorar el bajo índice de desarrollo humano que muestra el informe del PNUD. Fuente: INEI/PNUD. Elaboración: Equipo INDH – PNUD, Perú 2009. Este proyecto beneficiará a 50 localidades, con un número total de 747 abonados domésticos, 4 cargas de uso general y una población total de 3139 habitantes, pertenecientes al distrito de San José de la provincia de Azángaro, en la región Puno, con energía proveniente del SEIN por medio de la S.E. Azángaro.

1.3. Balance oferta y demanda del proyecto Alternativa Nº 01 La demanda estará cubierta por el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional-SEIN en la barra de Azángaro; y cuyo balance oferta demanda se presenta. La oferta del producto debe ser igual o mayor a la demanda del mismo. En el caso de un sistema de electrificación rural, la demanda es la potencia eléctrica que requieren las cargas del mismo y la oferta es la capacidad de las instalaciones. El balance oferta – demanda sirve para verificar la condición de satisfacción de la demanda. En nuestro caso existe un superavit de potencia resultante, lo que significa que se cubre la demanda actual y proyectada. Balance Oferta Demanda del Servicio - Situación sin Proyecto

0 1 2 3 4 5 18 19 202 012 2 013 2 014 2 015 2 016 2 017 2 030 2 031 2 032

Demanda (kW) 85,9 87,7 89,5 91,6 93,7 95,7 127,3 130,2 133,1Oferta (kW)Deficit -85,9 -87,7 -89,5 -91,6 -93,7 -95,7 -127,3 -130,2 -133,1

Balance Oferta Demanda del Servicio - Situación Co n Proyecto

0 1 2 3 4 5 18 19 202 012 2 013 2 014 2 015 2 016 2 017 2 030 2 031 2 032

Potencia Requerida (kW) 94,3 96,4 98,4 100,6 103,0 105,1 139,9 143,1 146,2Oferta (kW) 164,7 164,7 164,7 164,7 164,7 164,7 164,7 164,7 164,7Superávit 70,3 68,3 66,3 64,0 61,7 59,5 24,8 21,6 18,4

Balance del Recurso Disponible

0 1 2 3 4 5 18 19 202 012 2 013 2 014 2 015 2 016 2 017 2 030 2 031 2 032

Demanda (kW) 4 553,3 4 599,2 4 645,5 4 692,5 4 740,1 4 78 7,9 5 458,4 5 513,9 5 569,9Demanda del PIP 85,9 87,7 89,5 91,6 93,7 95,7 127,3 130,2 133,1Otras Demandas 4 467,4 4 511,5 4 556,0 4 601,0 4 646,4 4 692,2 5 331,1 5 383,7 5 436,9

Oferta (kW) 8 550,0 8 550,0 8 550,0 8 550,0 8 550,0 8 550 ,0 8 550,0 8 550,0 8 550,0Oferta Total 8 550,0 8 550,0 8 550,0 8 550,0 8 550,0 8 550,0 8 550,0 8 550,0 8 550,0

Saldo Disponible 3 996,7 3 950,8 3 904,5 3 857,5 3 809,9 3 762,1 3 091,6 3 036,1 2 980,1

DESCRIPCIONPERIODO

DESCRIPCIONPERIODO

DESCRIPCIONPERIODO



Alternativa Nº 02 La oferta de energía esta dada por los módulos fotovoltaicos, suficiente para satisfacer la demanda de un equipo básico de iluminación, radio y televisión. Balance Oferta Demanda del Servicio - Situación sin Proyecto

0 1 2 3 4 5 18 19 202 012 2 013 2 014 2 015 2 016 2 017 2 030 2 031 2 032

Demanda (kW.h) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Oferta (kW.h) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Deficit 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0


0 1 2 3 4 5 18 19 202 012 2 013 2 014 2 015 2 016 2 017 2 030 2 031 2 032

Demanda (kW.h) 108 690,2 111 496,8 114 201,4 117 096,9 120 188,4 123 178,3 170 666,3 174 939,7 179 456,2Oferta(1) (kW.h) 106 130,0 107 822,0 109 373,0 111 065,0 112 898,0 114 590,0 139 888,8 142 003,8 144 259,8Saldo -2 560,2 -3 674,7 -4 828,4 -6 031,9 -7 290,4 -8 588,3 -30 777,5 -32 935,9 -35 196,4Numero Minimo de Paneles por Abonado 2 2 2 2 2 2 2 2 2Oferta Total (kW.h) 212 260,1 215 644,1 218 746,1 222 130,1 225 796,1 229 180,1 279 777,6 284 007,6 288 519,6Superávit 103 569,9 104 147,3 104 544,7 105 033,1 105 60 7,7 106 001,7 109 111,3 109 067,9 109 063,4(1) Oferta suministrada, considerando 01 panel foto voltaico por abonado

DESCRIPCIONPERIODO

DESCRIPCIONPERIODO

1.4. Análisis Técnico del PIP 1.4.1. Alternativa 1: Implementación del Sistema El éctrico Convencional, con instalación

de líneas y redes primarias y redes secundarias, de sarrollada a partir del suministro de la energía eléctrica de la Subestació n Azángaro 30/30/9 MVA 138/60/22,9 KV, perteneciente al Sistema Eléctrico Nacional (SEIN). Se muestra el diagrama unifilar de la S.E. AZANGARO. Cuyos componentes son: • La construcción de 4,98 km. de líneas primarias en 13,2 kV. • Redes Primarias en 13,2 kV, para 50 localidades. • Redes Secundarias 440/220V para 50 localidades • Acometidas domiciliarias para 751 abonados.



1.4.2. Alternativa 2 (Implementación del sistema el éctrico de energía no convencional, con Instalación de 751 Sistemas Fotovoltaicos Domic iliarios. Cuyos componentes son: Controlador de carga Caja de conexiones Interruptor de un polo Batería Panel solar con soporte Luminaria c/lámpara

1.5. Costos del PIP Costos “Sin Proyecto” Los costos en la situación sin proyecto están dados por la oferta optimizada y dado que actualmente no se realiza ningún tipo de intervención son iguales a cero. Costos “Con Proyecto” El resumen de costos por cada alternativa se muestra a continuación:

ALTERNATIVAS COSTO SOCIAL

S/. COSTO PRIVADO

S/. CONEXIONES

ALTERNATIVA 1 ALTERNATIVA 2

4 013 549,31

7 236 697,99

4 830 363,84

8 709 469,24

751

751

1.5.1. Alternativa 1

Los costos a precios de mercado considerado para la ejecución del proyecto se muestran en el cuadro siguiente. El costo de compra de energía para alimentar al Sistema Eléctrico Rural, es del sistema Azángaro sector típico rural, considerado según OSINERGMIN-GART en lo siguiente; precio ponderado de la energía de la barra equivalente en MT igual a 26,64 ctm S/./kWh. Este precio hay que multiplicarlo por la demanda de energía obtenida para el sistema eléctrico rural.

Costo S/.

0

2 012A) COSTOS DE INVERSION1 Intangibles 87 150,00

Estudios de ingeniería definitiva 83 000,00Supervisión de estudios y gastos administrativos 4 150,00

2 Activos fijos 4 498 477,482,1 Inversión en activos fijos: Linea primaria 91 246,36

Suministro de materiales importados 14 587,54Suministro de materiales locales 32 469,04Montaje electromecanico (MO calif icada) 25 102,17Montaje electromecanico (MO no calif icada) 16 734,78Transporte 2 352,83

2,2 Inversión en activos fijos: Red primaria 1 568 942,9 2Suministro de materiales importados 325 332,27Suministro de materiales locales 724 126,66Montaje electromecanico (MO calif icada) 280 206,63Montaje electromecanico (MO no calif icada) 186 804,42Transporte 52 472,95

2,3 Inversión en activos fijos: Red secundaria 2 219 593 ,26Suministro de materiales importados 499 201,11Suministro de materiales locales 927 087,77Montaje electromecanico (MO calif icada) 469 293,46Montaje electromecanico (MO no calif icada) 252 696,48Transporte 71 314,44

2,4 Gastos generales 230 716,692,5 Utilidades 387 978,25

3 Otros gastos 244 736,363,2 Supervisión de obra 225 507,213,3 Compensación por servidumbre 2 332,733,4 Plan de educación y capacitación de consumidores 16 896,42

4 Valor residual (-)(**)TOTAL COSTOS DE INVERSION 4 830 363,84

RUBROITEM



1.5.2. Alternativa 2

Los costos a precios de mercado considerado para la ejecución del sistema eléctrico rural son:

Costo S/.

0

2 012A) COSTOS DE INVERSION1 Intangibles 72 770,211,1 Expediente técnico 69 304,961,2 Capacitación 0,001,3 Supervisión de estudios y gastos administrativos 3 465,25

2 Activos fijos 3 986 044,852,1 Suministros importados 2 461 614,40

Módulo fotovoltaico 1 746 164,00

Baterías 399 532,00

Controladores 105 140,00

Luminarias 100 934,40

Stock de reemplazos 105 140,00

Inversores 4 704,00

2,2 Suministros nacionales 525 700,00Tablero 315 420,00

Estructura, Cables y accesorios 210 280,00

2,3 Montaje 178 738,00Mano de obra calif icada 178 738,00

Mano de obra no calif icada 0,00

2,4 Transporte de equipos y materiales 209 112,012,5 Gastos generales 273 364,002,6 Utilidades 337 516,44

3 Otros gastos 295 919,563,2 Supervisión de obra 279 023,143,3 Plan de educación y capacitación de consumidores 16 896,42

4 Valor residual (-)TOTAL COSTOS DE INVERSION 4 354 734,62Número de paneles por abonado 2INVERSION DE EVALUACION 8 709 469,24

ITEM RUBRO

Estos costos fueron obtenidos en base a promedio por módulo fotovoltaico según lo estimado por la DGER/MEM y cotizaciones efectuadas. Como costos también se tienen las reposiciones a lo largo del horizonte del proyecto como son: Baterías : 3 años Controladores : 10 años Luminarias : 4 años

Costos Sociales Costos “Sin Proyecto” Los Costos “Sin Proyecto” son iguales a cero. Costos “Con Proyecto” • Los costos sociales se obtienen considerando modificaciones a los precios de mercado

originadas a raíz que el proyecto es de interés social. En este caso las modificaciones que se puede realizar son, al costo de montaje y de obras civiles, se considera que en este caso la mano de obra será local, por lo tanto tendrá menor precio al no requerirse transporte y significará un ingreso económico para la zona.

• El costo del suministro importado será igual al costo privado multiplicado por los factores de corrección indicados en la Guía General de Identificación, Formulación y Evaluación Social de Proyectos de Inversión Pública del Ministerio de Economía y Finanzas, de igual forma se procede con el costo del montaje electromecánico y obras civiles.



1.6. Beneficios del PIP

1.6.1. Beneficios a precios privados

Alternativa 1. El beneficio está considerando los siguientes rubros: • La venta de la energía en baja tensión. Considerado según clasificación de OSINERG

GART, BT5B. Por tal motivo en la presente evaluación económica se considera la tarifa de venta de energía al usuario final del sistema eléctrico Azángaro (BT-5), fijado por el Osinerg-Gart en 68,58 ctmS/./kWh (tarifa BT5B).

• Coeficiente de electrificación: Con el presente proyecto se espera que el coeficiente de electrificación de la zona beneficiada llegue a 80,07%. La evaluación de los beneficios incrementales a precios privados se presenta en el FORMATO 6 y 6-A

Alternativa 2. El beneficio está considerando los siguientes rubros: • La tarifa eléctrica rural para sistemas fotovoltaicos. Considerado según clasificación

de OSINERG GART, BT8-080. Por tal motivo en la presente evaluación económica se considera la tarifa eléctrica rural para sistemas fotovoltaicos, fijado por el Osinerg-Gart en Marzo del 2012, de energía promedio mensual disponible de 11,75 kwh y un cargo fijo equivalente por energía promedio de 313,19 ctmS/./kWh (tarifa BT8-080).

• Coeficiente de electrificación-CE: Con el presente proyecto se espera que el CE de la

zona beneficiada llegue a 80,07%. La evaluación de los beneficios incrementales a precios privados se presenta en el FORMATO 6 y 6-A

1.6.2. Beneficios a precios sociales

Los beneficios del proyecto a precios sociales para ambas alternativas corresponden a dejar de consumir de fuentes alternativas de energía. En la situación actual, los pobladores cubren sus necesidades de energía eléctrica a través de las siguientes fuentes alternativas: • Iluminación: velas, pilas y kerosene. • Información (radio y televisión): baterías y pilas. • Refrigeración: voluntad de pago • Otros: moler en batan Se ha efectuado el análisis del costo que realizan los pobladores del área del proyecto para satisfacer sus necesidades de energía, a través de la adquisición de los productos descritos anteriormente, información obtenida de las encuestas efectuadas en el área del proyecto. Adicionalmente se realiza el análisis de sensibilidad con los precios proporcionados por el NRECA-1999. No se ha considerado el beneficio del la subvención brindada por el Fondo de Compensación Social FOSE. El resumen de Beneficios económicos de la electricidad en áreas rurales del Perú es el siguiente: (En US$ por año)



Región Iluminación Radio y Televisión

Refrigeración Por KWh adicional

Sierra 158,40 60,48 0,00 Tarifa final

Selva 102,24 57,96 138,84 Tarifa final

Costa 123,96 89,40 231,12 Tarifa final

País 120,60 64,80 110,04

Fuente: NRECA (1999).

La evaluación de los beneficios incrementales a precios privados se presenta en el Formato Nº 06.

1.7. Resultados de la evaluación social (Metodologí a costo/beneficio) Para realizar la evaluación social se tienen los beneficios incrementales que resultan de la diferencia de los beneficios en la situación “Con Proyecto” menos los de la situación “Sin Proyecto” (ver Formato 7 y Formatos 7-A). De la misma forma que la evaluación privada, se obtienen los beneficios netos totales resultantes de la diferencia entre los beneficios incrementales menos los costos incrementales (Formato 7). Los indicadores económicos que nos indican la viabilidad o no del proyecto, son el VAN y la TIR y se ha utilizado una tasa de descuento del 10%, lo que se aplica para proyectos de interés social. Los valores obtenidos de los indicadores sociales son los siguientes:

ALTERNATIVAS VAN (10%) TIR

Alternativa 1 1 050 662 13,26%

Alternativa 2 -2 932 184 3,58%

Se puede apreciar que el VAN es positivo y que la TIR es mayor a 10 %, por lo tanto el proyecto es viable desde el punto de vista social. Así mismo se observa que la alternativa 1 es la acertada. Además del beneficio económico existen otros beneficios al nivel de bienestar social que no pueden ser cuantificables como es la disminución de los actos delictivos por la mejora en el alumbrado público, el aumento de las horas de atención médica, el aumento de las horas de educación pública, el aumento del potencial turístico de la zona.

1.8. Sostenibilidad del PIP Capacidad de gestión En la etapa de inversión participará la DGER/MEM, Municipalidad de San José, y en la etapa de operación el proyecto estará a cargo de Electropuno. Estas instituciones cuentan con una buena capacidad administrativa de gestión. Disponibilidad de recursos Los recursos para la etapa de inversión provendrán del Tesoro Público los cuales se consignan en el Presupuesto Anual de la DGER/MEM, Municipalidad de San José. Financiamiento de los costos de operación y manteni miento Los costos operativos, se financian con los beneficios obtenidos por la venta de energía a los beneficiarios del proyecto. En el Formato 8 se aprecia que le proyecto cubre tanto los costos de operación y mantenimiento como la compra de energía, con los ingresos provenientes por tarifas. La cobertura del proyecto alcanza al inicio del proyecto el 107,70% llegando al final del periodo de evaluación a un 133,46%. (Formato N° 8)



A este efecto se puede concluir que el proyecto después de cubrir los costos podrá obtener algunos ingresos que le permitan recuperar a muy largo plazo parte de su inversión. Participación de los beneficiarios La ejecución de este proyecto se ejecuta en base a la prioridad establecida en el Plan de Electrificación Rural (PER) y Mesas de Concertación Local y también a la gestión de los propios pobladores a través de sus constantes pedidos y coordinaciones efectuadas con la DGER y los compromisos asumidos, como sucede en algunos casos, su iniciativa en la participación de la elaboración de los estudios respectivos. Los Beneficiarios no efectuarán aportes en forma de cuota inicial ni como mano de obra para la ejecución del proyecto. Sin embargo, aportarán información precisa acerca de la zona a beneficiar con este proyecto, así como de sus necesidades.

1.9. Impacto ambiental Los estudios sobre impacto ambiental están delimitado por el área de influencia del proyecto en el que se cuantifica y deberá mitigarse a través del diseño de un Plan de Manejo Ambiental y un Plan de Monitoreo el control de los parámetros ambientales. El área de influencia directa del estudio abarca un área delimitada por el trazo de las líneas primarias de distribución y el ancho de la franja de servidumbre (11,00 m.). A esto se adiciona el área ocupada por los poblados beneficiados con el suministro eléctrico del proyecto. El área de influencia indirecta esta determinado por el área geográfica donde todas las poblaciones beneficiadas realizan sus relaciones y actividades sociales, económicas, así como por los límites que demarca el ámbito geográfico de ésta provincia. El proyecto en términos generales presenta un Impacto Ambiental positivo y/o neutro dentro del medio físico natural, físico biológico y social; considerando que el área de intervención es rural y que el estado actual producido por la escasa accesibilidad al Servicio de Electricidad afecta la calidad de vida de sus pobladores cercanos. No se generan impactos Ambientales Negativos significativamente importantes, excepto en la etapa de construcción donde se deberá atender a la población a fin de evitar molestias e inseguridad en las áreas de trabajo, etc. Por otro lado el impacto al ecosistema es mínimo en vista que el trazo de las líneas eléctricas se han realizado con el criterio de estar paralelas a las vías de comunicación.

1.10. Organización y gestión Las etapas de inversión, ejecución y supervisión de obra estarán a cargo de la Municipalidad distrital de San José, mientras que la operación, mantenimiento y administración estarán a cargo de Electropuno. Considerando que actualmente Electro puno viene operando los PSE Ayaviri, San José, entre otros, el Proyecto de Electrificación Ampliación de sistema electrificación rural con energía convencional del distrito de San José - Azángaro – Puno, representa una pequeña ampliación de su sistema eléctrico rural, motivo por el cual el Proyecto debe implicar sólo un reordenamiento y ampliación de las actividades de operación, mantenimiento y comercialización que viene desarrollando actualmente.

1.11. Plan de implementación

1.11.1. Cronograma de ejecución Se plantea que la duración de la obra sea de 5 meses, período suficiente para que un Contratista ejecute la obra en forma satisfactoria.

1.11.2. Recursos necesarios para la instalación



a. Disponibilidad de materiales y equipos La mayoría de los materiales a utilizarse en las redes primarias y secundarias, tales como postes de CAC, crucetas y ménsulas de madera tratada, ferretería de postes, materiales para puesta a tierra y retenidas son de fabricación nacional. El resto de materiales: conductores de aleación de aluminio AAAC, aisladores, ferretería de línea y equipos de protección serán importados. Los materiales para las subestaciones de distribución, tales como cables, conductores, transformadores serán de procedencia nacional o extranjera.

b. Disponibilidad de contratistas y equipos de mont aje En el país existe empresas contratistas con amplia experiencia en la ejecución de este tipo de trabajos y debidamente equipadas, que han venido trabajando en la construcción de PSE desde 1982 a la fecha, por lo que se ha previsto que dichas labores se encarguen a firmas peruanas.

c. Transporte y montaje El transporte de materiales y equipos desde el lugar de fabricación hasta la zona del Proyecto no representará mayor problema, debido a la existencia de carreteras apropiadas y en regular y buen estado de conservación. Para el transporte de materiales nacionales se tiene la carretera asfaltada Lima-Arequipa-Juliaca-Azángaro y para el suministro de materiales importados se tiene la carretera asfaltada puerto Matarani-Arequipa-Juliaca-Azángaro. En la zona del Proyecto, existen carreteras afirmadas paralelas al trazo de las líneas primarias proyectadas en la mayor parte de su recorrido, por tal motivo, tampoco se ha previsto la existencia de problemas durante el transporte.

1.12. Marco lógico



FORMATO 10MARCO LÓGICO

(Alternativa Elegida)AMPLIACION DE SER CON ENERGIA CONVENCIONAL, II ETAP A COMUNIDADES DEL DISTRITO SAN JOSE-AZANGARO-PUNO

Resúmen de objetivos

FIN - - Registros de los consumos deenergía de la empresaconcesionaria o administradorade la electricidad local.

- Estabilidad económica, política ylegal propicia para la realizaciónde la Inversión.

144 kw h-año

PROPOSITO Acceso de la población alservicio de electricidad enlas localidades rurales.

- - - Interés de los pobladores por eldesarrollo productivo y social desu localidad.

751 nuevos usuarios - Existe un marco regulatorio queestablezca una tarifa al alcancede la población.

COMPONENTES Infraestructura eléctrica. - Informes de seguimiento ymonitoreo de la construcción de la infraestructura eléctrica.

- El MEM realiza la supervisión dela ejecución del proyecto, y seencuentra capacitada pararealizar dicha tarea.

* Líneas primarias. 4,98 km de línea primaria. - Registro de los acuerdos yconvenios f irmados por lasinstituciones involucradas.

- Las instituciones involucradascumplen los acuerdos yconvenios firmados.

* Redes primarias 50 Localidades con redesprimarias.

* Redes secundarias. 50 Localidades con redes secundarias.

* Conexiones domiciliarias. 751 Acometidas Domiciliarias.

ACCIONES Construcción de lainterconexión al sistemaeléctrico existente mediante:

s/. 87 150 - Costos Intangibles - Registros contables de laentidad ejecutora del proyecto.

- Los Presupuestos requeridos seobtienen de manera oportuna.

* Líneas primarias. s/. 105 797 - Costo de instalación delíneas primarias

- Liquidación final de la obra. - Los acuerdos, contratos yadquisiciones se hacen demanera oportuna.

* Redes primarias. s/. 1 819 137 - Costo de instalación deredes primarias

- Acta de entrega a laconcesionaria.

- Interés de las institucionesinvolucradas en la ejecución delproyecto.

* Redes secundarias. s/. 2 573 544 - Costo de instalación deredes secundarias

- Valorizaciones de la obra. - Obtener el apoyo de la poblacióna la ejecución del proyecto.

s/. 244 736 - Otros gastos

Mejorar la calidad de vida y el desarrollo

socioeconómico y productivo local de las

localidades del proyecto

Estadísticas e indicadores de los usuarios de la empresa concesionaria o administradora de la electricidad local. Empresa de Servicio Público de Electricidad - ELECTRO PUNO S.A.A.

Medios de verificación SupuestosIndicadores

Incremento del consumo de energíaeléctrica anual (kWh-año) en elperiodo del proyecto.

Incremento del número de usuariosde electricidad en el periodo delproyecto.



______________________________________________________________________________

CAPITULO II ASPECTOS GENERALES

________________________________________________________________________________



2. ASPECTOS GENERALES

2.1. Nombre del proyecto Ampliación de sistema de electrificación rural con energía convencional, II etapa comunidades del distrito de San José - Azángaro – Puno.

2.2. Localización La localización se puede apreciar en los plano GEN-01 y GEN-02

2.3. Unidad formuladora y unidad ejecutora 2.3.1. Unidad formuladora

Sector : Gobiernos locales Pliego : Municipalidad distrital de San José - Azángaro Nombre : Área de infraestuctura Persona responsable de formular : Ing. Roger Eleuterio Ramos Quispe Persona responsable de la UF : Ing. Efrain Marin Ali Dirección : Plaza de armas S/N San José

2.3.2. Unidad ejecutora Sector : Energía y Minas Pliego : M. de Energía y Minas Nombre : MEM – Dirección General de Electrificación Rural Persona responsable de la UE : Ing. Fernando Rossinelli Ugarelli Dirección : Av. Las Artes Sur 260 San Borja - Lima

2.4. Participación de los involucrados Para el desarrollo del proyecto es necesaria la participación activa y decidida de las autoridades locales, regionales y de la población (beneficiarios) para garantizar la buena ejecución del mismo. Del análisis de involucrados obtenemos el siguiente esquema institucional:

Gobierno local San José, es la que participa como unidad ejecutora de las obras de electrificación y posteriormente entregará la obra a la concesionaria Electro Puno S.A.A., para su operación y mantenimiento. La población , como principales beneficiarios, están representados por sus juntas directivas elegidas en asambleas extraordinarias; participarán brindando información necesaria para los diferentes estudios en la etapa de elaboración del expediente técnico, participación con mano de obra local en la etapa de ejecución del proyecto, y el pago de las tarifas por el consumo de energía eléctrica en la etapa de operación y mantenimiento. El Gobierno Central , a través de la Dirección General de Electrificación Rural del Ministerio de Energía y Minas (DGER/MEM) y/o el fondo de promoción a la inversión pública regional y local (FONIPREL), será la encargada del financiamiento de las obras de este proyecto, para lo cual se firmará un convenio interinstitucional que establezca las condiciones de la ejecución de las obras conjuntamente con la Municipalidad. Ésta tendrá un papel muy importante, pues deberán

Unidad ejecutora del proyecto

Gobierno central

Gobierno local San José

Población Electro Puno SAA



coordinar con las diferentes instituciones para la adecuada ejecución del proyecto y posterior mantenimiento de las obras. Electro Puno SAA, es la empresa estatal de derecho privado que tiene como rol, proveer el servicio de energía eléctrica a los consumidores actuales y potenciales de su área de concesión. En zonas fuera del área de concesión de las empresas distribuidoras, la operación se realiza a través de contratos de administración y/o convenios con empresas eléctricas concesionarias y municipalidades. En este proyecto Electro Puno S.A.A. se hará cargo de la operación y mantenimiento de la obra una vez culminada la etapa de ejecución de obra.

2.5. Marco de referencia

2.5.1. Antecedentes del proyecto El Ministerio de Energía y Minas ha ejecutado la obra “Pequeño Sistema Eléctrico Azángaro IV Etapa”, que beneficio a las localidades de Ccaso Carpani, Tupac Amaru II, Ajanani Grande, Ichuravi y Llacta Coquepiña, pertenecientes al distrito de San José, sin embargo, este no ha cumplido con las expectativas de la población, dado que no se han considerado el mayor número de viviendas aptos para ser beneficiadas con la electrificación. Así mismo el Ministerio de Energía y Minas cuenta con el Plan Nacional de Electrificación Rural periodo 2011 – 2020, en el mismo, no considera el proyecto de electrificación rural del distrito de San José, como priorizado. Es necesario precisar que el Plan de Electrificación no es una lista cerrada de proyectos ni tampoco implica que la priorización sea inamovible. Por el contrario, una de las características que tiene es su flexibilidad, lo cual le permite sufrir modificaciones en el orden de prioridad e introducir nuevos proyectos, de acuerdo a las posibilidades de autofinanciamiento o co-financiamiento que se posea. A ese efecto el gobierno local de San José, ha previsto el desarrollo del estudio del proyecto, a fin de atender a las localidades consideradas en el estudio y que aún no cuentan con servicio eléctrico. Para tal caso, el gobierno local de San José, mediante Presupuesto Participativo correspondiente al año fiscal 2010, han priorizado proyectos de inversión pública, para su ejecución en el ejercicio presupuestal 2011, considerándose prioritario la electrificación rural. En la zona del proyecto existen líneas primarias cercanas al ámbito del proyecto, a cargo de la Concesionaria, desde donde se pueden desarrollar las líneas y redes primarias en 22,9/13,2 kv; las cuales servirán de punto de alimentación para el PIP en mención. El punto de alimentación principal es la S.E. Azángaro 30/30/9 MVA 138/60/22,9 KV, perteneciente al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). Así mismo se cuenta con datos de radiación solar consignado en el Atlas de Energía Solar desarrollado con singular éxito por el SENAMHI en convenio con la DGER/MEM, que permite diseñar sistemas fotovoltaicos para viviendas, locales comunales, postas médicas, o escuelas rurales.

2.5.2. Lineamientos de política relacionados con el proyecto Entre los lineamientos de política del sector energía relacionados con el presente proyecto se encuentran1: • Promover el desarrollo de infraestructura energética en los lugares aislados y lejanos

del país como medio que permite un crecimiento homogéneo de la economía, de equidad social y generadora de empleo.

• Promover para que las actividades del subsector energía se desarrollen protegiendo el medio ambiente, el patrimonio cultural y al ser humano.

• Acuerdo Nacional • Objetivos del millenium

1 ANEXO SNIP-11 Lineamientos de Política Sectoriales: Planes Estratégicos Sectoriales Multianuales 2004-2006



________________________________________________________________________________

CAPITULO III IDENTIFICACION

________________________________________________________________________________



3. IDENTIFICACION

3.1. Diagnóstico de la situación actual

3.1.1. Antecedentes En las localidades rurales del distrito de San José, la escasez de energía es un obstáculo importante para su desarrollo socioeconómico. La energía eléctrica resulta fundamental para proporcionar muchos servicios esenciales que mejoran la condición humana: luz para leer, electricidad para el acceso a los modernos medios de comunicación, etc. La población de la zona presenta niveles de pobreza, con bajo nivel socio-económico, asimismo el coeficiente de electrificación promedio de la zona se presenta en el cuadro siguiente:

Coeficiente de electrificación del distrito beneficiado Departamento de Puno

(Situación Actual)

Distrito

2010 Población

Coeficiente

electrificación (C.E.) Total Servida

San José 5 984 1 652 27,61% Fuente: FONIPREL (Indicadores utilizados en el agrupamiento por necesidades y recursos Estas localidades al no contar con energía eléctrica tienen poco desarrollo comercial y sus actividades cotidianas se limitan a realizarlas en horas del día, carecen de industrias de todo tipo al no contar con energía eléctrica. Los servicios públicos disponibles se encuentran limitados de manera considerable y en su mayoría se hallan a varias horas de camino representando, la prestación de estos servicios, un grave problema a la comunidad. En tanto, los pobladores presentan un bajo nivel económico y con acceso a servicios básicos de poca calidad. Las actividades económicas se caracterizan por la falta de generación de valor agregado lo que provoca un proceso de descapitalización del campo. El distrito de San José presenta una base productiva agropecuaria, pero con una estructura productiva primaria, deficiente y desarticulada que configura una economía de subsistencia incapaz de satisfacer plenamente las necesidades básicas de la población. La lejanía, el aislamiento y la poca accesibilidad, son las principales características de estas comunidades. Además, este mercado objetivo es de bajo poder adquisitivo, con una demanda eléctrica reducida y con cargas dispersas que impiden las economías de escala. Estas características determinan una baja rentabilidad privada para el proyecto de electrificación de la zona, lo cual motiva que no sean atractivos a la inversión privada y requieran de la participación activa del Estado.

3.1.2. Reconocimiento del área del proyecto Se hizo el reconocimiento del área del proyecto en las cartas del IGN 1/100 000. Se estudió la información recopilada del INEI y se ubicaron las localidades propuestas, para luego definir el sistema eléctrico a instalar. De los datos obtenidos por el INEI, se puede indicar: Educación. En cuanto al nivel educativo, se puede mencionar que dentro del área de influencia del proyecto, se cuenta con instituciones de nivel secundario, primario e inicial. Cuadro: Niveles de educación en el Distrito de San José



DEPARTAMENTO, PROVINCIA, DISTRITO, ÁREA URBANA Y RURAL, SEXO Y NIVEL EDUCATIVO ALCANZADO

TOTAL

GRUPOS DE EDAD

3 A 4 AÑOS

5 A 9 AÑOS

10 A 14 AÑOS

15 A 19 AÑOS

20 A 29 AÑOS

30 A 39 AÑOS

40 A 64 AÑOS

65 A MÁS AÑOS

Distrito SAN JOSE 5,576 284 802 821 608 717 628 1,164 552

Sin nivel 1,015 284 141 4 4 10 20 230 322

Educación inicial 145 - 143 - - - 2 - -

Primaria 2,725 - 518 598 107 234 363 693 212

Secundaria 1,454 - - 219 468 348 199 206 14

Superior no univ. incompleto 87 - - - 15 50 12 10 -

Superior no univ. completo 73 - - - - 37 23 11 2

Superior univ. incompleto 52 - - - 14 28 6 4 -

Superior univ. completo 25 - - - - 10 3 10 2

Hombres 2,658 158 402 412 321 320 260 532 253

Sin nivel 355 158 74 - 2 5 5 34 77

Educación inicial 75 - 75 - - - - - -

Primaria 1,205 - 253 307 41 52 99 295 158

Secundaria 852 - - 105 258 177 128 170 14

Superior no univ. incompleto 60 - - - 9 32 9 10 -

Superior no univ. completo 48 - - - - 24 12 10 2

Superior univ. incompleto 42 - - - 11 23 4 4 -

Superior univ. completo 21 - - - - 7 3 9 2

Mujeres 2,918 126 400 409 287 397 368 632 299

Sin nivel 660 126 67 4 2 5 15 196 245

Educación inicial 70 - 68 - - - 2 - -

Primaria 1,520 - 265 291 66 182 264 398 54

Secundaria 602 - - 114 210 171 71 36 -

Superior no univ. incompleto 27 - - - 6 18 3 - -

Superior no univ. completo 25 - - - - 13 11 1 -

Superior univ. incompleto 10 - - - 3 5 2 - -

Superior univ. completo 4 - - - - 3 - 1 -

Fuente: INEI Censos Nacionales 2007

Salud Teniendo en cuenta los bajos niveles de ingreso de la población se reflejan a través de la baja dieta alimenticia y de sus niveles de nutrición las enfermedades que se presentan en la zona de influencia de proyecto son de carácter endémico, de transmisión o de la piel, entre las principales tenemos parasitosis, tuberculosis e infecciones respiratorias. El distrito de San José, tiene un centro de salud cuyas instalaciones se encuentran en la capital del distrito. Cuadro: Población de 3 y mas años de edad, por afiliación a algún tipo de seguro de

salud

DEPARTAMENTO, PROVINCIA, ÁREA URBANA Y RURAL, SEXO Y NIVEL EDUCATIVO ALCANZADO

TOTAL

AFILIADO A ALGÚN SEGURO DE SALUD

SIS (SEGURO INTEGRAL DE SALUD)

ESSALUD OTRO SEGURO DE SALUD

NINGUNO

Distrito SAN JOSE 5,576 1,155 268 56 4,101

Sin Nivel 1,015 260 90 8 657

Educación Inicial 145 79 4 2 61

Primaria 2,725 619 103 20 1,983

Secundaria 1,454 182 40 19 1,215

Sup. no Univ. Incompleta 87 4 3 2 78

Sup. no Univ. Completa 73 2 12 1 58

Sup. Univ. Incompleta 52 6 7 3 37

Sup. Univ. Completa 25 3 9 1 12

Hombres 2,658 604 143 42 1,872



DEPARTAMENTO, PROVINCIA, ÁREA URBANA Y RURAL, SEXO Y NIVEL EDUCATIVO ALCANZADO

TOTAL

AFILIADO A ALGÚN SEGURO DE SALUD

SIS (SEGURO INTEGRAL DE SALUD)

ESSALUD OTRO SEGURO DE SALUD

NINGUNO

Sin Nivel 355 142 32 2 179

Educación Inicial 75 42 3 2 28

Primaria 1,205 306 57 12 830

Secundaria 852 102 26 19 707

Sup. no Univ. Incompleta 60 1 2 2 55

Sup. no Univ. Completa 48 2 11 1 34

Sup. Univ. Incompleta 42 6 5 3 29

Sup. Univ. Completa 21 3 7 1 10

Mujeres 2,918 551 125 14 2,229

Sin Nivel 660 118 58 6 478

Educación Inicial 70 37 1 - 33

Primaria 1,520 313 46 8 1,153

Secundaria 602 80 14 - 508

Sup. no Univ. Incompleta 27 3 1 - 23

Sup. no Univ. Completa 25 - 1 - 24

Sup. Univ. Incompleta 10 - 2 - 8

Sup. Univ. Completa 4 - 2 - 2

Fuente: INEI Censos Nacionales 2007 Servicios básicos Según el censo del 2007, para el Distrito de San José, se tienen los siguientes datos estadísticos. Cuadro: Población con agua potable DEPARTAMENTO, PROVINCIA, DISTRITO, ÁREA URBANA Y RURAL, TIPO DE VIVIENDA Y TOTAL DE OCUPANTES PRESENTES

TOTAL DISPONE DE AGUA POTABLE

TODOS LOS DÍAS DE LA SEMANA

SI NO

Distrito SAN JOSE

Viviendas particulares 644 548 96

Ocupantes presentes 2,141 1,850 291

Casa independiente


Ocupantes presentes 1,968 1,696 272

Departamento en edificio

Vivienda en quinta

Vivienda en casa de vecindad


Ocupantes presentes 173 154 19

Choza o cabaña

Vivienda improvisada

Local no dest.para hab. humana

Otro tipo




Cuadro: Población con servicios higiénicos

DEPARTAMENTO, PROVINCIA, DISTRITO, ÁREA URBANA Y RURAL, TIPO DE VIVIENDA Y TOTAL DE OCUPANTES PRESENTES

TOTAL

SERVICIO HIGIÉNICO CONECTADO A:

RED PÚBLICA

DE DESAGÜE (DENTRO DE LA

VIVIENDA)

RED PÚBLICA DE DESAGÜE (FUERA DE LA VIVIENDA

PERO DENTRO DE LA

EDIFICACIÓN)

POZO SÉPTICO

POZO CIEGO O NEGRO / LETRINA

RÍO, ACEQUIA O CANAL

NO TIENE

Distrito SAN JOSE

Viviendas particulares 1,846 19 75 118 865 97 672

Ocupantes presentes 5,967 71 275 402 3,091 274 1,854

Casa independiente

Viviendas particulares 1,405 13 68 107 749 67 401

Ocupantes presentes 4,789 39 249 373 2,734 208 1,186


Vivienda en quinta


Viviendas particulares 55 6 7 - - - 42

Ocupantes presentes 192 32 26 - - - 134

Choza o cabaña

Viviendas particulares 386 - - 11 116 30 229

Ocupantes presentes 986 - - 29 357 66 534



Otro tipo

Fuente: INEI Censos Nacionales 2007 Cuadro: Población con alumbrado público

DEPARTAMENTO, PROVINCIA, DISTRITO, ÁREA URBANA Y RURAL, TIPO DE VIVIENDA Y TOTAL DE OCUPANTES PRESENTES

TOTAL

DISPONE DE ALUMBRADO ELÉCTRICO POR RED

PÚBLICA

SI NO

Distrito SAN JOSE

Viviendas particulares 1,846 506 1,340

Ocupantes presentes 5,967 1,722 4,245

Casa independiente

Viviendas particulares 1,405 464 941

Ocupantes presentes 4,789 1,566 3,223


Vivienda en quinta



Ocupantes presentes 192 156 36

Choza o cabaña

Viviendas particulares 386 - 386

Ocupantes presentes 986 - 986



Otro tipo




Cuadro: Población con servicios que cuenta el hogar

DEPARTAMENTO Y PROVINCIA, ÁREA URBANA Y RURAL, TIPO DE VIVIENDA Y TOTAL DE OCUPANTES PRESENTES

TOTAL

SERVICIOS QUE POSEE EL HOGAR

TELÉFONO FIJO

TELÉFONO CELULAR

CONEXIÓN A INTERNET

CONEXIÓN A TV. POR CABLE

NINGUNO

Distrito SAN JOSE

Hogares 1,851 - 48 - 1 1,803

Ocupantes presentes 5,967 - 166 - 1 5,801

Casa independiente

Hogares 1,410 - 34 - 1 1,376

Ocupantes presentes 4,789 - 116 - 1 4,673


Vivienda en quinta


Hogares 55 - 6 - - 49

Ocupantes presentes 192 - 19 - - 173

Choza o cabaña

Hogares 386 - 8 - - 378

Ocupantes presentes 986 - 31 - - 955



Otro tipo


3.1.3. Trabajos de gabinete Se desarrollaron las siguientes actividades enumeradas secuencialmente: • Análisis y estudio de las cartas geográficas a escalas 1/100 000, ubicando las

localidades que cuenta con servicio de energía eléctrica. • Evaluación de proyectos de ampliación y servidumbre de carreteras del área de

influencia del proyecto, según clasificación del Ministerio de Transportes y Comunicaciones.

• Determinación de los puntos críticos a ser inspeccionados en campo.

3.1.4. Ubicación geográfica El Proyecto se ubica en el departamento de Puno, en la provincia de Azángaro, entre las coordenadas geográficas 14º41´65” de Latitud Sur y 70º10´50” de Longitud Oeste del Meridiano de Greenwich y a una altura promedio de 4,200 m.s.n.m; cuyos límites se indican:



• Por el Norte, con el distrito de San Anton y Muñani. • Por el Sur, con el distrito de Azángaro. • Por el Este, con la distrito de Muñani y Azángaro. • Por el Oeste, con la Región Asillo.

3.1.5. Condiciones climatológicas

El área del proyecto tiene un clima frío, caracterizada por sus descargas atmosféricas intensas, fuertes vientos en las cumbres, caída de nevadas y granizadas, con escasa vegetación. Las características ambientales para el proyecto son las siguientes: • Temperatura Máxima : 19 °C • Temperatura Media Anual : 8 ºC • Temperatura Mínima : -10,0 ºC • Velocidad Máxima del Viento : 90 km/h • Velocidad Media del Viento : 25,2 km/h

3.1.6. Topografía - altitud del área del proyecto

La topografía del terreno en el área del proyecto se caracteriza por ser poco accidentada con laderas de cerros, quebradas y con predominación de pampas y llanos interandinos. La altitud del área del proyecto varía entre 4 050 y 4 750 metros sobre el nivel del mar. La precipitación pluvial normal es de 649,8 mm/año (promedio de 20 años), con temperatura media promedio de 7,9 ºC, con una mínima de -0,6 ºC, con oscilación de temperatura que llega a los 17 ºC.

3.1.7. Vías de acceso

Las principales vías para acceder a la zona del proyecto son las siguientes: Vía Terrestre: se cuenta con las siguientes carreteras • Carretera principal Lima - Arequipa – Juliaca – Azángaro – San José. • Lima – Ica – Abancay – Cuzco – Ayaviri – Azángaro – San José. • Lima – Huancayo – Ayacucho - Abancay – Ayaviri – Azángaro – San José. El acceso a la zona del proyecto, se realiza por trochas carrozables a las comunidades. Vía Aérea: Se cuenta con el aeropuerto de Juliaca que tiene vuelos diarios Lima - Juliaca. En el plano N° GEN-02 se muestra las principales vías de acceso hacia el área del proyecto.

3.1.8. Actividades económicas y sociales Las actividades económicas importantes en la zona del proyecto son las que se describen a continuación: Agricultura: La actividad económica principal en la zona del proyecto es la agricultura, la cual mayormente es para autoconsumo y trueque, teniéndose cultivos con cosechas anuales de papa, cebada, quinua, etc. Ganadería: La ganadería es una actividad principal, tanto para autoconsumo como para comercio; existe ganado de raza cruzada como: el ganado vacuno, ovino, alpacuno, etc. Además existe la crianza de animales menores como gallinas, etc. Comercio: En el caso del sector comercial, semanalmente en el distrito de San José se realizan ferias (sábados), en donde acuden los pobladores de localidades aledañas para la compra de artículos de primera necesidad, así como para la venta y trueque de productos de su cosecha y/o venta de ganado, existe gran cantidad de pobladores que se dedican al contrabando de mercancías.



Industria: No se cuenta con actividades industriales en las localidades beneficiadas, en parte debido a la falta de servicios básicos como: energía eléctrica, agua, y carreteras. Servicios a la población: En el área del proyecto existen centros educativos primarios y secundarios. Los servicios de salud se ofrecen a través de postas médicas. El agua para consumo en su mayoría es mediante piletas de agua que son extraídas de pozos. Turismo: La afluencia de turistas a la zona ocurre durante los meses de fiestas patronales.

3.1.9. Gravedad de la situación Por la falta de energía eléctrica en la zona de influencia, las autoridades se ven forzadas a alquilar pequeños generadores de combustible, que por el alto costo de operación, su uso es limitado a eventos especiales, y solo unas cuantas horas al anochecer. Es importante señalar que estos generadores también son agentes contaminantes del medio ambiente y por tanto ponen en riesgo la salud de la población. Dicha carencia de suministro eléctrico, no ha permitido el desarrollo turístico, comercial e industrial de la zona. Este hecho ha empeorado la situación de pobreza de los pobladores, al tener que competir con otras zonas agrícolas más desarrolladas. Esta situación ha traído también, como consecuencia que las comunidades tengan limitado su acceso a servicios públicos, sobre todo de salud y educación. La falta de atención ha generado un alto índice de desnutrición infantil, y ha elevado el ausentismo a la educación en la zona.

3.1.10. Intentos anteriores de solución Inicialmente se dio solución solo a la capital de provincias, distritos y algunas comunidades, siendo este de mínimo impacto. En tanto el resto continúan con la iluminación tradicional con el uso de baterías, vela, kerosene y mechachuas.

3.1.11. Localidades beneficiadas En el siguiente cuadro se muestra las localidades beneficiadas:



RELACIÓN DE LOCALIDADESAMPLIACION DE SER CON ENERGIA CONVENCIONAL, II ETAP A COMUNIDADES DEL DISTRITO SAN JOSE-AZANGARO-PUNO

Datos de Campo

AbonadosDomésticos

Cargas de Uso General

Población

1 GRASIELA SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 9 0 38

2 CALACALA SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 12 0 50

3 LAYUYO SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 11 1 46

4 JOCHAPATA SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 5 0 21

5 OCCSANI SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 9 0 38

6 COLLANAPANTIPANTINI SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 8 0 34

7

8 APACHETA SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 9 0 38

9 HUANUCOLLO SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 7 0 29

10 ESTALACONI SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 7 0 30

11 CUNCAPATA SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 10 2 42

12 HUILACOLLO SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 6 0 25

13 SAN AGUSTIN SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 22 0 93

14 PUMAHUATA SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 10 0 42

15 CURAHUIÑA SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 17 0 71

16 JANJARI SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 18 0 76

17 HUAJATA SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 9 0 38

18 TICANI SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 8 0 33

19 HULLUNI SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 14 0 59

20 COCHAPATA SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 5 0 21

21 JALANTAYA SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 8 0 33

22 ALTA GRACIA SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 18 0 75

23 VILUYO SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 10 0 42

24 PUMANI SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 11 0 46

25 CARPANI SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 31 0 130

26 MOLINOYO SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 6 0 25

27 HURNAUCHO SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 18 0 76

28 VILLACUCHO SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 18 1 76

29 WALENSAYANI SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 11 0 47

30 MAUCA SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 9 0 38

31 VILUYOCUNCA SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 4 0 17

32 0

33 JAJACHULPA SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 18 0 76

34 0

35 MUYUPUCARA SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 29 0 122

36 CHILLPANI SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 17 0 71

37 PUTINAPUNCO SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 13 0 54

38 ANCCARA SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 11 0 46

39 0

40 CHACONI SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 23 0 97

41 HUAYRAPATA SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 19 0 80

42 ICHURAVI SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 14 0 58

43 HUAYRAPUNCO SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 35 0 147

44 LITERA SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 22 0 92

45 QUELHUIRI SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 74 0 311

46 HUACLANI SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 23 0 97

47 CCARIHUAYCO SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 11 0 47

48 FAQUETIRA SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 15 0 63

49 CARPANI SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 17 0 71

50 HUANCASAYANA SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 13 0 55

51 FUNDICION SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 18 0 76

52 0

53 TAHUACÑUÑO SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 7 0 29

54 SALTO SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 8 0 34

55 JATUNCHICURUNE SECTOR SAN JOSE AZANGARO II 20 0 84

747 4 3139TOTAL

ProvinciaTipoLoc.

Nº Localidades Categoría Distrito

NOTA: Las localidades 7. Ajonuyo, 32. Tupac Amaru II, 34. Ichujullu y 52. Huasacucho se retiraron por estar en la Concesión Electro Puno S.A.A.. La localidad 39. Ajanani Chico se retiró por estar en el PIP con Código 10977.



3.1.12. Intereses de los grupos involucrados En el cuadro se muestra la matriz de involucrados:

Matriz de involucrados

GRUPOS PROBLEMAS PERCIBIDOS INTERÉS

Población o beneficiarios

Escaso desarrollo de las actividades productivas.

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

Baja calidad de vida en las comunidades ubicada en el distrito de San José.

Incrementar la calidad de vida de los pobladores, en especial porque podrán hacer uso de medios de comunicación como radio y televisión, así como de otros artefactos eléctricos que les proporcionen mayores comodidades.

Gobierno local

(Municipio de San José)

Presupuesto y recaudación municipal escasa, para ejecutar proyectos de infraestructura pública con recursos propios.

Desarrollar y ejecutar proyectos de infraestructura pública en el sector eléctrico para el desarrollo agroindustrial, comercial y turístico de la región.

Gobierno central

(Ministerio de Energía y Minas)

Limitado acceso de la población al servicio de electricidad, por el escaso apoyo del gobierno central,

Desaprovechamiento de los sistemas eléctricos a la zona.

Cumplir con el Plan de Electrificación Rural (PER). Planificar y ejecutar proyectos de electrificación en zonas rurales, aisladas o de frontera para beneficio de su población, orientados a mejorar su calidad de vida y el uso productivo de la energía eléctrica en el marco del desarrollo rural integral que los haga sostenibles, cautelando el medio ambiente.

Unidad ejecutora No se tiene el financiamiento para la ejecución del proyecto.

Mantener una estrecha coordinación con los involucrados en el proyecto para que se concrete el estudio y la ejecución del mismo dentro de los plazos establecidos.

Concesionaria

Electro Puno S.A.A

Poco interés de inversión en el sector rural por la baja rentabilidad que ofrece.

Incrementar el número de prestatarios de servicios de electrificación a fin de incrementar la recaudación.

3.2. Definición del problema y sus causas

3.2.1. Problema central El problema central se define como:

Las localidades consideradas en el presente proyecto, nunca han contado con suministro de energía eléctrica las 24 horas, ésta siempre ha sido obtenida mediante velas, mechachuas.

3.2.2. Análisis de las causas del problema Desaprovechamiento de los sistemas eléctricos cerca nos a la zona: Existen Líneas Primarias hasta el distrito de San José y algunas comunidades, que actualmente cuenta con suministro de energía eléctrica, la cercanía de estas redes eléctricas a nuestro ámbito del proyecto, las hace ideales para poder electrificar las localidades consideradas en el presente proyecto. Sin embargo a la fecha no existe infraestructura para conectarse al sistema eléctrico más cercano Uso generalizado de fuentes de energía ineficientes (velas, kerosene, leña, etc.): Como se mencionó anteriormente, en la zona del proyecto no se genera energía eléctrica; en eventos especiales, se recurren a operar pequeños generadores, el resto del año, estos pobladores usan otras fuentes de energía y luz, como son: velas y kerosene para iluminación, leña para combustible en la cocina, etc. que por sus elevados costos y/o bajo rendimiento las hace muy ineficientes. Esta situación se debe principalmente a dos causas:

Escaso acceso de la población al servicio de electricidad en las

localidades rurales de San José



• Poco conocimiento de los sistemas no convencionales de generación de energía

eléctrica, y • Escasa inversión en infraestructura para generar energía eléctrica de manera no

convencional: Se puede generar energía eléctrica de manera no convencional, a partir de la energía solar (paneles solares), biomasa, energía eólica (molinos de viento), etc. Pero el poco conocimiento de estos sistemas, además de la elevada inversión inicial, ha conllevado a que no se cuente con este tipo de infraestructura para generar energía.

3.2.3. Análisis de efectos

Migración a las ciudades con mejores oportunidades de desarrollo: La falta de energía eléctrica constante, ha limitado de manera considerable los servicios de salud, orientándose solo a las necesidades básicas de salud, en las que no se requiere energía eléctrica y que pueden ser atendidas durante las horas de luz solar. Por el mismo motivo, los servicios de educación se encuentran restringidos a las personas adultas que por lo general tienen que trabajar durante el día y solamente pueden estudiar durante las noches; además, los alumnos actualmente no pueden acceder a cursos de computación y/o tener acceso a Internet, y por ende su preparación y capacitación no es acorde a las necesidades del mercado laboral local y regional, la que motiva que la población migre a ciudades con mejores oportunidades de desarrollo. Aumento de la delincuencia nocturna La falta de energía eléctrica, hace que estos vivan en tinieblas lo que es aprovechado por delincuentes, para perpetrar robos, asaltos. Pocas oportunidades de desarrollo sostenido de la p oblación afectada La falta de energía eléctrica ha llevado a que estas comunidades solo se dediquen a actividades tradicionales, esto es: a la agricultura y la ganadería. Los pobladores no tienen posibilidad de dedicarse a nuevas actividades productivas o darle valor agregado a sus productos, así mismo se ven limitadas a que la jornada laboral sea solo durante el día y no por la tarde o noche, afectando de esta manera su productividad. Restricciones en la disponibilidad de telecomunicac iones: La falta de energía eléctrica, ha limitado de manera considerable las telecomunicaciones, esto es el acceso a la información (radio, televisión, Internet), a la telefonía, etc., impidiendo su inserción en un mundo cada vez más interconectado. Efecto Final Retraso socioeconómico y productivo de las localida des que comprende el proyecto: El efecto final es el retraso en el desarrollo integral de dichas localidades, sus actividades productivas, comerciales y turísticas, no serán las suficientes como para superar su estado de pobreza. En el gráfico 1 se muestra el árbol de problemas del proyecto:



Grafico Nº 1 Árbol de causas y efectos

3.3. Objetivo del proyecto

3.3.1. Objetivo general El objetivo general se define como:

Problema central

Escaso acceso de la población al servicio de electricidad en las

localidades rurales de San José

Objetivo central

Acceso de la población al servicio de electricidad en las localidades

rurales de San José

Problema central Escaso acceso de la población al

servicio de electricidad en las localidades rurales de San José

Causa directa

Desaprovechamiento de los sistemas eléctricos cercanos a la zona

Causa indirecta

Inexistencia de infraestructura para

conectarse al sistema eléctrico más cercano

Causa indirecta

Poco conocimiento de los sistemas no convencionales de generación de energía

eléctrica

Causa indirecta

Escasa inversión en infraestructura para generar energía eléctrica de manera

no convencional

Causa directa

Uso generalizado de fuentes de energía ineficientes

(velas, kerosén, leñas, etc.)

Efecto f inal

Retraso socioeconómico y productivo de las localidades que

comprende el proyecto

Efecto directo

Restricciones en la disponibilidad de

telecomunicaciones

Efecto directo

Aumento de la delincuencia nocturna

Efecto directo

Migración a las ciudades con mejores

oportunidades de desarrollo

Efecto directo

Pocas oportunidades de desarrollo sostenido

de la población afectada





El servicio de electricidad es un servicio básico, que ofrecerá nuevas oportunidades de desarrollo de las localidades involucradas en el presente proyecto de electrificación. Este objetivo se puede alcanzar mediante los medios de primer nivel.

3.3.2. Análisis de medios Aprovechamiento de los sistemas eléctricos cercanos al área del proyecto: A la capital del distrito de San José llega una línea aérea en Media Tensión trifásica la cual se conecta al sistema interconectado perteneciente a Electro Puno S.A.A. La ampliación de estas redes eléctricas, a través de una línea primaria y redes primarias y secundarias, permitiría llevar la energía eléctrica a las localidades considerados en el proyecto. Uso de fuentes de energía eficientes (energía solar ): Se puede generar energía eléctrica para las localidades del ámbito del proyecto, de tal manera que cuenten con electricidad durante todo el año. Este resultado se puede conseguir a través de:

• Mayor conocimiento de los sistemas no convencionales de generación de energía

eléctrica, y • Mayor inversión en infraestructura para generar energía eléctrica de manera no

convencional: Con la disponibilidad de una infraestructura adecuada para generar energía eléctrica de manera no convencional y con el apoyo de profesionales con conocimiento en generación de energía solar, eólica o biomasa. Si bien la inversión inicial es elevada, los gastos de operación y mantenimiento resultan muy bajos.

3.3.3. Análisis de fines

Reducción de la migración hacia las ciudades: Se conseguirá una mayor cobertura en los servicios de salud así como una ampliación en los horarios de atención de los centros de salud. También las personas que laboran durante el día podrán tener la posibilidad de estudiar por las noches, asimismo los pobladores podrán acceder al uso de la computadora y al Internet y por ende su preparación y capacitación será acorde a las necesidades del mercado laboral local y regional, lo que permitirá que la población ya no migre a otras ciudades. Disminución de la delincuencia nocturna: Con el alumbrado público que se cuente en sitios estratégicos, se podrá divisar personas extrañas en horas de la noche, lo que permitirá ponerse en alerta frente a los malhechores. Mayores oportunidades de desarrollo sostenido de la población: Con la energía eléctrica las comunidades tendrán la posibilidad de dedicarse a otras actividades productivas, a parte de la agricultura y la ganadería, de tal manera que se incrementen los ingresos económicos, y la jornada laboral se incrementará al poder laborar en horas nocturnas. Disminución de las Restricciones de la Disponibilid ad de telecomunicaciones: Con la energía eléctrica no habrá restricciones en los servicios de telecomunicaciones, esto es, el acceso a la información (radio, televisión, Internet) y a la telefonía. Fin último Desarrollo socioeconómico y productivo de las local idades que comprende el proyecto: El fin último traerá consigo el desarrollo de las comunidades involucradas a través de las actividades productivas, comerciales y turísticas las cuales tendrán la posibilidad de incrementar y potenciar su economía para superar la actual pobreza en que se encuentra y con ello mejorar el bajo índice de desarrollo humano que muestra el informe del PNUD. Fuente: INEI/PNUD. Elaboración: Equipo INDH – PNUD, Perú 2009.



En el gráfico 2, se muestra el árbol de objetivos del proyecto:

Grafico Nº 2 Árbol de objetivos

3.3.4. Análisis de medios fundamentales

Clasificación de los medios fundamentales

Objetivo central



Fin último

Desarrollo socioeconómico y productivo de las localidades que

comprende el proyecto

Fin directo

Disminución de la restricción de la disponibilidad de

telecomunicaciones

Fin directo

Disminución de la delincuencia nocturna

Fin directo

Reducción de la migración hacia las

ciudades

Fin directo

Mayores oportunidades de desarrollo sostenido

de la población

Medio de primer nivel Aprovechamiento de los

sistemas eléctricos cercanos al área del

proyecto

Medio fundamental

Infraestructura eléctrica: redes primarias y

secundarias, sistemas de medición

Medio fundamental

Mayor conocimiento de los sistemas no convencionales de generación de energía

eléctrica

Medio fundamental

Mayor inversión en infraestructura para generar energía eléctrica de manera

no convencional

Medio de primer nivel

Uso de fuentes de energía eficientes (energía solar)

Imprescindible Imprescindible Imprescindible

Infraestructura eléctrica: Redes

Primarias y Secundarias, Sistemas

de Medición.

Mayor inversión en Infraestructura para

generar energía eléctrica de manera no

convencional

Mayor conocimiento de los sistemas no

convencionales de generación de energía

eléctrica



Relación de medios fundamentales.

Planteamiento de acciones.

3.4. Alternativas de solución

Planteamiento de alternativas Se efectuará una evaluación entre dos alternativas para la ejecución del proyecto, la electrificación con sistema convencional utilizando líneas primarias, redes primarias y redes secundarias, versus la alternativa de energías no convencionales (paneles solares), considerando sólo los costos atribuibles a estos proyectos. Alternativa Nº 01 Implementación de Sistemas Eléctricos de energía convencional, con instalación de redes primarias y redes secundarias, desarrollada a partir del suministro de la energía eléctrica de la Subestación S.E. Azángaro 30/30/9 MVA 138/60/22,9 KV, perteneciente al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), la misma alimenta a Líneas y Redes Primarias en 22,9/13,2 Kv, existente en localidades aledañas que cuenta con servicio de energía eléctrica. La ejecución del proyecto que comprende: Descripción del proyecto: Líneas Primarias Tensión nominal : 22,9/13,2 kV Sistema : MRT Conductor fase : tipo AAAC, desnudo de 35 mm2 Longitud total de línea : 4,98 km Estructuras : Postes de concreto de 12/200/140/320

Infraestructura eléctrica: Líneas Primarias, Redes

Primarias y Redes Secundarias, Sistemas

de Medición.

Mayor inversión en infraestructura para


convencional



eléctrica

Complementario Mutuamente excluyentes

Complementario Mutuamente excluyentes

Construcción de la interconexión al sistema eléctrico

existente: red primaria y secundaria.

Instalación de paneles fotovoltaicos

Capacitación y promoción a

profesionales del sector energía, en fuentes de energía

eléctrica no convencional

Acción 1

Acción 2

Acción 2 Acción 3

Infraestructura eléctrica: Redes

Primarias y Secundarias, Sistemas

de Medición.

Mayor inversión en Infraestructura para


convencional



eléctrica



Aislamiento : Aisladores de porcelana tipo PIN, ANSI 56-3 Aisladores de porcelana tipo suspensión, ANSI 52-3 Seccionadores : Tipo expulsión, 27Kv, 100A, 170 kV-Bil Pararrayos : Oxido de zinc, 21 KV, 10 KA Gancho de suspensión : Tipo perno pasante Redes Primarias Tensión nominal : 13,2 kV Sistema : MRT con un solo conductor Conductor fase : tipo AAAC, desnudo de 35 mm2 Estructuras : Poste de concreto de 12/200/140/320 y 12/300/160/355 Localidades beneficiadas : 50 Aislamiento : Aisladores de porcelana tipo PIN, ANSI 56-3 Aisladores de porcelana tipo suspensión, ANSI 52-3 Seccionadores : Tipo expulsión, 27Kv, 100A, 170 kV-Bil Pararrayos : Oxido de zinc, 21 KV, 10 KA Relación de transformación : 13,2/0,46-0,23 KV Gancho de suspensión : Tipo perno pasante Subestaciones de distribución Estructuras : Poste de concreto de 12/300/160/355. Seccionador fusible : Tipo cut-out de 15 kV, 150 kV-BIL, 100 A Fusibles tipo K : 2A para transformador de 5 kVA. Pararrayos : 21 kV, 10 kA, óxido metálico. Transformadores : 1Φ 13,2±2x2,5%/0,46-0,23 kV, 56 de 5 KVA, 02 de 10KVA. Tablero de distribución : 5 kVA y 10KVA Puesta a tierra Tipo PAT-1: Se instalarán en las estructuras de seccionamiento y retenidas, un pozo de tierra con electrodo de 16 mm de diámetro y 2,4 m de longitud. El conductor de tierra subirá por el agujero del centro del poste de Concreto y se conectará al pararrayos y las partes metálicas no energizadas. Tipo PAT-2 y PAT-3: Para SS.EE. 1Φ -MRT, tendrán un sistema de puesta a tierra tipo PAT-3 con tres varillas o PAT-2 con dos varillas, similar al tipo PAT-1 con la diferencia que se utilizarán dos o tres pozos de tierra respectivamente, conectadas con conductor de Cu blando de 16 mm2, grapas c/10 cm; terreno con tierra negra, estiércol y carbón según se especifica en los planos del proyecto. Esta puesta a tierra se conectará con el neutro del transformador, pararrayos y las partes metálicas no energizadas. Redes Secundarias Las redes secundarias, conformadas por las redes de baja tensión 1Φ 440/220 y 220 V, presentan las siguientes características: Tensión nominal : 440/220 V Sistema adoptado : Aéreo - autoportante Tipo de distribución : Monofásico multiaterrizado Frecuencia : 60 Hz Soportes : Postes de CºAº de 8/200/120/240 Tipo de conductor - De fase : Aluminio cableado de 7 hilos autoportante, aislado con polietileno

reticulado, temple suave. - Neutro o mensajero : Aleación de aluminio cableado, de 7 hilos desnudo Sección nominal : 25 mm² Gancho de suspensión : Tipo perno pasante Del alumbrado público Tipo de distribución : Monofásico



Frecuencia : 60Hz Tipo conductor : Aluminio cableado, de 7 hilos tipo autoportante, aislado, con

polietileno reticulado, temple suave. Sección nominal : 16 mm² Pastoral : FºGº de 720/500/38 mmØ, con dos abrazaderas de FºGº en

caliente Lámpara : Vapor de sodio A.P. de 50 W Luminaria : Corta, tipo II, haz semi recortado Numero de unidades : 196 UAP De las acometidas domiciliarias Nivel de tensión : 220 V Tipo de distribución : Monofásico Frecuencia : 60 Hz Tipo de conductor : Concéntrico bipolar, tipo set Sección nominal : 2x4 mm² Conector : Aluminio/cobre, bimetálico Número de usuarios : 751 Alternativa Nº 02 Se evalúa la implementación de sistemas eléctricos de energía no convencional, con la instalación de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD). Los sistemas fotovoltaicos son los que convierten directamente parte de la energía de la luz solar en electricidad, es por eso que se plantea como una segunda alternativa para alimentar a las localidades del proyecto. Las celdas fotovoltaicas se fabrican principalmente con silicio, que representa el segundo elemento más abundante en la corteza terrestre, es el mismo material semiconductor usado en las computadoras. Cuando el silicio se contamina o dopa con otros materiales de ciertas características, obtiene propiedades eléctricas únicas en presencia de luz solar y viene a ser el principio de la generación de corriente eléctrica. La conversión directa de la parte visible del espectro solar es, quizá, la vía más ordenada y estética de todas las que existen para el aprovechamiento de la energía solar: ésta consiste en la instalación de paneles solares fotovoltaicos en cada vivienda que genere la suficiente energía para satisfacer las demandas básicas de alumbrado e información (radio y TV). Las cargas especiales se atenderán con paneles de mayor capacidad, esta alternativa debe llevarse a cabo junto con una capacitación a profesionales del sector eléctrico, sobre la operación y mantenimiento, así como otros usos que se le puede asignar. Se instalarán paneles solares que alimentarán cargas domésticas, cargas de uso general y cargas especiales. Los paneles solares serán instalados sobre postes de madera de 10 m de altura ubicados en la parte exterior del predio por alimentar. Los elementos que conformarán cada uno de los paneles son: 1 panel solares de 80 Wp y soporte 1 batería de 150 Ah, 12 Vcc 1 controlador de carga 1 juego de conductores 3 equipos de iluminación de 11 W 3 interruptores de un polo 1 caja de conexiones Se ha seleccionado el uso de paneles solares como segunda alternativa no sólo por las ventajas de ser una energía limpia, barata e inagotable; sino también porque dadas las condiciones meteorológicas como la estación del año y la latitud del lugar, se espera que el número de horas de sol y en la inclinación de los rayos respecto de la horizontal generen una mayor cantidad de energía en relación con otras alternativas de fuente no convencional.



________________________________________________________________________________

CAPITULO IV FORMULACION Y EVALUACION

________________________________________________________________________________



4. FORMULACION Y EVALUACION

4.1. Definición del horizonte de evaluación del pro yecto Se ha establecido un periodo de 20 años como horizonte de evaluación del proyecto, siendo el año inicial de operación el 2013, concluyendo el 2032.

4.2. Análisis de la demanda 4.2.1. Introducción

El estudio de demanda tiene por objetivo cuantificar la demanda de potencia y energía eléctrica de las localidades y cargas especiales ubicadas en el área de influencia del proyecto, la misma que servirá para el dimensionamiento del sistema eléctrico, para un horizonte de 20 años, evaluando la oferta disponible frente a la demanda requerida.

4.2.2. Encuesta de mercado eléctrico Las encuestas de mercado eléctrico tienen como finalidad obtener información social y económica de las localidades para ser utilizadas en los estudios de mercado eléctrico e impacto ambiental. Entre los principales datos recopilados tenemos: categoría del centro poblado, número de viviendas, población, actividades económicas, principales cultivos y servicios con los que cuentan. Las encuestas de campo se han efectuado para todas las localidades consideradas en el proyecto. Los datos procesados se muestran en el ANEXO I.

4.2.3. Información de consumos de energía de zonas similares al proyecto Se han obtenido los consumos unitarios de energía de las localidades que presentan un nivel de desarrollo socio-económico similar a las localidades que forman parte del presente proyecto, los cuales en resumen se presenta en el cuadro siguiente:

Consumos unitarios de energía Localidades similares en el área de concesión de Electro puno

Sistema Tipo de

Eléctrico may-07 may-08 ene-09 ene-10 ene-11 Promedio Localidad

Luriata Huancane Juliaca 14,64 14,83 15,11 17,08 17,61 15,85 I

Huatasani Huancane Juliaca 11,23 12,24 13,64 13,94 14,10 13,03 II

Huarasani Huancane Juliaca 9,95 10,96 11,91 12,21 12,64 11,53 II

Santiaguilo Huancane Juliaca 10,17 10,61 10,39 11,92 12,19 11,06 II

Vizcachani Huancane Juliaca 9,59 10,90 10,91 12,64 12,74 11,35 II

Quela Huancane Juliaca 10,48 12,56 13,58 13,97 14,57 13,03 IIF uent e: Los datos han sido obtenidos de las facturaciones mensuales de consumo de energía información ELPU

Localidad DistritoCUD - Kwh. mes

Como se puede apreciar en el cuadro anterior, el consumo promedio de las localidades similares varía de 8,2 kWh-mes hasta los 14,1 kWh-mes, siendo el promedio de consumo por tipo de localidad la siguiente: Promedio de consumos unitarios domésticos Kwh-mes/abonado

Año 1 2 3 4 5 20 TC (%)

Localidad Tipo I 14,6 14,8 15,1 17,1 17,6 20,0 1,66%

Localidad Tipo II 10,3 11,5 12,1 12,9 13,2 16,5 2,53%

Nota:

Para el año 20 se calcula con la ecuación de la curva potencial aXb. (a,b del Gráfico de la Curva)



De la misma se puede obtener la proyección del consumo de energía kwh-año.

y = 14,143x0,1161

y = 10,26x0,1595

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

0 1 2 3 4 5 6

CUD

AÑOSeries1 Series2

Potencial (Series1) Potencial (Series2)

Obteniéndose los siguientes indicadores:

Indicadores de proyección

I II

15,9 12,0

21,7 19,3

1,66% 2,53%Tasa de Crecimiento de Consumo de Energia

Descripción

CUDi (Kw h.-mes/abonado)

CUDf (Kw h.-mes/abonado)

4.2.4. Proyección de la población y numero de vivie ndas Para obtener la proyección de la población y del número de viviendas se empleó la información de las diferentes localidades incluidas en el presente estudio, así como los datos de población total de la provincia de Azángaro, por distritos, para los años 1993 al 2007 de los censos correspondientes. Determinación de las tasas de crecimiento Para la determinación de la tasa de crecimiento a utilizar para la proyección de la población se ha usado las siguientes fuentes información: • Crecimiento poblacional para los años 1993 al 2007

En el cuadro siguiente se presentan los datos de población total de los distritos pertenecientes al proyecto de los años 1993 y 2007 proporcionadas por el INEI-Puno.

En base a estos resultados, se puede observar una tasa de decrecimiento de -0,57% para la población beneficiaria. Sin embargo para efectos del proyecto se considerará una tasa de crecimiento del 1%, teniendo como referencia el valor utilizado para la proyección del estudio Azángaro IV Etapa.



1993 2007 Tc(%)

(*) (*) 1993-2007

1 AZANGARO ACHAYA 3196 3971 1,56% 1,56% 1,56%

2 AZANGARO ARAPA 10757 8485 -1,68% -1,68% -1,68%

3 AZANGARO ASILLO 16972 17215 0,10% 0,10% 0,10%

4 AZANGARO AZANGARO 27325 27823 0,13% 0,13% 0,13%

5 AZANGARO CAMINACA 4398 3828 -0,99% -0,99% -0,99%

6 AZANGARO CHUPA 15238 13746 -0,73% -0,73% -0,73%

7 AZANGARO JOSE DOMINGO CHOQUEHUANCA 4753 5189 0,63% 0,63% 0,63%

8 AZANGARO MUÑANI 6620 7582 0,97% 0,97% 0,97%

9 AZANGARO POTONI 6897 6592 -0,32% -0,32% -0,32%

10 AZANGARO SAMAN 14535 14314 -0,11% -0,11% -0,11%

11 AZANGARO SAN ANTON 7825 9145 1,12% 1,12% 1,12%

12 AZANGARO SAN JOSE 6484 5984 -0,57% -0,57% -0,57%

13 AZANGARO SAN JUAN DE SALINAS 3567 4034 0,88% 0,88% 0,88%

14 AZANGARO SANTIAGO DE PUPUJA 7183 5792 -1,53% -1,53% -1,53%

15 AZANGARO TIRAPATA 3248 3129 -0,27% -0,27% -0,27%

Fuentes: Censos de 1993 y 2007 TC Prom. (%) -0,05% -0,05% -0,05%

(*) Número de Habitantes

TASA DE CRECIMIENTO POBLACIONAL A NIVEL DISTRITAL

Tc(%) Considera

do

N° Provincia DistritoTc(%)

Calculado

Proyección de la población y número de viviendas • Se calculó el promedio de la relación población/número de viviendas, teniendo en

cuenta que el número de habitantes por vivienda máximo es 5 y mínimo de 4, tomando como referencia los datos de la visita de campo se ha considerado un promedio de 4,2.

• Las localidades de la zona de proyecto se clasifica en localidades tipo II de acuerdo a

las posibilidades de consumo de la energía eléctrica actual y futura clasificación recomendada por la R.D.Nº 031-2003-EM-DGE.

Localidades tipo II: Son grupos de viviendas situadas en áreas rurales que no presentan aun configuración urbana o es incipiente. Las viviendas están generalmente situadas a lo largo de carreteras, caminos de herradura o dentro de chacras de los propietarios. La calificación eléctrica asignada es de 400 W/lote.

4.2.5. Metodología para la proyección de la demanda

Información existente

Los datos recopilados para la proyección de la demanda del proyecto son los siguientes: • Relación e identificación de localidades que integran el proyecto. • Censo Nacional de Población y Vivienda de 1993 y 2007, tasas de crecimiento a nivel

provincial y distrital. • Coeficientes de electrificación de 87,75% para año inicial y 95,00% año final para las

localidades tipo II. • De igual manera la evolución del factor de carga es de 0,174 año inicial y 0,192 al año

final para localidades tipo II. • Consumos unitarios emulados en función a la potencia instalada por lote y los

consumos históricos de sistemas existentes. Metodología de proyección de la demanda La metodología utilizada para la proyección del consumo de energía y de la máxima demanda, con ligeras variantes es la recomendada por la Ex-Oficina de Cooperación Energética Peruano-Alemana, que analizó diversos métodos de proyección, y determinó que para el caso de pequeños y medianos centros poblados, la metodología mas adecuada es aquella que se basa en el establecimiento de una relación funcional creciente entre el consumo de energía por abonado doméstico (kWh/Abon) y el número de abonados para cada año. Esta relación considera que la expansión urbana a



consecuencia del crecimiento poblacional está íntimamente vinculada con el desarrollo de actividades productivas que conducen a mejorar los niveles de ingreso y por consecuencia, el crecimiento percápita del consumo de energía eléctrica. A continuación, se describe secuencialmente los cálculos que efectúa el programa de proyección de la demanda de localidades: Número de habitantes y abonados domésticos: • Se proyecta el número de habitantes con su respectiva tasa de crecimiento, para un

horizonte de 20 años. • Sobre la base de los resultados de la visita de campo, en donde se contabilizó la

población y el número de vivienda, se determina el número promedio de habitantes por familia para cada una de las localidades, índice que permite determinar el número de viviendas para todo el horizonte de planeamiento.

• El número de abonados domésticos se obtiene de la multiplicación del número de viviendas totales y el coeficiente de electrificación.

Para la proyección de la población se ha empleado la siguiente relación:

NiN )(1*PP α+=

Donde: PN : Población proyectada al año n Pi : Población en el año inicial α : Tasa de crecimiento poblacional N : Año a proyectarse la población Para la proyección del número de viviendas se ha tomado en consideración lo siguiente: El número de viviendas para cada localidad se evalúa tomando como base la proyección de la población y la densidad familiar que se encontró en los trabajos de campo realizados, confrontándolos con los datos de población y vivienda proporcionados por el INEI. El número de habitantes por vivienda empleado, varia mayormente entre 5 y 4 para zonas rurales, de acuerdo a la localidad y a los datos proporcionados por el INEI. El valor asumido de la densidad familiar para el análisis de la demanda, el mismo que se mantiene constante para todo el período de análisis, se encuentra dentro de los márgenes de la relación siguiente: 4,00 < HAB / VIV < 5,00 Datos de Campo. El número de viviendas se determina en función de la siguiente relación:

hab/viv

NN

habviv

°=°

El número de abonados domésticos se determina multiplicando el número de viviendas por el coeficiente de electrificación de la forma siguiente:

viv°= N*CE Nadom De donde: Nadom : N° de abonados del sector doméstico. CE : Coeficiente de electrificación. N° viv : N° de viviendas. Los resultados de la proyección del número de habitantes y abonados domésticos se muestran en el FORMATO 2



Consumo doméstico: Para determinar el consumo unitario inicial en el sector doméstico se ha tomado como referencia la caracterización de carga de las viviendas encuestas en cada localidad durante el trabajo de campo del Mercado Eléctrico, las que han sido corroboradas con datos estadísticos proporcionados por Electro Puno S.A.A. de localidades similares al del proyecto. Indicadores de proyección

I II

15,9 12,0

21,7 19,3

1,66% 2,53%Tasa de Crecimiento de Consumo de Energia

Descripción

CUDi (Kw h.-mes/abonado)

CUDf (Kw h.-mes/abonado)

Optándose finalmente adoptar un crecimiento anual de 2,53%, toda vez que de los datos obtenidos se observa que los consumos de energía de dichas localidades esta restringida por la situación económica, la cual es siempre cambiante. Se ha establecido para cada tipo de localidad I y II, la capacidad instalada de la instalación de alumbrado artificial y los aparatos domésticos que pudieran tener y el número de horas de utilización de cada equipo de alumbrado artificial o equipo, determinándose de esa manera el consumo de cada vivienda encuestada. Luego se procede a promediar los consumos unitarios anuales de los beneficiarios encuestados de la localidad respectiva. La metodología MONENCO utiliza para el pronóstico de la demanda domiciliaria ecuaciones del tipo exponencial cuyos parámetros se derivan de datos históricos de pueblos ya electrificados. Los pronósticos señalados constituyen una fracción importante de la demanda total y se calculan en forma conjunta debido a que se relacionan con las mismas variables. La metodología utiliza la función matemática de mejor ajuste que resulta ser del tipo exponencial. Es decir de la forma siguiente:

bX * a Y = Donde: Y : Consumo Unitario (kWh/año). X : Número de abonados domésticos. a,b : Parámetros de la ecuación. Tasa de crecimiento del consumo unitario domestico: Los márgenes de crecimiento se obtuvieron de la siguiente manera: Localidad Tipo I = 1 % Localidad Tipo II = 0,99 % Consumo unitario domestico final: Se obtiene en base a la fórmula siguiente:

Nf T)* ( CUD iCUD=

Donde: CUDi: Consumo unitario doméstico inicial. CUDf: Consumo unitario doméstico final. T : Tasa de crecimiento del consumo unitario doméstico (basado en registros

históricos y al tipo de localidad).

BX *A Y =



BX *A Y aa = X /YA Baa= .............. I

BX *A Y bb = X /Y B Bbb= .............. II Igualando I y II

X /Y Baa = X /Y Babb

Y /Y ba = B)/X(X ba

) Y/Log(Y ba = )/X(X Log*B ba

) X/)/Log(X Y/Log(YB baba= Por lo que:

)X/)/Log(X Y/Log(YB 015015=

Factor de carga: Se determinaron los factores de carga típicos con datos extraídos de los medidores totalizadores de algunos transformadores de distribución en localidades similares. En el cuadro siguiente se presenta los factores de carga de localidades similares en el área del proyecto:

Localidad DistritoSistema Eléctrico

Tipo EnergíaMax.

demanda (kW.)

Factor de carga

Luriata y Comunidades Huancane Juliaca I 47 736 18,32 0,30

Huatasani Huancane Juliaca II 46 752 20,98 0,25

Huarasani Huancane Juliaca II 8 868 4,67 0,22

Santiaguilo Huancane Juliaca II 5 676 5,06 0,13

Vizcachani Huancane Juliaca II 4 440 5,22 0,10

Quela Huancane Juliaca I 5 076 5,24 0,11

Fuent e:

ELECTROPUNO SAA

Factores de carga - Año 2 009

Así para el cálculo de la demanda se utilizará los siguientes factores de carga: Fc. por tipo de localidad

fc

Tipo I 0,298

Tipo II 0,161

Tipo localidad

Indicadores de proyección

I II

0,298 0,161

0,320 0,180

10 8

2806 1574

Descripción

Incr. HU (horas/año)

HU final (horas)

fc inicial

fc f inal

Coeficiente de electrificación-CE: El CE es la relación entre el número de abonados domésticos y el número de abonados totales factibles de electrificar. Para las localidades del proyecto se cuenta con la información de las visitas de campo, donde se contabilizó el número de viviendas totales



correspondientes a cada localidad (información obtenida de la Municipalidad distrital) y el número de viviendas a electrificarse. Factor de conexión No se ha considerado el factor de conexión para las viviendas electrificables, debido a que los abonados a electrificar se conectaran desde la puesta en servicio del proyecto. Consumo comercial: Se determina a partir del consumo unitario del sector doméstico (CUC/CUD), asumiendo un porcentaje adicional al consumo unitario doméstico. Para las localidades del tipo II se ha considerado la relación CUC/CUD de 1,2, es decir se prevé un 20 % más de consumo de energía que los usuarios del sector doméstico. Consumo por cargas de uso general: Es el consumo debido a la existencia de cargas de uso general que están conformadas por escuelas, colegios, iglesias, locales comunales, municipalidades, postas médicas, etc Se determina a partir del consumo neto doméstico, como: CG = %CG * CD Donde %CG es el porcentaje del consumo neto de uso general con respecto al consumo neto doméstico. Este porcentaje se utiliza para calcular el consumo de uso general para todos los años. Consumo por cargas industriales menores: Es el consumo debido a la existencia de pequeñas industrias, tales como talleres de soldadura, manufactura, artesanía, destilería, etc. Se determina a partir del consumo neto doméstico, como: CI = %CI * CD Donde %CI es el porcentaje del consumo neto industrial con respecto al consumo neto doméstico. Este porcentaje se utiliza para calcular el consumo industrial menor para todos los años. Consumo por alumbrado público: Para la determinación del consumo de alumbrado público se ha aplicado la Norma DGE “Alumbrado de Vías Públicas en Áreas Rurales” Publicado en Diciembre del 2003, así mismo se ha considerado la R.M. Nº 074-2009-MEM/DM donde establecen disposiciones aplicables para el cálculo del porcentaje máximo de facturación por el servicio de alumbrado público, la cual mencionan lo siguiente: Se determina un consumo de energía mensual por alumbrado público de acuerdo a la siguiente fórmula: CMAP = KALP x NU Donde: CMAP : Consumo mensual de alumbrado público en kWh KALP : Factor de AP en kWh/usuario-mes NU : Número de Usuarios de la localidad El Factor KALP es el correspondiente al Sector Típico Rural, KALP = 6,3 Para calcular el número de puntos de iluminación se debe considerar una potencia promedio de lámpara de alumbrado y el número de horas de servicio mensuales del alumbrado público (NHMAP). Se aplica la siguiente fórmula: PI = (CMAPx1000) / (NHMAPxPPL) Donde: PI : Puntos de Iluminación CMAP : Consumo mensual de alumbrado público en kWh



NHMAP : Número de horas mensuales del servicio alumbrado público (horas/mes) PPL : Potencia nominal promedio de la lámpara de alumbrado público en watts Los puntos de iluminación (PI) en el caso de ser decimal se deben redondear al entero inferior. El número de horas mensuales del servicio de alumbrado público (NHMAP) dependerá de su control de encendido y apagado: Tipo de control NHMAP (horas/mes ) Célula fotoeléctrica 360 Horario Número de horas diarias programadas multiplicada por 30 La potencia nominal promedio de la lámpara de alumbrado público (PPL) comprende la potencia nominal de la lámpara más la potencia nominal de sus accesorios de encendido. El número de horas diarias de alumbrado público considerado es de 12 horas. Es así que para calcular el número de puntos de iluminación por localidad en el año inicial se considera lo siguiente: NHMAP = 360 PPL = 80W (Se incluye las pérdidas de potencia) Con las consideraciones anteriores se calcula el porcentaje que representa el Consumo de Alumbrado Público respecto del Consumo Unitario Doméstico como: %CAP = CMAP/CUD Este porcentaje se utiliza para calcular el Consumo de Alumbrado Público para todos los años. Consumo neto por localidad: Es la sumatoria de los consumos de cada uno de los sectores descritos anteriormente. Consumo bruto total: Se obtiene de sumar el consumo neto y las pérdidas de energía técnica y comercial en distribución que se estiman en 9 % de la energía neta. Demanda máxima de potencia: Es la que se obtiene de dividir el consumo bruto total (kWh-año) sobre las horas de utilización. Los criterios aplicados para la proyección de la demanda, se muestra en resumen en el cuadro siguiente:



Poblac. N° MD

Benef. S.P. (*) C.E. (*) Lámp. S.P. C.E. A.P. (kW)

1 GRASIELA II 400 38 9 0 2 1,80 0,12 1,92

2 CALACALA II 400 50 12 0 3 2,40 0,18 2,58

3 LAYUYO II 400 46 11 1 3 2,20 1,00 0,18 3,38

4 JOCHAPATA II 400 21 5 0 1 1,00 0,06 1,06

5 OCCSANI II 400 38 9 0 2 1,80 0,12 1,92

6 COLLANAPANTIPANTINI II 400 34 8 0 2 1,60 0,12 1,72

7 400 0 0,00 0,00

8 APACHETA II 400 38 9 0 2 1,80 0,12 1,92

9 HUANUCOLLO II 400 29 7 0 2 1,40 0,12 1,52

10 ESTALACONI II 400 30 7 0 2 1,40 0,12 1,52

11 CUNCAPATA II 400 42 10 2 3 2,00 1,50 0,18 3,68

12 HUILACOLLO II 400 25 6 0 1 1,20 0,06 1,26

13 SAN AGUSTIN II 400 93 22 0 6 4,40 0,36 4,76

14 PUMAHUATA II 400 42 10 0 2 2,00 0,12 2,12

15 CURAHUIÑA II 400 71 17 0 4 3,40 0,24 3,64

16 JANJARI II 400 76 18 0 5 3,60 0,30 3,90

17 HUAJATA II 400 38 9 0 2 1,80 0,12 1,92

18 TICANI II 400 33 8 0 2 1,60 0,12 1,72

19 HULLUNI II 400 59 14 0 4 2,80 0,24 3,04

20 COCHAPATA II 400 21 5 0 1 1,00 0,06 1,06

21 JALANTAYA II 400 33 8 0 2 1,60 0,12 1,72

22 ALTA GRACIA II 400 75 18 0 5 3,60 0,30 3,90

23 VILUYO II 400 42 10 0 2 2,00 0,12 2,12

24 PUMANI II 400 46 11 0 3 2,20 0,18 2,38

25 CARPANI II 400 130 31 0 9 6,20 0,54 6,74

26 MOLINOYO II 400 25 6 0 1 1,20 0,06 1,26

27 HURNAUCHO II 400 76 18 0 5 3,60 0,30 3,90

28 VILLACUCHO II 400 76 18 1 5 3,60 1,00 0,30 4,90

29 WALENSAYANI II 400 47 11 0 3 2,20 0,18 2,38

30 MAUCA II 400 38 9 0 2 1,80 0,12 1,92

31 VILUYOCUNCA II 400 17 4 0 1 0,80 0,06 0,86

32 400 0 0,00 0,00

33 JAJACHULPA II 400 76 18 0 5 3,60 0,30 3,90

34 400 0 0,00 0,00

35 MUYUPUCARA II 400 122 29 0 8 5,80 0,48 6,28

36 CHILLPANI II 400 71 17 0 4 3,40 0,24 3,64

37 PUTINAPUNCO II 400 54 13 0 3 2,60 0,18 2,78

38 ANCCARA II 400 46 11 0 3 2,20 0,18 2,38

39 400 0 0,00 0,00

40 CHACONI II 400 97 23 0 6 4,60 0,36 4,96

41 HUAYRAPATA II 400 80 19 0 5 3,80 0,30 4,10

42 ICHURAVI II 400 58 14 0 4 2,80 0,24 3,04

43 HUAYRAPUNCO II 400 147 35 0 10 7,00 0,60 7,60

44 LITERA II 400 92 22 0 6 4,40 0,36 4,76

45 QUELHUIRI II 400 311 74 0 21 14,80 1,26 16,06

46 HUACLANI II 400 97 23 0 6 4,60 0,36 4,96

47 CCARIHUAYCO II 400 47 11 0 3 2,20 0,18 2,38

48 FAQUETIRA II 400 63 15 0 4 3,00 0,24 3,24

49 CARPANI II 400 71 17 0 4 3,40 0,24 3,64

50 HUANCASAYANA II 400 55 13 0 3 2,60 0,18 2,78

51 FUNDICION II 400 76 18 0 5 3,60 0,30 3,90

52 400 0 0,00 0,00

53 TAHUACÑUÑO II 400 29 7 0 2 1,40 0,12 1,52

54 SALTO II 400 34 8 0 2 1,60 0,12 1,72

55 JATUNCHICURUNE II 400 84 20 0 5 4,00 0,30 4,30

Total 3 139 747 4 196 149,40 3,50 11,76 164,66

Tipo II: Calif icación Eléctrica de 400 W / lote

(*) CE: Cargas Especiales

SP: Servicio Particular

N° de Usuarios Demanda (kW)

MAXIMA DEMANDA DE POTENCIA POR LOCALIDAD

Nº LocalidadTipo de

Loc.Calific. Eléct.(W)

NOTA: Las localidades 7. Ajonuyo, 32. Tupac Amaru II, 34. Ichujullu y 52. Huasacucho se retiraron por estar en la Concesión Electro Puno S.A.A.. La localidad 39. Ajanani Chico se retiró por estar en el PIP con Código 10977.



Proyección de la demanda de potencia y energía La proyección de la máxima demanda (kW) y energía total (kWh-año) se adjunta en detalle en el FORMATO 2, y cuyo resumen se presenta a continuación:

Calificación eléctrica La calificación eléctrica se obtiene de la relación entre la máxima demanda de potencia y el número de abonados domésticos, cuyo valor se muestra a continuación: • Localidad Tipo II: Calificación coincidente de 242 W/lote, según normas de la

DGE/MEM se considera 400W/Lote.

4.3. Análisis de la oferta Alternativa Nº 01 La oferta de energía disponible en el área de influencia del proyecto de electrificación proviene desde el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), desde la Subestación Distribución Azángaro 30/30/9 MVA 138/60/22,9 KV, se alimentara a las Líneas y Redes Primarias en 22,9/13,2 kV., la cual garantiza la disponibilidad de energía y potencia, y la confiabilidad del sistema. En el FORMATO 3 se muestra la proyección de la oferta. Alternativa Nº 02 La oferta está dada por módulos fotovoltaicos que corresponden a lo requerido en el primer año de operación (2012), cantidad que es determinada a partir del consumo total de energía (Energía vendida), que requerirá el proyecto en el horizonte de evaluación.

4.4. Balance oferta demanda Alternativa Nº 01 Para el caso del circuito que deriva a San José, el balance oferta demanda se hace con la oferta que pueda ofrecer la subestación Azángaro 30/30/9 MVA 138/60/22,9 KV. Esta oferta es suficiente para satisfacer la demanda del proyecto en los próximos 20 años. En el cuadro siguiente se muestra el balance oferta-demanda, para todo el horizonte de evaluación

DESCRIPCION 2 013 2 018 2 023 2 028 2 032

Potencia (kW) 96 107 120 134 146

Energía vendida (kWh) 169 039 188 424 210 352 234 895 256 439

Energía requerida (kWh) 185 757 207 059 231 156 258 127 281 801



Balance Oferta Demanda del Servicio - Situación sin Proyecto

0 1 2 3 4 5 18 19 202 012 2 013 2 014 2 015 2 016 2 017 2 030 2 031 2 032

Demanda (kW) 85,9 87,7 89,5 91,6 93,7 95,7 127,3 130,2 133,1Oferta (kW)Deficit -85,9 -87,7 -89,5 -91,6 -93,7 -95,7 -127,3 -130,2 -133,1


0 1 2 3 4 5 18 19 202 012 2 013 2 014 2 015 2 016 2 017 2 030 2 031 2 032

Potencia Requerida (kW) 94,3 96,4 98,4 100,6 103,0 105,1 139,9 143,1 146,2Oferta (kW) 164,7 164,7 164,7 164,7 164,7 164,7 164,7 164,7 164,7Superávit 70,3 68,3 66,3 64,0 61,7 59,5 24,8 21,6 18,4

Balance del Recurso Disponible

0 1 2 3 4 5 18 19 202 012 2 013 2 014 2 015 2 016 2 017 2 030 2 031 2 032

Demanda (kW) 4 553,3 4 599,2 4 645,5 4 692,5 4 740,1 4 78 7,9 5 458,4 5 513,9 5 569,9Demanda del PIP 85,9 87,7 89,5 91,6 93,7 95,7 127,3 130,2 133,1Otras Demandas 4 467,4 4 511,5 4 556,0 4 601,0 4 646,4 4 692,2 5 331,1 5 383,7 5 436,9

Oferta (kW) 8 550,0 8 550,0 8 550,0 8 550,0 8 550,0 8 550 ,0 8 550,0 8 550,0 8 550,0Oferta Total 8 550,0 8 550,0 8 550,0 8 550,0 8 550,0 8 550,0 8 550,0 8 550,0 8 550,0

Saldo Disponible 3 996,7 3 950,8 3 904,5 3 857,5 3 809,9 3 762,1 3 091,6 3 036,1 2 980,1

DESCRIPCIONPERIODO

DESCRIPCIONPERIODO

DESCRIPCIONPERIODO

Alternativa Nº 02 Los módulos fotovoltaicos, cubre la demanda respectiva, que esta en función al nivel de radiación que ofrece el ámbito del proyecto. El nivel de radiación en la zona del proyecto es de 5,4 KWh /m2. Considerando los niveles de radiación solar en la zona del proyecto y el tamaño de los módulos fotovoltaicos domiciliarios, la oferta mensual de energía por panel será de:

12,15 KWh/ mes Por su parte, la potencia por panel será de: 80 Wp Dicha oferta de energía es suficiente para satisfacer la demanda de un equipo básico de iluminación, radio y televisión. Balance Oferta Demanda del Servicio - Situación sin Proyecto

0 1 2 3 4 5 18 19 202 012 2 013 2 014 2 015 2 016 2 017 2 030 2 031 2 032

Demanda (kW.h) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Oferta (kW.h) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Deficit 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0


0 1 2 3 4 5 18 19 202 012 2 013 2 014 2 015 2 016 2 017 2 030 2 031 2 032

Demanda (kW.h) 108 690,2 111 496,8 114 201,4 117 096,9 120 188,4 123 178,3 170 666,3 174 939,7 179 456,2Oferta(1) (kW.h) 106 130,0 107 822,0 109 373,0 111 065,0 112 898,0 114 590,0 139 888,8 142 003,8 144 259,8Saldo -2 560,2 -3 674,7 -4 828,4 -6 031,9 -7 290,4 -8 588,3 -30 777,5 -32 935,9 -35 196,4Numero Minimo de Paneles por Abonado 2 2 2 2 2 2 2 2 2Oferta Total (kW.h) 212 260,1 215 644,1 218 746,1 222 130,1 225 796,1 229 180,1 279 777,6 284 007,6 288 519,6Superávit 103 569,9 104 147,3 104 544,7 105 033,1 105 60 7,7 106 001,7 109 111,3 109 067,9 109 063,4(1) Oferta suministrada, considerando 01 panel foto voltaico por abonado

DESCRIPCIONPERIODO

DESCRIPCIONPERIODO

4.5. Análisis técnico de las alternativas de soluci ón 4.5.1. Alternativa 1 (Implementación del sistema el éctrico convencional, con instalación

de líneas y redes primarias, redes secundarias y ac ometidas domiciliarias, desarrollada a partir del suministro de la energía eléctrica de la Subestación



Azángaro 12/12/5 MVA 138/60/22,9 KV, perteneciente al Sistema Eléctrico Nacional (SEIN).

a. Normas aplicables Las normas principales que se han tomado en cuenta son las siguientes: • Código Nacional de Electricidad Suministros 2001. • Ley de Concesiones Eléctricas N° 25844. • Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas N° 25844. • RD-016-2003-EM/DGE Especificaciones Técnicas de Montaje de Líneas y Redes

Primarias para Electrificación Rural. • RD-017-2003-EM/DGE Alumbrado de Vías Públicas en Áreas Rurales. • RD-018-2003-EM/DGE Bases para el Diseño de LP y RR.PP. para Electrificación

Rural. • RD-020-2003-EM/DGE Especificaciones Técnicas de Montaje de Redes

Secundarias con Conductor Autoportante para Electrificación Rural. • RD-023-2003 EM/DGE Especificaciones Técnicas de Soportes Normalizados para

Líneas y Redes Secundarias para Electrificación Rural. • RD-024-2003 EM/DGE Especificaciones Técnicas de Soportes Normalizados para

Líneas y Redes Primarias para Electrificación Rural. • RD-025-2003 EMDGE Especificaciones Técnicas para el Suministro de Materiales

y Equipos de Redes Secundarias para Electrificación Rural. • RD-026-2003-EM/DGE Especificaciones Técnicas para el Suministro de Materiales

y Equipos de Líneas y Redes Primarias para Electrificación Rural. • RD-031-2003-EM/DGE Bases para el Diseño de Líneas y Redes Secundarias con

Conductores Autoportantes para Electrificación Rural. • Adicionalmente se consulta las siguientes normas internacionales: • NESC (National Electrical Safety Code). • RUS (Rural Utilities Service). • U.S. Bureau of Reclamation - Standard Design. • VDE 210 (Verband Deutscher Electrotechniker). • IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers). • CIGRE (Conference International des Grands Resseaux Electriques). • ANSI (American National Standard Institute). • IEC (International Electrotecnical Comission).

b. Criterios de diseño de líneas y redes primarias

Estos criterios definen las condiciones técnicas mínimas para el diseño de líneas y redes primarias aéreas en 13,2 kV de tal manera que garanticen los niveles mínimos de seguridad para las personas y las propiedades, y el cumplimiento de los requisitos exigidos para un sistema económicamente adaptado. Criterios de diseño eléctrico Características eléctricas del sistema Teniendo en cuenta que el proyecto, cuenta como puntos de alimentación desde las estructuras de las líneas primarias en 22,9/13,2 kV San José, se considera las siguientes características eléctricas: • Tensión nominal del sistema : 22,9/13,2 kV • Configuración : 1φ • Tensión máxima de servicio : 25 kV • Frecuencia : 60 Hz • Factor de potencia : 0,9 (atraso) • Conexión del neutro : Efectivamente puesto a tierra en S.E. • Potencia de cortocircuito mínima : 200 MVA • Nivel isoceráunico:

De 3800 a 4200 msnm : 30



Parámetros de los conductores Resistencia eléctrica La resistencia de los conductores a la temperatura de operación se calculará mediante la siguiente fórmula.

( )[ ]201 2ª20ª40 −+= tRR CC α

Donde:

CR ª40 = Resistencia del conductor a 40°C, en ohm/km

CR ª20 = Resistencia del conductor en c.c. a 20°C, en ohm /km α = Coeficiente de corrección de temperatura 1/°C: 0,0036

2t = Temperatura máxima de operación, en °C Reactancia inductiva para sistema trifásico equilib rado Las fórmulas a emplearse serán las siguientes:

410*)6,45,0(377 −+=r

DMGLogXL

en Ω/km Donde: DMG = Distancia media geométrica, e igual a 1,20 m r = radio del conductor, en m La reactancia inductiva equivalente para sistemas m onofásicos con retorno total por tierra.

=Ds

DeXLT log*1746,0

Donde: De = 85√ρ - Diámetro equivalente, en metros Ds = Radio equivalente del conductor, e igual a 2,117 r’ para conductor de 7

alambres ρ = Resistividad eléctrica del terreno, se considera 250 Ohm-m r’ = Radio del alambre del conductor, en metros Nivel de Aislamiento Los criterios que deberán tomarse en cuenta para la selección del aislamiento serán las siguientes: • Contaminación ambiental • Sobretensiones a frecuencia industrial en seco • Sobretensiones atmosféricas En el siguiente cuadro se muestran los niveles de aislamiento que se aplicarán a las líneas y redes primarias en condiciones standard:

Niveles de aislamientos

Tensión nominal entre fase

(kV)

Tensión máxima entre fases

(kV)

Tensión sostenimiento a la onda 1,2/50 entre fases y fase a tierra

(kVp)

Tensión de sostenimiento a frecuencia industrial entre fases y fase-tierra

(kV) 22,9/13,2 25/14,5 125 50

22,9 25 125 50



Contaminación ambiental El área del proyecto se caracteriza por ser una zona de contaminación muy ligera expuesta a descargas atmosféricas moderadas y presencia de lluvias, lo cual contribuye a la limpieza periódica de los aisladores. Por lo expuesto anteriormente se selecciona una distancia de fuga de 13,5 mm/kV correspondiente a una contaminación muy ligera (según Norma IEC 815) “Recomendaciones para distancia de fuga en los aisladores de porcelana para ambientes contaminados”. Formula para determinar la línea de fuga (fase-tierra):

chMAXffuga xfxULL 0=

Donde: Lfuga : Longitud de fuga fase-tierra requerida Lf0 : Longitud de fuga unitaria en mm/kVf-f Umax : Tensión Máxima de Servicio fch : Factor de Corrección por Altura: 1 + 1,25 (h –1 000) x 10-4 h : Altitud sobre el nivel del mar, en metros Sobretensiones a frecuencia industrial en seco Esta sobre tensión se produce debido a fallas en el sistema y está dada por la siguiente expresión:

flN

HVmaxfsVfi

n ×××−×××=

δσ )1(3 Donde: fs : Factor de sobretensión a frecuencia industrial (1,5) Vmax : Tensión máxima (25 y 14,5 kV) H : Factor por humedad (1,0) N : Número de desviaciones estándar alrededor de la media (3) s : Desviación estándar (2%) d : Densidad relativa del aire fl : Factor por lluvia (0,83)

t

xb

+=

273

92,3δ y 18336

76loglogmsnm

b −=

Donde: b : Presión barométrica mmHg. t : Temperatura ambiental media ºC El nivel de aislamiento recomendados según la Norma DGE “Bases para el diseño de líneas y redes primarias”, es: Vfi = 50 kV. Sobretensiones atmosféricas La mayor causa de fallas es ocasionada por los flameos producidos por descargas atmosféricas, los cuales producen sobretensiones directas e inducidas sobre las líneas de distribución, las cuales dependen de los siguientes factores: • Intensidad y continuidad de las descargas atmosféricas (nivel isoceráunico), dicha

intensidad varía en función a la altitud. • Las líneas evaluadas consideran una altura libre de 10 m (equivalente al poste de 12

m que utilizamos en las líneas 22,9/13,2 kV), lo que mejora el comportamiento ante las descargas atmosféricas.

• Las salidas de servicio por cada 100 km/año tienden a eliminarse cuando se logra una tensión de flameo al impulso critico (CFO) de la línea de 300 kV, valor que es posible lograrlo con la utilización de postes de madera, crucetas de madera y el aislamiento de los aisladores. En nuestro caso se ha descartado el uso de los postes de madera, por tanto solo se analizará la utilización de los otros dos componentes.



• La cantidad de pararrayos de las SS.EE.DD. proveen un grado de reducción de flameos por tensiones inducidas, debido a que las localidades se encuentran distribuidas a lo largo de las líneas, contribuyendo así a mejorar el comportamiento eléctrico.

• Los CFO a 1000 msnm considerados por la norma IEEE Std 1410-1997 para las estructuras con aislamiento en serie son los siguientes: Poste de concreto y cruceta de madera Primer componente (CFO1) Aislador PIN 56-3 o 2 aisladores campana 53-2 (200 – 165 kV) Segundo componente (CFO2) Cruceta de madera con aislador PIN 56-3 (250 kV) Por lo tanto CFO (Critical Impulse Flashover voltaje) es: CFOT=(200 kV ó 165 kV)+ 250 kV*0,5 CFOT=325 kV ó 290 kV

A continuación se describe el procedimiento de cálculo del aislamiento requerido por descargas atmosféricas (contorneo inverso “-“):

δσ ××−=

)1( N

NBIVi

Donde: NBI : Nivel Básico de Aislamiento (125 kV-BIL) N : Número de desviaciones estándar alrededor de la media (1,2) s : Desviación estándar (2%) d : Densidad relativa del aire

t

xb

+=

273

92,3δ y 18336

76loglogmsnm

b −=

Donde: b : Presión barométrica en cm de Hg t : Temperatura ambiental media ºC En base a los resultados de las solicitaciones antes mencionadas y los valores del cuadro que se presenta a continuación se prevé la utilización de aisladores Pin Ansi 56-3, y Suspensión Ansi 52-3 para las líneas y redes primarias.

Niveles de aislamientos aislador 56-3 y 2x52-3

NIVELES DE

AISLAMIENTO

AISLADOR TIPO PIN

CLASE 56-3

CADENA DE 2 AISLADORES

CLASE 52-3 Tensión de sostenimiento al impulso 1,2/50 kVp 200 245 Tensión de sostenimiento a frecuencia industrial (kV) 125 155 Línea de fuga total (mm) 533 584

Selección de pararrayos y seccionadores fusibles Las principales características de los pararrayos y seccionadores son las siguientes: Pararrayos: Los pararrayos serán de oxido metálico, seleccionando para el sistema en 22,9/13,2 kV- 21 kV. Seccionadores fusibles: Los seccionadores tipo cut-out será para el sistema en 22,9/13,2 kV-27 kV, 100A. Coordinación del aislamiento Se entiende por coordinación del aislamiento al conjunto de disposiciones que se toman a fin de evitar que las sobretensiones causen daño a los equipos eléctricos y cuando los arcos de defecto no puedan ser eludidos con medios que resulten económicos, sean localizados en puntos del sistema donde produzcan la mínima afectación al funcionamiento y a las instalaciones de éste ultimo.



Por tal razón es imprescindible la instalación de los pararrayos para la adecuada protección del aislamiento interno de los transformadores. Los márgenes mínimos de seguridad recomendado por ANSI, según guía de aplicación C62.2-1981 son: MP1 : Margen del nivel de onda cortada = 120% MP2 : Margen del nivel básico de aislamiento (BIL) = 120% MP3 : Margen por maniobra = 115% Donde: Tensión soportable de impulso atmosférico cortado del equipamiento MP1 = ------------------------------------------------------------------------------------- Nivel de protección del pararrayos para frente de onda Tensión soportable nominal de impulso atmosférico del equipamiento MP2 = ------------------------------------------------------------------------------------- Nivel de protección del pararrayos para impulso atmosférico Tensión soportable nominal de impulso atmosférico del equipamiento MP3 = ----------------------------------------------------------------------------------------- Nivel de protección del pararrayos para impulso de maniobra Dimensionamiento de conductores aéreos por capacidad térmica frente a los cortocircuitos El proceso de calentamiento por corriente de cortocircuito se considera de corta duración debido a los cortos tiempos de operación de los dispositivos de protección. En estas condiciones se pueden aceptar que durante el tiempo de duración del cortocircuito, no existe disipación de calor, es decir, todo el calor producido se traduce en calentamiento. Metodología de cálculo El método propuesto es el recomendado por la norma Alemana VDE103. En la determinación de los efectos térmicos producidos por los cortocircuitos, se parte del valor medio térmicamente efectivo de la corriente de cortocircuito Mi, que se define como el valor eficaz de una corriente ideal (puede considerarse continua) que en el tiempo de 1 segundo ganaría el mismo calentamiento que la corriente de cortocircuito (componente alterna más unidireccional) durante el tiempo total de eliminación de la falla. La VDE103 establece que: Mi = Icco √ (m + n) t Tratándose de recierres rápidos seguidos, el valor eficaz equivalente es: Im = √ Im12 + Im22 + ...+ Imi2 Donde: I”cco : Corriente eficaz inicial de cortocircuito m : Influencia de la componente unidireccional a través del factor N del gráfico

mostrado en la norma VDE. 0102 n : Influencia de la disminución de I”cco, según el gráfico mostrado en la

Norma VDE 0103 t : Tiempo real de eliminación de la falla en. La temperatura máxima en conductores de aleación de aluminio, durante el cortocircuito, y sometidos a esfuerzos de tracción mayores a 9,8 N/mm2, no debe sobrepasar de 160ºC. Para la determinación de la densidad máxima de corriente puede asumirse una temperatura inicial de 40ºC.



Con las temperaturas inicial y máxima indicadas y el gráfico de la Norma VDE103, se determina las densidades máximas de corriente que podrán alcanzarse. Luego la sección del conductor se obtendrá dividiendo el valor de Im calculado entre la densidad de corriente hallada. Realizando los cálculos correspondientes se concluye que la sección mínima a utilizarse será de 25 mm² AAAC, pero para mayor seguridad y considerando la presencia de fuertes vientos en la zona de proyecto, se considera utilizar la sección de 35 mm² AAAC. Además estos los conductores para líneas y redes primarias aéreas serán desnudos, de aleación de aluminio AAAC, fabricados según las prescripciones de las normas ASTM B398, ASTM B399 o IEC 1089. La utilización de conductores de aleación de aluminio es debido a que en la área del proyecto está libre de contaminación salina o industrial. Transformadores de distribución monofásicos Los transformadores serán monofásicos del tipo de inmersión en aceite y refrigeración natural, con arrollamientos de cobre y núcleo de hierro laminado en frío, para montaje exterior en poste, y cumplirán con las prescripciones de la norma IEC 76.1, según versión vigente a la fecha. Los transformadores tendrán las siguientes características: • Norma : ANSI • Tensión nominal primaria en vacío : 13,2 kV±2x2,5% • Tensión nominal secundaria en vacío : 460-230 V • Tipo de conexión en el lado de alta : Fase-neutro • Tipo de conexión en el lado de baja : Fase-neutro • Potencia nominal continua : 5 Y 10 kVA (1ø) • Frecuencia nominal : 60 Hz • Altitud de trabajo : hasta 4 000 msnm • Tensión de cortocircuito : 4 % • Aislamiento primario hasta 1000 msnm

Tensión al impulso 1,2/50 :125 y 95 kVp Tensión a la frecuencia industrial : 50 y 24 kV

• Aislamiento secundario : 2,5 kV Los transformadores tendrán los siguientes accesorios: • Conmutador de cinco tomas en vacío : 2 x 2,5 % • Tanque conservador con indicador visual del nivel del aceite • Dos ganchos de suspensión para instalar el transformador con pernos al poste • Ganchos de suspensión para levantar el transformador • Grifo de vaciado y toma de muestras de aceite. • Borne de conexión a tierra y placa de características. Puesta a tierra En los sistemas puestos a tierra sin neutro corrido en 22,9/13,2 kV se requiere que las instalaciones de líneas y redes primarias garanticen la seguridad de las personas, operación del sistema, y facilidad para el recorrido a tierra de la corriente de fuga. Se recomienda que para la Línea Primaria se siga el criterio de utilización una puesta a tierra por cada tres estructuras. En las redes primarias se debe tener en consideración la seguridad de las personas, además de la operación del sistema. En consecuencia se recomienda que todas las estructuras lleven puesta a tierra, excepto las que llevan retenidas. El sistema de puesta a tierra está compuesto por una varilla de acero recubierta de cobre de 2,4 m de longitud, 16 mm ø, conductor de cobre recocido de 16 mm2 y conectores. Asimismo, en la norma establece que para subestaciones trifásicas se debe tener un valor de 25 Ω sin tomar en cuenta la red secundaria. Los transformadores 1ø de sistemas MRT deben tener los siguientes valores de puesta a tierra:



Resistencia de puesta a tierra en subestaciones de distribución

Potencia nominal kVA

Valor de puesta a tierra Ω

5 25 10 15

En las estructuras de líneas monofásicas se utilizará un solo electrodo, mientras que en las subestaciones de distribución, el número de electrodos será el necesario para obtener los valores de resistencia de puesta a tierra indicados anteriormente.

c. Criterios para la selección y equipamiento de lí neas y redes primarias

Estructuras Para la selección del material de las estructuras se han establecido los siguientes criterios: • Las líneas y redes primarias que integran el proyecto son típicamente de

electrificación rural, por lo que los costos deben ser los menores posibles, garantizando sin embargo, un grado de seguridad mínimo, de acuerdo con las exigencias de las normas nacionales e internacionales que son aplicables.

• Según la norma RD-026-2003-EM/DGE: “Especificaciones técnicas para el suministro de materiales y equipos de líneas y redes primarias para electrificación rural”, podrán utilizarse postes de concreto armado y de madera. El primero de procedencia nacional mientras que el último podrá ser de procedencia nacional o importada.

Entonces se ha definido el uso de postes de concreto, por su fácil acceso de compra en el mercado y durabilidad. Conductores La norma RD-018-2003-EM/DGE “Bases para el diseño de líneas y redes primarias para electrificación rural”, establece que el material de los conductores para Líneas Primarias son de Aleación de Aluminio tipo AAAC que consideramos adecuado, frente al cobre que si bien es cierto es abundante en el mercado nacional, su costo y su peso lo tornan inadecuado. La sección mínima del conductor ha sido definida tomando en cuenta los siguientes aspectos: • Corrientes de cortocircuito. • Esfuerzos mecánicos. • Capacidad de corriente en régimen normal. • Caída de tensión. El segundo factor ha sido determinante en la definición de la sección de 35 mm2 como la mínima que se utilizará en el presente proyecto. Aisladores De acuerdo con los análisis de coordinación de aislamiento y sobre la base de la norma RD-026-2003-EM/DGE, se utilizarán aisladores de porcelana tipo Pin y Suspensión. Los primeros se instalarán en estructuras de alineamiento y ángulos de desvío topográfico moderados. En estructuras terminales, ángulos de desvío importantes y retención, se utilizarán cadenas de aisladores, compuestas de dos unidades. Los aisladores Pin corresponderán a la clase ANSI 56-3 y los de suspensión a la clase ANSI 52-3, conexión bola casquillo (ball - socket). Retenidas y anclajes Las retenidas y anclajes se instalarán en las estructuras de ángulo, terminal y retención con la finalidad de compensar las cargas mecánicas que las estructuras no pueden soportar por sí solas. El ángulo que forma el cable de retenida con el eje del poste no



deberá ser menor de 37º. Los cálculos mecánicos de las estructuras y las retenidas se han efectuado considerando este ángulo mínimo. Valores menores producirán mayores cargas en las retenidas y transmitirán mayor carga de compresión al poste. Las retenidas y anclajes estarán compuestos por los siguientes elementos: • Cable de acero grado SIEMENS MARTIN de 10 mm de diámetro. • Varillas de anclaje con ojal - guardacabo. • Mordazas preformadas. • Perno con ojal guardacabo para fijación al poste. • Bloque de concreto armado. Puesta a tierra Las puestas a tierra estarán conformadas por los siguientes elementos: • Electrodo de Copperweld. • Conductor de cobre recocido para la bajada a tierra. • Accesorios de conexión y fijación. En las estructuras de líneas trifásicas y monofásicas se utilizará un solo electrodo, mientras que en las subestaciones de distribución, el número de electrodos será el necesario para obtener los valores de resistencia de puesta a tierra indicados. Material de ferretería Todos los elementos de fierro y acero, tales como pernos, abrazaderas y accesorios de aisladores, serán galvanizados en caliente a fin de protegerlos contra la corrosión. Las características mecánicas de estos elementos han sido definidas sobre la base de las cargas a las que estarán sometidas. Subestaciones de distribución Las subestaciones de distribución serán aéreas monofásicas (13,2/0,40-0,23 kV ó 13,2/0,46-0,23 kV) equipada con cortacircuitos fusibles tipo distribución, pararrayos, sistema de puesta a tierra y un tablero de distribución para baja tensión.

d. Criterios de diseño de redes secundarias Estos criterios definen las condiciones técnicas mínimas para el diseño de las redes secundarias en 440/220 V que garanticen los niveles mínimos de seguridad para las personas y las propiedades, y el cumplimiento de los requisitos exigidos para un sistema económicamente adaptado. Criterios de diseño eléctrico Características eléctricas del sistema • Tensión nominal de la red : 440/220 V • Frecuencia nominal : 60 Hz • Factor de potencia : 1,0 (cargas de servicio particular) • Factor de potencia : 0,9 (cargas de alumbrado público) • Factor de simultaneidad : 0,50 (SP y AP) Parámetros de los conductores Resistencia eléctrica La resistencia de los conductores a la temperatura de operación se calculará mediante la siguiente fórmula. Resistencia de los conductores a la temperatura de operación, se calculará mediante la siguiente fórmula.



R40° = R20°[ 1 + α (T2 - 20)] Donde: R40° = Resistencia eléctrica del conductor a 40° C. R20° = Resistencia eléctrica del conductor a 20° C. µ = Coeficiente de corrección de temperatura 1/°C : 0,0036. T2 = 40° C. Reactancia inductiva de los conductores, se calculará mediante la siguiente fórmula. Xl = 0,1746 log (DMG/RMG) Donde: DMG = Distancia media geométrica. RMG = Radio medio geométrico. Parámetros de caída de tensión Máxima caída de tensión ∆V% : 7,5% (CNE-Suministro 2001) Fórmula para determinar la caída de tensión en las redes secundarias: ∆V = K x I x L x 10-3 Donde: I = Corriente que recorre el circuito, (A) L = Longitud del tramo, (m) K = Factor de caída de tensión Para circuitos monofásicos K = 2 (R cosΦ +X SenΦ) Donde: R = Resistencia eléctrica del conductor a 40 °C X = Reactancia inductiva del conductor Cantidad de luminarias La norma técnica RD Nº 017-2003-EM/DGE “Alumbrado de vías públicas en áreas rurales” donde establece que la cantidad de puntos de iluminación en una localidad se debe determinar con el procedimiento mostrado, así mismo se ha considerado la R.M. Nº 074-2009-MEM/DM donde establecen disposiciones aplicables para el cálculo del porcentaje máximo de facturación por el servicio de alumbrado público. • Se determina un consumo de energía mensual por alumbrado público de acuerdo a la

fórmula: • CMAP = KALP x NU Donde: CMAP : Consumo mensual de alumbrado público en kWh KALP : Factor de AP en kWh/usuario-mes NU : Número de usuarios de la localidad • El Factor KALP es el correspondiente al Sector Típico 5 : KALP = 6,3 • Para calcular el número de puntos de iluminación se debe considerar una potencia

promedio de lámpara de alumbrado y el número de horas de servicio mensuales del alumbrado público (NHMAP). Se aplica la siguiente fórmula:

PI = (CMAPx1000) / (NHMAPxPPL) Donde: PI : Puntos de Iluminación CMAP : Consumo mensual de alumbrado público en kWh NHMAP : Número de horas mensuales del servicio alumbrado público (horas/mes) PPL : Potencia nominal promedio de la lámpara de alumbrado público en watts



• La cantidad de puntos de iluminación (PI) en el caso de ser decimal se debe

redondear al entero inferior. • El número de horas mensuales del servicio de alumbrado público (NHMAP)

dependerá de su control de encendido y apagado: 360 horas/mes para célula fotoeléctrica.

• La potencia nominal promedio de la lámpara de alumbrado público (PPL) comprende la potencia nominal de la lámpara más la potencia nominal de sus accesorios de encendido. Las características de la lámpara a emplear son:

Características de lámpara para alumbrado público

Tipo de Lámpara Potencia (W) Pérdidas (W) Total (W) Vapor de Sodio 50 8 58

Sistema de puesta a tierra • 440/220 V 1ø : Valor de puesta a tierra requerido 10 Ω.

Se prevé la utilización de electrodos de cobre distribuidos en cada circuito a fin de obtener el valor requerido de puesta a tierra

4.5.2. Alternativa 2 (Implementación del Sistema El éctrico de Energía No Convencional,

con Instalación de Sistemas Fotovoltaicos Domicilia rios.

a. Normas aplicables Las normas principales que se han tomado en cuenta son las siguientes: • Resolución Directoral Nº 003-2007-EM/DGE Reglamento Técnico “Especificaciones

Técnicas y Procedimientos de Evaluación del Sistema Fotovoltaico y sus Componentes”

• Adicionalmente se consulta las siguientes normas internacionales: • IEC-61215. Módulos fotovoltaicos (FV) de silicio cristalino para aplicación

terrestre. Calificación de diseño y aprobación de tipo. • IEEE-Standard 1262. Recommended Practices for Qualification of Photovoltaic

(PV) modules, April, 1996. • IEC 60529. Degrees of protection provided by enclosures (IP-code). • DIN 40050. Road vehicles: degrees of protection (IP- code). • IEC 60811 “Métodos de ensayo comunes para materiales de aislamiento y

cubierta de cables eléctricos”. • Universal Technical Standard for Solar Home Systems. Thermie B SUP 995-96, EC-

DGXVII, 1998. • Programa Brasileiro de Etiquetagem. Teste operacional de disponibilidade

energética de sistemas fotovoltaicos de geração de energia elétrica. 2004. • Salazar, Ivo. Procedimientos de qualifi cação e aceitação de componentes de

sistemas fotovoltaicos domiciliares. Programa Interunidades de Pós- graduação em Energia. Universidade de São Paulo. 2004.

b. Configuración de un sistema fotovoltaico domicil iario

Según la configuración, los SFV están compuestos por los siguientes componentes: • Un generador fotovoltaico compuesto por uno o más módulos fotovoltaicos. • Un soporte para el generador fotovoltaico. • Un banco de baterías de plomo-ácido compuesto por una o más baterías. • Un controlador de carga. • Un convertidor CC/CC. • Luminaria en CC u otras cargas de consumo en CC • Accesorios (cables, interruptores, cajas de conexión, tableros de conexión, caja de

baterías, soporte de módulos, entre otros).



Criterios de diseño eléctrico El nivel de radiación en la zona del proyecto es de 5,4 KWh /m2. Considerando los niveles de radiación solar en la zona del proyecto y el tamaño de los módulos fotovoltaicos domiciliarios, la oferta mensual de energía por panel será de:

12,15 KWh/ mes

Por su parte, la potencia por panel será de: 50 Wp

4.6. Costos

4.6.1. Costos en la situación “sin proyecto”

Actualmente estas localidades no cuentan con servicio eléctrico. Los costos en la situación “sin proyecto” son cero.

4.6.2. Costos en la situación “con proyecto”

ALTERNATIVAS COSTO SOCIAL

S/. COSTO PRIVADO

S/. CONEXIONES

ALTERNATIVA 1 ALTERNATIVA 2

4 013 549,31

7 236 697,99

4 830 363,84

8 709 469,24

751

751

Alternativa Nº 01 Criterios para determinar los costos de líneas y redes de distribución primaria • Se aplicó las normas descritas en el ítem Nº 4.5.1. • Utilización de tensión de 22,9/13,2 kV, existentes en la zona del proyecto. • Utilización de los materiales evaluados y sustentados. Criterios de diseño de RP: • Conductores de 35 mm² AAAC. • Postes de concreto armado 12m/200 daN. • Dimensionamiento de cimentaciones. • Selección y utilización de vano promedio entre puntos notables de rutas de línea

primaria seleccionada, para determinar el número de estructuras. El vano seleccionado depende de la geografía de terreno y la zona por donde atraviesa (urbano, sub-urbano y rural).

Metodología para la valorización de líneas de distribución primaria

Para la valorización se ha seguido el siguiente procedimiento: • Se determinó el número de estructuras entre puntos notables de las rutas de línea

primaria seleccionada (vértices, derivaciones o ubicación de subestaciones de distribución), que resulta de la longitud del tramo de línea evaluado entre el vano promedio (distancia promedio entre estructuras); el vano promedio depende de la geográfica del tramo evaluado y si la zona es urbano, sub-urbano o rural. A continuación se muestra los vanos promedios máximo considerados (en metros)

Vano promedios utilizados

Número Ternas Geográfica Del Terreno Zona Vano Promedio

Máximo (m)

Monofásico Retorno

por Tierra 1ø-MRT 13,2 kV

Plano Urbano 100

Sub-Urbano 150 Rural 190

Ondulado Urbano 100

Sub-Urbano 150 Rural 240

Accidentado Sub-Urbano 220

Rural 260



• Se determina la cantidad de estructuras por tipo:

Estructuras de ángulo: Las cantidades son determinadas de la ruta seleccionada. Estructuras de retención: Se considera una cada 14 estructuras y en vanos especiales. Estructuras de seccionamiento según la configuración de sistema eléctrico Estructuras de alineamiento: Las restantes. Con la definición de la cantidad y tipos de estructuras se generan las planillas de estructuras para todos los tramos de líneas, definiéndose y cuantificándose los amortiguadores, retenidas, puestas a tierra y tipos de cimentaciones.

• Luego se procede a valorizar el metrado de los materiales de las estructuras. Las estructuras son las definidas según la Resolución Directoral Nº 024-2004 EM/DGE “Especificaciones Técnicas de Soportes Normalizados para Líneas y Redes Primarias para Electrificación Rural”.

• Se valoriza la parte Civil, comprendido por: Obras Provisionales (campamentos) Obras Preliminares (replanteo, gestión y limpieza de servidumbre). Excavaciones, rellenos y eliminación.

• Se selecciona y valoriza los aisladores según el nivel de tensión, altitud de la línea y nivel de contaminación.

• Se valoriza el conductor, según sección definida de los resultados del análisis del sistema eléctrico.

• Se valoriza las retenidas, puesta a tierra y equipos de protección y maniobra, definidas en las planillas de estructuras.

• El sustento de las actividades de montaje es mediante los Análisis de Costos Unitarios, cuyas cuadrillas fueron definidas acorde a la actividad a desarrollar y a su rendimiento.

• Se valoriza la inspección de línea, ingeniería de detalle, prueba y puesta en servicio. • Para el transporte se estima el 5% del costo de suministro de materiales. Criterios para determinar los costos de Redes Primarias y Secundarias • Para el caso de la red primaria se determino la cantidad de subestaciones de

distribución por localidad, la cantidad de estructuras requeridas y longitud de la red primaria.

• Para el caso de la red secundaria se determino la cantidad de viviendas beneficiadas, se estimo la longitud de red secundarias requerida por localidad y se clasifico a la localidad según la disposición de las viviendas como concentrado, semi disperso y disperso.

Determinación de Subestaciones de Distribución La cantidad de subestaciones de distribución fue definido de la visita de campo y para la asignación de la potencia, se consideró la capacidad de sobrecarga permisible, cumpliendo la norma VDE 0536, la misma que determina el factor de sobrecarga (K2) en función de: K1 Carga inicial (previa) con referencia a la carga nominal t Tiempo de duración de sobrecarga en horas T Temperatura del medio refrigerante en °C Para lo cual se tiene los siguientes gráficos:



Factor de sobrecarga

Para el modelo optimizado se consideró como valores por defecto que el tiempo de duración de la sobrecarga es de t = 4 horas, y la carga inicial previa K1 = 0,5; también que la temperatura del medio refrigerante en horas de sobrecarga es de T = 20°C, obteniéndose los siguientes factores de sobrecarga: K2 = 1,26 (con reserva del 5%) Para la asignación de potencia de transformadores distribución se siguió los siguientes pasos: • Se definió la sobrecarga de los transformadores (K2=1,26). • Se utilizo los transformadores monofásicos de 5 kVA normalizados según norma

DGE. • Se determino los la máxima demanda permisible con sobrecarga y reserva del 5%.

Sobrecarga permisible en subestaciones de distribuc ión

Potencia Demanda Máxima Permisible con

del Transformador sobrecarga y reserva del 5% (kW)

5 kVA - 1ø 5,99

• Para obtener la máxima demanda, se multiplico el número de usuarios por su

calificación eléctrica y el factor de simultaneidad de 0,5; al resultado se adiciono demanda de potencia por alumbrado público con factor de simultaneidad 1,0 y las pérdidas de potencia. Al requerimiento de demanda en kW se le asigna la potencia del transformador.

Metodología para la valorización de Redes Primarias y Secundarias El procedimiento seguido fue el siguiente: • El número de estructuras se determinó aplicando un factor a los kilómetros de red

primaria o secundaria (factor obtenido de otros PSEs similares). • Se valoriza los kilómetros de conductor de red primaria y secundaria. • Se selecciona y valoriza los aisladores. • Se valoriza las retenidas y puesta a tierra. • Se valoriza las subestaciones de distribución y los equipos de protección y maniobra. • El sustento de las actividades de montaje es mediante los análisis de costos unitarios,

cuyas cuadrillas fueron definidas acorde a la actividad a desarrollar y a su rendimiento.

• Las obras civiles incluyen excavaciones, rellenos y eliminación • Para el transporte se analiza por suministro transportado considerando el peso y el

volumen. • Se considera las partidas de ingeniería de detalle, prueba y puesta en servicio.



a. Costos Intangibles

Los costos intangibles están conformados por los siguientes costos: • Estudio de ingeniería definitiva. • Los costos de supervisión de los estudios y gastos administrativos se consideran el

5% de los costos del estudio definitivo.

ITEM DESCRIPCIONTOTAL

SOLES (S/.)

A ESTUDIO DE INGENIERIA DEFINITIVA 83 000,00

B SUPERVISION DE ESTUDIOS Y GASTOS ADMINISTRATIVOS ( % DE A) 5% 4 150,00

COSTO TOTAL S/. 87 150,00

RESUMEN GENERAL DE INVERSIONES INTANGIBLES

b. Costos de inversiones en activos fijos Las inversiones de activos del proyecto comprendido por las Líneas y Redes de Distribución Primaria y Redes de Distribución Secundaria han sido obtenidas mediante el procedimiento descrito anteriormente, teniendo como sustento lo siguiente: • Los suministros utilizados se valorizaron empleando la base de datos de costos de

suministros, que fueron obtenidos de la DGER/MEM de Inversiones en electrificación rural.

• Todas las actividades definidas para obtener el montaje son sustentadas mediante los Análisis de Costos Unitarios.

• Los análisis de costos unitarios utilizan los costos de mano de obra del personal, vehículos y maquinarias, suministro, equipos y herramientas.

• Para determinar los Gastos Generales Directos e Indirectos de la Obra, se desarrollo su respectivo análisis detallado, considerando que la Obra tendrá una duración de 5 meses.

PROYECTO AMPLIACION DE SER CON ENERGIA CONVENCIONAL, II ETAP A COMUNIDADES DEL DISTRITO SAN JOSE-AZANGARO-PUNOREGION PUNOPROVINCIA AZANGARODISTRITO SAN JOSE FECHA: marzo-12

ITEM LINEAS REDES REDES TOTALPRIMARIAS PRIMARIAS SECUNDARIAS SOLES ( S /. )

A SUMINISTRO DE MATERIALES 39 878,46 889 371,97 1 208 719,39 2 137 969,82

B MONTAJE ELECTROMECANICO 35 455,04 395 772,07 611 855,88 1 043 082,99

C TRANSPORTE (% SUMINISTROS) 5,00% 1 993,92 44 468,60 60 435,97 106 898,49

D COSTO DIRECTO ( C.D. ) 77 327,42 1 329 612,64 1 881 011,24 3 287 951,30

E GASTOS GENERALES (% C.D.) 5,95% 4 598,38 79 067,28 111 856,97 195 522,64

F UTILIDADES (% C.D.) 10,00% 7 732,74 132 961,26 188 101,12 328 795,12

G SUB-TOTAL SIN I.G.V. 89 658,54 1 541 641,18 2 180 969,33 3 812 269,05

H I.G.V. 18,00% 16 138,54 277 495,41 392 574,48 686 208,43

COSTO TOTAL S/. 105 797,08 1 819 136,59 2 573 543,81 4 498 477,48

RESUMEN GENERAL DE INVERSION EN ACTIVOS FIJOS

DESCRIPCION



c. Costos preoperativos Los costos preoperativos están conformados por los siguientes costos: • Gastos financieros y de administración, se considera el 0,5% de la inversión de

activos. • Supervisión de obra, se considera los costos unitarios utilizados por la DGER/MEM. • Gastos por compensación de servidumbre afectada, se cuantifica el área afectada por

la franja de servidumbre, asignándose un valor arancelario (VA) promedio por tipo de terreno rústicos, considerándose que cada poste afectará un área de 9 m² siendo su compensación el 100%(VA), mientras que la afectación por aires tendrá una compensación del 50%(VA).

• Plan de educación y capacitación de consumidores.


SOLES (S/.)

A SUPERVISION DE OBRA 225 507,21

B COMPENSACION DE SERVIDUMBRE 2 332,73

C PLAN DE EDUCACION Y CAPACITACION DE CONSUMIDORES 16 896,42


RESUMEN GENERAL DE GASTOS PREOPERATIVOS

d. Determinación de los Costos de Operación y Mante nimiento, y Compra de Energía Los costos de operación y mantenimiento están compuestos por: • Compra de energía en barra 23 kV de la SE Azángaro • Tarifas en Barra de Compra de Energía y Potencia

Tarifa de compra PPB PEBP PEBF

en Barra S/kW-mes cS/kW-h cS/kW-h

Barra de Azángaro 23 kV 29,98 10,48 9,78

• Los Costos de Operación y Mantenimiento que representan el 2% de los Activos

Fijos. Alternativa Nº 02 Criterios para determinar los Costos de Paneles Solares

Las consideraciones tomadas son las siguientes: • Se aplicó las Normas descritas anteriormente. • Utilización de tensión de 12V, provenientes de los paneles solares. Metodología para la Valorización de los Paneles Solares

Para la valorización se ha seguido el siguiente procedimiento: • Se determinó el número de equipos de Paneles Solares a partir de la estimación de la

demanda, considerando el nivel de radiación solar del ámbito del proyecto. • Se tomo en consideración el equipamiento similar de cada modulo solar



a. Costos Intangibles Están conformados por los siguientes costos: • Estudio de ingeniería definitiva. • Los costos de supervisión de los estudios y gastos administrativos se consideran el

5% de los costos del estudio definitivo.


SOLES (S/.)

A ESTUDIO DE INGENIERIA DEFINITIVA 69 304,96

B SUPERVISION DE ESTUDIOS Y GASTOS ADMINISTRATIVOS (% DE A) 5% 3 465,25


RESUMEN GENERAL DE INVERSIONES INTANGIBLES

b. Costos de inversiones en activos fijos Los costos en activos fijos están conformados por los siguientes costos: • Módulo fotovoltaico • Controlador de carga • Batería • Luminarias compactas de 11 W • Interruptor de un polo • Accesorios 2 Activos fijos 3 986 044,852,1 Suministros importados 2 461 614,40

Módulo fotovoltaico 1 746 164,00

Baterías 399 532,00

Controladores 105 140,00

Luminarias 100 934,40

Stock de reemplazos 105 140,00

Inversores 4 704,00

2,2 Suministros nacionales 525 700,00Tablero 315 420,00

Estructura, Cables y accesorios 210 280,00

2,3 Montaje 178 738,00Mano de obra calif icada 178 738,00

Mano de obra no calif icada 0,00

2,4 Transporte de equipos y materiales 209 112,012,5 Gastos generales 273 364,002,6 Utilidades 337 516,44

c. Costos preoperativos Los costos pre operativos están conformados por los siguientes costos: • Gastos financieros y de administración, se considera el 0,5% de la inversión de

activos. • Supervisión de obra, se considera los costos unitarios utilizados por la DGER/MEM. • Plan de educación y capacitación de consumidores.




SOLES (S/.)

B SUPERVISION DE OBRA 279 023,14

C PLAN DE EDUCACION Y CAPACITACION DE CONSUMIDORES 16 896,42


RESUMEN GENERAL DE GASTOS PREOPERATIVOS

d. Determinación de los Costos de Operación y Mante nimiento • Los Costos de Operación y Mantenimiento que representan el 2% de los Activos

Fijos. • Como costos también se tienen las reposiciones a lo largo del horizonte del proyecto

como son: Baterías : 3 años Controladores : 10 años Luminarias : 4 años

4.7. Beneficios

4.7.1. Beneficios en la situación “sin proyecto”.

Actualmente estas localidades no cuentan con servicio eléctrico por tanto lo beneficios son cero.

4.7.2. Beneficios en la situación “con proyecto”. Beneficios financieros Alternativa N° 1 El beneficio está considerando los siguientes rubros: • La venta de la energía en baja tensión. Considerado según clasificación de OSINERG

GART, BT5B. • Por tal motivo en la presente evaluación económica se considera la tarifa de venta de

energía al usuario final del sistema eléctrico Azángaro (BT-5), fijado por el Osinerg-Gart en 68,58 ctmS/./kWh (tarifa BT5B).

• Coeficiente de electrificación-CE: Con el presente proyecto se espera que el CE de la

zona beneficiada llegue a 80,07%. La evaluación de los beneficios incrementales a precios privados se presenta en el FORMATO 6 y 6-A

Alternativa N° 2 El beneficio está considerando los siguientes rubros: • La tarifa eléctrica rural para sistemas fotovoltaicos. Considerado según clasificación

de OSINERG GART, BT8-050. • Por tal motivo en la presente evaluación económica se considera la tarifa eléctrica

rural para sistemas fotovoltaicos, fijado por el Osinerg-Gart en Marzo del 2012, de energía promedio mensual disponible de 11,75 kwh y un cargo fijo equivalente por energía promedio de 313,19 ctmS/./kWh (tarifa BT8-080).



• Coeficiente de electrificación-CE: Con el presente proyecto se espera que el CE de la zona beneficiada llegue a 80,07%. La evaluación de los beneficios incrementales a precios privados se presenta en el FORMATO 6 y 6-A

Beneficios económicos y sociales La determinación de los beneficios económicos de la electrificación rural se presenta en el FORMATO 6-A, el cual se formuló en base a la metodología presentada por NRECA. Metodología para la estimación de los beneficios económicos Metodología general Según Jenkins (Diciembre de 1998), los beneficios sociales directos del proyecto de electrificación están determinados por el incremento del bienestar total del consumidor, representado por la suma del beneficio privado (A) y el excedente del consumidor (C + D); más el ahorro de las fuentes alternativas de energía (B). Una definición similar es encontrada en Brugman (Marzo de 1995). Beneficios económicos totales de la electrificación rural

0 Q 1 Q

0 P

1 T

electrici

D 1

as alternati

D 0

as alternati

S 0

MDP

A

B

C D

0

E

F

Ingreso Financiero del Proveedor

Incremento del Excedente del Consumidor

Consumo anual

(A)

(B)

(C)

(D)

Como se aprecia, Los beneficios sociales están representados por TODA EL ÁREA bajo la curva de demanda de electricidad. El excedente del consumidor El concepto del excedente del consumidor engloba un conjunto de importantes beneficios que los consumidores perciben con la electricidad. Esencialmente, el excedente del consumidor es la diferencia entre el precio que la persona realmente paga (20 cUS$/KWh, por ejemplo) y el monto que la persona habría tenido la voluntad de pagar. Generalmente, la persona da mayor valor a las primeras unidades de electricidad (normalmente usadas para iluminación) y valores menores a las unidades incrementales (ver curva de demanda de electricidad). Dado que los precios de la electricidad son fijos, hay una transferencia de valor a los consumidores por lo que ellos no están pagando. Esto representa valor económico real, y es incluido en el análisis económico de la electrificación.



En el documento de Jenkins (Diciembre de 1998) se describe la máxima disposición a pagar o MDP como el costo de la energía alternativa disponible para el consumidor. Para un agricultor rural, el costo del combustible diesel de una bomba de agua podría ser un estimado de su MDP. Para el uso residencial rural, la MDP puede ser estimada sobre la base del costo de las velas y/o el kerosene. Sin embargo, la MDP es mayor que el costo de la energía alternativa, en la medida que la electricidad ofrece un mayor nivel de confiabilidad y continuidad para el consumidor. (Ver gráfico). Metodología de NRECA2 De acuerdo con NRECA (Mayo 1999), los beneficios económicos constituyen un punto de referencia para cuantificar, en términos monetarios, qué beneficio representa para el país un proyecto de electrificación rural. Para calcular los beneficios económicos se consideran las cuatro categorías siguientes de demanda: (a) iluminación, (b) información (radio y televisión), (c) refrigeración, y (d) todos los demás usos. Los beneficios económicos de la iluminación pueden ser calculados a partir de la metodología del Banco Mundial3. La estimación realizada en el Perú por NRECA da como resultado un beneficio económico promedio de US$ 10,05 al mes (US$ 120,6 al año) por conexión a nivel país. Los beneficios económicos en radio y televisión se estimaron con base en la “voluntad de pago“ de los usuarios cuando usan una fuente de energía alternativa. En la visitas de campo, NRECA encontró que los habitantes rurales del Perú gastan en promedio US$ 5,40 al mes (US$ 64,80 al año) en baterías para radio y carga de baterías para televisión. Los beneficios económicos de refrigeración fueron estimados en base a la “voluntad de pago” de los usuarios rurales cuando utilizan el kerosene como alternativa a los sistemas eléctricos convencionales. Durante la visita de campo realizada por NRECA, el beneficio promedio por usuario, a nivel país, fue de US$ 9,17 al mes (US$ 110,04 al año). Este promedio toma en cuenta el hecho de que en la sierra no se encontró ninguna vivienda con refrigeración, en la selva se encontró que el 50% de viviendas tenían refrigeración y en la costa se encontró que otro 50% lo tenían. Los beneficios económicos del consumo de KWh adicionales a la iluminación, radio y televisión y refrigeración, se valoran a la tarifa vigente del usuario final en el sistema de distribución. La siguiente tabla muestra los resultados obtenidos por NRECA en la estimación de los beneficios económicos sobre la base de trabajos de campo en áreas rurales del Perú.

Beneficios económicos de la electricidad en áreas rurales del Perú (En US$ por año)

Región Iluminación Radio y

Televisión

Refrigeración Por KWh

adicional

Sierra 158,40 60,48 0,00 Tarifa final

Selva 102,24 57,96 138,84 Tarifa final

Costa 123,96 89,40 231,12 Tarifa final

País 120,6 64,80 110,04


2 NRECA International, Ltd. – SETA. “Estrategia Integral de Electrificación Rural”. 1999. Páginas 62 – 67. 3 Karl G. Jechoutek, Gerente de Sector, uno de los principales desarrolladores de esta teoría.



El beneficio por encima de la iluminación, y radio más televisión, se aplica a todos aquellos sistemas que produzcan energía suficiente como para operar un refrigerador, tales como las extensiones de línea, la minicentrales hidroeléctricas y, cuando operan las 24 horas, los sistemas a base de diesel. En cada caso el beneficio económico o “voluntad de pago” es mayor (o por lo menos igual) que el gasto en que incurre el usuario en las fuentes alternativas. Este gasto mensual puede ser determinado a través de encuestas4 sobre el uso de fuentes alternativas de energía. A continuación, se muestra la tabla del consumo indicativo de electricidad en áreas rurales en KWh por mes. En dicha tabla se presenta los años de servicio de tales usuarios.

Consumo indicativo de electricidad en áreas rurales del Perú (En KWh por mes)

Región Iluminación Radio y

Televisión

Refrigeración KWh

Adicionales

Total Años

Sierra 7,3 5,4 0,00 23,4 36,0 8,6

Selva 9,2 5,4 13,5 20,2 48,2 4,0

Costa 8,8 5,4 22,5 58,5 95,1 10,8

País 8,4 5,4 58,5 34,3 58,8 n.d.


Según la metodología de NRECA, la “voluntad de pago” por los servicios de iluminación, información (radio y televisión), refrigeración y otros usos es estimada a través de encuestas de campo. La curva aproximada de demanda de electricidad es la siguiente: Curva de demanda aproximada de electricidad: Método NRECA

Precio

Consumoanual

1Q

1T

0

adelectricidD1

Voluntad de pago

B

IluminaciónRadio y TV

Refrigeración

En general: “La voluntad de pago por el servicio de electricidad es mayor o igual que el gasto en fuentes alternativas de energía”. “La voluntad de pago por el servicio de electricidad es mayor o igual que la tarifa de electricidad”.

4 NRECA International, Ltd. – SETA. “Estrategia Integral de Electrificación Rural”. 1999. Página 170.



Otros beneficios sociales no valorables Otros beneficios sociales5 (no valorables en términos monetarios) atribuibles al proyecto pueden ser mayor cohesión social, seguridad nacional, protección del medio ambiente, mejoramiento de la condición social de la mujer, mejoramiento del nivel de salarios, defensa e integridad territorial al promover el desarrollo de zonas de frontera, entre otros. Situación que se espera alcanzar Por medio de este proyecto se espera incrementar el coeficiente de electrificación global del distrito, tal como se presenta en el siguiente cuadro:

COEFICIENTE

ELECTRIFICACION

TOTAL SERVIDA C.E.

San José 5 984 1 652 27,61%

TOTAL 5 984 1 652 27,61%

*Valores Referenciales

Fuente: Registro FONIPREL

COEFICIENTEELECTRIFICACION

TOTAL Nueva Pobl. Servida C.E.San José 5 984 4 791 80,07%

TOTAL 5 984 4 791 80,07%* Valores Referenciales

Fuente: DATOS DE CAMPO

Coeficiente de Electrificación de los Distritos Ben eficiadosDepartamento de Puno(*)

(Situación que se espera alcanzar a finales del año )

DISTRITO

2013

POBLACION

Coeficiente de Electrificación de los Distritos Ben eficiados

Departamento de Puno(*)

(Situación Actual a inicios del año)

DISTRITO

2012

POBLACION

4.8. Evaluación social (Costo/Beneficio) Para la evaluación social, se ha obtenido los costos sociales, la misma resulta de considerar modificaciones a los precios de mercado originadas a raíz que el proyecto es de interés social. En este caso las modificaciones que se puede realizar son al costo de montaje y de obras civiles, pues se considera que en este caso la mano de obra será local, por lo tanto tendrá menor precio al no requerirse transporte y significará un ingreso económico para la zona. El costo del suministro importado será igual al costo privado multiplicado por los factores de corrección indicados en la Guía General de Identificación, Formulación y Evaluación Social de Proyectos de Inversión Pública del Ministerio de Economía y Finanzas, de igual forma se procede con el costo del montaje electromecánico y obras civiles. Los factores de corrección que se aplican son los siguientes: a) Factor de corrección de bienes nacionales

Para considerar el costo social de los bienes nacionales, se deben restar los impuestos indirectos y directos, en este caso el IGV (18%) y el Impuesto a la Renta (30%).

b) Factor de corrección de bienes importados

5 NRECA International, Ltd. – SETA. “Estrategia Integral de Electrificación Rural”. 1999. Páginas 61 – 62.



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

c) Factor de corrección de la mano de obra Las remuneraciones a aplicarse es lo establecido por CAPECO, sin el IGV.

Sin embargo para el presente proyecto, se ha aplicado el factor 0,8309, recomendado por la DGPM/MEF de fecha 24 de marzo del 2010, la misma considera los siguientes criterios: a) El factor se aplica al total del presupuesto de inversión a precios de mercado sin necesidad

de ningún ajuste previo. b) Se aplica a los presupuestos de inversión, no a los costos de operación y mantenimiento. c) Se aplica a presupuestos de hasta S/. 10 millones.

Costos a precios sociales de Alternativa 1

Factor Costo S/.

de 0

corrección 2 012A) COSTOS DE INVERSION1 Intangibles 87 150,00

Estudios de ingeniería definitiva 1,0000 83 000,00Supervisión de estudios y gastos administrativos 1,0000 4 150,00

2 Activos fijos 4 498 477,482,1 Inversión en activos: Linea primaria 91 246,36

Suministro de materiales importados 1,0000 14 587,54Suministro de materiales locales 1,0000 32 469,04Montaje electromecanico (MO calif icada) 1,0000 25 102,17Montaje electromecanico (MO no calif icada) 1,0000 16 734,78Transporte 1,0000 2 352,83

2,2 Inversión en activos fijos: Red primaria 1 568 94 2,92Suministro de materiales importados 1,0000 325 332,27Suministro de materiales locales 1,0000 724 126,66Montaje electromecanico (MO calif icada) 1,0000 280 206,63Montaje electromecanico (MO no calif icada) 1,0000 186 804,42Transporte 1,0000 52 472,95

2,3 Inversión en activos fijos: Red secundaria 2 219 593,26Suministro de materiales importados 1,0000 499 201,11Suministro de materiales locales 1,0000 927 087,77Montaje electromecanico (MO calif icada) 1,0000 469 293,46Montaje electromecanico (MO no calif icada) 1,0000 252 696,48Transporte 1,0000 71 314,44

2,4 Gastos generales 1,0000 230 716,692,5 Utilidades 387 978,25

3 Otros gastos 244 736,363,2 Supervisión de obra 1,0000 225 507,213,3 Compensación por servidumbre 1,0000 2 332,733,4 Plan de educación y capacitación de consumidores 1,0000 16 896,42

4 Valor residual (-)(****)TOTAL COSTOS DE INVERSION 4 830 363,84

Factor global de corrección social 0,8309

TOTAL COSTOS DE INVERSION (Precios sociales) 4 013 5 49,31

ITEM RUBRO



Costos a precios sociales de Alternativa 2

Factor Costo S/.

de 0

corrección* 2 012A) COSTOS DE INVERSION1 Intangibles 72 770,211,1 Expediente técnico 1,0000 69 304,961,2 Capacitación 1,0000 0,001,3 Supervisión de estudios y gastos administrativos 1,0000 3 465,25

2 Activos fijos 3 986 044,852,1 Suministros importados 2 461 614,40

Módulo fotovoltaico 1,0000 1 746 164,00Baterías 1,0000 399 532,00Controladores 1,0000 105 140,00Luminarias 1,0000 100 934,40Stock de reemplazos 1,0000 105 140,00Inversores 1,0000 4 704,00

2,2 Suministros nacionales 525 700,00Tablero 1,0000 315 420,00Estructura, Cables y accesorios 1,0000 210 280,00

2,3 Montaje 178 738,00Mano de obra calif icada 1,0000 178 738,00Mano de obra no calif icada 1,0000 0,00

2,4 Transporte de equipos y materiales 1,0000 209 112,012,5 Gastos generales 1,0000 273 364,002,6 Utilidades 337 516,44

3 Otros gastos 295 919,563,2 Supervisión de obra 1,0000 279 023,143,3 Plan de educación y capacitación de consumidores 1,0000 16 896,42

4 Valor residual (-)TOTAL COSTOS DE INVERSION 4 354 734,62

Factor global de corrección social 0,8309Número de paneles por abonado 2TOTAL COSTOS DE INVERSION (Precios sociales) 3 618 3 48,99TOTAL COSTOS DE INVERSION EVALUACION 7 236 697,99

ITEM RUBRO

En base al flujo de costos y beneficios determinados a precios privados y precios sociales para ambas alternativas (ver FORMATO 7 y FORMATO 7-A), se determinó el VAN en cada caso.

ALTERNATIVAS VAN (10%) TIR

Alternativa 1 1 050 662 13,26%

Alternativa 2 -2 932 184 3,58%

4.9. Análisis de sensibilidad

En el medio ambiente donde se toman las decisiones, existe la incertidumbre de los valores que pueden tomar las variables de estado que intervienen en el proyecto, por tanto se hace necesario realizar un análisis de sensibilidad de las variables relevantes en el resultado de rentabilidad, dado su estado de información que podrían hacer cambiar la decisión de una alternativa por otra. En el estudio se han considerado para la alternativa 1, como variables relevantes de los indicadores de rentabilidad a los siguientes:



1. VARIABLES CRITICAS.

Precio de compra de energíaTarifa de venta de energía domésticoCosto de Operación y MantenimientoConsumo de Energía por Abonado DomesticoInversión a precios privadosBeneficio social por iluminaciónBeneficio social por Radio y TV

2. SIMULACION DE LAS VARIABLES CRITICAS SELECCIONAD AS.

VariableVariaciones porcentuales

VAN a precios sociales (S/.)

TIRSocial

Indice de Cobertura

Variaciones de Variable

10% 1 001 766,67 13,1% 115,8% 29,30

Precio de compra de energía 0 1 050 661,87 13,3% 120,9% 26,64

(cS/kW-h) -10% 1 099 557,07 13,4% 126,6% 23,97

10% 1 050 661,87 13,3% 128,0% 75,44

Tarifa de venta de energía doméstico 0 1 050 661,87 13,3% 120,9% 68,58

(cS/kW-h) -10% 1 050 661,87 13,3% 113,8% 61,72

10% 985 746,63 13,1% 114,6% 2,20%

Costo de Operación y Mantenimiento 0 1 050 661,87 13,3% 120,9% 2,00%

(%) -10% 1 115 577,10 13,5% 128,0% 1,80%

10% 1 017 978,39 13,2% 124,2% 13,20

Consumo de Energía por Abonado Domestico 0 1 050 661,87 13,3% 120,9% 12,00

(kW.h - mes) -10% 1 540 620,62 15,6% 293,4% 10,80

10% 584 391,70 11,7% 114,6% 5 313 400

Inversión a precios privados 0 1 050 661,87 13,3% 120,9% 4 830 364

(S/.) -10% 1 516 932,03 15,1% 128,0% 4 347 327

10% 1 485 846,26 14,6% 120,9% 664,99

Beneficio social por iluminación 0 1 050 661,87 13,3% 120,9% 604,54

(S/. / Abonado) -10% 615 477,47 11,9% 120,9% 544,09

10% 1 216 820,04 13,8% 120,9% 253,90

Beneficio social por Radio y TV 0 1 050 661,87 13,3% 120,9% 230,82

(S/. / Abonado) -10% 884 503,69 12,8% 120,9% 207,74

4.10. Análisis de sostenibilidad (Alternativa elegi da)

a) Capacidad de gestión En la etapa de inversión participará el Gobierno Local de San José, con gestiones ante la DGER/MEM y/o FONIPREL y en la etapa de operación el proyecto estará a cargo de Electropuno. Estas instituciones cuentan con una buena capacidad administrativa de gestión.

b) Disponibilidad de recursos Los recursos para la etapa de inversión provendrán del Tesoro Público los cuales se consignan en el Presupuesto Anual del Gobierno Local de San José, así mismo se prevé hacer participe a la DGER/MEM y/o FONIPREL.

c) Financiamiento de los costos de operación y mantenimiento Los costos operativos, se financian con los beneficios obtenidos por la venta de energía a los beneficiarios del proyecto. En el FORMATO 8 se aprecia que le proyecto cubre tanto los costos de Operación y mantenimiento como la compra de energía, con los ingresos provenientes por tarifas, a partir



del tercer año de puesta en operación. La cobertura del proyecto alcanza al inicio del proyecto el 107,70% llegando al final del periodo de evaluación a un 133,46 %. (FORMATO 8). A este efecto se puede concluir que el Proyecto después de cubrir los costos podrá obtener algunos ingresos que le permitan recuperar a muy largo plazo parte de su inversión.

Tasa de Descuento % 12%

Valor Actual de los Costos Operativos (S/.) 2 900 363

Valor Actual de los Beneficios (S/.) 3 507 389

INDICE DE COBERTURA DURANTE EL PERIODO 120,9%

Indicadores - Alternativa 1

d) Participación de los Beneficiarios La ejecución de este proyecto se ejecuta en base a la prioridad establecida en las Mesas de Concertación Local y también a la gestión de los propios pobladores a través de sus constantes pedidos y coordinaciones efectuadas con el Gobierno Local y los compromisos asumidos, como sucede en algunos casos, su iniciativa en la participación de la elaboración de los estudios respectivos y apoyo en la ejecución de obra con mano de obra no calificada. Los Beneficiarios no efectuarán aportes en forma de cuota inicial ni como mano de obra para la ejecución del proyecto. Sin embargo, aportarán información precisa acerca de la zona a beneficiar con este proyecto, así como de sus necesidades.

4.11. Impacto ambiental Los estudios sobre impacto ambiental están delimitado por el área de influencia del proyecto en el que se cuantifica y deberá mitigarse a través del diseño de un Plan de Manejo Ambiental y un Plan de Monitoreo el control de los parámetros ambientales. Hidrografía El distrito cuenta con los ríos más importantes de la Zona Norte de la Región que es la Columna Hídrica de la Cuenca, al cual se le llama río Pirhuani, río San José, río Carpani que nace en las imponentes cordilleras. Estos ríos dan vida a los habitantes de esta región con sus cristalinas aguas. También cuenta con muchos manantiales dentro del distrito. Se considera también potencial por que en muchos distritos de la provincia ya existe la falta de agua e incluso en algunos distritos no existe ríos con una duración anual. Solo que en el mismo distrito no ha sido aprovechado para sistemas de riego u otra utilidad. Flora En plantas silvestres los mas conocidos son ichu, layo, llantén, jallu jallu, chillihua, iru, cebadilla, totorilla, sancayo, salvia, chirichiri, kantuta, altamisa, muña, alko qisca, chicchipa, pantipanti, zunila, jinchujinchu, y otras especies aun desconocidos. En árboles ornamentales tenemos eucalipto, queñua, ciprés ,colli, pino, retama, keshuara. Pero en muy poca cantidad, no ha sido política de la población reforestar. La cuenca cuenta con una diversidad de flora y fauna, recursos naturales que son parte del medio ambiente y reserva que permitirá el desarrollo sostenible de las comunidades, teniendo siempre en cuenta la explotación planificada y dando el mejor uso de los recursos. Fauna En cuanto a animales silvestres se puede visualizar el cóndor, águilas, vicuña, zorrino, zorro, venados, vizcachas, cuy salvaje, gato montes, parihuana, gaviotas, lequecho, búho, lechuza, tórtolas, golondrinas, pájaros pitos, cernícalos, codorniz, huallatas, gorrión, jilgueros, culebras, lagartos, sapos, ranas, y otras. En peces tenemos en lagos y ríos la trucha y otros.



Descripción de impactos ambientales de las alternat ivas Alternativa 1. Impactos Positivos Los impactos ambientales positivos del proyecto se dan en el ambiente socioeconómico durante su etapa de operación, contribuyendo significativamente a mejorar la calidad de vida de la población beneficiada con dicho proyecto. Entre estos impactos podemos considerar: - Capacitación de la mano de obra local, incrementando el número de personas activas por la

generación de empleos temporales. - Leve mejoramiento en el aprovechamiento del suelo: El control de la vegetación a través del

cultivo de pastos y plantaciones agrícolas de tallo corto mejorarán el aprovechamiento de la tierra cultivable en el sector agrícola.

- Existirá mayor comodidad por el uso de la energía. - Revalorización de las fincas rurales o turísticas por tenencia de energía eléctrica. Expansión de industrias auxiliares debido a la energía eléctrica. - La inserción en el mundo globalizado a través de las telecomunicaciones y el Internet - Mejora en los servicios básicos y se impulsará otros servicios. Impactos Negativos Estos se presentarán solo en la etapa de construcción y son: - Depredación de fauna con caza esporádica de especies animales - Contaminación por desechos de material reciclable, como residuos de embalaje, envases de

cemento, etc. - Alteración del hábitat en la franja de servidumbre Todos estos impactos negativos causados por el proyecto se consideran como de menor nivel, los que pueden ser evitados con medidas de prevención y control Alternativa 2. Impactos Positivos Los impactos ambientales positivos del proyecto se dan en el ambiente socioeconómico durante su etapa de operación, contribuyendo significativamente a mejorar la calidad de vida de la población beneficiada. Mejora en los servicios básicos de la población. Impactos Negativos - Como los Módulos solares se componen de partes que deben acumular energía, éstos al

cumplir su vida útil deben ser desechados, ofreciendo un alto grado de contaminación por residuos tóxicos y será necesario aplicar el monitoreo de impactos ambientales.

Monitoreo ambiental Por la naturaleza de los impactos ambientales negativos y positivos determinados en este estudio, los niveles de monitoreo serán locales. Durante la fase de construcción: La inspección estará a cargo del Inspector Ambiental del Contratista, quién verificará las labores del Contratista para que no dañen los medios físicos, biológicos y de interés humano como la salud. Los espacios adyacentes a la ubicación de los componentes del sistema deberán ser repuestos a sus condiciones originales una vez terminada la obra. Asimismo la Supervisión deberá verificar el cumplimiento de las tareas ambientales a cargo del Contratista. Durante la fase de operación y mantenimiento: El operador de este sistema deberá tener un responsable de la situación ambiental (Auditor Ambiental Interno, de acuerdo al D.S. N° 29-94-EM, Reglamento de Protección Ambiental en las Actividades Eléctricas) quien llevará a cabo los monitoreos y presentará los informes correspondientes a la autoridad competente, los costos que emanen del programa de monitoreo estarán a cargo del operador de este sistema. La información obtenida servirá para controlar y tomar decisiones sobre la construcción y operación de la línea, enfatizando y propiciando la no-alteración del medio ambiente.



Variables a monitorear Durante la fase de construcción El Supervisor de Obra verificará el cumplimiento por el Contratista de las medidas mitigadoras de impacto ambiental, siendo las variables a monitorear las siguientes: Cualitativos - La ubicación de campamentos. - El uso de los suelos para la ubicación de las instalaciones. - Coordinar con el Ambientalista y el Arqueólogo el cumplimiento tanto de lo prescrito en el

presente EIA, así como del monitoreo arqueológico. - Contar con las revisiones técnicas de todos los vehículos y maquinarias que serán utilizados

en la obra, de manera de cumplir con lo referido a límites permisibles de emisión de gases, ruido y buen funcionamiento, cumpliendo con la reglamentación vigente.

- Se deberá exigir el cumplimiento del Reglamento de Seguridad y Salud en el Trabajo de Actividades Eléctricas.

- Los materiales que pudieran afectar al medio ambiente. - Desechos sólidos residuales domésticos e industriales debiendo ser adecuadamente

dispuestos en botaderos o rellenos sanitarios autorizados cercanos, por medio de una Empresa Prestadora de Servicios de Residuos Sólidos.

- Relaciones Comunitarias, no afectación de costumbre y patrimonio, así como el orden público.

Cuantitativos - Emisión de Radiación Electromagnética; se deberá realizar mediciones de electromagnetismo

en horas de máxima demanda de potencia (7:00 pm. a 8:30 pm.), en las zonas de mayor nivel de radiación electromagnética (debajo de la línea), la medición se efectuará en la etapa de operación experimental. Se empleará dos puntos de control, definidos por la supervisión.

- Emisión de Ruido de las instalaciones: se efectuará en las subestaciones de distribución en horas de máxima demanda de potencia (7:00 a 8:30 pm.), se realizará durante la etapa de operación experimental y se utilizarán dos puntos de control, definidos por la supervisión.

- Fauna y Flora, la medición se efectuará de forma visual, en la etapa de operación experimental.

- No se efectuará medición de Efluentes líquidos, por no existir efluentes. Durante la fase de operación Cualitativos - Proporcionar instrucción ambiental en los diferentes niveles jerárquicos. - Velar por el cumplimiento de las recomendaciones de mitigación estipuladas en el EIA. - Controlar las condiciones de las instalaciones, evitando que se realicen construcciones en la

franja de servidumbre. - Inspecciones periódicas del estado de conservación de las instalaciones. - Niveles de temperaturas altas y bajas de los equipos eléctricos, para proceder a ser

protegidas cuando correspondan. - Contar con las revisiones técnicas de todos los vehículos y maquinarias que serán utilizados

en la operación y mantenimiento, de manera de cumplir con lo referido a límites permisibles de emisión de gases, ruido y buen funcionamiento, cumpliendo con la reglamentación vigente.

- Se deberá exigir el cumplimiento del Reglamento de Seguridad y Salud en el Trabajo de Actividades Eléctricas.

- Controlar cualquier obra pública o privada cercana al área del proyecto que pueda complicar el buen funcionamiento de la línea primaria.

- Informar a la autoridad competente de algún impacto ambiental no anticipado en el estudio. - Relaciones Comunitarias, no afectación de costumbre y patrimonio, así como el orden

público. Cuantitativos - Emisión de Radiación Electromagnética; se deberá realizar una medición semestrales de

electromagnetismo en horas de máxima demanda de potencia (7:00 pm a 8:30 pm), en las zonas de mayor nivel de radiación electromagnética (debajo de la línea). Se tomarán dos puntos de control definidos por la supervisión.

- Emisión de Ruido de las instalaciones; se deberá realizar una medición semestrales de ruido en las subestaciones de distribución en horas de máxima demanda de potencia (7:00 pm a 8:30 pm). Se utilizarán dos puntos de control definidos por la supervisión.



- El control de la Fauna y Flora será de forma visual. - No se efectuará medición de Efluentes líquidos, por no existir efluentes. Frecuencia de monitoreo La frecuencia del monitoreo es la siguiente: Mensual: Seguridad y Salud Ocupacional. Trimestrales: Electromagnetismo, Ruido y Control de Flora y Fauna. Anual: Relaciones Comunitarias. Asimismo el Propietario se comprometerá para el monitoreo lo siguiente: - Proporcionar instrucción ambiental en los diferentes niveles jerárquicos. - Velar por el cumplimiento de las recomendaciones de mitigación estipuladas por el EIA. - Se deberá exigir el cumplimiento del Reglamento de Seguridad y Salud en el Trabajo de la

Actividades Eléctricas. - Informar a la autoridad competente de algún impacto ambiental no anticipado en el estudio. Metodología La metodología a emplear en el programa de monitoreo consistirá en la evaluación periódica de las variables a monitorear. Se empleará la inspección visual en los casos de control de flora y fauna, desechos sólidos, desechos líquidos, servidumbre y elementos de sujeción en las instalaciones. En el caso de calidad de suelos, agua y aire bastará con monitorear mediante la inspección visual, el correcto manejo de los residuos líquidos y sólidos, y el estado de funcionamiento óptimo de maquinarias de carga y transporte tales como grúas y camionetas. No será necesario tomar mayores medidas, ya que la actividad de distribución eléctrica no produce efluentes líquidos ni gaseosos como en el caso de las centrales termoeléctricas o las minas. En el caso de niveles de ruido y de campos electromagnéticos se utilizarán instrumentos adecuados para su monitoreo, tales como audímetros y gausímetros. Para monitorear las relaciones comunitarias y demás factores humanos se recurrirá a la encuesta personal y/o coordinaciones con las autoridades locales y las poblaciones. Para evaluar la seguridad en las instalaciones se recurrirán a inspecciones y verificación de las distancias mínimas de seguridad. Cronograma A continuación se presenta el siguiente cronograma establecido para el monitoreo:



Cronograma de control de monitoreo ambiental

Eta

pa

Concepto

Mes

1

Mes

2

Mes

3

Mes

4

Mes

5

Mes

6

Mes

7

Mes

8

Mes

9

Mes

10

Mes

11

Mes

12

FA

SE

DE

CO

NS

TR

UC

CIÓ

N

Monitoreo Ambiental

Aproximadamente será a tiempo completo o prudente mientras dure las excavación.

El tiempo restante en que se ejecuta la obra (3

meses), se contará con sus servicios semanalmente.

Los puntos de Monitoreo se presentarán en informes Trimestrales (4 veces al año): Electromagnetismo, Ruido y Control de Flora y Fauna. Cuya inspección será tal como se especifica en el EIA presentado.

Manejo de Residuos

Durante la ejecución del proyecto se trasladará mensualmente los residuos acumulados de los

campamentos y almacenes, labor realizada por la Empresa Prestadora de Servicios de Residuos autorizados por

DIGESA.

Programas de Talleres de

Información

Éstos se realizarán antes de empezar la obra, cuya cantidad será definida por el Titular del Proyecto.

Programa de Medidas

Preventivas y/o Correctivas

Se encuentran conformadas principalmente por la difusión de los peligros de la energía eléctrica en los domicilios, educación ambiental, etc., realizándose una (1) vez al año.

Monitoreo del Cultura (INC)

Se monitoreará mientras duren los trabajos de excavación, que aprox. será dos (2) meses.

FA

SE

DE

OP

ER

AC

IÓN

Monitoreo Ambiental

Este estará a cargo de Electronorte, él cual cuenta con la infraestructura suficiente: cuya frecuencia se muestra a continuación:

Mensual: Seguridad y Salud Ocupacional.

Informes Trimestrales: Electromagnetismo, Ruido y Control de Flora y Fauna.

Programa de Manejo de Residuos

Se realizará en base a la cantidad de controles de Electromagnetismo, Ruido y Control de Flora y Fauna (4 veces al año).

Programa de Medidas

Preventivas y/o Correctivas

Se encuentran conformadas principalmente por la difusión de los peligros de la energía eléctrica en los domicilios, educación ambiental, etc., realizándose una (1) vez al año.

4.12. Selección de alternativas Analizando los numerales 4.6, 4.7, 4.8 y 4.9 se concluye que la mejor alternativa para la electrificación de las localidades, es la Nº 01, mediante la construcción de las Líneas Primarias, Redes Primarias y Secundarias. Ventajas de la Alternativa Seleccionada



- Se tiene un servicio durante las 24 horas del día con algunas excepciones que puedan existir por descargas atmosféricas en la estación de invierno o cuando se efectúe labores de mantenimiento.

- La operación y maniobra del sistema estará a cargo de Electro Puno S.A.A. - Las líneas y redes primarias de este proyecto estarán interconectados con el Sistema

Interconectado Nacional. - Los Impactos Ambientales negativos que pueden ocasionar son casi nulos, porque la energía

eléctrica en corriente alterna no deja residuos. Conclusiones - El Valor Actual Neto y la Tasa Interna de Retorno nos señalan que el proyecto no permitirá

recuperar las inversiones ni el costo de la Inversión, debido a que la demanda atendida es baja, desde el punto de vista privado el proyecto no es rentable.

- Debido a que este es un proyecto de interés social y el mayor beneficio que se obtiene es la posibilidad de impulsar el desarrollo de los pueblos que serán electrificados, se requiere que la participación del estado para que el proyecto se haga económicamente viable.

- De acuerdo a los resultados obtenidos en la evaluación costo-beneficio, del impacto ambiental, así como del análisis de sensibilidad y sostenibilidad se concluye que este proyecto es Viable

Recomendaciones - Se recomienda que el presente proyecto pase a la etapa de definitivo, debido que en la

evaluación efectuada arroja resultados de rentabilidad social positiva y el proyecto es auto sostenible.

4.13. Plan de implementación

4.13.1. Cronograma de ejecución

Se plantea que la duración de la obra sea de 5 meses, período suficiente para que un Contratista ejecute la obra en forma satisfactoria.

4.13.2. Recursos necesarios para la instalación

a. Disponibilidad de materiales y equipos La mayoría de los materiales a utilizarse en la Línea Primaria en 13,2 kV, redes primarias y secundarias, tales como postes de CAC, crucetas y ménsulas de madera tratada, ferretería de postes, materiales para puesta a tierra y retenidas son de fabricación nacional. El resto de materiales: conductores de aleación de aluminio AAAC, aisladores, ferretería de línea y equipos de protección serán importados. Los materiales para las subestaciones de distribución, tales como cables, conductores, transformadores serán de procedencia nacional o extranjera.

b. Disponibilidad de contratistas y equipos de mont aje En el país existe empresas contratistas con amplia experiencia en la ejecución de este tipo de trabajos y debidamente equipadas, que han venido trabajando en la construcción de PSE desde 1982 a la fecha, por lo que se ha previsto que dichas labores se encarguen a firmas peruanas.

c. Transporte y montaje



El transporte de materiales y equipos desde el lugar de fabricación hasta la zona del Proyecto no representará mayor problema, debido a la existencia de carreteras apropiadas y en regular y buen estado de conservación. Para el transporte de materiales nacionales se tiene la carretera asfaltada Lima-Arequipa-Juliaca-Azángaro-San José y para el suministro de materiales importados se tiene la carretera asfaltada puerto Matarani-Arequipa-Juliaca-Azángaro-San José. Desde San José existe trochas carrozables al ámbito del proyecto. En la zona del Proyecto, existen carreteras afirmadas paralelas al trazo de las líneas primarias proyectadas en la mayor parte de su recorrido, por tal motivo, tampoco se ha previsto la existencia de problemas durante el transporte.

4.13.3. Responsables de la ejecución del proyecto El órgano ejecutor responsable de la ejecución del proyecto es la Municipalidad distrital de San José.

4.14. Organización y gestión Las etapas de inversión, ejecución y supervisión de obra estarán a cargo de la Municipalidad distrital de San José, mientras que la operación, mantenimiento y administración estarán a cargo de Electropuno. Considerando que actualmente Electro puno viene operando los PSE Azángaro, Sandia, Huancané-Moho, Lampa, Ilave, Pomata, entre otros, el Proyecto, representa una pequeña ampliación de su sistema eléctrico rural, motivo por el cual el Proyecto debe implicar sólo un reordenamiento y ampliación de las actividades de operación, mantenimiento y comercialización que viene desarrollando actualmente.

4.15. Matriz de marco lógico para la alternativa se leccionada En el Formato 10 se muestra la matriz de Marco Lógico para la alternativa seleccionada.



FORMATO 10MARCO LÓGICO

(Alternativa Elegida)AMPLIACION DE SER CON ENERGIA CONVENCIONAL, II ETAP A COMUNIDADES DEL DISTRITO SAN JOSE-AZANGARO-PUNO

Resúmen de objetivos

FIN - - Registros de los consumos deenergía de la empresaconcesionaria o administradorade la electricidad local.

- Estabilidad económica, política ylegal propicia para la realizaciónde la Inversión.

144 kw h-año

PROPOSITO Acceso de la población alservicio de electricidad enlas localidades rurales.

- - - Interés de los pobladores por eldesarrollo productivo y social desu localidad.

751 nuevos usuarios - Existe un marco regulatorio queestablezca una tarifa al alcancede la población.

COMPONENTES Infraestructura eléctrica. - Informes de seguimiento ymonitoreo de la construcción de la infraestructura eléctrica.

- El MEM realiza la supervisión dela ejecución del proyecto, y seencuentra capacitada pararealizar dicha tarea.

* Líneas primarias. 4,98 km de línea primaria. - Registro de los acuerdos yconvenios f irmados por lasinstituciones involucradas.

- Las instituciones involucradascumplen los acuerdos yconvenios firmados.

* Redes primarias 50 Localidades con redesprimarias.

* Redes secundarias. 50 Localidades con redes secundarias.

* Conexiones domiciliarias. 751 Acometidas Domiciliarias.

ACCIONES Construcción de lainterconexión al sistemaeléctrico existente mediante:

s/. 87 150 - Costos Intangibles - Registros contables de laentidad ejecutora del proyecto.

- Los Presupuestos requeridos seobtienen de manera oportuna.

* Líneas primarias. s/. 105 797 - Costo de instalación delíneas primarias

- Liquidación final de la obra. - Los acuerdos, contratos yadquisiciones se hacen demanera oportuna.

* Redes primarias. s/. 1 819 137 - Costo de instalación deredes primarias

- Acta de entrega a laconcesionaria.

- Interés de las institucionesinvolucradas en la ejecución delproyecto.

* Redes secundarias. s/. 2 573 544 - Costo de instalación deredes secundarias

- Valorizaciones de la obra. - Obtener el apoyo de la poblacióna la ejecución del proyecto.

s/. 244 736 - Otros gastos

Mejorar la calidad de vida y el desarrollo

socioeconómico y productivo local de las

localidades del proyecto

Estadísticas e indicadores de los usuarios de la empresa concesionaria o administradora de la electricidad local. Empresa de Servicio Público de Electricidad - ELECTRO PUNO S.A.A.

Medios de verificación SupuestosIndicadores

Incremento del consumo de energíaeléctrica anual (kWh-año) en elperiodo del proyecto.

Incremento del número de usuariosde electricidad en el periodo delproyecto.



________________________________________________________________________________

CAPITULO V CONCLUSIONES

________________________________________________________________________________



5. CONCLUSIONES

La Municipalidad distrital de San José tiene planeado que la electrificación de sus localidades, entre en operación en el año 2013. La ejecución del proyecto tiene un período ejecución considerado de corta maduración; por tanto, el beneficio del suministro eléctrico, se va a obtener en el corto plazo. El presente proyecto se ubica en una región rural – zona del altiplano y netamente ganadera y agrícola, lo que constituye que la inversión a efectuarse va a contribuir al desarrollo y descentralización de algunos beneficios. El VAN y la TIR en este caso indican que el proyecto no permitirá recuperar las inversiones en el largo plazo, debido a la poca demanda existente. Por lo que el proyecto desde el punto de vista privado no es rentable. Sin embargo, el proyecto se hace socialmente rentable para la alternativa 1. Asimismo, debido a que este es un proyecto de interés social en el que, el mayor beneficio se obtiene por la posibilidad de generación de desarrollo de los pueblos a los que se desea suministrar energía eléctrica, se requiere la participación del Estado para que este proyecto se haga económicamente viable. Así mismo, conforme al análisis de sostenibilidad el proyecto podrá cubrir en todo su horizonte los costos de operación y mantenimiento así como la compra de energía que el proyecto demanda, sin requerir la participación del Estado. De acuerdo a los resultados obtenidos de la evaluación costo beneficio, del impacto ambiental, del análisis de sensibilidad y de sostenibilidad anteriormente descritos, se concluye que el proyecto es VIABLE. Se recomienda viabilizar el presente perfil de proyecto, a efectos de continuar con el desarrollo del expediente técnico.



________________________________________________________________________________

CAPITULO VI FORMATOS

________________________________________________________________________________



________________________________________________________________________________

CAPITULO VII ANEXOS

________________________________________________________________________________



____________________________________________________________________

CAPITULO VII ANEXO I

Datos de entrada para la determinación del mercado por localidades

____________________________________________________________________



____________________________________________________________________

CAPITULO VII ANEXO II

Detalle de costos de inversión para alternativa 1 (Incluye costos unitarios)

____________________________________________________________________



____________________________________________________________________

CAPITULO VII ANEXO III

Programación mensual de presupuesto

____________________________________________________________________



____________________________________________________________________

CAPITULO VII ANEXO IV

Pliegos tarifarios aplicables

____________________________________________________________________



___________________________________________________________________

CAPITULO VII ANEXO VII

Esquema y radiación solar en el departamento de Puno

____________________________________________________________________



____________________________________________________________________

CAPITULO VII ANEXO VIII

Factibilidad de suministro y punto de alimentación

____________________________________________________________________



________________________________________________________________________________

CAPITULO VIII PLANOS

________________________________________________________________________________

Documents

Trafo Monofasico Mrt