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

REDES PRIMARIAS 20/22.9 KV

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

REDES SECUNDARIAS 400/230 Y 440/220 V

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

Resumen:

Proyecto Alternativo Nº 02

• Instalación de paneles
  fotovoltaicos

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

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

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

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

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

e) Cables

• f) Carga Eléctrica

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

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

• 2 Panel Fotovoltaico 110 W y soporte

• 2 Batería de 100Ah, 12VCC.

• 1 Controlador de Carga 12V 10 A

• 1 Inversor APS de 300W 110V AC

• 1 Juego de Conductores.

• 3 Equipos de Iluminación de 9
W.

• 3 Interruptores de un polo.

• 1 Caja de Conexiones.

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

Formulación

• ANÁLISIS DE DEMANDA

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

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

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

3.1.1 Servicios que cada proyecto
alternativo ofrecerá.

• Proyecto Alternativo Nº
  01

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

• Proyecto Alternativo Nº
  02

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

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

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

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

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

3.1.3 Información de zonas similares al
proyecto

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

Cuadro Nº 05

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

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

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

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

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

3.1.4 Proyección de población y
número de viviendas

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

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

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

Los parámetros e hipótesis de
proyección son:

• a) Número inicial de
  viviendas:

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

• b) Coeficiente de
  electrificación inicial:

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

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

• c) Tasa de crecimiento de la
  población

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

• d) Consumo promedio por
  vivienda

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

Resumen:

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

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

Cuadro Nº 06

Tasa de Crecimiento

Fuente:

(a) Instituto Nacional de
Estadística e Informática

(b) Información Tomada en
Campo

Nota:

(c) Población proyectada con TC (e
)

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

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

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

Cuadro Nº 07

Resumen de Proyección de la
Población Total

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

Cuadro Nº 08

Resumen de Proyección del
Número de Viviendas Totales

3.2 ANÁLISIS DE LA
OFERTA

3.2.1 Proyección de la Demanda de
Potencia y Energía

Información Existente

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

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

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

• Censos Nacional de Población y Vivienda de
  1993.

Metodología de Proyección de la
Demanda

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

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

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

– Doméstica

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

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

– Comercial y productivo
menor

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

– Industrial y cargas
especiales

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

– Usos generales
(comunales)

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

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

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

– Cálculo del consumo de
alumbrado público

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

– Pérdidas
Técnicas

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

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

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

Cuadro Nº 10

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

Fuente: Elaboración
Propia

Cuadro Nº 11

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

Fuente: Elaboración
Propia

• Recursos físicos y humanos
  disponibles en cada localidad.

• a) Proveedores de Servicio
  Eléctrico en las Localidades.

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

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

• Unidades de
  Generación.

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

• Sistema de
  Transmisión.

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

• Sistema de
  Distribución

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

• c) Inversiones Programadas para
  Mejorar el Servicio Actual.

No existe ningún programa de
inversiones.

• Estándares óptimos de
  uso de la energía eléctrica.

Los estándares óptimos de
uso de la energía eléctrica.

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

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

– Horas de servicio al día : 24
Horas.

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

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

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

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

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

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

Proyección de la Oferta

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

Ver Anexo Nº 17: FORMATO N°
03

3.2.4 Oferta optimizada por Tipo de
Servicio.

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

• BALANCE OFERTA –
  DEMANDA

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

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

Cuadro Nº 12

Balance Oferta –
Demanda

Cuadro Nº 12.1

Balance Oferta –
Demanda

• SECUENCIA DE ETAPAS Y ACTIVIDADES DE
  CADA PROYECTO ALTERNATIVO

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

• a) Proyecto Alternativo Nº
  01

• Fase I: Pre
  Inversión.

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

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

• Realizar estudios preliminares de
  topografía.

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

• Fase II:
  Inversión.

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

• Elaboración y aprobación del
  Expediente Técnico a nivel definitivo.

• Desarrollo del proceso de selección del
  Contratista.

• Ejecución de las obras y supervisión
  de la misma.

• Liquidación final de obra.

• Fase III: Post
  Inversión.

• Operación mantenimiento por la concesionaria
  durante el horizonte.

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

• b) Proyecto Alternativo Nº
  02

• Fase I: Pre
  Inversión.

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

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

• Fase II:
  Inversión.

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

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

• Pruebas preliminares del sistema.

• Liquidación final de obra.

• Fase III: Post
  Inversión.

• Operación y mantenimiento a cargo de la
  concesionaria.

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

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

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

• COSTOS ESTIMADOS A PRECIOS DE
  MERCADO

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

Cuadro Nº 15

Costos Alternativa 1 en
S/.

Fuente: Elaboración Propia

Cuadro Nº 16

Costos Alternativa 2 en
S/.

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

• a) Proyecto Alternativo Nº
  01

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

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

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

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

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

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

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

Ver Anexo Nº 08

CUADRO Nº 17

Costo de 1 Km de Línea Primaria
sin GG ni IGV

Fuente: Elaboración Propia

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

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

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

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

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

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

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

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

Ver Anexo Nº 08

CUADRO Nº 18

Costo de 1 Km de Red Primaria sin GG
ni IGV

Fuente: Elaboración Propia

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

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

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

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

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

Ver Anexo Nº 08

CUADRO Nº 19

Costo de 1 KVA Instalado en
Subestaciones sin GG ni IGV

Fuente: Elaboración Propia

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

a.4) Costo de 1 Km de Red Secundaria

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

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

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

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

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

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

Ver Anexo N° 09

CUADRO Nº 20

Costo de 1 Km de Red Secundaria sin GG
ni IGV

Fuente: Elaboración Propia

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

• b) Proyecto Alternativo Nº
  02

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

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

• Transporte de los equipos fotovoltaicos.

• Montaje de los equipos fotovoltaicos.

• Los paneles solares considerados son de
  110W.

Ver Anexo N° 7 y N° 11

Costos de Expediente Técnico a
Nivel Definitivo.

• a) Proyecto Alternativo Nº
  01

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

• Levantamiento topográfico del recorrido de la
  línea y redes.

• Especificaciones técnicas, cálculos
  justificativos.

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

• Elaboración de metrados, presupuestos, costos
  unitarios.

CUADRO Nº 21

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

Fuente: Elaboración Propia

• b) Proyecto Alternativo Nº
  02

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

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

Para ambos proyectos alternativos se ha
considerado los siguientes valores:

– Gastos Generales 12% del CD.

– Utilidad 5% del CD.

– Supervisión 3% del CD

– Imprevistos 1% del CD

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

Ver Anexo Nº 15

Metrados.

• a) Proyecto Alternativo Nº
  01

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

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

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

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

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

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

– Sub-Estaciones de
Distribución

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

CUADRO Nº 22

Sub-estaciones de
Distribución

• b) Proyecto Alternativo Nº
  02

• Sistema Fotovoltaico.

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

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

3.5.3 Flujo de Costos a Precios de
Mercado

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

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

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

CUADRO Nº 23

Costos de Preinversión,
Inversión y valor de recupero.

Alternativa 1 – (S/.)

a.2 Proyecto Alternativo Nº
02

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

CUADRO Nº 24

Costos de Preinversión,
Inversión y valor de recupero.

Alternativa 2 – (S/.)

b. Flujo de Costos de Operación y
Mantenimiento.

Situación "Sin
Proyecto".

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

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

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

Situación con
proyecto

• a) Alternativa Nº
  01

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

CUADRO Nº 25

Costos de Operación Alternativa
1

Fuente : Elaboración
Propia

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

CUADRO Nº 26

Costos de Mantenimiento Alternativa 1
– (S/.)

• b) Alternativa Nº
  02

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

CUADRO Nº 27

Costo Unitario de Operación y
Mantenimiento por SSD

Fuente: Elaboración
Propia

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

CUADRO Nº 28

Costos de Operación y
Mantenimiento

Alternativa 2 – (S/.)

Fuente: Elaboración
Propia

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

c) Flujo de Costos Incrementales a precios de
mercado

CUADRO Nº 29

Proyecto Alternativo Nº
01

CUADRO Nº 30

Proyecto Alternativo Nº
02

• ESTIMACIÓN DE LOS COSTOS
  SOCIALES

• Factores de Corrección.

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

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

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

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

• a) Bienes de Origen Nacional.

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

• b) Bienes de Origen
  Importado.

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

• c) Factor de Corrección de Mano de
  Obra.

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

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

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

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

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

Alternativa Nº 01

CUADRO Nº 36

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

CUADRO Nº 37

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

Fuente: Elaboración Propia

Alternativa Nº 02

Cuadro Nº 38

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

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

CUADRO Nº 39

Costos de Operación y
Mantenimiento

Alternativa Nº 02 –
(S/.)

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

CUADRO Nº 40

VAN de Alternativas

Costos Sociales en la Situación
"Sin Proyecto"

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

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

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

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

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

– Refrigeración:
kerosene.

– Otros usos: diesel.

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

CUADRO Nº 41

Gasto Anual en Fuentes Alternativas
"sin proyecto"

CUADRO Nº 42

Resumen Gasto Anual en Fuentes
Alternativas

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

Evaluación

• EVALUACIÓN ECONÓMICA A PRECIOS DE
  MERCADO

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

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

Situación Sin Proyecto

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

Situación Con Proyecto

• a. Alternativa Nº 01

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

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

• Cargo Fijo Mensual (Tarifa BT5B)

• Cargo por Energía Activa (Tarifa
  BT5B)

• Alumbrado Público

Fuente: OSINERGMIN/GART

Cuadro Nº 43

Flujo de Beneficios
Increméntales a precios de mercado

Alternativa Nº 01 –
(S/.)

Fuente: Elaboración Propia

• b. Alternativa Nº 02

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

Fuente: Elaboración Propia

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

CUADRO Nº 44

Flujo de Beneficios
Increméntales a precios de mercado

Alternativa Nº 02 –
(S/.)

Fuente: Elaboración
Propia

4.1.2 Flujo de Costos y Beneficios a precios de
mercado

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

CUADRO Nº 45

Flujo de Beneficios Netos a precios de
mercado

Alternativa Nº 01 –
(S/.)

Fuente: Elaboración
Propia

CUADRO Nº 46

Flujo de Beneficios Netos a precios de
mercado

Alternativa Nº 02 –
(S/.)

Fuente: Elaboración
Propia

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

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

CUADRO Nº 47

VANP y TIR de
Alternativas

• EVALUACIÓN SOCIAL –
  APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA BENEFICIO –
  COSTO

• Flujo de Beneficios Sociales
  Totales.

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

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

a) Iluminación

b) Información (radio y
televisión)

c) Refrigeración

d) Otros usos

a) Iluminación

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

b) Información (radio y
televisión)

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

c) Refrigeración

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

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

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

Considerando los siguientes
parámetros:

CUADRO Nº 49

Beneficios Increméntales a
Precios Sociales

Proyectos Alternativos Nº 01 y
02

• Valor Actual Neto a Precios Sociales
  (VANS)

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

VANS = VABSN – VACSN

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

CUADRO Nº 50

Valor Actual Neto a Precios
Sociales

Alternativa Nº 01

Fuente: Elaboración
Propia

CUADRO Nº 51

Valor Actual Neto a Precios
Sociales

Alternativa Nº 02

Fuente: Elaboración
Propia

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

CUADRO Nº 52

Indicadores
Socioeconómicos.

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

• ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD

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

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

4.3.1 Determinación de las variables inciertas
y su rango de variación

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

Inversión Inicial

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

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

La tarifa de Venta de Energía (Alternativa
Nº 01)

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

Beneficio Económico por Iluminación,
Comunicación, Refrigeración y Otros
Usos

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

Costos de Operación y
Mantenimiento

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

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

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

a) Variable 1: Inversión Base.

Proyecto Alternativo Nº 01.

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

b) Variable 2: Tarifa de Venta de
Energía

Proyecto Alternativo Nº
01

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

c) Variable 3: Operación y
Mantenimiento

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

c) Variable 4: Beneficio
Económico

CUADRO Nº 59

Variación de los Costos de
Inversión

Fuente: Elaboración
Propia

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

• SELECCIÓN DE LA MEJOR
  ALTERNATIVA

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

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

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

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

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

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

• ANÁLISIS DE SOSTENIBILIDAD
  DEL PROYECTO

• Identificar y estimar las
  principales fuentes de ingresos.

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

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

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

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

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

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

CUADRO Nº 55

Proyecto Alternativo Nº 01

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

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

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

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

• ANÁLISIS DE IMPACTO
  AMBIENTAL

4.6.1 Objetivos