Electrificacion rural caso practico y plantilla

1
PRESENTACION
La Dirección General de Programación Multianual del Sector Público del Ministerio
de Economía y Finanzas (MEF) tiene el agrado de presentar un grupo de casos
prácticos de Proyectos de Inversión Pública (PIP) a nivel de Perfil, así como un
conjunto de Perfiles Simplificados para PIP menores, a fin que sean utilizados
como referencia por los Gobiernos Locales.
Este conjunto de casos prácticos elaborado por la empresa consultora INVESTA
PERU SAC por encargo de la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía
han sido revisados técnicamente por el equipo especialista del Ministerio de
Economía y Finanzas.
Como parte de estos casos prácticos, este documento presenta un PERFIL DE
ELECTRIFICACIÓN RURAL, el cual fue diseñado sobre la base de las normas
técnicas del Sistema Nacional de Inversión Pública. Además, se adjunta una
plantilla de información, que busca explicar cada punto del caso práctico
desarrollado.
Cabe señalar que estos casos complementan el marco conceptual que se
encuentra en las Guías Metodológicas - publicadas por la Dirección General de
Programación Multianual del Sector Público del Ministerio de Economía y Finanzas
- que son de consulta obligatoria (ver cuadro en la siguiente página).
Este esfuerzo conjunto entre el sector público, Ministerio de Economía y
Finanzas, y el sector privado, Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía,
esperamos se convierta en una herramienta útil y dinámica de apoyo a la gestión
de los Gobiernos Locales y contribuya así al desarrollo sostenido de las
comunidades del Perú.

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Material para la Capacitación a Gobiernos Locales: Guías y Casos
Prácticos
Guía Metodológica para la
Identificación,
Formulación y Evaluación
de Proyectos de
Asistencia Técnica Agraria
Guía Metodológica para la
Identificación, Formulación
y Evaluación de Proyectos
de Infraestructura de
Riego Menor
Guía de Identificación,
Formulación y Evaluación
Social de Proyectos de
Inversión Pública del Sector
Educación a nivel de PERFIL
Guía de
Salud
(Versión
Preliminar)
CASO PRÁCTICO
ASISTENCIA
TÉCNICA AGRO
CASO PRÁCTICO
INFRAESTRUCTURA
DE RIEGO
CASO PRÁCTICO
ELECTRIFICACIÓN
RURAL
CASO PRÁCTICO
PISTAS Y VEREDAS
CASO PRÁCTICO
AGUA Y
SANEAMIENTO
CASO PRÁCTICO
CAMINOS
VECINALES
NORMATIVIDAD
 NORMATIVIDAD DEL SISTEMA NACIONAL DE INVERSIÓN PÚBLICA
GUÍA DE ORIENTACIÓN Nº I: Normas del Sistema Nacional de Inversión Pública
GUÍAS METODOLÓGICAS
GUÍA GENERAL
 GUÍA DE ORIENTACIÓN Nº II: Identificación, Formulación y Evaluación Social
de Proyectos de Inversión Pública a nivel de Perfil
GUÍAS SECTORIALES
CASOS PRÁCTICOS
Perfil simplificado
Educación
Perfil simplificado
Educación
Perfil simplificado
Salud
Perfil simplificado
Salud

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INDICE
CASO PRACTICO
I. ASPECTOS GENERALES......................................................................... 5
1.1 Nombre del Proyecto .........................................................................6
1.2 Unidad Formuladora y Ejecutora .........................................................6
1.3 Participación de Beneficiarios y de las entidades involucradas.................6
1.4 Marco de Referencia ..........................................................................7
II. IDENTIFICACIÓN................................................................................ 9
2.1 Diagnóstico de la Situación Actual .....................................................10
2.2 Definición del Problema y sus causas .................................................14
2.3 Objetivo del Proyecto .......................................................................17
2.4 Análisis de Medios Fundamentales .....................................................19
2.5 Alternativas de Solución ...................................................................20
III. FORMULACIÓN Y EVALUACIÓN ........................................................ 24
3.1 Análisis de la Demanda ....................................................................25
3.2 Análisis de la Oferta.........................................................................28
3.3 Balance Oferta-Demanda..................................................................28
3.4 Secuencia de Etapas y actividades de Alternativas ...............................30
3.5 Costos estimados a precios de mercado .............................................31
3.6 Evaluación económica a Precios de Mercado........................................36
3.7 Evaluación Social ............................................................................39
3.8 Análisis de Sensibilidad.....................................................................47
3.9 Análisis de Sostenibilidad ..................................................................49
3. 10 Análisis de Impacto Ambiental...........................................................50
3. 11 Matriz de Marco Lógico de la Alternativa Seleccionada ..........................52
IV. CONCLUSIONES ................................................................................ 54
4.1 Conclusiones y Recomendaciones .....................................................55
4.2 Anexos…………………………………………………………………………………………… ..........55
PLANTILLA PARA EL CASO PRACTICO
I. INTRODUCCION ...................................................................................67
I. ASPECTOS GENERALES.........................................................................69
II. IDENTIFICACIÓN................................................................................71
III. FORMULACIÓN Y EVALUACIÓN .........................................................77
IV. CONCLUSIONES .................................................................................85

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1.1 NOMBRE DEL PROYECTO
“ELECTRIFICACIÓN RURAL DE LA CUENCA DEL RIO LURIN: ANTIOQUÍA – SANTA
ROSA DE CHONTAY”
1.2 UNIDAD FORMULADORA Y EJECUTORA
Unidad Formuladora: Dirección Ejecutiva de Proyectos-DEP
Sector Energía y Minas
Pliego Ministerio de Energía y Minas
Teléfono 4750056 Anexo 324
Dirección Av. Las Artes Nº 260 San Borja
Persona Responsable José Eslava Arnao
Cargo Director Ejecutivo de proyectos
Correo electrónico: jeslava@minem.gob.pe
Unidad Ejecutora: Dirección Ejecutiva de Proyectos-DEP
Sector Energía y Minas
Pliego Ministerio de Energía y Minas
Teléfono 4750056 Anexo 324
Dirección Av. Las Artes Nº 260 San Borja
1.3 PARTICIPACIÓN DE LAS ENTIDADES INVOLUCRADAS Y DE LOS
BENEFICIARIOS
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
(Antioquia)
Gobierno Central
Unidad Ejecutora
Del
Proyecto
Población
Constructora
Organismo
Financiero

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La participación de LA POBLACIÓN, como principales beneficiarios, consistirá
en brindar la información necesaria para los diferentes estudios en la etapa de
elaboración del proyecto, apoyo como 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. Cabe resaltar que la
población ha firmado una carta de compromiso con la Unidad Ejecutora
(Dirección Ejecutiva de Proyectos-DEP) durante la realización de una serie de
talleres organizados con la finalidad de que los beneficiarios tomen
conocimiento y adquieran conciencia de los problemas actuales y de las
alternativas de solución existentes relacionadas el servicio de energía eléctrica,
haciéndose énfasis que este tipo de proyectos requieren de un costo por
consumo que debe ser asumido por ellos.
DIRECCION EJECUTIVA DE PROYECTOS-DEP, será la encargada de elaborar
el proyecto en su nivel perfil para lo cual deberá coordinar constantemente con
el Gobierno Local (Municipalidad de Antioquía), y con los pobladores, para poder
obtener la información necesaria para la adecuada elaboración del proyecto.
DIRECCION EJECUTIVA DE PROYECTOS-DEP y la MUNICIPALIDAD DE
ANTIOQUIA-GOBIERNO LOCAL (Unidad Ejecutora), serán las instituciones
que se encargarán de la ejecución de las obras de dicho proyecto, para lo cual
se firmará un convenio interinstitucional que establezca las condiciones de la
ejecución de las obras en el cual la municipalidad distrital de Antioquia tendrá
un papel importante, pues deberá coordinar con las diferentes instituciones
públicas y privadas, para la adecuada ejecución del proyecto y para la
apropiada operación y mantenimiento de las obras, que una vez concluidas
estarán a cargo de ADINELSA.
El GOBIERNO CENTRAL, coordinará con el Ministerio de Energía y Minas,
sobre la adecuada ejecución del proyecto, y sobre el cumplimiento de las metas
previstas en los programas y planes nacionales a los cuales pertenece el
presente proyecto.
ADINELSA, es la empresa estatal de derecho privado que tiene por finalidad
administrar la infraestructura eléctrica rural ejecutada por el Estado, en zonas
fuera del área de concesión de las empresas distribuidoras, a través de
contratos de administración y/o convenios con empresas eléctricas
concesionarias, municipalidades y comunidades campesinas. En este proyecto
se hará cargo de la obra una vez finalizada la etapa de ejecución.
1.4 MARCO DE REFERENCIA
1.4.1 Antecedentes del Proyecto
La Dirección Ejecutiva de Proyectos del Ministerio de Energía y Minas (DEP/MEM)
y la Municipalidad de Antioquia, ha previsto la ejecución del proyecto
ELECTRIFICACIÓN RURAL DE LA CUENCA DEL RIO LURIN: ANTIOQUÍA – SATA
ROSA DE CHONTAY, a fin de atender a las localidades consideradas en el estudio
y que aún no cuentan con servicio eléctrico. Con lo cual se beneficiará a un total
de 866 habitantes.

8
Ya en el Año 2000, como parte del Plan de Electrificación Rural, se ejecutó el
proyecto Pequeño Sistema Eléctrico Huarochirí I Etapa.
El presente proyecto es ramal que representaría una ampliación de la primera
etapa del PSE Huarochiri I Etapa, dicho ramal incluye a todas las localidades por
ser electrificadas y que forman parte del presente proyecto.
1.4.2 Lineamientos de Política relacionados con el Proyecto
Entre los lineamientos de política del sector energía1
relacionados con el presente
proyecto se encuentran:
 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.
 Ampliar la frontera eléctrica a nivel nacional con calidad, seguridad y
optimizando los costos de inversión con el fin de brindar la posibilidad de
acceder al uso de la energía eléctrica.
El presente proyecto se fundamenta en la Ley N° 27293 del 27 de Junio del
2000, Ley del Sistema Nacional de Inversión Pública.
1 ANEXO SNIP-11 Lineamientos de Política Sectoriales: Planes Estratégicos Sectoriales Multianuales
2004-2006

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2.1 DIAGNÓSTICO DE LA SITUACIÓN ACTUAL
2.1.1 Antecedentes
En las comunidades rurales localizadas en la cuenca del río Lurín, 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: refrigeración para los alimentos,
luz para leer, electricidad para el acceso a los modernos medios de
comunicación, etc.
Dichas comunidades al no contar con energía eléctrica, tienen poco desarrollo
comercial y turístico, y carecen de industrias. Los servicios públicos (escuelas,
puestos de salud, comedores comunales, etc.) disponibles se encuentran
limitados de manera considerable; la calidad en la prestación de estos servicios a
la comunidad también representa un grave problema. En consecuencia, los
pobladores viven en la pobreza con acceso a servicios básicos de poca calidad.
La pobreza en que viven dichas comunidades, el poco nivel cultural de los
pobladores y el limitado acceso a la información hacen necesaria la ejecución del
proyecto de electrificación de la zona, para así fomentar el desarrollo turístico,
comercial e industrial de estas comunidades.
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.
2.1.2 Características de la zona y población afectada
Toda la zona del proyecto se encuentra ubicada en el Distrito de Antioquía,
Provincia de Huarochirí, Departamento de Lima, en las márgenes del río Lurín; el
acceso es por la carretera afirmada que se encuentra en las afueras del Distrito
de Cieneguilla. Todas las localidades se encuentran al pie de la carretera.
Se adjunta como anexo el mapa de la zona de influencia del proyecto.
En esta zona se desarrolla la agricultura (el cultivo de la manzana, en mayor
escala), la ganadería y la artesanía (en menor escala).
Las principales comunidades que alcanza el proyecto, son: Palma, Chíllaco,
Antapucro, Sisicaya, Pampa Sisicaya, Nieve Nieve y Santa Rosa de Chontay.
La población beneficiaria alcanza un total de 866 pobladores con un total de 239
viviendas domésticas por ser electrificadas. Se estima que la población para el
año 2025 será de 1 562. El detalle se muestra a continuación:

11
Cuadro 1
Localidades Beneficiarias - Distrito de Antioquía
Fuente: Registros de Alcaldía e inspecciones de campo.
La población se caracteriza por su bajo nivel socio-económico, aproximadamente
el 20% de la población está en edad escolar, mientras que un 60% desarrolla su
economía en base a actividades de carácter agropecuario, comercial y artesanal.
Los pobladores son carentes de tecnología, sin posibilidad de transformación de
sus productos, sus ingresos económicos basados en la agricultura son, en
promedio de 15 soles diarios. Una parte de la población tiene sus empleos en la
ciudad capital.
2.1.3 Educación
En cuanto al nivel educativo, se puede mencionar que en la gran mayoría de
localidades, dentro del área de influencia del proyecto, se cuenta con centros
educativos de nivel primario. Según el censo de población del año 1993, la
población analfabeta es de aproximadamente 10%.
2.1.4 Salud
Teniendo en cuenta que 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 del proyecto son de
carácter endémico, de transmisión o de la piel. Las principales enfermedades que
se presentan son la malaria, parasitosis, enfermedades dermatológicas,
tuberculosis, fiebre amarilla, infecciones respiratorias.
2.1.5 Servicios Básicos
La mayoría de localidades no cuenta con servicios de agua y desagüe, los
pobladores aprovechan el agua subterránea mediante la extracción a través de
pozos y/o aguas superficiales de ríos o quebradas.
Referente al servicio de energía eléctrica, las localidades no cuentan con servicio
eléctrico.
Nº Localidad
Población
Total
Viviendas
Totales
Población a
ser
Electrificada
Viviendas
Electrificadas
Categoría
1 Palma 144 48 66 22 Caserío
2 Chillaco 144 36 92 23 Caserío
3 Antapucro 124 31 112 28 Caserío
4 Sisicaya 135 45 96 32 Caserío
5 Nieve-Nieve 224 56 116 29 Caserío
6
Santa Rosa de
Chontay
400 100 276 69 Caserío
7 Pampa Sisicaya 153 51 108 36 Caserío

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Referente a los servicios de comunicaciones, algunas localidades cuentan con
teléfonos públicos satelitales que trabajan con pequeños paneles solares.
En el cuadro 2 se muestra un resumen de los indicadores característicos de la
zona del proyecto, donde se observa que el 10 % de la población es analfabeta,
el 20% se encuentra en edad escolar, el 60% se dedica a las actividades
agropecuarias y de comercio, y el 61% carece de saneamiento.
Cuadro 2
Indicadores de la Zona del Proyecto
Analfabetismo
Población
En Edad Escolar
Actividad Económica:
Agropecuario, Comercio
No Servicios
Higiénicos
10% 20% 60% 61%
2.1.6 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, por lo general, una vez al
año. 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 que en cambio si han experimentado otras
zonas cercanas como por ejemplo Cieneguilla y Pachacamac. 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.
2.1.7 Intentos anteriores de Solución
En el año 2000 se realizó un estudio definitivo para la electrificación de todas las
localidades de la cuenca del Río Lurín, dividiéndose su ejecución en 2 etapas:
Huarochiri I y Huarochiri II, sin embargo a la fecha sólo se encuentra ejecutada
la primera etapa.
Debido a la falta de presupuesto para la ejecución total de la segunda etapa se
ha previsto realizarla gradualmente y empezar su ejecución con las localidades
Santa Rosa de Chontay, Nieve Nieve, Sisicaya, Pampa Sisicaya, Antapucro,
Chíllaco y Palma.
Asimismo, dadas las nuevas normativas del SNIP referentes al ciclo de proyectos
de inversión pública y la necesidad de actualizar la demanda, así como las
alternativas de solución, se hace necesaria la actualización del proyecto
elaborado en el año 2000, en su forma y contenido.
2.1.8 Intereses de los grupos involucrados

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En el cuadro 3 se muestra la matriz de involucrados:
Cuadro 3
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 ubicadas en el
valle del río Lurín.
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 Central
Poco apoyo a las
comunidades ubicadas en el
valle del río Lurín.
Liderar las acciones para el cumplimiento de las
metas previstas en los programas de desarrollo de
electrificación rural de las regiones.
Gobierno Local
(Municipio de
Antioquia)
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.
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.
Entidades
Financieras
Financiamiento limitado y con
restricciones.
Apoyo a zonas de extrema pobreza a fin de
desarrollar actividades productivas que les
generen mayores ingresos.
Constructora
Difícil acceso a la zona del
proyecto.
Cumplir con la ejecución del proyecto en los
plazos establecidos.
Entidades
Privadas en la
actividad turística
Escasez de los servicios básicos,
como son: agua, desagüe,
energía eléctrica,
telecomunicaciones.
Aumento del servicio básico de electricidad que
ayude al fomento turístico en la zona.

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2.2 DEFINICIÓN DEL PROBLEMA Y SUS CAUSAS
A. PROBLEMA CENTRAL
El problema central se define como:
“ESCASO ACCESO DE LA POBLACIÓN AL SERVICIO DE ELECTRICIDAD”
Las localidades consideradas en el presente proyecto, nunca han contado con
suministro de energía eléctrica, ésta siempre ha sido obtenida mediante el
alquiler de pequeños generadores a combustible, que por el alto costo de
operación, siempre se ha limitado a eventos especiales.
B. ANÁLISIS DE LAS CAUSAS DEL PROBLEMA
Desaprovechamiento de los sistemas eléctricos cercanos a la zona:
En el año 2000 se ejecutó el proyecto PSE Huarochirí I Etapa, en el cual se
otorgó suministro eléctrico a la ciudad de Antioquía, y las localidades localizadas
aguas arriba del río Lurín. La cercanía de estas redes eléctricas, las hace ideales
para poder electrificar las localidades consideradas en el presente proyecto, pero
la falta de la infraestructura eléctrica no lo hace posible.
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, solo en eventos especiales (por lo general una vez al año), se recurren
al alquiler de pequeños generadores, el resto del año, estos pobladores usan
otras fuentes de energía y luz, como son: velas y kerosene para iluminación,
kerosene para refrigeración, 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 tres causas:
a.- Escasa inversión en infraestructura para generar energía eléctrica de manera
convencional:
La manera convencional de generar energía eléctrica es a través de un
generador de combustible. Ninguna de las localidades que comprende el
proyecto cuenta con recursos suficientes para generar energía eléctrica de ésta
manera, debido principalmente al alto costo del combustible que no puede ser
cubierto por la baja demanda local y los bajos ingresos de la población.
b.- Poco conocimiento de los sistemas no convencionales de generación de
energía eléctrica, y
c.- 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

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generar energía. Si bien se usan de paneles solares, estos alimentan a los
pequeños teléfonos rurales, que en promedio son uno por localidad.
C. ANÁLISIS DE EFECTOS
Escasa actividad productiva, comercial y turística:
La falta de energía eléctrica ha llevado a que estas comunidades solo se
dediquen a actividades tradicionales, esto es: a la agricultura y la artesanía. Los
pobladores no tienen posibilidad de dedicarse a nuevas actividades productivas
(por ejemplo: crianza de aves) o comerciales (por ejemplo: restaurantes
campestres), que les ayuden a incrementar sus ingresos económicos. Esto a su
vez, hace que la zona no sea atractiva a los potenciales visitantes quienes serían
una importante fuente de ingresos por turismo.
Baja productividad en actividades productivas:
La actividad productiva de la zona se ve limitada a que la jornada laboral sea
solo durante el día y no por la tarde o noche, afectando de esta manera su
productividad.
Incremento de costos de actividades comerciales:
La escasa actividad comercial en la zona, se ve afectada por el elevado costo del
combustible que se necesita para los artefactos de refrigeración (refrigeradoras a
kerosene) y para el alumbrado (petromax).
Restricciones en la disponibilidad de telecomunicaciones:
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.
Restricciones en la calidad de los servicios de salud y educación:
La falta de energía eléctrica, 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.
Almacenamiento inadecuado de alimentos:
La falta de energía eléctrica, no permite tener un sistema de refrigeración
económico, pues los que existen trabajan a kerosén, siendo éste de alto costo.
Las carnes tienen que ser saladas y los demás alimentos tienen que ser
almacenados, por lo general, de manera inadecuada. Este manejo inadecuado de
alimentos, por consiguiente, resulta en una alta incidencia en enfermedades
estomacales.
Por un lado, estos efectos llevan a un bajo desarrollo productivo de las
localidades afectadas, y por otro lado, a una baja calidad de vida de los
pobladores, que ven afectados muchos de los servicios básicos para su desarrollo
y progreso.

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EFECTO FINAL
RETRASO SOCIOECONÓMICO Y PRODUCTIVO DE LAS LOCALIDADES:
El efecto final es el retraso en el desarrollo integral de dichas comunidades: 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
ARBOL DE CAUSAS Y EFECTOS
Problema Central:
Escaso Acceso de la Población al
Servicio de Electricidad
Causa Directa :
Uso generalizado de fuentes de energía
ineficientes (Velas, kerosene, leña, etc.).
Causa Indirecta :
Ausencia de
infraestructura para
conectarse al sistema
eléctrico más
cercano.
Causa Indirecta :
Escasa inversión en
generar energía
eléctrica de manera
convencional.
Causa Indirecta :
Escasa inversión en
generar energía
no convencional.
Causa Indirecta :
Poco conocimiento de
los sistemas no
convencionales de
generación de
energía eléctrica.
Efecto Directo :
Escasa actividad
productiva, comercial
y turística.
Efecto Directo :
Baja productividad en
actividades
productivas.
Efecto Directo :
Restricciones en la
disponibilidad de
telecomunicaciones.
Efecto Directo :
Incremento de costos
de actividades
comerciales.
Efecto Directo :
Almacenamiento
inadecuado de
alimentos.
Efecto Directo :
Restricciones en la
calidad de servicios
de salud y educación.
Efecto Indirecto :
Bajo desarrollo productivo de las
localidades.
Efecto Indirecto :
Baja calidad de vida.
Efecto Final:
Retraso socioeconómico y productivo
de las localidades.
Cuada Directa :
Desaprovechamiento de los sistemas
eléctricos cercanos a la zona.

17
2.3 OBJETIVO DEL PROYECTO
PROBLEMA CENTRAL OBJETIVO CENTRAL
A. OBJETIVO GENERAL
ACCESO DE LA POBLACIÓN AL SERVICIO DE ELECTRICIDAD:
El servicio de electricidad es un servicio básico, que ofrecerá nuevas
oportunidades de desarrollo a la zona. Este objetivo se puede alcanzar mediante
los medios de primer nivel.
B. ANALISIS DE MEDIOS
Aprovechamiento de los sistemas eléctricos cercanos a la zona:
A la capital de distrito Antioquía llega una línea aérea en Media Tensión trifásica
la cual se conecta al sistema interconectado a través de la SET Surco
perteneciente a Luz del Sur 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 los centros poblados considerados en el proyecto.
Uso de fuentes de energía eficientes (energía termoeléctrica, energía
solar):
Se puede generar energía eléctrica para los seis pueblos, de tal manera que
cuenten con electricidad durante todo el año. Este resultado se puede conseguir
a través de:
a.- Mayor inversión en infraestructura para generar energía eléctrica de
manera convencional:
Con la disponibilidad de una infraestructura adecuada para generar
energía eléctrica con combustibles más eficientes y de bajo costo, como
por ejemplo el gas, de tal manera que sea posible con costos de operación
y mantenimiento que cubiertos por la tarifa.
b.- Mayor conocimiento de los sistemas no convencionales de generación
de energía eléctrica, y
c.- 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.
C. ANALISIS DE FINES
“ESCASO ACCESO DE LA
POBLACIÓN AL
SERVICIO DE
ELECTRICIDAD:””
“ACCESO DE LA
POBLACIÓN AL
SERVICIO DE
ELECTRICIDAD”

18
Aumento de la actividad productiva, comercial y turística:
Con la energía eléctrica las comunidades tendrán la posibilidad de dedicarse a
otras actividades productivas, a parte de la agricultura y la artesanía, de tal
manera que se incrementen los ingresos económicos, y se genere desarrollo en
la actividad turística en la zona.
Aumento de la productividad en actividades productivas:
Aumentará la actividad productiva, ya que, con la energía eléctrica, la jornada
laboral se incrementará al poder laborar en horas nocturnas.
Disminución de los costos de actividades comerciales:
El aumento de la actividad comercial en la zona, debido a la disminución de
costos para alumbrado y refrigeración (refrigeradoras actualmente son a
kerosene y a gas).
Disminución de las Restricciones de la Disponibilidad 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.
Incremento de la calidad de los servicios de salud y educación:
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.
Mejora de los Métodos de almacenamiento de alimentos:
Los pobladores podrán contar con sistemas de refrigeración que funcionen con
energía eléctrica para la conservación adecuada de sus alimentos, sustituyendo
el uso del kerosén y el gas que resulta muy costoso.
Estos fines nos llevan a un incremento del desarrollo productivo de las
localidades y un aumento en la calidad de vida de los pobladores,
encaminándolos hacia su desarrollo y progreso.
FIN ÚLTIMO
DESARROLLO SOCIOECONÓMICO Y PRODUCTIVO DE LAS LOCALIDADES:
El fin último es que dichas comunidades, a través del desarrollo de sus
actividades productivas, comerciales y turísticas, podrán superar su condición de
pobreza.
En el gráfico 2, se muestra el árbol de objetivos del proyecto:

19
GRAFICO Nº 2
ÁRBOL DE OBJETIVOS
2.4 ANÁLISIS DE MEDIOS FUNDAMENTALES
CLASIFICACIÓN DE LOS MEDIOS FUNDAMENTALES.
Objetivo Central:
Acceso de la Población al Servicio de
Electricidad
Medio de primer nivel :
Aprovechamiento de los sistemas
eléctricos cercanos a la zona.
Medio de primer nivel :
Uso de fuentes de energía eficientes
(energía termoeléctrica, energía solar)
Medio Fundamental:
Infraestructura eléctrica:
Líneas Primarias, Redes
Primarias y secundarias,
sistemas de medición.
Medio Fundamental:
Mayor inversión en
generar energía
convencional.
Medio Fundamental:
Mayor inversión en
generar energía
no convencional.
Medio Fundamental:
Mayor conocimiento
de los sistemas no
convencionales de
generación de
energía eléctrica.
Fin Directo :
Aumento de la
actividad productiva,
comercial y turística.
Fin Directo :
Aumento de la
productividad en
actividades
productivas.
Fin Directo :
Disminución de las
restricciones en la
disponibilidad de
telecomunicaciones.
Fin Directo :
Disminución de
costos de actividades
comerciales.
Fin Directo :
Mejora de los
métodos de
almacenamiento de
alimentos.
Fin Directo :
Incremento en la
calidad de servicios
de salud y educación.
Fin Indirecto :
Incremento del desarrollo
productivo de las localidades.
Fin Indirecto :
Aumento de la calidad de vida.
Fin Último:
Desarrollo socioeconómico y
productivo de las localidades.
Imprescindible Imprescindible Imprescindible
Infraestructura
eléctrica: Líneas
Primarias, 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

20
RELACION DE MEDIOS FUNDAMENTALES.
PLANTEAMIENTO DE ACCIONES.
2.5 ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN
Proyecto Alternativo 1
Construcción de la interconexión al sistema eléctrico existente: Línea
Primaria y Redes Primarias y Secundarias.- Consistente en la extensión de
la línea primaria desde la localidad de Antioquía hasta la localidad de Santa Rosa
de Chontay. La ejecución de redes primarias (derivaciones y transformadores) y
redes secundarias.
Configuración del pequeño sistema eléctrico:
• Punto de alimentación: Subestación Surco 10/22,9 kV- 2,6 MVA.-
Las nuevas líneas primarias se alimentarán de la subestación Surco 10/22,9 kV -
2,6 MVA, perteneciente a Luz del Sur, a través de una derivación 1Ø MRT, del
circuito troncal 3Ø de 35 mm2 aluminio aéreo, en 22,9/13,2 kV, que llega a
Antioquia.
• Ruta de Líneas en 22,9/13,2 kV.-
Infraestructura
eléctrica: Líneas
Primarias, Redes
Primarias y
de Medición.
Mayor inversión en
generar energía
no convencional
Mayor conocimiento
de los sistemas no
convencionales de
generación de
energía eléctrica
ComplementarioMutuamente Excluyentes
ComplementarioMutuamente Excluyentes
Construcción de la
interconexión al
sistema eléctrico
existente: Línea
primaria y red primaria
y secundaria.
Instalación de paneles
fotovoltaicos
Capacitación y
Promoción a
profesionales del sector
energía, sobre fuentes
de energía eléctrica no
convencional
Acción 1
Acción 2
Acción 2 Acción 3
Infraestructura
eléctrica: Líneas
Primarias, Redes
Primarias y
de Medición.
Mayor inversión en
generar energía
convencional
Mayor inversión en
generar energía
no convencional
Mayor conocimiento
de los sistemas no
convencionales de
generación de
energía eléctrica

21
Los trazos de ruta de línea (Trazos de Ruta de Líneas Primarias 13,2 kV-MRT),
las mismas que tienen las siguientes características:
- Tramo 1Φ -13,2 kV-MRT– 26,43 km, 1x25 mm2-AAAC.
Descripción Del Proyecto:
Líneas y Redes de Primarias
Las principales características de las líneas primarias en 13,2 kV-MRT 1Φ son:
Tensión nominal : 13,2 kV-MRT
Número de ternas : uno
Kilómetros de Líneas : 27,4 aprox.
Postes : 10 y 11 m, madera tratada clase 6.
N° Postes de Líneas : 128 aprox.
Vano básico : 233 m, Redes primarias: 65 m
Conductores : Aleación de aluminio de 25 mm2
Aislador Pin : Porcelana 56-2
Aislador Campana : Porcelana 52-3
Crucetas : Madera tornillo Línea: 115 mm x 90 mm x 1,2 m.
Seccionador fusible : Tipo cut-out 15 kV, 150 kV-BIL, 100 A.
Fusibles : Tipo K, de 5 A
Pararrayos : 15 kV, 10 kA, óxido metálico.
Retenidas : Cable de acero SM de 9,53 mm, varilla de
anclaje de 2,4 m x 16 mm2, bloque de anclaje
de CA 0,5 x 0,5 x 0,2 m.
Puesta a tierra : Varilla copperweld 2,4 m x 16 mm2Φ, conductor
bajada Cu recocido, de 16 mm2, grapas c/10
cm, terreno con tierra negra, estiércol y carbón.
Subestaciones de Distribución
• Poste de madera tratada de 11 m, clase 5.
• Seccionador fusible cut-out de 15 kV, 150 kV-BIL, 100 A
• Fusibles tipo K: 2A y 3A para transformadores de 5, 10 y 15 kVA
respectivamente.
• Pararrayos de 15 kV, 10 kA, óxido metálico.
• Transformadores 1Φ 13,2±2x2,5%/0,46-0,23 kV, de 5,10 y 15 kVA,
• Tablero de distribución con transformador:
- Tipo I : 5 y 10 kVA: interruptor general, contador de energía
monofásico para AP.
- Tipo II : 15 kVA: interruptor general, contador de energía
trifásico para AP. Tipo II
• 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 exterior del poste de madera sujetada con
grapas en U 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

22
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 1
220 V, presentan las siguientes características:
• Vano promedio : 40 m.
• Postes : Madera de 8m clase 7 y 6.
• Conductor : Autoportante de Aluminio, con portante desnudo
de aleación de Aluminio
• Pastoral : FoGo de 0,50m de avance horizontal.
• Luminaria : Reflector de Aluminio, conductor cobre recocido
tipo N2XY 2,5mm2
• Lámpara : Vapor de sodio de 70 W
• Retenida : Cable de acero SM de 10,0 mm2, varilla de
anclaje de 2,4 m x 16mm, bloque de anclaje de
CA 0,4 x 0,4 x 0,2 m.
• Puesta a tierra : Tipo PAT-1 aproximadamente cada 150 m, con
varilla copperweld 2,4 m x 16 mm2Φ, conductor
bajada cobre recocido de 16 mm 2, grapas c/10
cm, terreno con tierra negra, estiércol y carbón
en donde se requiera según los planos del
proyecto.
• Acometidas : Cable concéntrico 2 x 4 mm2, contador de
energía 220V 1 Φ.
Para el dimensionamiento de las secciones de conductor y cálculo de caída de
tensión para las líneas y redes primarias, se ha empleado el programa de flujo de
carga CYMDIST.
Proyecto Alternativo 2
Instalación de paneles fotovoltaicos.- Consistente 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 de los
paneles solares.
Se instalarán 251 paneles solares que alimentarán cargas domésticas, cargas de
uso general y comercio.
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:

23
• 1 Panel Fotovoltaico 50 Wp y soporte
• 1 Batería de 100Ah, 12VCC.
• 1 Controlador de Carga.
• 1 Juego de Conductores.
• 3 Equipos de Iluminación de 9 W.
• 3 Interruptores de un polo.
• 1 Caja de Conexiones.
Se ha seleccionado el uso de paneles solares como segunda alternativa no sólo
por las ventajas de ser una energía limpia, barata e inagotable; sino también
porque dadas las condiciones meteorológicas como la estación del año y la
latitud del lugar, se espera que el número de horas de sol y en la inclinación de
los rayos respecto de la horizontal generen una mayor cantidad de energía en
relación con otras alternativas de fuente no convencional.

24
MODULO 3
FORMULACIÓN Y EVALUACION

25
3.1 ANÁLISIS DE DEMANDA
El análisis de la demanda tiene por objetivo cuantificar la demanda de potencia y
energía eléctrica de las localidades y cargas productivas (sector agropecuario)
ubicadas en el área del proyecto, para el dimensionamiento de las líneas
primarias en 22,9 kV del tramo Antioquía – Santa Rosa de Chontay, para un
horizonte de 20 años. En el Anexo N° 1, se detalla el procedimiento completo
efectuado para este análisis.
3.1.1 Información de zonas similares al proyecto
Se ha obtenido información de consumos promedio por cliente, de zonas
similares al proyecto, de los diferentes meses del presente año, proporcionados
por la empresa distribuidora ADINELSA. Asimismo se proporcionó las horas de
utilización del sector doméstico (Ver Anexo 1 - Cuadro Nº 5). De esta manera se
obtuvieron los siguientes indicadores:
Cuadro 4
Resumen de Consumo Unitario Mensual Promedio
del PSE Huarochirí I Etapa
Año
Consumo Unitario
(kWh-mes / cliente)
2002 7,23
2003 8,10
2004 13,08
Promedio 9,47
Fuente: ADINELSA (Anexo 1 - Cuadro N° 2)
Con esta información, para la proyección de la demanda se ha considerado lo
siguiente (Ver Anexo 1 - Cuadro N° 2):
• CUD inicial de 9,47 kWh-mes, correspondiente al consumo promedio del
PSE Huarochirí I Etapa, por el sistema eléctrico más próximo a la zona del
proyecto.
• Se considera una tasa de crecimiento de la demanda inicial de 4.79%
anual para los primeros 5 años, 2% para los siguientes 5 años y 1% para los
últimos 10 años.
3.1.2 Proyección de población y número de viviendas
Para obtener la proyección de la población y del número de viviendas, se empleó
la información de las diferentes localidades visitadas e incluidas en el presente
planeamiento, e información proporcionada por el INEI (censos de 1981 y 1993).
Para la proyección se tomaron las siguientes consideraciones:
• Para las localidades se contó con la tasa de crecimiento de población
según los censos de 81 y 93 (Ver Cuadro 5).
• La tasa de crecimiento poblacional máxima considerada es de 2% y
mínima de 1%.
• Se calculó el promedio de la relación población / número de viviendas.

26
• Finalmente se empleó de preferencia los datos recopilados de la zona del
proyecto: número de habitantes y número de viviendas totales y número de
viviendas a electrificarse (Ver Cuadro Nº 1 del Anexo 1).
Cuadro 5
Tasa de Crecimiento
Nº Localidad Distrito
Población Total
TC (%)
TC (%)
Consid.Censo 81 Censo 93
1 Palma Antioquia 11 71 16.8% 2.0%
2 Chillaco Antioquia 76 88 1.2% 1.2%
3 Antapucro Antioquia 95 85 -0.9% 1.0%
4 Sisicaya Antioquia 53 69 2.2% 2.0%
5 Nieve-Nieve Antioquia 105 76 -2.7% 1.0%
6 Santa Rosa de Chontay Antioquia 80 78 -0.2% 1.0%
Fuente: INEI
Nota : La tasa de crecimiento poblacional se cálculo con la información más actual de población de las localidades
consideradas en el proyecto (censo 81-93 y datos de población)
La tasa de crecimiento poblacional máxima considerada es de 2% y mínima de 1%
En el Cuadro N° 3 del Anexo N° 1 se muestra la proyección de la población
conformada por las localidades incluidas en el proyecto, cuyo resumen se
presenta a continuación:
Cuadro 6
Resumen de Proyección de la Población Total
LOCALIDAD AÑO 2006 2011 2016 2021 2025
Palma Baja 66 102 129 156 177
Chillaco 92 112 128 144 152
Antapucro 112 120 132 140 144
Sisicaya 96 114 135 153 168
Nieve-Nieve 116 172 208 240 264
Santa Rosa de Chontay 276 344 396 436 468
Pampa Sisicaya 108 132 150 171 189
TOTAL HABITANTES 866 1096 1278 1440 1562
Fuente: Elaboración Propia
En el Cuadro N° 3 del Anexo N° 1 se muestra la proyección del número de
viviendas totales que conforman el PSE Huarochiri, cuyo resumen se presenta a
continuación:
Cuadro 7
Resumen de Proyección del Número de Viviendas Totales
LOCALIDAD AÑO 2006 2011 2016 2021 2025
Palma Baja 22 34 43 52 59
Chillaco 23 28 32 36 38
Antapucro 28 30 33 35 36
Sisicaya 32 38 45 51 56
Nieve-Nieve 29 43 52 60 66
Pampa Sisicaya 36 44 50 57 63
TOTAL VIV. DOMESTICAS 239 303 354 400 435

27
3.1.3 Proyección de la demanda de potencia y energía
Información Existente
Las consideraciones generales para la proyección de la demanda son las
siguientes:
• Metodología Uniforme de Proyección de la Demanda Eléctrica utilizada por
Electro Perú y las Empresas Regionales.
• Información recopilada en el área de influencia del proyecto identificando
las localidades a ser electrificadas.
• Censos Nacional de Población y Viviendo de 1981 y 1993.
Metodología de Proyección de la Demanda
La metodología se basa en la proyección de consumo de energía y de la máxima
demanda, que para el caso de pequeños y medianos centros poblados se basa en
el establecimiento de una relación funcional creciente entre el consumo de
energía por abonado doméstico (kWh/abonado) y el número de abonados
estimados para cada año. Esta relación considera que la expansión urbana a
consecuencia del crecimiento poblacional está íntimamente vinculada con el
desarrollo de actividades productivas que conducen a mejorar los niveles de
ingreso y por ende, el crecimiento per cápita del consumo de energía eléctrica.
Los criterios aplicados para la proyección de la demanda en el presente proyecto
se detallan a continuación:
Cuadro 8
Principales factores considerados
Localidades Rurales Palma Chillaco Antapucro Sisicaya
Nieve
Nieve
Sta. Rosa
Chontay
Pampa
Sisicaya
% Tasa de Crecimiento 2% 1.2% 1% 2% 1% 1% 2%
Coeficiente de
Electrificación Inicial
0,46 0,64 0,90 0,71 0,52 0,69 0,71
Coeficiente de
Electrificación Final
0,85 0,85 0,97 0,85 0,97 0,97 0,85
Consumo Unitario Dom.
Inicial (kwh-mes)
9,47 9,47 9,47 9,47 9,47 9,47 9,47
Tasa de Crecimiento del
Consumo, Año: 1-5 (%)
4,79% 4,79% 4,79% 4,79% 4,79% 4,79% 4,79%
2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00%
1,00% 1,00% 1,00% 1,00% 1,00% 1,00% 1,00%
KALP (Alumbrado
público)
3,3 3,3 3,3 3,3 3,3 3,3 3,3
% Consumo Uso General 15% 15% 15% 15% 15% 9% 15%
% Pérdidas 11,66% 11,66% 11,66% 11,66% 11,66% 11,66% 11,66%
H.U.E.B.1 1927 1927 1927 1927 1927 1927 1927
Incremento H.U.E.B. 17 17 17 17 17 17 17
1 H.U.E.B.: Horas de utilización de la Energía Bruta

28
La proyección de la energía total (MWh-año) y de la máxima demanda (kW), se
muestran en el Cuadro N° 6 del Anexo Nº 1, cuyo resumen se presenta a
continuación:
Cuadro 9
Resumen de la Proyección de la Máxima Demanda de Potencia (kW)
LOCALIDAD AÑO 2006 2011 2016 2021 2025
Palma 2.20 3.81 5.18 6.47 7.49
Chillaco 2.29 3.11 3.77 4.36 4.81
Antapucro 2.77 3.26 3.70 4.14 4.50
Sisicaya 3.18 4.17 5.12 6.13 7.00
Nieve-Nieve 2.90 4.89 6.33 7.48 8.26
Santa Rosa de Chontay 6.86 9.62 11.72 13.48 14.76
Pampa Sisicaya 3.60 4.72 5.81 6.95 7.94
TOTAL (kW) 23.57 33.34 41.45 48.9 54.77
Cuadro 10
Resumen de la Proyección de la Energía Total (kWh-año)
LOCALIDAD AÑO 2006 2011 2016 2021 2025
Palma 4476 7955 11171 14413 17146
Chillaco 4670 6509 8142 9726 11016
Antapucro 5655 6841 8015 9255 10324
Sisicaya 6476 8734 11081 13686 16037
Nieve-Nieve 5903 10187 13632 16653 18918
Pampa Sisicaya 7340 9900 12563 15518 18186
TOTAL (kWh-año) 48732 70651 90532 110247 126643
3.2 ANÁLISIS DE OFERTA
El PSE Huarochiri será alimentado por la S.E. Surco 60/10 kV - 5 MVA, y 10/22,9
kV - 2/2,6 MVA, alimentada por la línea en 60 kV Moyopampa-Surco,
proveniente de la central hidroeléctrica de Moyopampa de 60 MW.
La subestación 10/22,9 kV de 2,6 MVA, alcanza una máxima demanda de 350
kW en promedio. Esto hace que la potencia disponible (que a su vez representa
al oferta “con proyecto”), tomando como referencia un factor de de carga y de
potencia de 0,25 y 0,9 respectivamente según el diagrama de carga rural, sea de
1,99 MW en dicha S.E... Con este resultado se garantiza la disponibilidad de
energía y potencia que requiere el presente proyecto.
La oferta “sin proyecto” está dada por la capacidad actual de transmitir energía
eléctrica a la zona, dado que no existen instalaciones dicha capacidad es nula, es
decir, la oferta “sin proyecto” será 0 kW.
3.3 BALANCE OFERTA-DEMANDA
Con la información anterior se realiza el balance Oferta-Demanda:

29
Cuadro 11
Balance Oferta – Demanda
AÑO
DEMANDA
(kW)
OFERTA (*)
(kW)
BALANCE
(kW)
0
1 24 1,990 1,966
2 26 1,990 1,964
3 28 1,990 1,962
4 30 1,990 1,960
5 32 1,990 1,958
6 33 1,990 1,957
7 35 1,990 1,955
8 37 1,990 1,953
9 38 1,990 1,952
10 40 1,990 1,950
11 41 1,990 1,949
12 43 1,990 1,947
13 44 1,990 1,946
14 46 1,990 1,944
15 47 1,990 1,943
16 49 1,990 1,941
17 50 1,990 1,940
18 52 1,990 1,938
19 53 1,990 1,937
20 55 1,990 1,935
(*) Oferta con proyecto
Cuadro 11.1
Balance Oferta – Demanda
AÑO
DEMANDA
(kW)
OFERTA (*)
(kW)
BALANCE
(kW)
0
1 24 0 -24
2 26 0 -26
3 28 0 -28
4 30 0 -30
5 32 0 -32
6 33 0 -33
7 35 0 -35
8 37 0 -37
9 38 0 -38
10 40 0 -40
11 41 0 -41
12 43 0 -43

30
13 44 0 -44
14 46 0 -46
15 47 0 -47
16 49 0 -49
17 50 0 -50
18 52 0 -52
19 53 0 -53
20 55 0 -55
(*) Oferta sin proyecto
3.4 SECUENCIA DE ETAPAS Y ACTIVIDADES DE ALTERNATIVAS
En los cuadros siguientes se muestran las actividades y su duración de cada
proyecto alternativo. Se ha elegido un período de evaluación de 20 años para lo
cual se cuenta con el sustento técnico de la unidad formuladora.
Cuadro 12
Actividades Alternativa 1
Proyecto Alternativo 1: Interconexión al sistema eléctrico existente a través de una
línea primaria
Actividades Duración
FASE I: INVERSIÓN 120 días
Etapa I: Instalación de Líneas y Redes Primarias 114 días
Suministros de Equipos y Materiales 18 días
Trabajos Preliminares 18 días
Montaje Electromecánico de Líneas Primarias 72 días
Montaje Electromecánico de Redes Primarias (Subestaciones) 30 días
Etapa II: Instalación de Redes Secundarias 108 días
Suministro de Equipos y Materiales 18 días
Montaje Electromecánico 78 días
FASE II: POST INVERSIÓN 20 años
Operación y Mantenimiento de las redes primarias y secundarias 20 años
Cuadro 13
Actividades Alternativa 2
Proyecto Alternativo 2: Instalación de Paneles Fotovoltaicos
Actividades Duración
FASE I: INVERSIÓN 50 días
Instalación de Paneles Solares 50 días
Suministro de Equipos y Materiales 20 días
Montaje Electromecánico 30 días
FASE II: POST INVERSIÓN 20 años
Operación y Mantenimiento de los módulos 20 años

31
3.5 COSTOS A PRECIOS DE MERCADO
En esta parte se presenta el detalle del metrado y valorización a precio de
mercado de ambas alternativas, cuyo resumen para cada proyecto alternativo,
se muestra a continuación:
Cuadro 14
Costos Alternativa 1 en S/.
Cuadro 15
Costos Alternativa 2 en S/.
Actividades Costo (S/.)
FASE I: INVERSIÓN (Año 0) 1,347,043
Instalación de Paneles Solares
Suministro de Equipos y Materiales 813,779
Transporte e Instalación 39,204
Instalación
M.O. Calificada 44,715
M.O. No Calificada 45,609
Gastos Generales (12% C.D.) + Utilidades (8% C.D.) 188,662
IGV (19%) 215,074
Costo (S/.)
920,409
448,692
Suministro de Equipos, Materiales y Servidumbre 171,741
Origen Nacional 114,247
Origen Importado 57,494
Montaje Electromecánico de Líneas Primarias 121,722
Transporte 20,747
Gastos Generales (12% C.D.) 37,705
Utilidades (8% C.D.) 25,137
IGV (19%) 71,640
123,475
Montaje Electromecánico de Redes Primarias 23,947
Transporte 3,968
IGV (19%) 19,714
348,242
Montaje Electromecánico 82,954
Transporte 10,350
IGV (19%) 55,602
Etapa I: Instalación de Redes Primarias
Etapa II: Instalación de Redes Secundarias
Actividades
FASE I: INVERSIÓN (Año 0)
Etapa I: Instalación de Líneas Primarias

32
3.5.1 FLUJO DE COSTOS A PRECIOS DE MERCADO
En este punto, se encuentra el detalle de los flujos de costos a precio de
A Flujo de Costos de preinversión, inversión y valores de
recuperación.-
Para la alternativa 1, la vida útil de las redes eléctricas es de 20 años, por lo que
no se considera valor de recuperación al final del periodo de evaluación.
Cuadro 16 Costos de Preinversión, Inversión y valor de recupero.
Alternativa 1 - (S/.)
COSTOS DE INVERSIÓN Año 0 Años 1-20
Etapa I: Instalación de Líneas Primarias 448,692
Montaje Electromecánico de Líneas Primarias 121,722
Transporte 20,747
IGV (19%) 71,640
Etapa I: Instalación de Redes Primarias 123,475
Montaje Electromecánico de Redes Primarias 23,947
Transporte 3,968
IGV (19%) 19,714
Etapa II: Instalación de Redes Secundarias 348,242
Montaje Electromecánico 82,954
Transporte 10,350
IGV (19%) 55,602
TOTAL (S/.) 920,409
Para la alternativa 2, se considera la inversión requerida para renovar los
componentes cuya vida útil es menor a 20 años.

33
Cuadro 17 Costos de Preinversión, Inversión y valor de recupero.
COSTO DE INVERSION Año 0 Año 4 Año 8 Año 12 Año 16
Suministro de Equipos y Materiales
Inversión en Paneles solares 356,400
Inversión en baterías 57,915 57,915 57,915 57,915 57,915
Inversión en equipos de iluminación 48,114 48,114 48,114 48,114 48,114
Inversión en controladores e interruptores 41,432 41,432 41,432 41,432 41,432
Inversión en conductores y cajas conexiones 40,095
Invesión en soportes y postes 71,280
Costos de Importación 198,544 53,823 53,823 53,823 53,823
Transporte 39,204
Instalación
Gastos Generales + Utilidades (20% C.D.) 188,662
IGV (19%) 215,074 38,244 38,244 38,244 38,244
Subtotal costos de inversión 1,347,043 239,527 239,527 239,527 239,527
B Flujo de costos de Operación y Mantenimiento
Los costos de operación y mantenimiento de la situación “sin proyecto”, serán
cero, debido a que es un nuevo servicio para la zona, y no se incurre en ningún
costo actualmente.
Los costos de Operación de la Alternativa 1, serán los costos por la compra de la
energía eléctrica, esto es, el pago que se deberá abonar mensualmente a la
distribuidora, en este caso Luz del Sur.
Con respecto a los costos de mantenimiento y otros costos de operación, estos
se han calculado como un porcentaje de la inversión inicial. De acuerdo a los
datos históricos de ADINELSA, este porcentaje es el 2,00 – 2,50%.
Cuadro 18
Costos de Operación y Mantenimiento
COSTOS DE OPERACIÓN Y
MTTO.
2006 2011 2016 2021 2025
1. Compra de energía 9,549 13,844 17,740 21,603 24,816
2. Costos de operación y
mantenimiento
15,469 16,405 17,397 18,449 19,336
Los costos de Operación y Mantenimiento de la Alternativa 2, corresponden a las
inspecciones por parte de un técnico especializado a los paneles y demás
componentes del Sistema Solar Doméstico, comercio, Uso General y pequeña
industria (SSD). El costo unitario por SSD, se detalla a continuación:
Cuadro 19

34
Costo Unitario de Operación y Mantenimiento por SSD
Descripción Cant.
Precio Unit.
S/.
Precio Total
S/.
Costo Operación y Mantenimiento por mes:
Honorarios de un técnico especializado 1 3 465 3 465
Viáticos 20 66 1 320
Herramientas, instrumentos 1 99 99
TOTAL MENSUAL 4 884
Inspección y Mantenimiento diario SSD 25
Inspección y Mantenimiento mensual
(20 días * 25)
SSD 500
COSTO UNITARIO POR SSD 9,77
COSTO ANUAL O&M POR SSD (dos visitas anuales) S/. 19,54
El costo de Operación y Mantenimiento para los 270 sistemas solares, será:
Cuadro 20
MANTENIMIENTO
Año 0 Años 1-20
1. Costos de operación y mantenimiento 6 277
C Flujo de Costos a precios de mercado
Para la Alternativa 1, se tiene:
Cuadro 21
Flujo de Costos Increméntales a precios de mercado
Alternativa 1
Situación con proyecto
(A)
Situación sin
proyecto (B)
Costos
increméntales
(S/.)
(A)- (B)Año
Inversión
(S/.)
Operación y
Mtto.- C/P
(S/.)
Operación y
Mtto.- S/P
(S/.)
0 773,453 773,453
1 0 25,018 0 25,018
2 0 26,119 0 26,119
3 0 27,186 0 27,186
4 0 28,227 0 28,227
5 0 29,246 0 29,246
6 0 30,249 0 30,249
7 0 31,239 0 31,239
8 0 32,219 0 32,219
9 0 33,194 0 33,194
10 0 34,166 0 34,166
11 0 35,136 0 35,136
12 0 36,109 0 36,109
13 0 37,085 0 37,085
14 0 38,066 0 38,066

35
15 0 39,055 0 39,055
16 0 40,052 0 40,052
17 0 41,059 0 41,059
18 0 42,077 0 42,077
19 0 43,107 0 43,107
20 0 44,152 0 44,152
Cuadro 22
Flujo de Costos Increméntales a precios de mercado
Alternativa 2 - (S/.) sin IGV
(A)
Situación sin
proyecto (B)
Costos
increméntales
(S/.)
(A)- (B)Año
Inversión
(S/.)
Operación y
Mtto.- C/P
(S/.)
Operación y
Mtto.- S/P
(S/.)
0 1,131,969 1,131,969
1 - 5,275 - 5,275
2 - 5,275 - 5,275
3 - 5,275 - 5,275
4 201,284 5,275 - 206,558
5 - 5,275 - 5,275
6 - 5,275 - 5,275
7 - 5,275 - 5,275
8 201,284 5,275 - 206,558
9 - 5,275 - 5,275
10 - 5,275 - 5,275
11 - 5,275 - 5,275
12 201,284 5,275 - 206,558
13 - 5,275 - 5,275
14 - 5,275 - 5,275
15 - 5,275 - 5,275
16 201,284 5,275 - 206,558
17 - 5,275 - 5,275
18 - 5,275 - 5,275
19 - 5,275 - 5,275
20 - 5,275 - 5,275
Indicador de valor actual neto de costos (T.D. = 12%)
VAN de costos (S/.) 1,465,081
VAN de costos/ conexión (S/. / conexión) 5,412
3.6 EVALUACIÓN ECONÓMICA A PRECIOS DE MERCADO
Indicador de valor actual neto de costos (T.D. = 12%)
VAN de costos (S/.) 1,006,294
VAN de costos/ conexión (S/. / conexión) 3,717

36
En el Anexo N° 3, se encuentra el detalle de los flujos de ingresos a precio de
3.6.1 Flujo de ingresos generados por el proyecto a precios de mercado
Para la alternativa 1, los únicos ingresos que genera el proyecto, son los ingresos
por la venta de energía. En la situación “sin proyecto” no existen ingresos.
Cuadro 23
1 Flujo de Beneficios Increméntales a precios de mercado
Año
Ventas de
Energía
(S/.)
Beneficios Sin
Proyecto
(S/.)
Beneficios
Increméntales
(S/.)
0 - - -
1 17,972 0 17,972
2 19,864 0 19,864
3 21,692 0 21,692
4 23,468 0 23,468
5 25,199 0 25,199
6 26,896 0 26,896
7 28,565 0 28,565
8 30,215 0 30,215
9 31,850 0 31,850
10 33,476 0 33,476
11 35,098 0 35,098
12 36,721 0 36,721
13 38,349 0 38,349
14 39,985 0 39,985
15 41,632 0 41,632
16 43,294 0 43,294
17 44,974 0 44,974
18 46,674 0 46,674
19 48,397 0 48,397
20 50,145 0 50,145
Para la alternativa 2, los ingresos corresponden a la cuota mensual por la venta
de los paneles solares a cada usuario. El cálculo de esta cuota se detalla a
continuación:
Cuadro 24
Financiamiento de Paneles Solares
Descripción
Costo Unitario
(S/.)
Años de
Financiamiento
Cuota Mensual
(S/. / usuario)
Panel Solar Doméstico 3 492 20 14,55

37
Entonces, los ingresos están dados sobre la base a los 270 paneles que
atenderán a las cargas domésticas, uso general y alumbrado público:
Cuadro 25
Flujo de Beneficios Increméntales a precios de mercado
Año
Cuotas
Mensuales
(S/.)
Beneficios Sin
Proyecto
(S/.)
Beneficios
Increméntales
(S/.)
0 - - -
1 47,275 - 47,275
2 49,895 - 49,895
3 52,165 - 52,165
4 54,435 - 54,435
5 56,530 - 56,530
6 58,451 - 58,451
7 60,372 - 60,372
8 62,118 - 62,118
9 63,865 - 63,865
10 65,611 - 65,611
11 67,357 - 67,357
12 68,929 - 68,929
13 70,675 - 70,675
14 72,247 - 72,247
15 73,818 - 73,818
16 75,390 - 75,390
17 76,962 - 76,962
18 78,533 - 78,533
19 80,105 - 80,105
20 81,676 - 81,676
3.6.2 Flujo de Costos y Beneficios a precios de mercado
Con los costos increméntales y los beneficios increméntales, se calculan los flujos
de beneficios netos para cada alternativa.
Cuadro 26
Flujo de Beneficios Netos a precios de mercado
Año
Beneficios
Increméntales
(S/.)
Costos
Increméntales
(S/.)
Beneficios Netos
(S/.)
0 0 773,453 -773,453
1 17,972 25,018 -7,046
2 19,864 26,119 -6,255
3 21,692 27,186 -5,494
4 23,468 28,227 -4,759
5 25,199 29,246 -4,047
6 26,896 30,249 -3,353
7 28,565 31,239 -2,673

38
8 30,215 32,219 -2,005
9 31,850 33,194 -1,344
10 33,476 34,166 -689
11 35,098 35,136 -38
12 36,721 36,109 612
13 38,349 37,085 1,264
14 39,985 38,066 1,918
15 41,632 39,055 2,577
16 43,294 40,052 3,243
17 44,974 41,059 3,916
18 46,674 42,077 4,597
19 48,397 43,107 5,289
20 50,145 44,152 5,993
Cuadro 27
Flujo de Beneficios Netos a precios de mercado
Año
Beneficios
Increméntales
(MS/.)
Costos
increméntales
(MS/.)
Beneficios Netos
(MS/.)
0 0 1,131,969 -1,131,969
1 47,275 5,275 42,001
2 49,895 5,275 44,620
3 52,165 5,275 46,890
4 54,435 206,558 -152,123
5 56,530 5,275 51,256
6 58,451 5,275 53,177
7 60,372 5,275 55,097
8 62,118 206,558 -144,440
9 63,865 5,275 58,590
10 65,611 5,275 60,336
11 67,357 5,275 62,082
12 68,929 206,558 -137,630
13 70,675 5,275 65,400
14 72,247 5,275 66,972
15 73,818 5,275 68,544
16 75,390 206,558 -131,168
17 76,962 5,275 71,687
18 78,533 5,275 73,258
19 80,105 5,275 74,830
20 81,676 5,275 76,402
3.6.3 Valor Actual Neto a precios de mercado (VANP)
Con los flujos anteriores se calcula el Valor Actual Neto a predios de mercado
para cada alternativa (Tasa de descuento considerada 12%):

39
Cuadro 28
VANP de Alternativas
ALTERNATIVAS
VAN (12%)
S/.
ALTERNATIVA 1 -794 154
ALTERNATIVA 2 -1 020 118
3.7 EVALUACION SOCIAL
3.7.1 ESTIMACIÓN DE COSTOS SOCIALES
3.7.1a Factores de corrección
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 (19%) y el Impuesto a la
Renta (30%). Entonces:
84,0
)19,01(
1


IGVFCBN
77,0
)30,01(
1
_ 

RentaIFCBN
Factor de corrección de bienes importados
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). Entonces:
PSD
IGVAranceles
FCBI 


)1()1(
1
665,008,1
)19,01()365,01(
1


FCBI
Factor de corrección de la mano de obra
Para considerar el costo social de la mano de obra calificada y no calificada, se
aplican los factores de corrección indicados por el MEF:
87,0FCMOC
41,0FCMONC
3.7.1b Flujo de Costos sociales totales y su valor actual (VACST)
Aplicando los factores de corrección a los precios privados, se obtienen los costos
sociales.
Entonces para la alternativa 1, se tiene:
Cuadro 29

40
Costo Social de Preinversión, Inversión y valor de recupero.
COSTOS DE INVERSION
F.C. 2006 2025
Etapa I: Instalación de Líneas Primarias
Suministro de Equipos, Materiales y Servidumbre
Origen Nacional 1.00 114,247
Origen Importado 0.90 51,745
Montaje Electromecánico de Líneas Primarias
M.O. Calificada 0.87 85,230
M.O. No Calificada 0.41 9,740
Transporte 1.00 20,747
Gastos Generales (12% C.D.) 1.00 37,705
Utilidades (8% C.D.) 0.77 19,336
IGV (19%) 0.00 0
Etapa I: Instalación de Redes Primarias
Suministro de Equipos, Materiales y Servidumbre
Montaje Electromecánico de Redes Primarias
Utilidades (8% C.D.) 0.77 5,321
IGV (19%) 0.00 0
Etapa II: Instalación de Redes Secundarias
Montaje Electromecánico
Utilidades (8% C.D.) 0.77 15,007
IGV (19%) 0.00 0
Subtotal Costos de Inversión 704,741
Cuadro 30
Costo Social de Operación y Mantenimiento
MTTO.
F.C. 2006 2011 2016 2021 2025
1. Compra de energía 1,00 9,549 13,844 17,740 21,603 24,816
2. Costos de operación y
mantenimiento
1,00 15,469 16,405 17,397 18,449 19,336
Y para la alternativa 2, se tiene:

41
Cuadro 31
Costo Social de Preinversión, Inversión y valor de recupero.
COSTOS DE INVERSION F.C. Año 0 Año 4 Año 8 Año 12 Año 16
Inversión en Paneles solares 1.08 384,912
Inversión en baterías 1.08 62,548 62,548 62,548 62,548 62,548
Inversión en equipos de iluminación 1.08 51,963 51,963 51,963 51,963 51,963
Inversión en controladores e interruptores 1.08 44,746 44,746 44,746 44,746 44,746
Inversión en conductores y cajas conexiones 1.08 43,303
Inversión en soportes y postes 1.00 71,280
Costos de Importación 0.00 0 0 0 0 0
Instalación
Gastos Generales + utilidades (20% C.D.) 1.00 188,662
IGV (19%) 0.00 0 0 0 0 0
Subtotal Costos de Inversión 944,219 159,257 159,257 159,257 159,257
Cuadro 32
Costo Social de Operación y Mantenimiento
MANTENIMIENTO
F.C. Año 0 Años 1-20
1. Costos de operación y mantenimiento 1,00 5 275
Con los flujos anteriores se calcula el Valor Actual de Costos Sociales Totales,
para cada alternativa (Tasa de descuento considerada 14%):
Cuadro 33
VACST de Alternativas
ALTERNATIVAS
VACST (14%)
S/.
ALTERNATIVA 1 613 169
3.7.1c Flujo de Costos sociales netos y su valor actual (VACSN)
Costos sociales en la situación sin proyecto
Dado que la población actualmente no cuenta con el servicio de energía eléctrica,
como se vio en el diagnostico, los costos sin proyecto son cero.
No obstante, se ha realizado una encuesta en la zona del proyecto para
determinar la disponibilidad de pago de la población. Se obtuvo información

42
sobre el costo en que incurre el usuario en otras fuentes alternativas de energía,
como son: velas, kerosene, pilas, baterías, gasolina, etc.
Cuadro 34
Gasto Anual en Fuentes Alternativas “sin proyecto”
Necesidad
Fuente
Actual de
Energía
Unidades
consumidas
mensuales
Precio
unitario
(S/.)
Gasto
Mensual
(S/.)
Total
Anual
(S/.)
Iluminación
Kerosene (lt) 3,8 2 7,6 91,2
Velas (und) 45 0,3 13,5 162,0
Pilas (und) 2,3 1,5 3,5 42,0
Otros 2 24,0
Radio y TV
Baterías (re) 2 7 14 168,0
Pilas (und) 6,4 1,5 9,6 115,2
Refrigeración
Kerosene (lt) 1,6 2 3,2 38,4
Gas (balon) 0,1 35 3,5 42,0
Otros
Diesel -
Fuente: Elaboración Propia – Encuestas de campo.
Cuadro 35
Resumen Gasto Anual en Fuentes Alternativas
Necesidad Costo Anual
Costo anual por iluminación: 319,2 S/. / abonado
Costo anual por radio y televisión: 283,2 S/. / abonado
Costo anual por refrigeración: 80,4 S/. / abonado
Costo anual por otros usos: 0,0 S/. / abonado
TOTAL 682,8 S/. / abonado
Del cuadro anterior, se estima que el gasto mensual por abonado es igual a
S/.56.90 nuevos soles que equivale a la disponibilidad de pago de los usuarios
del proyecto.
Así los flujos de costos sociales netos, para ambas alternativas son:
Cuadro 36
Flujo de Costos Sociales Netos
Alternativa 1 – (S/.)
Año
(A)
Situación sin
proyecto (B)
Costos
increméntales
(S/.)
(A) – (B)
Inversión
(S/.)
Operación y
Mtto.
(S/.)
Operación y
Mtto.
(S/.)
0 704,740.86 704,740.86
1 25,018.02 25,018.02
2 26,118.59 26,118.59
3 27,186.24 27,186.24
4 28,226.88 28,226.88

43
5 29,246.22 29,246.22
6 30,248.59 30,248.59
7 31,238.53 31,238.53
8 32,219.20 32,219.20
9 33,193.95 33,193.95
10 34,165.56 34,165.56
11 35,136.41 35,136.41
12 36,108.87 36,108.87
13 37,084.93 37,084.93
14 38,066.39 38,066.39
15 39,054.65 39,054.65
16 40,051.70 40,051.70
17 41,058.53 41,058.53
18 42,076.77 42,076.77
19 43,107.40 43,107.40
20 44,151.84 44,151.84
Cuadro 37
Flujo de Costos Sociales Netos
Alternativa 2 – (S/.)
Año
(A)
Situación sin
proyecto (B)
Costos
increméntales
(S/.)
(A) – (B)
Inversión
(S/.)
Operación y
Mtto.- C/P
(S/.)
Operación y
Mtto.- S/P
(S/.)
0 944,219 - - 944,219
1 - 5,275 - 5,275
2 - 5,275 - 5,275
3 - 5,275 - 5,275
4 159,257 5,275 - 164,532
5 - 5,275 - 5,275
6 - 5,275 - 5,275
7 - 5,275 - 5,275
8 159,257 5,275 - 164,532
9 - 5,275 - 5,275
10 - 5,275 - 5,275
11 - 5,275 - 5,275
12 159,257 5,275 - 164,532
13 - 5,275 - 5,275
14 - 5,275 - 5,275
15 - 5,275 - 5,275
16 159,257 5,275 - 164,532
17 - 5,275 - 5,275
18 - 5,275 - 5,275
19 - 5,275 - 5,275
20 - 5,275 - 5,275

44
Con los flujos anteriores se calcula el Valor Actual de Costos Sociales Netos, para
cada alternativa (Tasa de descuento considerada 14%):
Cuadro 38
VACSN de Alternativas
ALTERNATIVAS
VACSN (14%)
S/.
ALTERNATIVA 2 1 181 903
3.7.2 ESTIMACIÓN DE BENEFICIOS SOCIALES
Metodología de NRECA
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.
Ahora, se toman los valores calculados por el NRECA para poblaciones de la
costa (en soles, TC: 3.3 S/. / US$), sin embargo, el consumo por refrigeración se
considerará que solo 15% de la población llegará a tener este servicio, además
se considera un consumo de 10 kWh-mes en nuevos usos.
Para el caso de la alternativa 1, por ser una alternativa de extensión de red
eléctrica, se mejorará el servicio de iluminación y comunicación, y además se
podrá tener nuevos usos como el de refrigeración, pequeños talleres, etc,.
Entonces se tiene, que el beneficio social anual por abonado doméstico es:
Cuadro 39
Beneficio Económico de la Electricidad – Alternativa 1
Beneficio anual por iluminación: 322,1 S/. / abonado
Beneficio anual por radio y televisión: 288,4 S/. / abonado
Beneficio anual por refrigeración: 114,4 S/. / abonado
Beneficio anual por otros usos: 54,9 S/. / abonado
Fuente: Elaboración Propia – Encuestas de campo
El flujo de beneficios increméntales será:

45
Cuadro 40
Flujo de Beneficios Increméntales a precios sociales
Año
Beneficio Social
Anual
Con Proyecto
(S/.)
Beneficios
Sin Proyecto
(S/.)
Beneficios
Increméntales
(S/.)
0 - - -
1 184,851 - 184,851
2 195,093 - 195,093
3 203,969 - 203,969
4 212,846 - 212,846
5 221,039 - 221,039
6 228,550 - 228,550
7 236,061 - 236,061
8 242,889 - 242,889
9 249,717 - 249,717
10 256,545 - 256,545
11 263,373 - 263,373
12 269,518 - 269,518
13 276,346 - 276,346
14 282,491 - 282,491
15 288,637 - 288,637
16 294,782 - 294,782
17 300,927 - 300,927
18 307,072 - 307,072
19 313,217 - 313,217
20 319,363 - 319,363
Para el caso de la alternativa 2, instalación de paneles solares, esta alternativa
solo mejorará el servicio de iluminación y comunicación, si embargo, por su poca
capacidad no podrá proveer energía para otros usos.
Se tiene que el beneficio social anual por abonado doméstico es:
Cuadro 41
Beneficio Económico de la Electricidad – Alternativa 2
Beneficio anual por iluminación: 322,1 S/. / abonado
Beneficio anual por radio y televisión: 288,4 S/. / abonado
Fuente: Elaboración Propia – Encuestas de campo
El flujo de beneficios increméntales será:

46
Cuadro 42
Flujo de Beneficios Increméntales a precios sociales
Año
Beneficio Social
Anual
Con Proyecto
(S/.)
Beneficios
Sin Proyecto
(S/.)
Beneficios
Increméntales
(S/.)
0 - - -
1 184,851 - 184,851
2 195,093 - 195,093
3 203,969 - 203,969
4 212,846 - 212,846
5 221,039 - 221,039
6 228,550 - 228,550
7 236,061 - 236,061
8 242,889 - 242,889
9 249,717 - 249,717
10 256,545 - 256,545
11 263,373 - 263,373
12 269,518 - 269,518
13 276,346 - 276,346
14 282,491 - 282,491
15 288,637 - 288,637
16 294,782 - 294,782
17 300,927 - 300,927
18 307,072 - 307,072
19 313,217 - 313,217
20 319,363 - 319,363
No obstante, los cálculos obtenidos con la estimación de NRECA, es importante
precisar que lo datos de los beneficios se aceptarán solo para los perfiles. Y en
los casos de Estudios de Prefactibilidad y Factibilidad es prescindible que sean
fundamentados con encuestas de campo desarrollados por la Unidad
Formuladora. Asimismo, al igual que en ítems anteriores, la Unidad Evaluadora
puede solicitar información primaria, que sustente los cálculos de NRECA.
3.7.3 EL VALOR ACTUAL NETO SOCIAL (VANS)
El valor actual neto social de cada proyecto alternativo (VANS), es la diferencia
entre el valor actual de los beneficios sociales netos (VABSN), y el valor actual de
los costos sociales netos (VACSN).
VANS = VABSN – VACSN
Dado que este indicador mide rentabilidad social de cada proyecto, se elegirá
aquel que tenga mayor VANS.
Cuadro 43
VANS de Alternativas en S/.
Proyecto Alternativo Alternativa 1 Alternativa 2
VANS 613 169 339 511

47
La alternativa 1, será la elegida por tener un mayor VANS. En el Anexo Nº 2 se
muestra una descripción de la alternativa seleccionada y de los indicadores de
inversión.
3.8 ANALISIS DE SENSIBILIDAD
3.8.1 Determinación de las principales variables inciertas y su rango de
variación
Para el presente proyecto se han considerado como las principales variables
fuente de incertidumbre las siguientes:
La inversión inicial
El rango de variación de esta variable, para la alternativa 1, será de –10% a un
+10% de la inversión base, debido a que los costos suelen subir debido a la
escasez de los materiales, y además que, en esta alternativa, existe una mayor
probabilidad de tener imprevistos.
Para la alternativa 2, el rango de variación será de –10% a un +10% de la
inversión base, debido a que los costos pueden ser menores si se logra mayor
apoyo del gobierno, y se reducen los costos de importación.
La tarifa de venta de energía (para el caso de la alternativa 1)
El rango de variación de esta variable será de –10% a un +10% de la tarifa
actual, debido a que el ingreso de nuevas fuentes de energía como el gas
natural, puede hacer que costo de la energía baje. Por otro lado, la escasez de
lluvias, puede hacer que las tarifas suban.
El beneficio económico por iluminación, comunicación, refrigeración y
otros usos
El rango de variación de esta variable será de –10% a un +10% de la
valorización actual, debido a que el ingreso de nuevas tecnologías más eficientes
de bajo consumo de energía eléctrica, hará que el beneficio real pueda ser
mayor.
Se variará el % de operación y mantenimiento entre los valores -10% y +10%, y
se verificará la variación de la sostenibilidad y de los indicadores económicos
privados y sociales.
3.8.2 Análisis de sensibilidad 1- Variable: Inversión base
Se obtienen los siguientes resultados:
Alternativa 1:
Cuadro 44
Análisis de Sensibilidad Alternativa 1
% Variación.
VAN (12%)
S/.
VANS (14%)
S/.
-10% -704,385 624,126
-5% -749,270 618,647

48
0 -794,154 613,169
5% -839,039 607,690
10% -883,923 602,212
Alternativa 2:
Cuadro 45
% Variación.
VAN (12%)
S/.
VANS (14%)
S/.
-10% -906,921 339,511
-5% -963,520 339,511
0 -1,020,118 339,511
5% -1,076,717 339,511
10% -1,133,315 339,511
Se concluye que si la inversión de la alternativa 1 aumenta hasta un 10%, el
VANS de esta alternativa sigue superior al de la alternativa 2.
3.8.3 Análisis de sensibilidad 2- Variable: Tarifa de venta
Cuadro 46
Análisis de Sensibilidad a la Tarifa de Venta
% Variación.
ALTERNATIVA 1
VANPN (12%)
S/.
ALTERNATIVA 2
VANPN (12%)
S/.
-10% -815368 -1020118
-5% -804761 -1020118
0% -794154 -1020118
5% -783547 -1020118
10% -772940 -1020118
Se concluye que si la tarifa de ventas aumentara o disminuyera, siempre la
alternativa 1 predominará sobre la alternativa 2.
3.8.4 Análisis de sensibilidad 3- Variable: Beneficio económico
Cuadro N° 47
Análisis de Sensibilidad al Beneficio Económico
% Variación.
ALTERNATIVA 1
VAN (12%)
S/.
ALTERNATIVA 2
VAN (12%)
S/.
-10% -704,385.00 -906,921.43
-5% -749,269.52 -963,519.89
0% -794,154.04 -1,020,118.34
5% -839,038.56 -1,076,716.80
10% -883,923.09 -1,133,315.25

49
Se concluye también que si los beneficios económicos considerados en la
evaluación aumentaran o disminuyeran, siempre la alternativa 1 predominará
sobre la alternativa 2.
3.8.5 Análisis de sensibilidad 4- Variable: Operación y Mantenimiento
Alternativa 1:
Cuadro 48
% Variación.
VAN (12%) VANS (14%)
S/. S/.
-10% -749,337 645,423
-5% -761,706 634,620
0 -794,154 613,169
5% -786,444 613,016
10% -798,813 602,214
Alternativa 2:
Cuadro 49
% Variación.
VAN (12%) VANS (14%)
S/. S/.
-10% -980,119 386,468
-5% -996,774 374,584
0 -1,020,118 339,511
5% -1,030,086 350,816
10% -1,046,741 338,931
En este caso se afirma también que si los costos de operación y mantenimiento
considerados en la evaluación aumentaran o disminuyeran, siempre la
alternativa 1 predominará sobre la alternativa 2.
3.9 ANALISIS DE SOSTENIBILIDAD
El presente proyecto es una ampliación de un tramo del PSE Huarochirí I Etapa,
en el tramo desde Antioquía hasta Santa Rosa de Chontay, por lo tanto, la
infraestructura eléctrica deberá estar a cargo de ADINELSA, por ser ésta la
encargada de la administración de las redes, aguas arriba.
De acuerdo con lo anterior y conforme al modelo que se viene utilizando en el
proceso de la electrificación rural, la infraestructura eléctrica se deberá transferir
en calidad de Aporte de Capital, a ADINELSA, por ser la encargada de la
administración del servicio de operación, mantenimiento y comercialización del
PSE Huarochirí I Etapa.
Por otro lado, ADINELSA es la encargada de la administración de varios
Pequeños Sistemas Eléctricos, tanto en el departamento de Lima como en el
interior del país, por lo tanto cuenta con el suficiente respaldo técnico,
administrativo y logístico.

50
De los flujos de costos e ingresos a precios de mercado generados por el
proyecto, se observa en el índice de cobertura (Ver Anexo 2), que los ingresos no
son suficientes para cubrir los costos de operación y mantenimiento en los siete
primeros años, posteriormente el proyecto se hace sostenible. Durante ese
período, se cuenta con una carta de compromiso del Gobierno Local, promotor
del proyecto, quien va a asumir el financiamiento adicional en los gastos de
operación y mantenimientos requeridos.
3.10 ANALISIS DE IMPACTO AMBIENTAL
3.10.1 Objetivo
El Estudio de Impacto Ambiental (EIA) tiene como objetivo la identificación de los
impactos ambientales, tanto positivos como negativos, para prevenir con
medidas de control y seguimiento el deterioro del medio ambiente, en las fases
de diseño, construcción y operación del proyecto bajo el concepto de desarrollo
sostenible.
3.10.2 Marco Legal
El estudio de impacto ambiental se enmarca en el contexto de la política nacional
ambiental.
La carta magna peruana en su artículo 67 señala que el estado determina la
política nacional del ambiente y promueve el uso sostenible de los recursos
naturales, por otro lado establece que toda persona tiene derecho a la paz, la
tranquilidad, al disfrute del tiempo libre y al descanso, así como de gozar un
ambiente equilibrado y adecuado al desarrollo de su vida.
Asimismo la ley de concesiones eléctricas (D.L.N° 25844), establece las normas
que regulan las actividades relacionadas con la energía eléctrica y en su artículo
9 señala que el estado previene la conservación del medio ambiente y del
patrimonio cultural de la nación; así como el uso racional de los recursos
naturales en el desarrollo de las actividades relacionadas a la generación,
transmisión y distribución de energía eléctrica.
3.10.3 Alcances y Metodología
Alcances
Los alcances del presente estudio son los siguientes:
• Descripción de las características físicas, biológicas y socioeconómicas del
área en donde se desarrolla el proyecto.
• Identificación de los Impactos Ambientales Potenciales, tanto positivos
como negativos.
• Plan de Manejo Ambiental, Programa de Monitoreo y Plan de Contingencia.
• Análisis Costo Beneficio de los impactos positivos y negativos.
Metodología
Se trabajaron las siguientes etapas:

51
• Definición del entorno del proyecto: En esta etapa se recopiló la
información necesaria sobre el área del proyecto, para comprender el
funcionamiento del medio ambiente.
• Descripción de Proyecto y determinación de los Impactos Ambientales:
Descripción de las actividades de la alternativa escogida para el proyecto, ya sea
en sus etapas de diseño, construcción y operación, así como el análisis de cómo
estas actividades afectan a los factores ambientales involucrados dentro de la
zona de estudio.
Los resultados se mostrarán adjuntos en los anexos.

52
3.11 MATRIZ DE MARCO LOGICO PARA LA ALTERNATIVA SELECCIONADA
En el Cuadro N° 49 se muestra la matriz de Marco Lógico y sus indicadores. Este Marco Lógico ha sido elaborado de acuerdo
con los puntos tratados anteriormente:
Cuadro 49
MATRIZ DEL MARCO LÓGICO PARA LA ALTERNATIVA SELECCIONADA
(Alternativa N° 1)
Resumen de objetivos Indicadores Medios de Verificación Supuestos
FIN  Desarrollo socioeconómico y
productivo local.
 Aumento del consumo unitario de
energía eléctrica anual
(KWh/año) en el siguiente orden:
El primer año: 13 kwh/año
El segundo año: 16 kwh/año
El tercer año: 19 kwh/año…
El décimo año: 23 kwh/año
 Registros de consumo de
energía de la empresa eléctrica
local.
PROPOSITO  Acceso de la población al
servicio de electricidad.
 Aumento del número de usuarios
de electricidad:
El segundo año: 271
El tercer año: 272
El décimo año: 381
 Estadísticas de usuarios de la
empresa de electricidad local.
 Crecimiento vegetativo dentro
de los indicadores previstos.
 Existe un marco regulatorio que
establezca una tarifa al alcance
de la población.
COMPONENTES  Infraestructura eléctrica:
- Líneas Primarias.
- Redes Primarias.
- Redes Secundarias.
 Sistemas de Medición y
acometidas domiciliarias.
 26,43 km de línea primaria
instalada a un costo de S/.
448,692.
 0,97 km de red primaria instalada
a un costo de S/. 123,475.
 4,01 km de red secundaria
instalada a un costo de S/348,242
 271 sistemas de medición y
acometidas domiciliarias
instaladas.
 Informes de seguimiento y
monitoreo de la construcción
de la infraestructura eléctrica.
 Registro de los acuerdos y
convenios firmados por las
instituciones involucradas.
 La municipalidad de Antioquia,
como entidad supervisora de la
ejecución del proyecto, está
realmente capacitada para
realizar esta tarea.
 Las instituciones involucradas
cumplen los acuerdos y
convenios firmados.

53
Cuadro 50
MATRIZ DEL MARCO LÓGICO PARA LA ALTERNATIVA SELECCIONADA
(Alternativa N° 1)
Resumen de objetivos Indicadores Medios de Verificación Supuestos
ACCIONES  Instalación de la infraestructura
eléctrica:
- Líneas Primarias.
- Redes Primarias.
- Redes Secundarias.
 Instalación de sistemas de
medición y acometidas
domiciliarias.
 Instalación de Líneas y Redes
Primarias:
585 524 S/. en 60 días.
 Instalación de Redes
Secundarias, acometidas
domiciliarias y medidores:
348 242 S/. en 40 días.
 Operación y Mantenimiento:
23 378 S/. a partir del primer
año de operación.
 Registro contable de la entidad
ejecutora del proyecto.
 Los presupuestos requeridos se
obtienen de manera oportuna.
 Los acuerdos, contratos y
adquisiciones se hacen de
manera oportuna.
 Interés de las instituciones
involucradas en la ejecución del
proyecto
 Obtener el apoyo de la
población a la ejecución del
proyecto.

54
MODULO 4
CONCLUSIONES Y ANEXOS

55
4.1. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES:
1. De la evaluación económica realizada, se concluye que la alternativa N° 1
es la más conveniente, tanto en la evaluación privada como en la social.
2. El proyecto es sostenible a partir del octavo año, por lo que La
Municipalidad de Antioquía, se compromete cubrir el déficit de los siete
primeros años que presentan los costos de Operación y Mantenimiento;
para cuyo efecto el Alcalde Distrital Antioquia ha remitido un Oficio de
Compromiso.
3. Del análisis de sensibilidad, se tiene que, la alternativa N° 1, siempre será
la alternativa más conveniente.
4. Ambas alternativas producen impactos ambientales positivos sobre el
medio ambiente local, y aumentan, en consecuencia, el bienestar
socioeconómico de la población.
5. En la alternativa N° 1, los factores ambientales de mayor impacto negativo
ocurren en la etapa de construcción, principalmente en el medio físico
(contaminación y erosión de suelos), y que su gran mayoría son
transitorios.
6. Se recomienda la ejecución de este proyecto por ser rentable socialmente
y sostenible.
4.2 ANEXOS
ANEXO N° 1 : PROYECCIÓN DE LA DEMANDA
ANEXO N° 2 : ANALISIS DE SOSTENIBILIDAD

56
ANEXO N° 1
ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA
Procedimiento de cálculo, variables importantes y supuestos utilizados
El estudio del mercado eléctrico de cada proyecto, tiene como objetivo
fundamental determinar, mediante prospecciones de campo y gabinete, los
requerimientos presentes y futuros de potencia y energía en todo el ámbito de la
zona de influencia, para un horizonte de planeamiento de 20 años.
La metodología utilizada para la proyección del consumo de energía y de la
máxima demanda, con ligeras variantes, es la que recomendó una misión
alemana que, vía cooperación técnica, analizó este aspecto en el periodo de
1970-1975.
Se determinó que para el caso de pequeños y medianos centros poblados la
metodología más adecuada es aquella que se basa en el establecimiento de una
relación funcional creciente entre el consumo de energía por abonado doméstico
(kWh/abonado) y el número de abonados estimados para cada año.
Esta relación considera que la expansión urbana a consecuencia del crecimiento
poblacional está íntimamente vinculada con el desarrollo de actividades
productivas que conducen a mejorar los niveles de ingreso y, por ende, el
crecimiento per cápita del consumo de energía eléctrica.
Los cálculos que en forma secuencial efectúa el programa utilizado son los
siguientes:
1.- Proyección del número de habitantes por cada centro poblado a partir de la
información del número de habitantes y viviendas.
2.- Determinación del número promedio de habitantes por familias (vivienda)
para cada una de las localidades del Pequeño Sistema Eléctrico, basándose en los
resultados del último Censo Nacional de Población y Vivienda, índice que permite
determinar el número de viviendas para todo el horizonte de planeamiento.
3.- Determinación del número de abonados domésticos que se obtiene
multiplicando el número de viviendas por el coeficiente de electrificación
(abonados / viviendas totales).
4.- Determinación del consumo de energía del sector doméstico haciendo uso de
curvas de consumo preestablecidas para diferentes zonas del país o consumos
unitarios anuales (por abonado) las cuales se transforman a expresiones de
curvas de consumo. Las curvas de consumo utilizadas son del tipo:
Y A X B
 *
que relaciona el consumo unitario de energía anual con el correspondiente
número de abonados, las mismas que se determinan mediante análisis de
regresión histórica.

57
5.- El consumo por usos generales, que de acuerdo a la información existente se
estima también como un porcentaje del consumo doméstico.
6.- Consumo por alumbrado público:
Se determina asumiendo un factor KALP = 3,3 (Cuadro N° 7), luego Consumo
mensual de AP en kWh-mes es igual a N° usuarios x KALP (Cuadro N° 8)
6.- Consumo neto o energía vendida que es la sumatoria de los consumos antes
descritos.
7.- Consumo bruto o energía distribuida, que se obtiene de sumar el Consumo
Neto y las pérdidas en la distribución, las mismas que se estiman como un
porcentaje de la Energía Vendida.
8.- Consumo del sistema o energía total requerida, el cual es el resultado de
añadir a la sumatoria de los consumos brutos totales de las localidades del
Sistema un porcentaje de este, por concepto de pérdidas en la línea primaria.
La determinación de estas pérdidas se hace utilizando la conocida ecuación:
 pp ppp fci i i * . * .07 03
donde:
ppei = porcentaje de pérdidas de energía en la línea primaria al año i - ésimo.
pppi = porcentaje de pérdidas de potencia en la línea primaria al año i - ésimo.
fci = Factor de carga del año i - ésimo.
Los valores que se den a pppi dependerán de la configuración del futuro sistema
eléctrico y de la longitud total de líneas de primarias
9.- Máxima Demanda Neta de Potencia por Localidad, que se obtiene a partir de
los consumos de los sectores: servicios y alumbrado público, a los cuales se les
aplica sus respectivas horas de utilización y se les asigna un diagrama de carga
para cada uno de ellos, se suma horariamente dichos diagramas, a los que se les
adiciona el correspondiente a las cargas especiales, obteniéndose de esa manera
la Demanda Neta.
10.- Máxima Demanda Bruta, es la que se obtiene al adicionar a la Demanda
Neta las pérdidas de potencia en la distribución, las cuales se determinan
utilizando la siguiente ecuación:
ppd
ped
fc
i
i








*
*
100
70 30
donde:
ppdi = porcentaje de pérdida de potencia en distribución
al año i - ésimo.

58
ped = porcentaje de pérdidas de energía en distribución
fci = Factor de carga del año i - ésimo
11.- Máxima Demanda del Sistema, se determina empleando la siguiente
ecuación:
   MDS DSi FSLI
t
t n
DCi
t
t n
FDPi FPTi 













  * * *
1 1
1 1
donde:
MDSi = Máxima Demanda del sistema al año i - ésimo
Dsi = Máxima Demanda por Servicios al año i-ésimo correspondiente al
pueblo t.
Dci = Demanda de Potencia por cargas especiales correspondiente a la
hora de punta del Sector Servicios para el año i - ésimo del pueblo t.
FSLi = Factor de simultaneidad entre los "n" pueblos el año i–ésimo
DAPi = Demanda por Alumbrado Público al año i-ésimo del pueblo t
FPTi = Factor de pérdidas en la línea primaria por el año i-ésimo valor que
se asume según factores de perdidas de OSINERG.
FPDi = Factor de pérdidas en distribución obtenido a partir de la siguiente
ecuación:
FPD
i
FPE
fc
i









70 30*
donde:
FPE = Factor de pérdidas de energía en distribución
fcI = Factor de carga del año i - ésimo
A continuación, se describe secuencialmente los cálculos efectuados para la
proyección de demanda de localidades:
Número de Abonados Domésticos
Con los datos mostrados (Cuadro N° 1), se procede a proyectar el número de
abonados domésticos (viviendas a ser electrificadas), para esto, el número de
viviendas totales (la cual resulta de dividir la población entre la densidad
poblacional) se multiplica por la proyección del coeficiente de electrificación.

59
Así también para el cálculo de la población a ser electrificada se requiere
multiplicar la población total por el coeficiente de electrificación, en
consecuencia, para la elaboración de este cuadro es importante conocer las
estimaciones de la población por localidad, la densidad familiar por localidad y el
coeficiente de electrificación.
Anexo Nº 01 - Cuadro Nº 01
Nº Habitantes y Nº Viviendas
Nº Localidad
Población
Total
Viviendas
Totales
Población a ser
Electrificada
Viviendas a ser
Electrificadas
Densidad
Familiar
Coeficiente de
Electrificación
1 Palma 144 48 66 22 3 46%
2 Chillaco 144 36 92 23 4 64%
3 Antapucro 124 31 112 28 4 90%
4 Sisicaya 135 45 96 32 3 71%
5 Nieve-Nieve 224 56 116 29 4 52%
6 Santa Rosa de Chontay 400 100 276 69 4 69%
7 Pampa Sisicaya 153 51 108 36 3 71%
Totales 1324 367 866 239 4
Fuente: Inspecciones de campo
Consumo doméstico:
De la información existente de consumo histórico de aquellas localidades
similares que cuentan con suministro eléctrico o localidades con un nivel de
desarrollo semejante; tomamos como referencia la información del PSE
Huarochirí I Etapa, suministrada por ADINELSA (Cuadro N° 2), de la cual
obtenemos un consumo unitario inicial de 9,47 kWh-mes / cliente.

60
Anexo 01 - Cuadro N° 02
Consumo Doméstico Unitario
CONSUMO HISTÓRICO DEL PSE HUAROCHIRÍ I ETAPA
Año Mes Clientes
Energía
(kWh-mes)
Consumo Unitario
(kWh-mes/cliente)
2002 Enero 3,926 22,226.20 5.66
2002 Febrero 3,912 17,058.00 4.36
2002 Marzo 3,751 15,271.00 4.07
2002 Abril 3,744 24,691.00 6.59
2002 Mayo 3,763 27,994.00 7.44
2002 Junio 3,778 32,417.89 8.58
2002 Julio 3,800 32,677.17 8.60
2002 Agosto 3,815 34,300.94 8.99
2002 Septiembre 3,837 35,954.00 9.37
2002 Octubre 3,846 29,424.00 7.65
2002 Noviembre 3,862 33,824.00 8.76
2002 Diciembre 3,865 25,978.00 6.72
2003 Enero 3,866 26,675.00 6.90
2003 Febrero 3,870 25,956.00 6.71
2003 Marzo 3,871 24,259.00 6.27
2003 Abril 3,852 29,214.00 7.58
2003 Mayo 3,861 29,795.00 7.72
2003 Junio 3,844 32,931.00 8.57
2003 Julio 3,819 32,873.00 8.61
2003 Agosto 3,786 36,388.00 9.61
2003 Septiembre 3,774 34,692.00 9.19
2003 Octubre 3,695 34,179.00 9.25
2003 Noviembre 3,677 32,492.00 8.84
2003 Diciembre 3,685 29,250.00 7.94
2004 Enero 3,674 80,951.00 22.03
2004 Febrero 3,640 59,489.00 16.34
2004 Marzo 3,641 67,316.00 18.49
2004 Abril 3,610 76,556.84 21.21
2004 Mayo 3,504 33,093.00 9.44
2004 Junio 3,513 34,018.00 9.68
2004 Julio 3,490 28,558.00 8.18
2004 Agosto 3,507 41,976.00 11.97
2004 Septiembre 3,491 34,892.00 9.99
2004 Octubre 3,486 35,227.00 10.11
2004 Noviembre 3,487 35,922.00 10.30
2004 Diciembre 3,488 32,066.00 9.19
Promedio 9.47
Fuente: ADINELSA
Con estos datos históricos procedemos a calcular una tasa de crecimiento en el
periodo 2002 – 2003, de la cual obtenemos:

61
Se ajustan los datos a una curva de tendencia exponencial, del tipo y = A*eBx ,
que luego de igualarla a la función y=A*(1+t)x, se determina que:
1 B
et
En la función de la curva de tendencia de la gráfica 1, el valor de B es igual a
0.0039, por ello la tasa mensual es de 0.39% y la tasa anual de 4.79%.
Dado que esta tasa es elevada para todo el período de evaluación, entonces se
considerará a 4.79% para los cinco primeros años, 2% para los siguientes cinco
años y 1% para los últimos diez años.
Cabe mencionar que si para calcular la tasa de crecimiento anual consideramos
el periodo 2002-2004, la tasa sería de 9.55% anual.
Anexo N°1 - Grafico 1
Gráfico de Tendencia del Consumo PSE Huarochirí I Etapa
Fuente: Elaboración propia
Consumo para uso general:
Incluye a colegios, postas médicas, mercado, iglesia, comisaría, municipios y
locales comunales. Se considera como un porcentaje del consumo doméstico
(CG/CD), que de acuerdo a las inspecciones hechas en cada localidad visitada en
la zona del proyecto, se determino un valor máximo de 28% del consumo del
sector doméstico.
Consumo por alumbrado público:
Se determina asumiendo un factor KALP = 3,3 (Cuadro N° 3), luego un consumo
mensual de AP (CMAP), en kWh-mes es igual al N° de usuarios totales x KALP,
tal y como se muestra en el siguiente cuadro:
y = 7.6573e0.0039x
0
2
4
6
8
10
12
0 5 10 15 20 25 30
kWh-mes
Meses
Consumo Histórico kWh-mes PSE Huarochirí I Etapa

62
Anexo 1 - Cuadro N° 03
Numero de Lámparas AP por Localidad
Localidad
Número
Usuarios
Domésticos (*)
Número
Usuarios
Uso General (*)
Número
Usuarios
Total
KALP CMAP NHMAP PPL PI
Palma Baja 22 5 27 3.3 89 360 70 3
Chillaco 23 7 30 3.3 99 360 70 4
Antapucro 28 4 32 3.3 106 360 70 4
Sisicaya 32 5 37 3.3 122 360 70 4
Nieve-Nieve 29 8 37 3.3 122 360 70 4
Santa Rosa de
Chontay
69 3 72 3.3 238 360 70 10
Pampa Sisicaya 36 0 36 3.3 119 360 70 4
Fuente: Inspecciones de campo
(*) Se consideran lotes en construcción
CMAP : Consumo mensual de AP en kWh.
KALP : Factor de AP en kWh/usuario-mes. Sector Típico 4: KALP=3,3
NHMAP : Número de horas mensuales del servicio AP (horas/mes)
PPL : Potencia nominal promedio de la lámpara de AP en watts
PI : Puntos de Iluminación.
Consumo Total:
Se obtiene de sumar los consumos de cada uno de los sectores descritos
anteriormente, considerando un 11,66 % adicional por pérdidas de energía en BT
y MT (Cuadro N° 4).

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