PIP Instalac. Sistema Eléctrico Rural Con Paneles Fotovoltaicos

INSTALACION INSTALACION DEL SISTEMA SISTEMA ELECTRICO ELECTRICO RURAL CON PANELES PANELES FOTOVOLTAICOS FOTOVOLTAICOS DE LAS PIP: “ COMUNIDADES DEL DISTRITO DE PUCARA – LAMPA LAMPA - PUNO”

“INSTALACION DEL SISTEMA ELECTRICO RURAL CON PANELES FOTOVOLTAICOS DE LAS COMUNIDADES DEL DISTRITO DE PUCARA – LAMPA - PUNO”

Gestión 2011-2014 1

INSTALACION INSTALACION DEL SISTEMA SISTEMA ELECTRICO ELECTRICO RURAL CON PANELES PANELES FOTOVOLTAICOS FOTOVOLTAICOS DE LAS LAS PIP: “ COMUNIDADES DEL DISTRITO DE PUCARA – LAMPA LAMPA - PUNO”

CONTENIDO DEL PERFIL I.

RESUMEN EJECUTIVO…………………………………......…………….. 4

A. B. C. D. E. F. G. H. I. J. K. L. M.

Nombre del Proyecto........................... ............ ........................... .......................... ......................... ........................ ............ 5 Objetivo del Proyecto. ........................... .............. .......................... .......................... .......................... ...................... ......... 5 Balance Oferta y Demanda. ........................... ............. ........................... .......................... ......................... .............. 5 Descripción Técnica del Proyecto. ......................... ............ .......................... .......................... .................. ..... 7 Costos del Proyecto. ........................... ............. ........................... .......................... ......................... ........................ ............ 9 Beneficios del Proyecto. .......................... ............. .......................... .......................... .......................... .................. .....11 11 Resultados de la Evaluación Social. ........................... ............. .......................... ........................ ............ 13 Sostenibilidad del Proyecto. ........................... ............. ........................... .......................... ...................... ......... 133 133 Impacto Ambiental................. ........................... .............. .......................... ......................... .................... ........ 155 Organización y Gestión. .......................... ............. .......................... .......................... .......................... ................ ... 155 Plan de Implementación. ......................... ............ .......................... .......................... .......................... ................ ... 166 Marco Lógico............................ ............. ........................... .......................... ......................... .......................... ..................... ....... 18 Conclusiones y Recomendaciones. Recomendaciones. ......................... ............ .......................... .......................... ............... 20

II. ASPECTOS GENERALES………………………………………………………. 21 2.1. 2.2. 2.3. 2.4. 2.5.

Nombre del Proyecto. .......................... ............ ........................... .......................... ......................... ...................... .......... 22 Tipología del Proyecto. ........................... .............. .......................... .......................... .......................... .................... ....... 22 Unidad Formuladora y Ejecutora........................... ............. .......................... .......................... .................. ..... 22 Ubicación del Proyecto. ......................... ............ .......................... .......................... .......................... .................. ..... 233 Marco de Referencia. ........................... ............. ........................... .......................... ......................... .................... ........ 244

III. IDENTIFICACION……… IDENTIFICACION……………………… …………………………… ………………………….… …………….…............... ............... 27

3.1. 3.2. 3.3. 3.4.

Diagnóstico de la Situación Actual. ......................... ............ .......................... .......................... ................ ... 28 Definición del Problema. .......................... ............. .......................... .......................... .......................... .................. ..... 54 Objetivo del Proyecto. .......................... ............ ........................... .......................... ......................... ...................... .......... 58 Determinación de las Alternativas Alternativas de Solución. .......................... ............. ...................... ......... 62

IV. FORMULACION…………………………………………………….…………… 67

4.1. 4.2. 4.3. 4.4. 4.5. 4.6.

Horizonte de Evaluación. .......................... ............. .......................... .......................... .......................... ................ ... 68 Análisis de la Demanda. ......................... ............ .......................... .......................... .......................... .................. ..... 69 Análisis de la Oferta. ........................... ............. ........................... .......................... ......................... ...................... .......... 74 Balance Oferta - Demanda................... Demanda...... .......................... .......................... .......................... .................... ....... 77 Planteamiento Técnico de las Alternativas.......................... ............ .......................... ................ ... 80 Costos a Precios de Mercado. ........................... .............. .......................... .......................... .................... .......83 83

V. EVALUACION……………………………………………………………………..93

2


5.1. Evaluación Social. ......................... ............ .......................... .......................... .......................... .......................... ................ ... 94 5.2. Análisis de Sensibilidad. .......................... ............. .......................... .......................... .......................... ................ ... 108 5.3. Analisis de Sostenibilidad. .................. ............ ...... ¡Error! Marcador no definido.10 5.4. Impacto Ambiental. ......................... ............ .......................... .......................... .......................... ......................... ............ 112 5.5. Selección de la Alternativa. .......................... ............. .......................... ........................... ......................... ........... 113 5.6. Plan de Implementacion........................... ............. .......................... .......................... .......................... ............... 1133 5.7. Organización y Gestión. ......................... ............ .......................... .......................... .......................... ................ ... 1144 5.8. Marco Lógico.......................... ............ .......................... ........................... .......................... ......................... ................. .... 11515 5.9.Conclusiones y Recomendaciones ..................................................... 1177 1177 ANEXOS ......................... ............ .......................... .......................... .......................... .......................... .......................... ......................... ............ 1188

3

INSTALACION DEL SISTEMA ELECTRICO RURAL CON PANELES FOTOVOLTAICOS DE LAS PIP: “ COMUNIDADES DEL DISTRITO DE PUCARA – LAMPA - PUNO”

4


A.

NOMBRE DEL PROYECTO. “INSTALACION DEL SISTEMA ELECTRICO RURAL CON PANELES FOTOVOLTAICOS DE LAS COMUNIDADES DEL DISTRITO DE PUCARA – LAMPA - PUNO”

B.

OBJETIVO DEL PROYECTO. ADECUADO ACCESO AL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LA POBLACIÓN DE LAS 19 LOCALIDADES DEL DISTRITO DE PUCARA, DE LA PROVINCIA DE LAMPA.

C.

BALANCE OFERTA Y DEMANDA. De la diferencia entre la demanda y la oferta se obtiene una demanda satisfecha para los próximos 20 años (2014-2034), en consumo de energía expresada en KW A continuación se presenta el balance de la Oferta y la Demanda proyectadas en el horizonte del proyecto.

5

PIP: “ INSTALACION DEL SISTEMA ELECTRICO RURAL CON PANELES FOTOVOLTAICOS DE LAS COMUNIDADES DEL DISTRITO DE PUCARA – LAMPA - PUNO”

Cuadro N° 01: Balance Oferta Demanda –

CUADRO Nº 48: BALANCE OFERTA-DEMANDA EN EL MERCADO DEL SERVICIO - SISTEMA FOTOVOLTAICO Balance Oferta Demanda del Servicio - Situación sin Proyecto Años DESCRIPCIÓN

2014

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

20

Demanda (kW.h) Oferta (kW.h) Deficit Balance Oferta Demanda del Servicio - Situación Con Proyecto Años DESCRIPCIÓN Demanda (kW.h) (1)

Oferta (kW.h) Saldo Numero Minimo de Paneles por Abonado

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

68.220

69.241

70.091

71.133

72.186

73.064

74.139

75.225

76.323

77.432

78.360

79.491

52.484

52.899

53.176

53.592

54.007

54.284

54.700

55.115

55.530

55.946

56.223

56.638

-15.736 -16.342 -16.915 -17.541 -18.179 -18.780 -19.439 -20.110 -20.792

-21.486

-22.137

-22.853

2

2

2

2

2

2

2

2

114.93 8

115.76 9

116.60 0

117.43 1

118.26 2

119.09 3

2

2

2

2

2

2

2

2

104.96 8

105.79 9

106.35 3

107.18 4

108.01 4

108.56 8

109.39 9

110.23 0

111.06 111.892 112.446 113.277 114.108 1

36.748 36.557 36.262 36.050 (1) Oferta suministrada, considerando 01 panel fotovoltaico por abonado

35.828

35.504

35.260

35.005

34.738

Oferta Total (kW.h) Superávit

2

2

34.460

2

34.086

2

2034 90.22 80.635 81.791 82.959 84.139 85.332 86.537 87.755 88.986 9 60.37 57.054 57.469 57.885 58.300 58.716 59.131 59.546 59.962 7 -23.581 -24.321 -25.074 -25.839 -26.616 -27.406 -28.209 -29.024 29.85 2

33.785

33.473

33.148

32.811

32.461

32.099

31.725

2

119.92 120.7 4 55 30.52 31.338 30.938 5

Fuente: Equipo técnico del PIP.

6


D.

DESCRIPCIÓN TÉCNICA DEL PROYECTO. ALTERNATIVA 01: INSTAL AC IÓN DE SISTEMA S FOTOVOL TAICOS DO MÉSTICO S.

El proyecto consiste en la Instalación de sistemas fotovoltaicos domésticos para la provisión de energía eléctrica para 19 comunidades pertenecientes al distrito de Pucara, provincia de Lampa. Esta alternativa evalúa la instalación en la zona de estudio, de módulos fotovoltaicos domiciliarios (SFD), donde cada módulo comprende: 1 Panel solar de 80Wp 1 Controlador de carga de 20A. 1 Batería AGM de 68 Ah. 1 Tablero (caja de conexiones). 1 Inversor de corriente de 600W. 6 lámparas de 11W. 6 interruptores simples Accesorios varios (soportes, cables, tomacorrientes, etc.)

DESCRIPCIÓN DE COMPONENTES PANEL SOLAR Es el componente central del Sistema Fotovoltaico. Son placas fabricadas de materiales especiales que cuando se exponen a la luz solar producen corriente eléctrica. El tamaño de los paneles seleccionado es de 80 Watt Pico; fabricados para tener una vida útil de 20 años, y existen varios tipos: Mono cristalino Policristalino y Amorfo REGULADOR DE CARGA (CONTROLADOR) Es un dispositivo que evita que la batería se sobrecargue, que el voltaje de la batería no sea mayor al permitido por los equipos conectados, evita la descarga profunda de las baterías y corta la corriente cuando el voltaje llega a un valor mínimo, así como asegura la vida útil de las baterías BATERÍA Recibe y almacena la energía que se genera durante el día para luego usarla cuando se necesite. Normalmente se utiliza baterías de 12 voltios y con capacidad entre 68 ampere – hora. 7


Las baterías automotrices son las más utilizadas por su bajo costo, tienen una vida útil de 1 a 3 años. Las baterías selladas tienen mayor vida útil y el mantenimiento es mínimo; no se recomienda su uso en zonas calientes. Y las baterías solares, soportan mejor las descargas profundas que las automotrices y pueden durar entre 3 a 4 años. TABLERO (CAJA DE CONEXIONES) Es una caja metálica en donde alberga terminales de salidas para la distribución de los circuitos eléctricos que alimentarán a las cargas eléctricas como luminarias, radio, televisión pequeña, teléfono, equipo de sonido, u otro equipo que directamente se alimentan con 12 voltios de corriente continua. INVERSOR DE CORRIENTE Es un componente electrónico que transforma la corriente continua en corriente alterna mediante dispositivos electrónicos, a la vez que eleva la tensión de 12 voltios de corriente continua a 220 voltios de corriente alterna. Este componente se emplea solo cuando las cargas a alimentar requieren corriente alterna y por lo general son equipos eléctricos mayores a 100 W de potencia. Para el caso del presente Proyecto este componente no se empleará. LÁMPARAS Lámparas fluorescentes compactas de 12 V, son las llamadas lámparas ahorradoras, cuyo consumo oscila entre 10 y 20W. INTERRUPTORES Es un dispositivo que controla el encendido apagado de las luminarias. Esquema de Utilización de la Energía Solar

8


Las especificaciones de esta alternativa se detallan en la Ficha Técnica con su respectivo presupuesto (Ver anexo).

E.

COSTOS DEL PROYECTO. Cuadro N° 02: Costos a Precios de Mercado de la Alternativa 01 A. 1 1,1 1,2 1,3

RUBROS INVERSION Intangibles Expediente Técnico Capacitación Otros Intangibles

2 Inversión en activos 2,1 Suministros Importados Módulos fotovoltaicos Baterías Controladores Luminarias Stock de reemplazos Inversores 2,2 Suministros Nacionales

COSTO S/. 79119 54119 25000

1910803 1420660 519587 580962 51400 110361 75800 82550 99541

9


Tablero Cables y accesorios 2,3 Montaje Mano de obra calificada Mano de obra no calificada 2,4 Transporte de Equipos y Materiales

60602 38938 143890 143890

2,5 Gastos Generales 2,6 Utilidades

125773 85001

3 Otros Gastos 3,1 Supervisión de obra Otros

138762 77897 60865

35938

VALOR RESIDUAL (-) COSTO TOTAL INVERSION del PIP (precios privados)

2`128,684


Cuadro N° 03: Costos a Precios de Mercado de la Alternativa 02 RUBROS

COSTO S/.

A. INVERSION 1 Intangibles 1,1 Estudio Definitivo

292468 245221

1,2 Otros Intangibles

47247

2 Inversión en activos 2,1 Linea Primaria Suministro Origen Transable Suministro Origen No Transable Montaje (Mano de obra Calificada)

3263016 588714 81960 302911 92911

Montaje (Mano de obra No Calificada)

59943

Transporte de Equipos y Materiales

50989

2,2 Red Primaria Suministro Origen Transable Suministro Origen No Transable

865598 88635 606535

Montaje (Mano de obra Calificada)

61688

Montaje (Mano de obra No Calificada) Transporte de Equipos y Materiales

47792 60948

2,3 Red Secundaria Suministro Origen Transable Suministro Origen No Transable Montaje (Mano de obra Calificada) Montaje (Mano de obra No Calificada) Transporte de Equipos y Materiales

1514052 316480 720699 347132 79697 50044

10


2,4 Gastos Generales

146234

2,5 Utilidades

148418

3 Otros Gastos 3,1 Compensación por Servidumbre

231596

3,2 Supervision de obra 3,3 Otros

205398 26198


3`787,080


F.

BENEFICIOS DEL PROYECTO. Los beneficios sociales para ambas alternativas sean definidos de acuerdo a la investigación realizada por NRECA (1999) en las áreas rurales del Perú, en este caso lo correspondiente a la Zona de la Sierra. Dichos Beneficios están dados por Iluminación (7.3 kWh/mes), Radio y Televisión (5.4 kWh/mes) y por otros usos (37.3 kWh/mes) haciendo un total de 50.0 kWh/mes, lo que traducido en Beneficios Económicos para cada usuario es de US$/año 120.50 por iluminación, US$/año 60.50 por Radio y Televisión, y US$/año 253.77 por otros usos. El Beneficio Económico mensual por abonado es de US$ 36.23 (S/. 94.20).

11


CUADRO Nº 04: FLUJO DE BENEFICIOS INCREMÉNTALES A PRECIOS SOCIALES- ALTERNATIVA 01 FICHA 06-A BENEFICIOS INCREMENTALES - SISTEMA FOTOVOLTAICO (A precios sociales S/.)

RUBRO 2014 SITUACION CON A. PROYECTO Beneficio por Iluminación Beneficio Radio y Televisión Beneficio Refrigeración Por kW.h Adicionales Beneficio Total con Proyecto SITUACION SIN B. PROYECTO Beneficio Total sin Proyecto BENEFICIOS INCREMENTALES C. (A-B)

8 2022

9 2023

Años 10 2024

11 2025

12 2026

13 2027

14 2028

15 2029

16 2030

17 2031

18 2032

19 2033

20 2034

282930

285063

287196

288617

290750

292883

295015

297148

299280

301413

303546

305678

307811

309944

107215

108029

108843

109658

110201

111015

111829

112643

113458

114272

115086

115901

116715

117529

118343

388012

390959

393906

396853

398818

401765

404712

407659

410606

413553

416499

419446

422393

425340

428287

1 2015

2 2016

3 2017

4 2018

5 2019

6 2020

7 2021

271556

272978

275111

277243

278665

280798

103686

104229

105043

105858

106401

375242

377207

380154

383101

385066

375,242 377,207 380,154 383,101 385,066 388,012 390,959 393,906 396,853 398,818 401,765 404,712 407,659 410,606 413,553 416,499 419,446 422,393 425,340 428,287


12


G.

RESULTADOS DE LA EVALUACIÓN SOCIAL. Cuadro N° 05: Resultados de Evaluación Social ALTERNATIVA 01

INDICADORES ECONOMICOS

Tasa de Descuento % VAN S/. TIR (%)

ALTERNATIVA 02

PRECIO

PRECIO

PRECIO

PRECIO

SOCIAL

PRIVADO

SOCIAL

PRIVADO

Sistema

Sistema

Sistema

Sistema

Fotovoltaico

Fotovoltaico

Convencional

Convencional

9% 237.630

12% -1.749.756

9% -284.952

12% -4.181.526

10,7%

0

7,9%

0


H.

SOSTENIBILIDAD DEL PROYECTO. La sostenibilidad del Proyecto en la etapa de Operación (Post-Inversión) está garantizada por la capacidad de pago de los usuarios que es equivalente a los gastos por fuentes alternas en la situación sin proyecto (S/. 38.00); teniendo en cuenta que sus ingresos mensuales es de S/. 610.00 en promedio (según las encuestas de campo) y la cuota mensual por el consumo de energía eléctrica en promedio sería de S/. 15.00 representado el 4% de sus ingresos mensuales. El financiamiento del PIP en la fase de inversión será asumido con cargo a la Fuente de Financiamiento 00 - Recursos Ordinarios de la Municipalidad Distrital de Pucara, toda vez que el proyecto ha sido concertado y priorizado. Financiamiento d e los Costos d e Operación y Mantenimiento.

El proyecto es capaz de cubrir sus costos de operación y mantenimiento con la venta de energía que estará a cargo de las juntas administradoras de electricidad de cada comunidad. Además de una capacitación optimizada para antes – durante – después de la ejecución del proyecto a cargo de la empresa especializada en células fotovoltaicas, se obtendrá personal capacitado para ejecutar la operación y mantenimiento del sistema instalado.

13


CUADRO Nº 06: ANÁLISIS DE SOSTENIBILIDAD DEL PROYECTO FICHA 08 ANÁLISIS DE SOSTENIBILIDAD DEL PROYECTO SISTEMA CONVENCIONAL Años DESCRIPCIÓN 2014 Compra de Energia (S/.) Costos de Operación y Mantenimiento (S/.) Base

1

2

3

4

2015

2016

2017

2018

5 2019

6

7

2020

2021

8 2022

9 2023

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

23395

23660

23908

24222

24493

24812

25133

25395

25721

26005

26337

26671

27009

27288

27632

27978

28328

28680

29036

29395

55305

55305

55305

55305

55305

55305

55305

55305

55305

55305

55305

55305

55305

55305

55305

55305

55305

55305

55305

55305

21366

21575

21843

22112

22327

22601

22878

23156

23437

23662

23947

24235

24525

24818

25113

25411

25711

26013

26319

26626

27,1%

27,3%

27,6%

27,8%

28,0%

28,2%

28,4%

28,7%

28,9%

29,1%

29,3%

29,6%

Impuesto a la Renta (S/.)

COyM 2,00%

Ingresos Venta de Energia (S/.) Aporte de Terceeros (S/.) INDICE DE COBERTURA

29,8%

30,0%

30,3%

30,5%

30,7%

31,0%

31,2%

31,4%

SISTEMA FOTOVOLTAICO Años DESCRIPCIÓN 2014 Reposición de Equipos (S/.) Costos de Operación y Mantenimiento (S/.) Base

1

2

3

4

2015

2016

2017

2018

5 2019

6

7

2020

2021

580962

8 2022

9 2023

580962

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

51400

580962

580962

632362

32386

32386

32386

32386

32386

32386

32386

32386

32386

32386

32386

32386

32386

32386

32386

32386

32386

32386

32386

32386

173473

174381

175743

177106

178014

179376

180739

182101

183463

184372

185734

187096

188459

189821

191183

192546

193908

195271

196633

197995

535,6%

538,4%

542,6%

28,9%

549,7%

553,9%

558,1%

29,7%

566,5%

220,0%

573,5%

30,5%


COyM 2,00%

Ingresos Venta de Energia (S/.) Aporte de Terceros (S/.) INDICE DE COBERTURA

Indicadores - Sistema Convencional Tasa de Descuento % Valor Actual de los Costos Operativos (S/.) Valor Actual de los Beneficios (S/.) INDICE DE COBERTURA DURANTE EL PERIODO

581,9%

586,1%

590,3%

31,4%

598,7%

602,9%

Indicadores - Sistema Fotovoltaico 12%

1.456.432 426.497 29,3%

Tasa de Descuento %

12%

Valor Actual de los Costos Operativos (S/.)

3.585.938

Valor Actual de los Beneficios (S/.)

3.310.192

INDICE DE COBERTURA DURANTE EL PERIODO

92,3%


14

607,1%

29,8%


I.

IMPACTO AMBIENTAL. ANÁLISIS AMB IENTAL

Primero mencionamos los impactos en: Suelo y Geología: La zona mantiene una estructura geológica estable. No existe riesgo alguno de impactos negativos. Flora y Fauna: No se presenta impactos negativos alguno contra la Flora y Fauna silvestre. Paisaje: Las obras se mimetizarán con el paisaje. No existe impacto negativo alguno. Cultural: No se presenta impactos negativos alguno contra los recursos culturales y turísticos de la zona en estudio, más bien potencializara el turismo, dotando de carretera y de esta forma se aprovechara los recursos turísticos que tiene la zona. Salud Poblacional: No habrá impacto negativo en la salud de la población, al contrario facilitara el acceso de la población a la salud. Positivos:  La población que se encuentra habitando, en el área de influencia del proyecto se verá beneficiada, con el Sistema de Electrificación.  La producción agropecuaria se incrementara por las razones antes mencionada.  La creación de dicha obra potencializará los recursos turísticos y culturales con que cuenta la zona en estudio. Los Impactos negativos: Se presentarán sólo durante la ejecución de la creación de la obra, en vista de generar:  Polvo por trabajos de movimiento de tierra, carga y descarga de material y la eliminación de desmonte. Medidas de Mitigación

La Instalación del Sistema de Electrificación, generarán impactos en su entorno inmediato, durante la ejecución de la obra y luego de concluida la misma, que se evidenciará, generando los siguientes impactos:  Colocación de señales adecuadas durante el día y la noche para evitar accidentes.  El Desmonte, que deberá eliminarse permanentemente de tal manera de no generar acumulación de basura.  Se deberá concluir con la obra en el plazo previsto En el cuadro adjunto se detalla los impactos en el ciclo de proyecto así como también la mitigación frente a los impactos negativos.

J.

ORGANIZACIÓN Y GESTIÓN. 15


En coordinación con las actuales autoridades ediles se efectuó convenios se dio una previa capacitación a todos los posibles usuarios, se a constituido el comité de ejecución y mantenimiento a quienes se les capacitará por un período no menor a un año con la finalidad que exista alta eficiencia en el rendimiento técnico.

K.

PLAN DE IMPLEMENTACIÓN. En la elaboración del cronograma de actividades del proyecto se ha tomado en consideración las experiencias en la ejecución de obras de electrificación y modelos de proyectos del Ministerio de Energía y Minas. Durante la elaboración del Estudio Definitivo es obligatorio el cálculo del tiempo de ejecución del proyecto con metodologías estándar (Método del Camino Crítico, Método de la Teoría de Restricciones), aceptadas mundialmente como buenas prácticas de la Ingeniería, con ventaja de variedad de TICs disponibles en el mercado. Por lo que se acepta un buffer de hasta 20% con respecto al tiempo estimado en el presente.

CUADRO Nº 07: CRONOGRAMA DE AVANCE FINANCIERO DEL PROYECTO MESES/%

UNIDAD DE

RUBROS

ITEM

0

1

2

3

4

5

6

7

8

TOTAL S/.

A. INVERSION

1 Intangibles 1,1 Expediente Técnico

79.119

54.119

1,2 Capacitación

54.119

7.500

7.500

10.000

2 Inversión en activos

25.000

1.910.803

2,1 Suministros Importados

1.420.660

Módulosfotovoltaicos

67.546

67.546

67.546

Baterías

67.546

174.289

Luminarias

Stock de reemplazos 16.510

67.546

46.763 232.385 20.560 44.144 30.320

15.420 22.740

33.108 22.740

16.510

16.510

33.108

Inversores

67.546

174.289

15.420

Controladores

67.546

16.510

519.587

580.962

51.400 110.361

75.800

16.510

82.550

2,2 Suministros Nacionales Tablero

99.540

7.878 5.062

Cables y accesorios

7.878 5.062

7.878 5.062

7.878 5.062

7.878 5.062

7.878 5.062

7.878

5.062

5.454 3.504

60.602

2,3 Montaje

38.938

143.890

Mano de obra calificada

18.706 18.706

18.706

18.706

18.706

18.706

18.706

12.950

143.890

Mano de obra no calificada

0

2,4 Transporte de Equipos y Materiales


4.672 4.672 4.672 4.672 4.672 4.672 4.672 16.350 16.350 16.350 16.350 16.350 16.350 16.350 11.050 11.050 11.050 11.050 11.050 11.050 11.050

3 Otros Gastos 3,1 Supervision de obra Otros

3.234 11.320 7.650

125.773

10.127 6.087

10.127

35.938 85.002 138.762

10.127 15.216

10.127

10.127 15.216

10.127

10.127 12.173

7.011 12.173

77.897

60.865


2.128.684

CUADRO Nº 08: CRONOGRAMA DE AVANCE FISICO DEL PROYECTO

16


UNIDAD DE

RUBROS

ITEM

MESES/% 0

1

2

3

4

5

6

7

8

%

A. INVERSION


100

100%

100

1,2 Capacitación

30%

40%

30%


100

2,1 Suministros Importados Módulos fotovoltaicos

100

13%

13%

13%

Baterías

13%

30%

13%

13%

13%

20%

9% 40% 40% 40% 40% 20%

13% 13%

9% 9%

30%

30%

Controladores

30%

20%

20%

30% 30% 20%

13%

13%

13%

13%

13%

13%

13% 13%

Luminarias

30%

Stock de reemplazos

30%

Inversores

2,2 Suministros Nacionales Tablero Cables y accesorios

13% 13%


Otros

100 100 100 100

100

13% 13%

13%

13%

13%

13%

13%

9%

100

13% 13% 13% 13% 13% 13%

13%

13%

13%

13% 13% 13%

13% 13% 13%

13% 9% 9%

100

13%

13% 20%

9% 20%

0 13% 13%

13% 13%

13% 13%

3 Otros Gastos 3,1 Supervision de obra

100

100

100

Mano de obra no califica da


100

100

13% 13%

2,3 Montaje Mano de obra calificada

100

100 100 100

13% 10%

13%

13% 25%

13%

13% 25%

100 100


100


17


L.

MARCO LÓGICO. Cuadro N° 09: Matriz de Marco Lógico. RESUMEN DE OBJETIVOS

FIN

PROPÓSITO

Desarrollo socioeconómico y productivo de las localidades.

Adecuado acceso al servicio de energía eléctrica en la población de las 19 localidades del distrito de pucara, de la provincia de lampa

INDICADORES Disminución de los gastos en fuentes alternas en un 90% a partir del 1er año de funcionamiento del proyecto. Mejora del Índice de Desarrollo Humano en un 10%a partir del 10mo año. Dotar de energía eléctrica a un 90% de la población afectada en el1er año de funcionamiento del proyecto y a un100% al10mo año. Consumo de 600 kW/h unitario de energía eléctrica anual (kW h/año)

FUENTES DE VERIFICACIÓN  

Evaluación deimpacto. Encuestas de INEI.

Estadísticas de usuarios de Electropuno PUNO. Recibo de Electropuno PUNO

Instalación de sistema fotovoltaico a 379 familias de electricidad el 1er año de funcionamiento del proyecto

COMPONENTES

Implementación de sistema fotovoltaicos domiciliarias Anotaciones de Cuaderno de obra y Liquidación 1. Disponibilidad de Conectarse al A partir del primer año, la cobertura es de obra sistema de generación eléctrica al 100 %. más Eficiente. Población capacitada en un 80 % sobre 2. Mayor inversión en el uso del servicio eléctrico infraestructura para generar Autoridades y personal operativos energía eléctrica. capacitados. 3.

SUPUESTOS

Estabilidad macroeconómica. Los índices de pobreza y extremapobreza no empeoren La población está de acuerdo con la instalación del sistema eléctrico convencional. Existe un marco regulatorio queestablezca una tarifa al alcance de lapoblación. Los usuarios cuentan con recursoseconómicos para sus instalacionesinternas Se cuenta con recursos financierospara la ejecución del proyecto en losplazos previstos.

Mayor conocimiento de los sistemas no convencionales de generación de energía eléctrica.

18


Ejecución de obras de electrificación Rural

ACTIVIDADES

Implementación de los Sistema Fotovoltaicos domiciliarios en cada comunidad Capacitación y promoción al comité de energía del servicio de energía no convencional.

Intangibles

S/. 79,119.00

INVERSIÓN EN ACTIVOS S/. 1`910,803.00 Suministros Importados

S/. 1`420,660.00

Suministros Nacionales

S/. 99,541.00

Montaje

S/. 143,890.00

Gastos Generales S/. 125,773.00 Utilidad

S/. 85,001.00

Otros Gastos

S/. 138,762.00

COSTO TOTAL DE INVERSIÓN S/.

2`128.684.00



Registros Contables de la entidad ejecutora del proyecto.

Los Presupuestos requeridos se obtienen de manera oportuna.



Valorizaciones de Obra.



Liquidación Final de la Obra.

Los acuerdos, contratos y adquisiciones se hacen de manera oportuna.



Acta de Entrega a la Empresa Concesionaria.

Interés de las instituciones involucradas en la ejecución del proyecto. Obtención del apoyo de la población en la ejecución del proyecto.

19


M.

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. o

o

o

Las evaluaciones han determinado que la mejor alternativa es la Instalación del sistema fotovoltaicos (alternativa 1), el cual requiere una inversión de S/. 2`128,684.00 Nuevos Soles (incluido IGV), desembolsados y ejecutados por la Municipalidad Distrital de PUCARA. Este proyecto beneficiará a 379 familias, 19 localidades en General (Escuelas, Postas, Locales Comunales, Etc.) y Pequeñas Industrias (Unidades Productivas), cuya ejecución permitirá a los pobladores contar con energía eléctrica no convencional y, por consiguiente, cumplir con el objetivo central del Proyecto. Los comités estarán plenamente capacitados para tomar la responsabilidad legal del mantenimiento y operación del sistema de electrificación no convencional-

La Evaluación de impacto ambiental es positivo, el factor ambiental “Población humana” resulta muy favorecido, mientras que los impactos negativos pueden ser mitigados. o Las inversiones por cada componente del Proyecto se encuentran dentro de los límites permisibles de la línea de corte para proyectos de electrificación rural, establecidos por el Ministerio de Economía y Finanzas. o

De acuerdo a los resultados obtenidos de la evaluación costo beneficio, del impacto ambiental, de la línea de corte establecido para el sector energía, así como del análisis de sensibilidad y sostenibilidad anteriormente descritos, se concluye que el proyecto, se enmarca dentro de las competencias de la Municipalidad Distrital de Pucara, por lo que resulta viable técnica y económicamente y que debe ser ejecutado por este Gobierno Local.

20


21


2.1. NOMBRE DEL PROYECTO. “INSTALACION DEL SISTEMA ELECTRICO RURAL CON PANELES FOTOVOLTAICOS

DE LAS COMUNIDADES DEL DISTRITO DE PUCARA – LAMPA - PUNO”

2.2. TIPOLOGÍA DEL PROYECTO. Función : 12 ENERGIA. Programa

: 028 ENERGIA ELECTRICA .

Subprograma

: 0057 DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA.

Responsable Funcional : Energía Y Minas.

2.3. UNIDAD FORMULADORA Y EJECUTORA. EJECUTORA. Cuadro N° 10: Unidad Formuladora

Sector Pliego Teléfono Dirección Responsables de la Formulación Responsable de la Unidad Formuladora Correo electrónico

Gobiernos Locales Municipalidad Provincial de Lampa 051-795051 Plaza de Armas de Lampa N° 100 Nestor W. Ticona Estaña Henry Edgardo Ramirez Gamarra [email protected] [email protected] Cuadro N° 11: Unidad Ejecutora

Sector Pliego Teléfono Dirección

Gobiernos Locales Municipalidad Distrital de Pucara 051-795051 Plaza de Armas de Pucara

Responsable de la Unidad Ejecutora

Ing. Roberto C. ENRIQUEZ MARIN

Correo electrónico

@hotmail.com

22


2.4. UBICACIÓN DEL PROYECTO. 2.4.1. Ubicación Política. Región : Puno. Provincia : Lampa. Distritos : Pucara.

Puno Perú

Lampa

23


2.4.2. Ubicación Geográfica. Región : Sierra. Latitud Sur : 15° 21'42” Longitud Oeste : 70°21'54” Altitud : 3,842 hasta 4, 390 m.s.n.m. 2.4.3. Límites. El ámbito geográfico de influencia del Proyecto es la provincia de Lampa, y tiene siguientes límites: Norte Sur Oeste Este

: : : :

Provincia de Melgar y Azángaro. Provincia de San Román. Región Cusco y Arequipa. Provincia de San Román y Azángaro.

2.4.4. Extensión. La extensión territorial de la provincia de Lampa es de 7, 389 Km2. dividido en 10 distritos: Lampa, Cabanilla, Calapuja, Nicasio, Ocuviri, Palca, Paratía, Pucará, Santa Lucia y Vilavila. 2.4.5. Clima. Presenta un clima frio y seco, con temperaturas promedio que oscilan entre 5°C hasta 16°C. Esta unidad está formada por tres sub unidades: paisajes altiplánicos, laderas y la cordillera. Generalmente se muestra variado, dependiendo del piso agroecológico, en promedio se puede considerar frígido, con heladas intensas en épocas de invierno específicamente en los meses de mayo, junio, julio y agosto este último con fuertes fuer tes vientos; sin embrago es suave y temblado durante los meses primaverales de setiembre, octubre, noviembre; es lluvioso matizado con nevadas y granizadas durante los meses de diciembre, enero, febrero, marzo y a veces hasta abril, pudiendo este ser variable.

2.5.

MARCO DE REFERENCIA.

2.5.1 NORMAS ENMARCADAS El presente proyecto se enmarca dentro del contexto de la Ley N° 27293 del 27 de Junio del 2000, Ley delSistema Nacional de Inversión Pública, modificada por las Leyes Nos. 28522 y 28802, publicadas en el Diario Oficial “El Peruano” el 25 de mayo de 2005 y el 21 de julio de 2006, respectivamente y por los Decreto Legislativo Nos. 1005 y 1091, 24


publicados en el Diario Oficial “El Peruano” el 3 de mayo de 2008 y el 21 de juniode 2008, respectivamente). Ley Nº 27972 - Ley O rg áni ca d e Mu nic ipal idad es.

Ley Nº 27972 - Ley Orgánica de Municipalidades. En el marco del proceso de descentralización y conforme al criterio de subsidiariedad, el gobierno más cercano a la población es el más idóneo para ejercerla competencia o función; por consiguiente el gobierno nacional no debe asumir competencias que pueden ser cumplidas más eficientemente por los gobiernos regionales, y éstos, a su vez, no deben hacer aquello que puede ser ejecutado por los gobiernos locales. Título Preliminar - Artículo VII.- Aplicación de Leyes Generales, Políticas y Planes Nacionales.Las competencias y funciones específicas municipales se cumplen en armonía con las políticas y planes nacionales, regionales y locales de desarrollo. Ley Nº 28749 - Ley General d e Electrific ación Ru ral.

Artículo 4.- Rol del Estado en la Electrificación Rural. En el proceso de ampliación de la frontera eléctrica en las zonas rurales, localidades aisladas y de frontera del país, el Estado asumirá un rol subsidiario, a través de la ejecución de los Sistemas Eléctricos Rurales (SER), así como proporcionará la participación privada, incluso desde las etapas de planeamiento y diseño de los proyectos. Artículo 16.- Acceso a instalaciones eléctricas. Para la ejecución de las obras de los SER, las empresas concesionarias de electricidad, públicas o privadas, están obligadas a permitir el libre acceso a sus instalaciones, a fin de efectuar la conexión para la ejecución de dichas obras, sin mayor exigencia que el aseguramiento de las garantías técnicas adecuadas. El incumplimiento de dicha obligación será sancionado por OSINERGMIN. Los costos de las ampliaciones o refuerzos que requieran las instalaciones eléctricas de las empresas concesionarias afectadas serán cubiertos porlos interesados. Plan Es traté gic o Sec tor ial Mu ltian ual 2011 - 2021 del Min ist erio d e En er g ía y M in as .

Este es el último documento de gestión elaborado por el Ministerio de Energía y Minas al cual se ha tenido acceso, razón por la cual se ha visto por conveniente señalar los lineamientos de política ahí 25


establecidos para el Sector Energía y el Sub Sector Electricidad para los años 2011 - 2021, los mismos que apuntan a contar con nuevos esquemas competitivos de electrificación rural, con énfasis en el empleo de energías nuevas y renovables, para lo cual se deberá ejecutar proyectos de electrificación en zonas rurales y permitir alcanzar un coeficiente de electrificación nacionalde aproximadamente el 83% con participación del sector privado.

2.5.2 LINEAMIENTOS. A co ntinuación se detalla los lineamientos d el Sector: Sec to r E n er g ía. 

Se propiciará el desarrollo de la infraestructura energética en los lugares aislados del interior del país, con la ejecución de proyectos de electrificación rural.

Sub Sector Electricidad. 

 

Proseguir con las acciones que promuevan la inversión privada en generación, transmisión y distribución eléctrica, y proyectos de electrificación rural. Revisar y perfeccionar la normatividad vigente en concordancia con los intereses del país. Implementar proyectos dentro del concepto de los Mecanismos de Desarrollo Limpio.

26


27


3. IDENTIFICACIÓN 3.1. DIAGNÓSTICO DE LA SITUACIÓN ACTUAL. Según el censo del 2007, la población de la región Puno estaba conformada por 1’ 268, 441 habitantes que representa el 4.5% de la población nacional. Sin embargo, provincia de Lampa registro un total de 48,223 habitantes y representa el 3.8% de la población regional, mientras que el distrito de Pucará con 6,060 (13%), es la población del área de influencia, La población rural es el 64.92% del cual al rededor de 10% no cuenta con el servicio de electricidad debido a la insuficiente generación de energía localmente y a la ausencia de infraestructura eléctrica cercana a sus localidades. Estas situaciones han obligado a las familias que no cuentan con el servicio de electricidad a emplear otras fuentes de energía como velas, combustible, pilas y baterías para satisfacer sus necesidades de iluminación, esparcimiento e información llegando a invertir en promedio hasta S/. 38.00 al mes, agravando su estado de pobreza e imposibilitando su desarrollo socio-económico. Por otra parte aproximadamente 379 viviendas (1,516 habitantes) pertenecientes al distrito de Pucará tienen problemas de acceso a la energía eléctrica debido a la lejanía de las comunidades; perjudicando el desarrollo social, económico y turístico de sus habitantes disminuyendo sustancialmente los beneficios del servicio de electricidad y el peligro de riesgo eléctrico. 3.1.1. DIAGNOSTICO DEL ÁREA DE INFLUENCIA El área de influencia del proyecto es la zona rural del distrito de Pucara correspondientes a 19 comunidades, Provincia y Departamento de Puno; en el cual se encuentran pequeñas localidades que por su lejanía y difícil acceso vienen siendo postergados en la atención de sus necesidades básicas. El área del Proyecto se localiza entre los 3,842 y 4,390 msnm. Geográficamente se encuentra ubicadoentre las coordenadas UTMWGS 84: Latitud Sur 15º21`42” y Longitud Oeste 70°21'54 CUADRO Nº 12: Población Beneficiaria de las 19 comunidades ITEM

LOCALIDADES

Nº. Beneficiarios

1 2 3 4 5 6 7 8 9

Comunidad Alto Pucara Ayllo Comunidad Angara Alto Comunidad Cajoyo Huancarani Comunidad Ccacco Comunidad Chillin Comunidad Colquejahua Comunidad Huayta Huacho Comunidad Koriñahue Comunidad Mallacasi

22 26 13 8 27 18 21 33 22

28


10 11 12 13 14 15

Comunidad Pucara ayllo Comunidad Sapanccota Comunidad Sorapata Comunidad Angara Bajo Comunidad Ccochapata Comunidad Colque Comunidad Pucara ayllo 16 independientes 17 Comunidad Qquepa 18 Comunidad Queñuani Bajo 19 Comunidad Union TOTAL DE BENEFICIARIOS

27 19 10 29 24 21 20 11 7 21 379

Fuente: Padrón de beneficiarios de las localidades

3.1.1.1. Aspectos socioeconómicos y culturales. Características culturales. a. Historia.1 La historia de Lampa, se remonta a tiempos de los primeros hombres primitivos en el altiplano, de la era cuaternaria en la edad de la piedra, que corresponde al paleolítico superior, quienes dejaron sus huellas expresadas en pinturas rupestres, herramientas y otros artefactos de piedra por lo que podría reducir que los primeros habitantes de la provincia de Lampa que ocuparon las cuevas de Coarita, Quillisani, Paratia, Pucara, Lenzora, Rivera, Coylata, y otras. Posteriormente se identifican con los primeros pobladores del altiplano, a los Lupakas y Pakaxes, Los Uros, los Aruwak, los Kallawayas, los sangaros, AyarisusTotems, los Aymaras y los Quechuas. En la época pre inca perteneció a la cultura Tiahuanaco, y en tiempo de los incas Lampa estaba situado en el Collasuyo, habitado por los collas. Con la conquista del Perú por los españoles, toda las regiones de nuestra patria fueron entregados a los conquistadores con el nombre de encomiendas, pero los abusos de éstos dieron lugar a que se reconozcan los cacicazgos del imperio, y aún esta medida no puso remedio a la explotación y la barbarie de los españoles para con los conquistadores. El territorio de Lampa desde 1542 a 1772 perteneció al virreinato de Buenos Aires junto con los corregimientos de Azángaro, Carabaya, Chucuito y Huancané, pero seguía perteneciendo a la jurisdicción eclesiástica del obispado del Cusco.

1

Plan de Desarrollo concertado Estratégico de provincia de Lampa al 2021.

29


En 1787, Lampa perteneció a la audiencia del Cusco de acuerdo a la real cédula del 3 de mayo. Además la división administrativa se hizo en intendencias y éstos en partidos. La intendencia de Puno, comprendía cinco partidos que eran. Lampa, Azángaro, Carabaya, Chuchito y Huancané el partido de Lampa comprendía 14 pueblos, y estos fueron, Pucará, Ayaviri, Umachiri, Orurillo, Nuñoa, Macarí, Lampa, Caracoto, Cabanilla, Vilque, Cabana, Juliaca, Atuncolla y Santa Rosa. Con el advenimiento de la república, la provincia de Lampa, fue creada por el libertador Don Simón Bolívar por decreto dictatorial del 21 de junio de 1825. Hechos históricos suscitados en Lampa. El libertador Simón Bolívar, en su marcha triunfal cabía Bolivia ocupó Lampa en 1825 posterior a la creación de la provincia, en cuyo paso por Pucará fue arengado por José Domingo Choquehuanca, cuyo discurso le animó más a Bolívar para seguir adelante en su campaña libertadora.

b. Danzas.2 Siendo la provincia de Lampa, una de las más antiguas del departamento de Puno, por su riqueza folklórica es manantial de danzas autóctonas de características muy peculiares que por si tiene una identidad especial y propia que las distingue de otras provincias; estas danzas netamente autóctonas se viene practicando en forma permanente en las fiestas patronales y otros eventos folklóricos de la provincias y en sus distritos. Entre las danzas autóctonas más representativas, tenemos las siguientes: 1. Ayarachis de Paratia 2. Llameritos de Canteria 3. Puma tusuq de Tusini 4. Mula mulas de Marno 5. Chatripulis de Quelloquello 6. Pulipulis de Huaral 7. Tarpuy de Pucara 8. Phusamorenos de huaral 9. Inti pulis de huytapata. 10. Tikatikas de Calapuja y otros. c. Religión. La religión que profesan los pobladores de provincia de Lampa, es católica con 88%, seguida por evangélica con 08% y otros tal como muestra en el siguientecuadro. 3

2

Plan de Desarrollo concertado Estratégico de provincia de Lampa al 2021. Censo Nacional 2007: XI de Población y VI de Vivienda.

3

30


Cuadro N° 13: Religión que profesan Categorías Casos Porcentaje Católica Evangélica Otra Ninguna Total

32292 2976 1020 524 36812

88% 08% 03% 01% 100%

Fuente: Censo Nacional 2007: XI de Población y VI de Vivienda.

d. Festividades. Las festividades en provincia de Lampa se desarrollan en el trascurso de todo el año, los cuales se detallan en el siguiente cuadro. 4

Mes Enero Febrero Marzo Abril Mayo

Junio

Julio

Agosto Setiembre Octubre Noviembre

Diciembre

Cuadro N° 14: Calendario Festivo y Turístico Festividades Día 1 año nuevo. Día 6 bajada de reyes. Día 20 San Sebastián o carnaval chico fiesta general Carnavales (fecha movible) Día 8 San Juan de Dios Día 19 San José Semana Santa (fecha movible) Día 3 fiesta de las cruces ltimo domingo del mes la cruz de las santas misiones Día 4 aniversario de la exaltación a benemérita provincia de Lampa, y leal villa su capital. Día 21 aniversario de la provincia de Lampa Día 24 fiesta del campesino, San Juan Bautista en Cabanilla Día 29 San Pedro y San Pablo en Nicasio Día 12 nacimiento del ingeniero Enrique Torres Belon. Día 16 Virgen del Carmen en Pucara y Calapuja Día 25 Santiago Apóstol en Lampa Día 26 Santa Ana en Lampa Día 28 fiestas patrias Días 29, 30 y 31 corridas de toros al estilo colonial Día 15 Virgen de la Asunción en Palca Día 30 Santa Rosa de Lima en Nicasio, Calapuja y Vilavila Día 8 Virgen de la Natividad en Tusini Lampa, y Ocuviri Día 10 Virgen del Rosario en Cabanilla Día 1 fiesta de todos los santos Día 2 día de los difuntos, romería al cementerio Día 29 y 30 inicio de novenas a la virgen Inmaculada Concepción de María en Lampa Día 1 al 17 novenas a la Virgen Inmaculada Día 6 bajada de la Virgen Inmaculada de su camarín

4

Plan de Desarrollo concertado Estratégico de provincia de Lampa al 2021.

31


Día 7 sin pecado, entrada de cirios Día 8 fiesta patronal de Lampa Virgen Inmaculada Concepción de María en Lampa y Santa Lucia Día 9 San Juan de Dios Día 10 la bendición Día 15 Octava de la Virgen, subida a su camarín Día 25 Navidad fiesta universal católica Fuente: Equipo técnico del PIP.

d. Idioma. El idioma que más practican los pobladores de provincia de Lampa es quechua, seguida por castellano, aymara y otros, tal como se muestra en el siguiente cuadro. 5 Cuadro N° 15: Idioma que Practican Categorías Casos Porcentaje Quechua 34085 75% Aymará 168 0 Asháninka 7 0 Otra lengua nativa 13 0 Castellano 11357 25% Idioma extranjera 16 0 Es sordomudo 68 0 Total 45714 100% Fuente: Censo Nacional 2007: XI de Población y VI de Vivienda.

e. Gastronomía.6 La variedad de la culinaria en la zona ha ido cambiando de acuerdo a los nuevos hábitos alimenticios como producto de la utilización de nuevos insumos para la preparación de alimentos. En la zona esto varía poco, puesto que tienen antepasados comunes. Plat os típ ic o s:



Perdiz al horno. Estofado de perdiz. Escabeche de perdiz. Asado de cordero. Lechón al horno. Mazamorra de quinua. Pan de quinua







k’ispiño.



Graneado de quinua. Chicha de quinua. Mazamorra de quinua y cañiwa Phasi de tunta-chuño blanco. Adobo de chancho. Adobo de alpaca.

Queso k’auchi.



T’impo de trucha.



T’impo de cordero.





P’eske De Quinua.



    

    

Chaqmay caldo. Caldo de quinua

5

Censo Nacional 2007: XI de Población y VI de Vivienda. Plan de Desarrollo concertado Estratégico de provincia de Lampa al 2021.

6

32




K’aspa de alpaca



Chairo de chuño y otros.



Asado de kivio.

3.1.1.2. Características sociales.7 a. Población. Según el censo del 2007, la población de la región Punoestaba conformada por 1’ 268, 441 habitantes que representa el 4.5% de la población nacional. Sin embargo, provincia de Lampa registro un total de 48,223 habitantes y representa el 3.8% de la población regional, Cuadro N° 16: Cuadro Comparativo de Población de 1993 y 2007 Localidades Población según INEI 1993 INEI 2007 Distrito de Pucara 6350 6060 Provincia de Lampa 43, 461 48, 223 Región Puno 1 079, 849 1 268,441 Fuente: Compendio Estadístico de 2010

Haciendo una comparación de datos según las fuentes de información, la región Puno registra una tasa de crecimiento promedio anual de 0.94%, mientras que la provincia de Lampa cuenta con una tasa de crecimiento promedio anual de 0.7%. En la provincia de Lampa, de acuerdo al censo 2007, el distrito con mayor población es Lampa con 11, 329 habitantes (23%), seguido por Santa Lucia que cuenta con 7, 692 hab. (16%), Cabanilla 5,573 (12%), Pucará con 6,060 (13%), Paratía 5,257 (11%), Palca 3,027 (6%), Nicasio 1,358 (3%), Ocuviri 2, 655 (6%), Vilavila 2,380(5%) y finalmente Calapuja1, 494 (3%). Cuadro N° 17: Población según Distrito y por Sexo Sexo Distrito Total Porcentaje Hombre Mujer Lampa 5407 5922 11329 23% Cabanilla 2628 2945 5573 12% Calapuja 697 797 1494 03% Nicasio 1316 1440 2756 06% Ocuviri 1525 1130 2655 06% Palca 1529 1498 3027 06% Paratia 2928 2329 5257 11% Pucará 2945 3115 6060 13% Santa Lucía 3858 3834 7692 16% 7

Censo Nacional 2007: XI de Población y VI de Vivienda.

33


Vilavila Total

1228 24061

1152 24162

2380 48223

05% 100%


La población de la provincia según género está conformado por 24,061 hombres que se constituye el 50% y 24, 162 mujeres que representa el 50% de la población total de la provincia. La población del distrito Pucara esta constituida por 2,945 hombres que representa el 48% y 3,115 mujeres con 52% de la población total distrital.

b. Estructura de Edades y Sexo.8 La estructura de edades de la población de la provincia de Lampa muestra un potencial muy importante en la población joven, tal como se aprecia en el gráfico pirámide de edades. Grafico N° 02: Pirámide de Edades de la Población de Provincia de Lampa


La edad promedio de la población objetiva es 69 años.

c. Dinámica poblacional. La ciudad de Lampa, capital de la provincia es donde se concentra la mayor parte de las actividades económicas, culturales y sociales, por tanto es el principal receptora de los desplazamientos poblacionales.También presenta un fenómeno migratorio hacia los centros con mayor desarrollo relativo como Juliaca, Puno, Arequipa, 8


34


Tacna y Lima, generalmente emigran los ciudadanos en edad activa, con el propósito de buscar mejores oportunidades en la parte laboral o de formación educativa que no pueden ser satisfechas en la provincia. Sin embargo, la población que permanece está en un proceso de envejecimiento, los cuales requieren de una atención integral para mejorar su calidad de vida.

d. Ocupación.9 Los pobladores de la provincia de Lampa tienen diferentes ocupaciones, los cuales se detallan en el siguiente cuadro. El que más resalta son de ocupación en el sector agropecuario, seguido por trabajadores no calificados en el sector comercio. Cuadro N° 18: Ocupación de la Población Según Agrupación Sexo Ocupación según agrupación Miembros poder ejec.yleg. Directo. adm. pub y emp. Profes. científicos e intelectuales Técnicos de nivel medio y trabajador asimilados Jefes y empleados de oficina Trabj. De serv.pers. yvend.delcomerc. ymcdo. Agricult.trabajadorcalific.agrop.y pesqueros Obrero y oper. de minas,cant.,ind.,manuf.y otros Obreros construcc.,conf., papel, fab., instr. Trabaj.no calif.serv.,peon,vend.,amb., y afines Otra ocupaciones

Total

Hombre Mujer 0% 0% 4% 2% 1% 0% 1% 1% 2% 4% 24% 10% 9% 5% 7% 0% 14% 14% 0% 0%

64%

36%

Total 0% 6% 2% 2% 6% 34% 14% 7% 28% 0%

100%


La gran mayoría de los adultos mayores a pesar de su edad, desarrollan actividades de la zona, debido a la falta de mano de obra y el reducido número de familiares con los cuales convive en su hogar. También muestran una actitud de estar dispuestos a realizar actividades básicas que exige la vida diaria.

e. Población Económicamente Activa. Provincia de Lampa, presenta las siguientes características Socioeconómicas. Según el Censo Nacional de 2007, la población económicamente activa (PEA) ocupada es 32% que oscilan entre 10 a 84 años de edad. Mientras que la PEA desocupada es 5% y la no PEA es 63%, tal como se muestra en el cuadro.

9


35


Cuadro N° 19: Población Económicamente Activa Sexo Actividad Económica de Total la Población (PEA) Hombre Mujer PEA Ocupada 20% 12% 32% PEA Desocupada 4% 1% 5% No PEA 26% 37% 63% Total 50% 50% 100% Fuente: Censo Nacional Nacional 2007: XI de Población y VI de Vivienda.

f.

Educación.10 El sistema educativo nacional tiene presencia en provincia de Lampa, mediante diferentes instituciones y programas educativos, que afectan el servicio educativo en sus diferentes niveles y modalidades (Inicial, primaria y secundaria). Cuenta con 77 I.E. de nivel inicial no escolarizado, 44 I.E. de nivel inicial escolarizado, 120 I.E. de nivel primaria, 20 I.E. de nivel secundaria, 2 I.E. de educación básica que no no aplica, y 1 I.E. de educación especial escolarizado, con un total de 10, 246 estudiantes según el SIAGEI Puno. Cuadro N° 20: 20: Instituciones Educativas Educativas Existente Cantidad Total de Nivel o modalidad Forma de I. E. estudiantes Inicial no escolarizado 77 No escolarizado 655 Inicial escolarizado escolarizado 44 Escolarizado Escolarizado 1160 Primaria 120 Escolarizado 4813 Secundaria 20 Escolarizado Escolarizado 3615 Educación básica 2 No aplica 0 Educación especial 1 Escolarizado 3 Total 264 10246 Fuente: Sistema de SIAGIE 2012.

En cuanto al grado de instrucción de la población de la provincia de Lampa, el 13 % de la población población no tiene instrucción, instrucción, el 2% solo tiene inicial, 42% primaria, 31% secundaria, 3% superior no universitario incompleto, 3% superior no universitario completo, 2% superior universitaria incompleta, y finalmente solo el 2% tiene superior universitaria completa. Cuadro N° 21: Grado de Instrucción de la Población Nivel de estudios Sin Nivel Educación Inicial Primaria

Sexo Hombre Mujer 4% 1% 19%

9% 1% 24%

Total 13% 2% 42%

10

Fuente: Sistema de SIAGIE 2012.

36


Secundaria Superior No Univ. incompleta Superior No Univ. completa Superior Univ. incompleta Superior Univ. completa Total

18% 2% 2% 1% 2% 50%

13% 1% 1% 1% 1% 50%

31% 3% 3% 2% 2% 100%


La tasa de analfabetismo a nivel provincial es 12%, que es otro problema que queda pendiente y un intenso trabajo por desarrollar a fin de erradicar el analfabetismo. analfabetismo. Además se tiene otro inconveniente inconveniente que es el analfabetismo funcional, el cual consiste en que si bien es cierto la persona sabe sabe leer y escribir, pero no comprende comprende los contenidos, contenidos, es decir tiene una nula o escasa capacidad para el razonamiento verbal y matemático.11 Cuadro N° 22: Tasa de Analfabetismo en Provincia de Lampa Provincia y distritos Lampa Lampa Cabanilla Calapuja Nicasio Ocuviri Palca Paratia Pucará Santa Lucía Vilavila

Tasa de Analfabetismo de personas de 15 a más años de edad 12% 14% 13% 19% 13% 8% 8% 3% 15% 13% 6%

Fuente: Censo Nacional 2007: 2007: XI de Población y VI de Vivienda.

EL nivel educativo de las personas adultas mayores en su gran mayoría son de condición analfabeta y los alfabetos son en menor cantidad.

g. Salud.12 Provincia de Lampa cuenta con el servicio servicio de salud a través través de Red de salud Lampa con establecimientos de salud (1 hospital, 1 servicio de Es salud, 4 centros de salud, 12 puestos de salud, consultorios médicos y farmacias). En los distritos cuenta con el servicio servicio de salud 11

Plan de Desarrollo concertado Estratégico de provincia de Lampa al 2021. Unidad de Estadísti ca de REDES Lampa.

12

37


mediante los Micro REDESS. En la zona urbana existe mayor cobertura de los programas prioritarios de salud, así mismo se tiene mayor uso de los servicios de salud que brinda los establecimientos, los cuales va relacionado a la proximidad y el grado de instrucción de los habitantes. Sin embargo, en zonas rurales hay resistencia a aceptar las normas de algunos programas tales como: Inmunizaciones. Tal es el caso del programa Materno Perinatal donde existe gran dificultad difi cultad en acceder ala paciente, porque la población tiene más confianza a los parteros empíricos y a la curación de enfermedades con hierbas naturales y en menor medida medida a los medicamentos farmacéuticos. Según la unidad de estadística REDESS Lampa, la tasa de natalidad es 15%, tasa de fecundidad 6%, la tasa de mortalidad general es 5 %, tasa de mortalidad infantil 5%, y tasa de mortalidad materna es 0.2%. Cuadro N° 23: Indicadores Demográficos de Salud Reproductiva y Mortalidad Indicador Tasas Tasa de natalidad 15%, Tasa de fecundidad 6%, Tasa de mortalidad general 5%, Tasa de mortalidad infantil 5%, Tasa de mortalidad materna 0.2%. Fuente: Unidad Estadística de Lampa.

En lo que respecta a la salud de las personas adultas mayores casi en su totalidad experimentan malestares, enfermedades o accidentes; el cual va relacionado a las actividades que realizaron (esfuerzo físico) en las etapas previas de su vida. Otro dificultad es que no todos las personas adultas mayores están afiliados a seguro integral de salud por motivos de accesibilidad a los establecimientos de salud. Además, presentan discapacidades crónicas prevalentes son la ceguera, la sordera, dolencias que deben de ser diagnosticadas oportunamente para brindar una atención oportuna.

h. Morbilidad.13 Según el cuadro se observa que el porcentaje más alto corresponde a las infecciones de las vías respiratorias, sumando un total de 42%, contribuyendo a ello las condiciones climáticas de la provincia (prevalencia de bajas temperaturas, especialmente en las zonas altas). 13

Unidad de Estadística de REDES Lampa.

38


A continuación se tiene gastritis duodinitis con 5%, lo cual se debe a los hábitos alimenticios y la presencia de la bacteria helicobacterpilorii. Cuadro N° 24: Causas de Morbilidad Total % Causas Casos Faringitis aguda 7034 19% Rinofaringitis aguda 3030 8% Infecciones agudas de las vías REPSI 3001 8% Gastritis y Duodenitis 1633 5% Caries dental 1364 4% Bronquitis aguda 1288 4% Enfermedades de la pulpa y de los te 1287 4% Otros trastornos del sistema urinario 1208 3% Conjuntivitis 1115 3% Amigdalitis aguda 1042 3% Demás causas 14332 39% Total 36332 100% Fuente: Unidad Estadística de Lampa.

La morbilidad en población objetiva del proyecto es causado principalmente en su mayor medida por K29 gastritis y doudenitis (10%), M54 dosalgia (9%), J02 faringitis aguda (7%), otros trastornos del sistema urinario (7%) y en menor medida es ocasionado por otras causas tal como muestra el cuadro siguiente.

Cuadro N° 25: Causas de Morbilidad en Adultos Mayores Total % Causas Casos K29 Gastritis y doudenitis J02 Faringitis Aguda M54 Dorsalgia N39 Otros trastornos del sistema urinaria H10 Conjuntivitis E46 Desnutricion proteicocalorica J40 Bronquitis G44 Otros síndromes de cefalea M06 otras artritis reumatoides J06 infecciones agudas de las vías respiratorias Demás causas Total

525 393 359 350 333 251 215 203 177 168 2378 5352

10% 7% 9% 7% 6% 5% 5% 4% 3% 3% 44% 100%

Fuente: Unidad Estadística de Lampa.

i.

Mortalidad.14

14

Unidad de Estadísti ca de REDES Lampa.

39


La mortalidad es producida por casos de insuficiencia respiratoria aguda, debiendo esto básicamente a efecto de las bajas temperaturas y la falta de medidas preventivas, seguido por infecciones agudas, shock séptico, desnutrición que aun en Lampa se tiene una alta tasa, estado que facilita aparición de otras enfermedades. Cuadro N° 26: Causas de Mortalidad Causas Casos Insuficiencia respiratoria aguda 16 Shock séptico 13 Desnutrición severa 10 Insuficiencia renal crónica 9 Shock hipovolémico 6 Traumatismo cráneo encefálico 6 Asfixia por sumersión 5 Paro cardiaco 4 Vólvulo de sigmoides 3 Insuficiencia hepato renal 3 Total 68 Fuente: Unidad Estadística de Lampa.

j.

Desnutrición.15 En provincia de Lampa, la tasa de mortalidad infantil y la desnutrición es bastante alta, tal como se muestra en el cuadro siguiente. Es otro de los problemas que se tendrá que trabajar. Cuadro N° 27: Tasa de Mortalidad Infantil por Distrito Mortalidad Desnutrición Desnutrición Distrito infantil crónica 2007 Crónica OMS 2009 Lampa 32% 40% 355 Cabanilla 33% 40% 12% Calapuja 33% 44% 36% Nicasio 33% 36% 12% Ocuviri 32% 46% 14% Palca 33% 39% 19% Paratia 32% 40% 23% Pucara 33% 40% 35% Santa Lucia 33% 365 29% Vilavila 32% 40% 39% Total 33% 40% 27% Fuente: INEI. Perú: Mortalidad infantil, fecundidad y sus diferencias 2007 Mapa de desnutrición crónica en niños menores de 5 años a nivel distrital y provincial de 2007 y 2009.

k. Pobreza.16 15

INEI. Perú: Mortalidad infantil, fecundidad y sus diferencias 2007 Plan de Desarrollo concertado Estratégico de provincia de Lampa al 2021.

16

40


Provincia de Lampa, tienen 63% de pobreza, de los cuales el 31% son de extrema pobreza, y 32% solo son pobres, siendo el distrito con mayor índice de pobreza es Vilavila con 91%, seguido por Calapuja con 78%, mientras que el distrito de Pucara representa el índice de pobreza de 57%. Dada los indicadores de pobreza, la provincia se considera como un ámbito de muy alta necesidad para aliviar problemas relacionados a la pobreza. Cuadro N° 28: Índices de Pobreza por Distrito Total de Distrito Extremo No extremo No pobres Pobres Lampa 58% 26% 31% 42% Cabanilla 49% 20% 29% 51% Calapuja 78% 41% 31% 23% Nicasio 55% 22% 33% 44% Ocuviri 60% 28% 32% 40% Palca 57% 22% 36% 43% Paratía 76% 46% 30% 24% Pucara 57% 21% 36% 43% Santa Lucia 70% 36% 33% 30% Vilavila 91% 71% 20% 9% Total 63% 31% 32% 37% Fuente: Censo Nacional 2007: XI de Población y VI de Vivienda.

l.

Servicios de Energía Eléctrica.17 En el distrito de Pucara, solo el 37.04% de las viviendas cuentan con el servicio de energía eléctrica, mientras que el 62.95% no cuenta con este servicio tan importante para mejorar las condiciones de vida de las familias, es decir este servicio amplia la cantidad de horas dedicadas a las actividades cotidianas de los miembros de la familia, genera condiciones para mejorar las actividades comerciales y productivas al poder utilizar herramientas o maquinarias eléctricas. Cuadro N° 29: Población que Cuenta con Servicio de Energía Eléctrica Energía Eléctrica Casos Total % Si 646 37.04% No 1098 62.95% Total 1744 100% Fuente: Censo Nacional 2007: XI de Población y VI de Vivienda.

La energía que utilizan para preparar sus alimentos en mayor medida es bosta o estiércol (78%), seguido por gas (10%), tal como muestra el cuadro siguiente: 17


41


Cuadro N° 30: Uso de Energía para Preparación De Alimentos Tipo de área Energía Total Urbano Rural Electricidad 0% 0% Gas 9% 1% 10% Kerosene 2% 0% 2% Carbón 0% 0% Leña 6% 3% 9% Bosta, estiércol 19% 59% 78% Otro 0% 0% 0% No cocinan 1% 0% 1% Total 37% 63% 100% Fuente: Censo Nacional 2007: XI de Población y VI de Vivienda.

m. Servicios de Agua Potable.18 Las viviendas urbanas del distrito de Pucara son las que cuentan con las instalaciones del servicio de agua potable; mientras que las de zona rural o las comunidades no cuentan con este elemento primordial, se abastecen de fuentes no protegidas y acequias con ojos de agua (manantiales), ríos; las familias campesinas acarrean agua para consumir utilizando recipientes como baldes, bidones y otros, que no tienen condiciones adecuadas para depositar agua y que son expuestas a la contaminación. Cuadro N° 31: Población que Cuenta con Servicio de Agua Potable Tipo de área Agua potable Total Urbano Rural Red pública Dentro de la viv.(Agua potable) 18% 1% 19% Red Pública Fuera de la vivienda 2% 0% 2% Pilón de uso público 1% 1% 1% Camión-cisterna u otro similar 0% 0% Pozo 2% 31% 33% Río, acequia, manantial o similar 11% 30% 41% Vecino 1% 1% 3% Otro 0% 1% 1% Total 36% 64% 100% Fuente: Censo Nacional 2007: XI de Población y VI de Vivienda.

n. Servicios de Saneamiento. 19 Las viviendas de la zona urbana cuentan con el servicio de saneamiento, sin embargo las de zona rural no cuentan con este servicio, porque las viviendas se encuentran muy dispersas y los 18

Censo Nacional 2007: XI de Población y VI de Vivienda. Censo Nacional 2007: XI de Población y VI de Vivienda.

19

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costos para su construcción con redes serian elevados, por lo que ningún entidad por parte del gobierno quieren financiar a pesar que la provincia de Lampa es declarada como de extrema pobreza. Dado que se muestra distribuidos por categoría, los servicios de desagüe donde se puede apreciar las viviendas utilizan letrinas/pozo ciego sin orientación técnica de la entidad correspondiente, en este caso, es el sector salud. Cuadro N° 32: Población que Cuenta con Servicio de Desagüe Tipo de área Servicio de Saneamiento Total Urbano Rural Red pública de desagüe dentro de la Viv. 14% 0% 14% Red pública de desagüe fuera de la Viv. 3% 0% 3% Pozo séptico 2% 4% 6% Pozo ciego o negro / letrina 7% 28% 34% Río, acequia o canal 1% 2% 2% No tiene 9% 31% 40% Total 36% 64% 100% Fuente: Censo Nacional 2007: XI de Población y VI de Vivienda.

De otro lado la costumbre de estos pobladores por hacer sus deposiciones en lugares abiertos no contribuye a que puedan mejorar su calidad de vida, es importante resaltar que las deposiciones al aire libre traen consigo la generación y exposición a focos infecciosos que vulneran la salud sobre todo de los más pequeños y de los ancianos. Es muy importante la capacitación en este aspecto para sensibilizar a la población sobre los riesgos que corren al no disponer adecuadamente sus excretas.

o. Vivienda. El tipo de vivienda es otro indicador del nivel de vida del poblador, en los sectores rurales del ámbito de influencia, las viviendas son de construcciones rústicas con paredes de abobe, con techos de paja o calamina, los pisos de tierra, y de reducido tamaño (promedio de 3 habitaciones). Además, el 55% de las viviendas son independientes y el 44% son de categoría choza o cabaña y solo 1% es vivienda improvisada u otro.

Cuadro N° 33: Tipo de Vivienda Tipo de área Tipo de vivienda Urbano Rural Casa Independiente 28% 28% Departamento en edificio 0% -

Total 55% 0% 43


Vivienda en quinta Casa en casa de vecindad Choza o cabaña Vivienda improvisada Local no destinado para hab.humana Otro tipo particular Hotel, hostal, hospedaje Casa Pensión Hospital Clínica Cárcel, centro de readapt.social Otro tipo colectiva En la calle (persona sin vivienda) Total

0% 1% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 28%

44% 0% 0% 0% 0% 72%

0% 1% 44% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 100%

Fuente: Censo Nacional 2007: XI de Población y VI de Vivienda

El 23% de las viviendas tiene una sola habitación, el 28% tienen dos habitaciones, el 21% tiene tres habitaciones, 14% tiene cuatro habitaciones y la diferencia de las viviendas tiene de cinco a nueve habitaciones como se muestra en cuadro siguiente. Cuadro N° 34: Cantidad de Habitaciones por Hogar Tipo de área Habitaciones Total por vivienda Urbano Rural 1 habitación 6% 17% 23% 2 habitaciones 8% 20% 28% 3 habitaciones 7% 14% 21% 4 habitaciones 6% 8% 14% 5 habitaciones 4% 4% 7% 6 habitaciones 2% 1% 3% 7 habitaciones 1% 0% 2% 8 habitaciones 1% 0% 1% 9 habitaciones 0% 0% 1% 10 habitaciones 0% 0% 0% Total 36% 64% 100% Fuente: Censo Nacional 2007: XI de Población y VI de Vivienda

El material de construcción que más predomina en las paredes de las viviendas es adobe (77%), seguido por piedra con barro (18%) y ladrillo o bloqueta (4%) y de otros materiales. Cuadro N° 35: Material de Construcción Predominante en las Paredes Tipo de área Material de construcción Total en las paredes Urbano Rural 44


Ladrillo o Bloque de cemento Adobe o tapia Madera Quincha Estera Piedra con barro Otro Total

4% 32% 0% 0% 0% 0% 36%

0% 45% 0% 0% 0% 18% 0% 64%

4% 77% 0% 0% 0% 18% 0% 100%


El material de construcción que más predomina en los pisos de las viviendas es tierra (84%), seguida por cemento (11%), parquet o madera pulida (1%), madera o entablado (2%) y la diferencia des de otros materiales tal como se puede apreciar en el cuadro. Cuadro N° 36: Material de Construcción Predominante en los Pisos Tipo de área Material de construcción Total predominante en los pisos Urbano Rural Tierra 23% 61% 84% Cemento 10% 2% 11% Losetas, terrazos 0% 0% 0% Parquet o madera pulida 1% 0% 1% Madera, entablados 2% 0% 2% Laminas asfálticas 0% 0% 0% Otro 1% 0% 1% Total 36% 64% 100% Fuente: Censo Nacional 2007: XI de Población y VI de Vivienda.

La gran mayoría de las personas adultas mayores habitan en viviendas de su propiedad y una minoría habita en viviendas de propiedad de sus familiares.

p. Instituciones existentes. Provincia de Lampa, tiene las siguientes instituciones: Municipalidad provincial de Lampa, municipalidades distritales, Gobernación y sus respectivas gobernaciones distritales, REDESS de Lampa, Policía Nacional del Perú, Juzgado de Paz, parroquia, organizaciones de mujeres y comedores populares, programa vaso de leche, instituciones educativas, Centros poblados, central única de barrios, seguridadciudadana, juntas administradoras de agua, y otras organizaciones de base. q. Medios de comunicación.20 Provincia de Lampa cuenta con servicio de tecnología de las comunicaciones como: emisoras radiales, televisión, teléfono, teléfono 20

Plan de Desarrollo Concertado estratégico de la Provincia de Lampa al 2021.

45


móvil e internet. También cuenta con medios de transporte hacia las ciudades de Puno y Juliaca, así mismo hacia sus distritos. Además Lampa cuenta con las vías de comunicación para acceder a la provincia y se muestra en el siguiente cuadro: Cuadro N° 37: Vías de Comunicación Tramo Puno -Juliaca Juliaca- Lampa Lampa - Pucara

Distancia Km 42 22 15

Tiempo de recorrido 45 min 25 min 20 min

Tipo de vía Frecuencia de movilidad Asfaltado Diario asfaltado Diario Afirmado Diario

Fuente: Ministerio de Transporte y Comunicaciones.

En general en la provincia de Lampa, se ha elaborado el Plan vial provincial participativo 2010 a 2019; a través del instituto vial provincial, en el transcurso del año 2010 se ha trabajado en el mantenimiento de las carreteras en el trayecto: Lampa-Palca, Palca- Chivay. Chivay – Ocuviri, Ocuviri – Condoroma, Chapiojo – Ocuviri. Se encuentran a cargo del Provias descentralizado, en el siguiente grafico se ilustra el sistema de vial de carretas en el ámbito de la provincia de Lampa. Grafico N° 03: Plan Vial de la Provincial de Lampa Paratía

Santa Lucia

Vilavila

Ocuviri

Palca

Ayaviri Cabanillaa

Lampa Pucará Desvío caracara

Calapuja

Nicasio

3.1.1.3. Características económicas.21 21

Plan de Desarrollo Concertado estratégico de la Provincia de Lampa al 2021.

46


a. Actividad Agrícola. La actividad agrícola es uno de los componentes básicos de la existencia de la familia campesina, en promedio el 90% de su producción agrícola es destinado a su consumo o autoconsumo, y un 10% es destinado al mercado, según declaraciones hechas por las familias. Cuadro N° 38: Distribución de la Producción en la Provincia de Lampa Productos Consumo % Venta % Total % Papa 90% 10% 100% Olluco 91% 9% 100% Quinua 68% 32% 100% Cebada 96% 4% 100% Avena Forrajera 93% 7% 100% Habas 100% 0 100% Promedio 90% 10% 100% Fuente: PDC 2021 Lampa.

Esta actividad se desarrolla con diversidad y énfasis en las partes planas y laderas de los distritos de Lampa, Pucará, Nicasio, Calapuja, y Cabanilla, incluso dentro de este último se encuentra la irrigación Cabanilla, con operatividad relativa, el área total de labranza únicamente es 1% del espacio de la Micro Región. Los principales cultivos que se desarrollan según su importancia son la papa, avena, cebada, quinua, conducido bajo una tecnología mayormente tradicional (semilla no garantizada, uso limitado de fertilizantes y pesticidas, maquinaria agrícola cuyo uso es limitado), con expresión de medianos productores que cuentan relativamente cuentan con orientación técnica y alquilan maquinaria agrícola e insumos para diversas labores culturales, fundamentalmente en el cultivo de papa y avena forrajera; a nivel de las comunidades la asistencia técnica directa y servicio con maquinaria agrícola se viene efectivizando desde hace cerca de una década, precisamente con la puesta en funcionamiento de algunos programas y proyectos, en virtud del Convenio Bilateral firmado entre el gobierno peruano y el Banco interamericano de desarrollo, situación que implico, el inicio de un proceso de desarrollo rural integrado más que todo a nivel técnico productivo.

b. Pecuaria. Las condiciones naturales, favorece la actividad pecuaria, de modo tal que, el desarrollo de este sector tiene mejores perspectivas de desarrollo; es por ello que la gestión municipal durante el año 2011 ha 47


emprendido proyectos de desarrollo rural como instalación del piso forrajero. La explotación pecuaria en el ámbito de intervencion, es de acuerdo a la tenencia de tierra con bajos niveles de producción y productividad, con escaso o limitada asistencia técnica de parte de los organismos gubernamentales; al respecto algunas instituciones del Estado viene incidiendo sobre todo en cuanto a la sanidad y la alimentación ganadera con énfasis en alpacas (DESCO), por ser el primero de los indicados una de las crianzas de mayor importancia en la generación del valor del Producto Bruto de la provincia. La conversión a unidades de las principales especies ganaderas (vacunas, ovinos, alpacas, llamas) de la Micro Región han determinado un total de 1 024,795 unidades, relacionados con la capacidad receptiva de canchas o soportabilidad de pasturas han definido que el distrito de Palca tiene 3.4% uni/ha, lo que implica el excesivo. El sobrepastoreo, en tanto que este distrito identifica la clase de suelo IV, donde óptimamente es posible pastear 0.6 uni/ha, en el caso del distrito de Lampa por contar con pastos naturales de III clase, la soportabilidad normal es de 1 uni/ ha, sin embargo en la actualidad presenta la relación de 2. uni/ha. Cuadro N° 39: Volumen de Producción Pecuaria Distritos Vacuno Ovino Alpaca Llama Porcino Aves Lampa 1041 334 143 143 13 59 Cabanilla 291 143 28 28 4 19 Calapuja 181 55 3 3 19 48 Nicasio 134 50 2 2 14 45 Ocuviri 145 106 149 149 0 6 Palca 65 62 911 91 0 5 Paratia 27 74 183 183 0 2 Pucara 1220 233 42 42 10 39 Santa Lucia 258 289 515 515 0 2 Vilavila 15 35 89 89 0 2 Total 3377 1381 1245 1245 60 227

Totales 1733 513 309 247 555 314 469 1586 1579 230 7535

Fuente: PDC 2021 Lampa.

c. Minería. La minería en la provincia de Lampa, es considerada como un potencial enorme, existen dos compañías mineras como son la Mina ARASI SAC cuyo centro de operaciones es la parte sur de Ocuviri y la compañía minera CIEMSA ubicado en el distrito de Paratía y Santa Lucia.

48


La existencia de la minería informal donde la explotación es llevada con muchas deficiencias como el uso de una tecnología rudimentaria, sin proveer los efectos colaterales a los que están expuestos y al daño ecológico causado, también el uso de mano de obras no calificada, barata e intensa, específicamente en las zonas de Tusini y Miraflores por la presencia de pepitas de oro.

d. Turismo. Dentro de los recursos turísticos que pueden ser explotados a través de su puesta en valor y de un Plan de Desarrollo Turístico, la provincia cuenta con muchos parajes como zonas arqueológicas, lugares históricos, fauna y flora silvestre, paisajes acogedores, entre los principales. Todos estos recursos aunados a los de la región pueden hacer fuerte competencia a otros atractivos turísticos del país, Atractivos culturales arqueológicos :        

  



Grabados rupestres Cueva de lenzora. Cueva de rivera Coylata. Pinturas rupestres. Cerro Putusillani de CoaritaParatia. Figuras geométricas de la cueva de Antalla Palca. Tres bases de chullpas de forma circular en Coarita Paratia. Trampas de piedra para el chaco de vicuña, en la comunidad de koya Paratia, también en Torrelaya Caqueri, Quillisani, Paratia. La ciudad amurallada de Pukarani Nicasio. La fortaleza y el trapiche de Lamparaquen. El histórico peñón de Pucara y el complejo arqueológico de Kalasaya Pucara. Las chullpas de Tacara, Sejja Miraflores, Alto Ccatacha, Huayta, olla de piedra de Ccatacha

Atractivos culturales, arquitectónicos e histórico religiosos .      



La iglesia Santiago Apóstol de la ciudad de Lampa. La iglesia de Santa Rosa de Lima Calapúja. La iglesia de San Juan Bautista de Cabanilla. La iglesia de Santa Isabel de Pucara. La réplica de la famosa escultura de la Piedad de Miguel Ángel. El osario, el puente colonial, la pila ornamental, la canopia de plata de la virgen de la Inmaculada, el cristo de cuero, la ultima cena de Leonardo de Vinci. Museo Kampac y el museo del distrito de Pucara. 49


Casonas arquitectónicas.         

Casa Almonte, ahora casa Chukiwanca. Casa Macedo pastor. Casa Flores. Casa Escalante. Casa Gallegos, donde nació Víctor Humareda. Casa Valdez con el juego de la oca. Casa Belon, con el juego de damas Casa Casorla con el juego del ajedrez. Casa Mogrovejo con un patio amplio donde antiguamente se realizaba corrida de toros.

Otros atractivos cu lturales y naturales: Cataratas:      

La catarata de Vilavila. Hatún pausa de Santa Lucia a 20 km. De la ciudad. Catarata de SojjaKinsuyuta. Aguas termales. Tacamani en el trayecto Lampa Juliaca. HuaytaCcomermoqo a 6 km. En dirección sur.

Vegetación: 



Bosques de keñua de Tusini, Tacara, Huyllura, Kellokello, Vizcachani, Livichaco, Choquenchaca. Rodales de Puya Raymondi de Caracara, Choquenchaca, Cayachira, Santa Lucia, Queto.

Lagunas:  

 









Pucaccocha, Livichaco la calera en Lampa. Huancara Jarpaña, Saytto, Churo, Quinsaccocha, Churoccocha, en Paratia. Huertaccocha, Poccoña, Laguna Negra, en Cabanillas. Laroccocha, Titiccocha, MariaCcocha, Chuauraiccochapampa, en Nicasio. Machuccocha y Chinaccocha en Palca. Ccochapata, Pucara, Mocco, Paraccollo, Saranccota, Tujsaccocha, Condorini y Balsaccocha en Vilavila. Lagunillas, Saraccocha, Huychu, Tililla, Zariguanas, compuerta en Santa Lucia. Qemerccocha, Tataccolque, Huypara, Huattaccochapata, en Pucara. 50




Chullpia, Calera, Iniquilla, Sawanani, T’ola, Amanta, Sait’occocha

y Parina en Ocuviri.

e. Ingresos Económicos. En cuanto a la situación económica de las personas adultas mayores en su gran mayoría cuentan con el apoyo del programa social Pensión 65 con una bonificación de S/.125.00 nuevo soles mensualmente, por encontrarse en situación de pobreza y extrema pobreza. Por un lado presentan problemas de capacitación y sensibilización en el uso adecuado de los recursos para mejorar su calidad de vida y por otro lado una parte de los adultos mayores no pueden acceder a estos programas, debido a que no cuentan documentos de identidad que es el factor limitante para acceder a este y otros programas sociales. f.

Mercados. Los productos en su mayoría son transportados para su comercialización a los mercados de Lampa, Juliaca y Puno donde la demanda y precios son mayores, elevándose significativamente por los altos costos y tiempos de transporte, causados por el mal estado de la carreteras, agudizándose esto en tiempo de lluvia.

3.1.2. DIAGNOSTICO DE LOS SERVICIOS. La población de la zona se encuentra seriamente afectada por la inexistencia de energía eléctrica eficaz y continua de 24 horas al día para la adecuada satisfacción de las necesidades de: iluminación, información, seguridad y esparcimiento; lo cual ocasiona una baja calidad de vida de la población de la zona, por cuanto limita sus posibilidades de desarrollo de actividades productivas y la potencial amenaza de incendios por el uso de lámparas, velas, mecheros artesanales. Dichas localidades 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 muy baja calidad. La pobreza en que viven dichas localidades, 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 51


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. Por ello los pobladores de la mencionada zona, se han organizado a través de un Comité de Electrificación. Precisadas las funciones a las personas que lo conforman, inician las gestiones para la realización del Proyecto de Electrificación para las mencionadas localidades, con solicitudes de requerimientos para dotación del servicio eléctrico. Es necesario contar con el servicio de energía eléctrica, porque de esta manera las familias podrían desarrollar adecuadamente sus actividades productivas en mejores condiciones y diversificar sus fuentes de trabajo, ahorrar dinero producto del mejoramiento en la dotación del servicio de energía convencional (pilas, velas, kerosene, mechones), mejorar sus niveles de ingresos y tener un mayor poder adquisitivo, mejorar sus condiciones de vida, sobre todo en la salud; así mismo, elevar su autoestima, sobre todo en la población escolar. Cabe mencionar que una gran parte de los Centros Poblados y caseríos pertenecientes al Departamento de Puno, Provincia de Lampa; particularmente del distrito de Pucara no cuentan con este servicio; por lo que en esta oportunidad se tiene previsto priorizar la atención a las localidades antes mencionadas. El problema de la falta de energía eléctrica es un factor limi tante para el desarrollo de actividades económicas básicas y productivas. De contar con energía eléctrica se estima el desarrollo de agricultura y ganadería de menor a mayor, los cuales representan cargas especiales al pretender industrializar lo producido.

3.1.3. DIAGNOSTICO DE LOS INVOLUCRADOS. Los más interesados en resolver el problema de la electrificación son los pobladores de las comunidades mencionados que a diario hacen uso de sistemas de generación de energía eléctrica; población que sufre por no contar con un sistema de electrificación que le permita desarrollar sus actividades económicas productivas en óptimas condiciones. Cabe indicar que la ejecución de este proyecto cuenta con el apoyo social y político, por parte de la población y las autoridades locales como se puede apreciar en la siguiente tabla: 52


Cuadro N° 40: Intereses de los grupos involucrados. Grupos

Problemas Percibidos

Intereses

Restricciones en desarrollar actividades Aprovechar las potencialidades económicas productivas económicas productivas de la con valor agregado y zona. actividades sociales. Mejorar las condiciones físicas Altos costos de para los alumnos que estudian. generación de energía. POBLACION DE Reducir los costos en el LAS Restricciones para el uso consumo de energía. COMUNIDADES de instrumentos eléctricos para estudiar. Buscar financiamiento en otras entidades. Limitado presupuesto para ejecutar proyectos de esta naturaleza.

Municipalidad Distrital de Pucara

Escaso desarrollo Mejorar las condiciones de vida socioeconómico de la de los pobladores de los Población de los caseríos. asentamientos humanos.

Gobierno Regional de Puno.

Promover el acceso al servicio Carencia de estudios de de la electricidad para las pre inversión para la poblaciones rurales de la región financiación de la del Puno. ejecución de obras .

La población no cuenta de y barata por escaso apoyo del Gobierno Central desaprovechando los sistemas eléctricos de la zona.

Ministerio de con servicios Energía y Minas electricidad limpia DIRECCION REGIONAL DE ENERGIA Y MINAS DE PUNO

Impulsar la política gubernamental correspondiente al plan de electrificación rural con energía renovable, en zonas aislada y de frontera, con la finalidad de mejorar la calidad de vida y el uso productivo de la energía eléctrica en el marco del desarrollo rural integral que los haga sostenibles considerando el medio ambiente.

La participación de la población, como principales beneficiarios, consiste en brindar información necesariapara los diferentes estudios 53


en la etapa de elaboración del proyecto, mano de obra local en la etapa deejecución del proyecto, y el pago de las tarifas por el consumo de energía eléctrica en la etapa deoperación y mantenimiento. MUNICIPALIDAD DISTRITAL DE PUCARA. Es la encargada de la ejecución del presente Proyecto de Inversión Pública.

3.2 DEFINICIÓN DEL PROBLEMA. 3.2.1 Definición del Problema Central. El problema central se define como: “LIMITADO ACCESO AL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LA

POBLACIÓN DE LAS 19 LOCALIDADES DEL DISTRITO DE PUCARA, DE LA PROVINCIA DE LAMPA”. Las localidades consideradas en el presente proyecto, en su mayoria nunca han contado con suministro de energía eléctrica, situación que retarda el desarrollo de la población y disminuye la calidad de vida de la misma.

3.2.2 Identificación de la causas del problema. CAUSAS DIRECTAS 

Carencia d e Infraestruc tura p ara co nectars e a la Red más Cercan a



Uso

gen eralizado d e fuentes

kerosene, leña, etc.)

de energ ía ins ufic ientes

(velas,

Dichas localidades usan como fuentes de energía y luz: velas, kerosene para iluminación, kerosene para refrigeración y leña para combustible en la cocina, etc.; que por sus elevados costos y/o bajos rendimientos los hacen muy insuficientes. Estas situaciones se debe principalmente a:

CAUSAS INDIRECTAS a) Localidades muy distantes para conectarse al sis tema de g en er ac ión elé c tr ic a m ás ef ic ien te.

Todas las localidades de la zona en estudio se encuentran muy distantes de la red, se encuentra la gran mayoría entre 40 a 100 km. de distancia. 54


b) Esc asa inv ersión en el é c tric a.

infraest ruc tura p ara generar en ergía

No convencional.- Se puede generar energía eléctrica de manera no convencional a partir de la energía solar (paneles solares), biomasa, energía eólica, etc.; pero el poco conocimiento de este sistema, además de la elevada inversión inicial, ha conllevado a que no se cuente con este tipo de infraestructura para generar energía. Convencional.- Las localidades en estudio no cuentan con recursos necesarios para generar energía eléctrica a través de un generador eléctrico, debido al alto costo del combustible que no puede ser cubierto por la demanda local y los bajos ingresos de la población. c) Poco conocimiento de los sistemas no convencionales de g en er ac ión d e en er g ía elé c tr ic a.

3.2.3 Análisis de Efectos. EFECTOS DIRECTO 

Escasa actividad produ ctiva y com ercial.



Baja produ cción en actividades pro duc tivas.



Incremento en el cos te de actividades com erciales.



Restricción en la disp onib ilidad de telecomu nicacion es.



Restricción en la calidad de los s ervicios d e salud y edu cación.

La falta de energía eléctrica ha llevado a que estas comunidades solo se dediquen a actividades tradicionales: La agricultura y ganadería en pequeña escala, los pobladores no tienen posibilidades de dedicarse a nuevas actividades productivas que las ayuden a incrementar sus ingresos económicos. La actividad 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. La escasa actividad comercial en la zona se ve afectada por el elevado costo del combustible que se encuentra para los artefactos en refrigeración y para el alumbrado. La falta de energía eléctrica, ha limitado de manera considerable las telecomunicaciones, este es el caso a la información (radio, televisión, internet), o la telefonía, etc., impidiendo ser inserción en un mundo cada vez más interconectado.

55


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 el día, de igual manera los servicios de educación se encuentran restringidos a las persona adulta 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 la computación y al internet. 

A l m a c e n a m i e n t o i n a d e c u a d o d e a l i m e n to s

La falta de energía eléctrica no permite tener un sistema de refrigeración económico, pues los que existen trabajan a kerosene, siendo este el alto costo; las carnes tienen que ser salada y los demás alimentos tienen que ser almacenados de manera inadecuada. Este mal manejo origina una alta incidencia de enfermedades estomacales. Estos efectos llevan a un bajo desarrollo productivo de las localidades y a una baja calidad de vida de los pobladores.

EFECTOS INDIRECTO 

Bajo Desarrollo Produ ctivo de las Localidades.



Baja Calidad d e Vida.

EFECTOFINAL 

“Retraso socioeconómico y productivo de las localidades. ”

Efecto final es el retraso en el desarrollo integral de dichas localidades; sus actividades productivas y comerciales no serán suficientes como para superar su estado de pobreza.

56


3.2.4

Árbol de Problema (Causas y efectos).

EFECTO FINAL: RETRASO SOCIOECONÓMICO Y PRODUCTIVO DE LAS LOCALIDADES

EFECTO INDIRECTO: Bajo Desarrollo Productivo de las Localidades.

EFECTO DIRECTO Escasa actividad productiva y comercial.

EFECTO DIRECTO Baja producción en actividades productivas

EFECTO INDIRECTO: Baja Calidad de Vida.

EFECTO DIRECTO Incremento en el coste de actividades comerciales

EFECTO DIRECTO Restricción en la disponibilidad de telecomunicaciones.

EFECTO DIRECTO Restricción en la calidad de los servicios de salud y educación

EFECTO DIRECTO Almacenamiento inadecuado de alimentos

PROBLEMA CENTRAL:

LIMITADO ACCESO AL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LA POBLACIÓN DE LAS 19 LOCALIDADES DEL DISTRITO DE PUCARA, DE LA PROVINCIA DE LAMPA.

CAUSA DIRECTA: Carencia de Infraestructura para conectarse a la Red más Cercana

CAUSA INDIRECTA: Localidades muy distantes para conectarse al sistema de generación eléctrica más eficiente

CAUSA DIRECTA: Uso generalizado de fuentes de energía insuficientes.

CAUSA INDIRECTA: Escasa inversión en infraestructura para generar energía eléctrica.

CAUSA INDIRECTA: Poco conocimiento de los sistemas no convencionales de generación de energía eléctrica.

57


3.3 OBJETIVO DEL PROYECTO. A partir del problema central se ha establecido como Objetivo Central lo siguiente: LIMITADO ACCESO AL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LA POBLACIÓN DE LAS 19 LOCALIDADES DEL DISTRITO DE PUCARA, DE LA PROVINCIA DE LAMPA.

ADECUADO ACCESO AL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LA POBLACIÓN DE LAS 19 LOCALIDADES DEL DISTRITO DE PUCARA, DE LA PROVINCIA DE LAMPA

El Objetivo planteado es el “ADECUADO ACCESO AL SERVICIO DE

ENERGÍA ELÉCTRICA EN LA POBLACIÓN DE LAS 19 LOCALIDADES DEL DISTRITO DE PUCARA, DE LA PROVINCIA DE LAMPA”.

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.

Objetivos Específicos. Que los pobladores menos favorecidos (campesinos) tengan este servicio básico, quienes tienen un índice de pobreza alto. Dotar de este servicio altamente confiable como sistema y a menor costo de instalación por vivienda. La instalación del sistema fotovoltaico, no causa efecto negativo a la ecología, no se tendría que talar árboles, destruir la vegetación, ni contaminar el medio ambiente. Es altamente económica para el gasto público esta calidad de servicio.

1.3.1 Análisis de Medios del Proyecto. MEDIOS DE PRIMER NIVEL 

Aprovechamiento de los sistemas eléctricas cercana a la zona.

58




Uso de fuentes de energía de manera Eficientes.

MEDIOS FUNDAMENTALES 

Disponibilidad de Conectarse al sistema de generación eléctrica mas Eficiente.



Mayor inversión en infraestructura para generar energía eléctrica.




3.3.2 Análisis de Fines de Proyecto. FIN DIRECTO 

Aumento de actividad productiva y comercial Con la energía eléctrica las localidades tendrán la posibilidad de dedicarse a otras actividades productivas, aparte de la agricultura y ganadería, de tal manera que se incrementen los ingresos económicos.



Incremento de la producción 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.



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, etc.) y a la telefonía. 

Mejora en la calidad de servicios de salud y educación.

Se conseguirá una mayor cobertura en los servicios de salud así como una ampliación en los horarios de los centros de salud; también las personas que laboran durante el día tendrán la oportunidad de estudiar 59


por las noches, asimismo se podrá acceder al uso de la computadora y al internet. 

Almacenamiento adecuado de alimentos Los pobladores podrán contar con sistemas de refrigeración que funciona con energía eléctrica para la conservación de sus alimentos, sustituyendo el uso de kerosene, velas, mecheros, etc ya que resulta muy costoso. Estos fines nos llevan a un incremento del desarrollo productivo de las localidades y un aumento de la calidad de vida de los pobladores, encaminándolos hacia su desarrollo y progreso.

FIN INDIRECTO 

Incremento del desarrollo productivo de las localidades.



Aumento de la calidad de vida

FIN ÚLTIMO “DESARROLLO SOCIOECONÓMICO LOCALIDADES”

Y PRODUCTIVO DE LAS

El fin último es que dicha localidades, a través del desarrollo de sus actividades productivas y comerciales, podrán superar su condición de pobreza.

60


3.3.3 Árbol de Objetivos (Medios y Fines).

FIN FINAL: DESARROLLO SOCIOECONÓMICO Y PRODUCTIVO DE LAS LOCALIDADES

FIN INDIRECTO: Incremento del desarrollo productivo de las localidades.

FIN DIRECTO

Aumento de actividad productiva y comercial

FIN DIRECTO Incremento de la producción en actividades productivas

FIN DIRECTO Disminución de los costos de actividades comerciales

FIN INDIRECTO: Aumento de la calidad de vida.

FIN DIRECTO Disminución de las restricciones de la disponibilidad de telecomunicaciones

FIN DIRECTO Mejora en la calidad de servicios de salud y educación

FIN DIRECTO

Almacenamien to adecuado de alimentos

OBJETIVO CENTRAL:

ADECUADO ACCESO AL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LA POBLACIÓN DE LAS 19 LOCALIDADES DEL DISTRITO DE PUCARA, DE LA PROVINCIA DE LAMPA

MEDIOS DE PRIMER NIVEL: Aprovechamiento de los sistemas eléctricas cercana a la zona

MEDIO FUNDAMENTAL: Disponibilidad de Conectarse al sistema de generación eléctrica más Eficiente.

MEDIOS DE PRIMER NIVEL: Uso de fuentes de energía de manera Eficientes.

MEDIO FUNDAMENTAL: Mayor inversión en infraestructura para generar energía eléctrica.

MEDIO FUNDAMENTAL: Mayor conocimiento de los sistemas no convencionales de generación de ener ía eléctrica.

61


3.4

DETERMINACIÓN DE LAS ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN.

3.4.1 Análisis de medios fundamentales Clasificación de los Medios Fundamentales: a). Disponibilidad de Conectarse al sistema de generación eléctrica más eficiente. b). Mayor Inversión en Infraestructura para generar energía eléctrica de manera no convencional. c). Mayor Inversión en Infraestructura para generar energía eléctrica de manera convencional. d). Mayor Conocimiento de los sistemas no convencionales de generación de energía eléctrica.

Relación de los Medios Fundamentales. MUTUAMENTE EXCLUYENTES

MEDIO FUNDAMENTAL: Disponibilidad de Conectarse al sistema de generación eléctrica más E iciente.

MEDIO FUNDAMENTAL: Mayor inversión en infraestructura para generar energía eléctrica de manera no convencional.

COMPLEMENTARIOS

MEDIO FUNDAMENTAL: Mayor conocimiento de los sistemas no convencionales de generación de energía eléctrica.

Planteamiento de acciones. Una vez determinados los medios fundamentales que satisfacen los criterios de viabilidad desde la perspectiva del Sistema Nacional de Inversión Pública, se ha procedido a analizar las acciones que permitirán el logro de los medios fundamentales planteados y consiguientemente el objetivo central. Por cada medio fundamental se tiene las siguientes acciones:

62


MUTUAMENTE EXCLUYENTES

MEDIO FUNDAMENTAL: Disponibilidad de Conectarse al sistema de generación eléctrica más E iciente.

ACCION 01: Ejecución de obras de electrificación Rural.

MEDIO FUNDAMENTAL: Mayor inversión en infraestructura para generar energía eléctrica.

ACCION 2.1: Implementación de los Sistema Fotovoltaicos domiciliarios en cada comunidad.

ACCION 2.2: Construcción de la interconexión al sistema existente Línea primaria, Red primaria, Red secundaria y cometidas domiciliarias.

COMPLEMENTARIOS

MEDIO FUNDAMENTAL: Mayor conocimiento de los sistemas no convencionales de generación de energía eléctrica.

ACCION 03: Capacitación y promoción al comité de energía del servicio de energía no convencional.

ALTERNATIVAS DE SOLUCION Los siguientes proyectos que se han identificado sobre la base de la información prevista a lo largo de los pasos anteriores son: PROYECTO ALTERNATIVO1: Combinación de las acciones 01, 2.1 y 03. Instalación de Sistemas Fotovoltaicos Domésticos (SFD) Capacitación y Promoción, sobre fuentes de energía no convencional. PROYECTO ALTERNATIVO2: Combinación de las acciones 01, 2.2 y 03. Construcción de Líneas, Redes Primarias y Secundarias

ALTERNATIVA 01: INSTAL AC IÓN DE SISTEMA S FOTOVOL TAICOS DO MÉSTICO S.

El proyecto consiste en la Instalación de sistemas fotovoltaicos domésticos para la provisión de energía eléctrica para 19 comunidades pertenecientes al distrito de Pucara, Provincia de Lampa.

63


Esta alternativa evalúa la instalación en la zona de estudio, de módulos fotovoltaicos domiciliarios (SFD), donde cada módulo comprende: Cada módulo del sistema del electrificación familiar está compuesto por: Un panel fotovoltaico de 80 W, un armazón de fierro para el panel, una batería de 68 AH, una cuchilla terma magnética, un regulador, una caja de distribución, tres lámparas luminarias con sus soquetes, interruptores y cobertores, un tablero de unidad de control, cables de diferentes dimensiones, y conexiones para radio y televisor. A continuación se describe: 1 Panel solar de 80Wp 1 Controlador de carga de 20A. 1 Batería AGM de 68 Ah. 1 Tablero (caja de conexiones). 1 Inversor de corriente de 600W. 6 lámparas de 11W. 6 interruptores simples Accesorios varios (soportes, cables, tomacorrientes, etc.)

DESCRIPCIÓN DE COMPONENTES PANEL SOLAR Es el componente central del Sistema Fotovoltaico. Son placas fabricadas de materiales especiales que cuando se exponen a la luz solar producen corriente eléctrica. El tamaño de los paneles seleccionado es de 80 Watt Pico; fabricados para tener una vida útil de 20 años, y existen varios tipos: Mono cristalino Poli cristalino y Amorfo REGULADOR DE CARGA (CONTROLADOR) Es un dispositivo que evita que la batería se sobrecargue, que el voltaje de la batería no sea mayoral permitido por los equipos conectados, evita la descarga profunda de las baterías y corta la corriente cuando el voltaje llega a un valor mínimo, así como asegura la vida útil de las baterías BATERÍA 64


Recibe y almacena la energía que se genera durante el día para luego usarla cuando se necesite. Normalmente se utiliza baterías de 12 voltios y con capacidad entre 68 ampere – hora. Las baterías automotrices son las más utilizadas por su bajo costo, tienen una vida útil de 1 a 3 años. Las baterías selladas tienen mayor vida útil y el mantenimiento es mínimo; no se recomienda su uso en zonas calientes. Y las baterías solares, soportan mejor las descargas profundas que las automotrices y pueden durar entre 3 a 4 años. TABLERO (CAJADECONEXIONES) Es una caja metálica en donde alberga terminales de salidas para la distribución de los circuitos eléctricos que alimentarán a las cargas eléctricas como luminarias, radio, televisión pequeña, teléfono, equipo de sonido, u otro equipo que directamente se alimentan con 12 voltios de corriente continua. INVERSOR DE CORRIENTE Es un componente electrónico que transforma la corriente continua en corriente alterna mediante dispositivos electrónicos, a la vez que eleva la tensión de 12 voltios de corriente continua a 220 voltios de corriente alterna. Este componente se emplea solo cuando las cargas a alimentar requieren corriente alterna y por lo general son equipos eléctricos mayores a 100 W de potencia. Para el caso del presente Proyecto este componente no se empleará. LÁMPARAS Lámparas fluorescentes compactas de 12 V, son las llamadas lámparas ahorradoras, cuyo consumo oscila entre 10 y 20W. INTERRUPTORES Es un dispositivo que controla el encendido apagado de las luminarias. Las especificaciones de esta alternativa se detallan en la Ficha Técnica con su respectivo presupuesto (Ver anexo).

ALTERNATIVA 02: Con stru cc ión d e Líneas, Redes Prim arias y Secundarias

El proyecto consiste en la Instalación de Infraestructura con line de redes primarias y secundarias para la provisión de energía eléctrica para 33 comunidades pertenecientes al distrito de Pucara, provincia de Lampa. Para esto es necesaria la participación del estado atreves del Ministerio de Energía y Minas, ya que la municipalidad Distrital de Pucara no 65


cuenta con el presupuesto necesario para realizar la inversión del proyecto.

DESCRIPCCION TECNICA DE LA ALTERNATIVA 01: 1) Líne a Prim aria (Co nf ig u rac ión B ási ca)

Comprende la construcción de nuevas redes eléctricas con las siguientes características: - Sistema

:Trifásico y Monofásicos.

- Nivel de tensión

: 13.2 /0.44-0.22 kV

- Longitud total

: 45 km

-Disposición

: Horizontal y vertical

- Conductor

: Aleación de aluminio de 25 mm2

- Postes

: Concreto de 13 m

- Crucetas

: Concreto

- Aisladores

: Tipo pin ANSÍ56-3 y poliméricos tipo suspensión de 36 kV

- Estructuras

: Armados normalizados por el MEM/DEP

- Seccionamiento

: Seccionador tipo expulsión (CutOut) de 27 kV, 150 kVBIL con fusibles tipo k.

- Protección

: Pararrayo tipo distribución de 21 kV, 100 A, 10kA.

3) Redes Secu ndarias

Comprende la construcción de nuevas redes secundarias. Las características generales de las redes secundarias serán: - Sistema

: Trifásicas y Monofásicas conneutro corrido: 19 Localidades

- Nivel de tensión : 380/220 V y 440 / 220 V - Longitud total

: 1 x 16 + N25 mm2

60 Km,

- Cable

: Auto portante de Aleación de aluminio AMKA

- Postes

: Concreto de 9m

- Armados

: Normalizados por la MEM/DGER

- Alumbrado

:

- Acometidas

: 379 Acometidas Aéreas, monofásica. 66


67


4.1. HORIZONTE DE EVALUACIÓN. Según guia del SNIP en el Anexo SNIP 10 Directiva General del SNIP Aprobada por Resolución Directoral RD N° 003-2011-EF/68.01, establece el período de evaluación de un PIP de electrificación rural de veinte (20) años. Para efectos de la evaluación del proyecto se ha considerado un horizonte de 20 años período en el cual se estima su maduración en la generación de los beneficios esperados. Es decir que luego de este periodo los beneficios deben ser mayores a los costos

Actividades Fase de Pre inversión

Fase de Inversión

Fase de Post Inversión

Cuadro Nº 41: Horizonte del proyecto. Horizonte de Proyecto Año 0

Elaboración del perfil

x

Elaboración del Expediente Técnico

x

Ejecución del proyecto

x

Operación y mantenimiento del proyecto

Año Año Año Año 1 2 3 4

x

x

x

x

Año …

…

Año Año 17 …

…

x

Año 18

Año 19

Año 20

x

x

x


Fase de Pre - inversión. Esta fase tiene como objeto de evaluar la conveniencia de realizar el estudio a nivel de perfil, cuya duración se ha estimado un mes. En esta fase se realiza la evaluación ex ante del proyecto, destinada a determinar la pertinencia con los lineamentos de política nacional, regional y local; la rentabilidad social, sostenibilidad del proyecto; criterios que sustentan la declaración de viabilidad. Esta fase comprende la elaboración del perfil del proyecto y concluye con la declaratoria de la viabilidad del proyecto de inversión pública.

Fase de Inversión. La fase de inversión se inicia con el estudio definitivo del expediente técnico, la ejecución del proyecto de inversión pública y termina cuando ha sido ejecutado, liquidado y transferido a la entidad responsable de su operación y mantenimiento. 68


Fase de Post- Inversión. Un proyecto se encuentra en la fase de Post inversión, una vez que haya sido culminado la ejecución del proyecto. Esta fase comprende la operación y mantenimientodel proyecto ejecutado, asimismo la evaluación ex post, que comprende 10 años. La Evaluación ex post es el proceso para determinar sistemáticamente y objetivamente la eficiencia, eficacia e impacto de todas las acciones desarrolladas para lograr los objetivos planteados en el proyecto.

4.2. ANÁLISIS DE LA DEMANDA. El presente Proyecto esta dirigido a atender una demanda de energía proyectada en las comunidades del Distrito de PUCARA, para la cual hemos establecido como unidad básica para el estudio y evaluación del proyecto a: UNIDAD : KWH (unidad de energía eléctrica) 4.2.1. Análisis poblacional. En esta parte se analiza el comportamiento de la población total, de la referencia, la demandante potencial y la efectiva. Para lo cual, se toma como referencia el promedio de la tasa de crecimiento poblacional de la región Puno (0.94%) y para provincia de Lampa (0.7%), y para proyectar la demanda potencial y efectiva se toma en cuenta la tasas de crecimiento de este grupo específico (1.2%). Los datos han sido tomados del Censo de Población y Vivienda del año 2007, llevados a cabo por el INEI. 22 En el año 2007 el distrito de Pucara, según el censo de población y vivienda, registra una población de 6,060 habitantes; y establece la siguiente distribución según el distrito y el grupo etario, los cuales se presentan en el siguiente cuadro.

22

Compendio Estadístico 2010

69


Cuadro N° 42: Población Total de Provincia de Lampa según Distrito y por grupos de edad. Población Distrito Lampa Cabanilla Calapuja Nicasio Ocuviri Palca Paratia Pucará Santa Lucía Vilavila Total Porcentaje

Grupos etario Adulto Adulto joven

Adulto mayor

Infantil

Joven

0 a 14

15 a 29

30 a 44

45 a 59

60 a mas

3429 1854 456 958 764 842 1375 1885 2599 750 14912 31%

2832 1388 375 710 727 1015 1739 1494 2110 781 13171 27%

1985 894 236 427 645 564 1190 1017 1409 516 8883 18%

1489 697 198 336 306 353 613 812 877 219 5900 12%

1594 740 229 325 213 253 340 852 697 114 5357 11%

Total

Porcentaj e

11329 5573 1494 2756 2655 3027 5257 6060 7692 2380 48223 100%

23% 12% 3% 6% 6% 6% 11% 13% 16% 5% 100%


Calculo de la población posterior: i = Tasa de crecimiento Poblacional t = Tiempo (años) P 1 = Población año posterior P 0 = Población año base P  P (1i) 1

0

t

t

i  √ (P 1 /P 0 )-1

Cuadro N° 43: Tasa de Crecimiento Inter-censal. T.C. I. C. T.C. I. C. Ámbito/periodo 1981 - 1993 1993 - 2007 Región Puno 1.6% 1.1% Provincia de Lampa 0.9% 0.7% Fuente: Instituto Nacional de Estadística e Informática.

4.2.2. ANALISIS DE LA DEMANDA DE ELECTRICIDAD SIN PROYECTO: La demanda de energía de la población afectada, en la situación sin proyecto, es aquella que obtienen alconsumirfuentes alternas de energía (velas, kerosene, pilas y baterías) y para determinarsu equivalenciaen energía eléctrica se emplearán los siguientes factores de conversión: 70


CUADRO Nº 44: FACTORES DE CONVERSIÓN ENERGÉTICA DE FUENTES ALTERNAS ELEMENTO SUPUESTODECÁLCULO FACTORDECONVERSIÓN ENERGÉTICO Vela Capacidad equivalente 0.045 kWh/vela de 18 W, duración 2.5 horas Lámpara de Consumo promedio 0.050 kWh/lt kerosene 0.30lt/hora, equivalente a 15W Pilas Aparato de 3W con 4 0.00375 kWh/pila pilas, duración 5 horas Baterías Batería de 0.192 kWh/hora -Batería 12 V, 16 A hora FUENTE: Elaboración del equipo consultor, según trabajo de campo.

A continuación se muestra la demanda de energía de la Población objetivo en la situación sin proyecto. CUADRO Nº 45: DEMANDA DE ENERGÍA EN LA SITUACIÓN SIN PROYECTO INSUMO

USO CONSUMO

MENSUAL

FACTORDE CONVERSIÓN

DEMANDASIN PROYECTO (KWH)

COSTO S/.

Vela

Iluminación

30 unid.

0.045 kWh/vela

1.35

8.00

Combustible , alcohol, s)

Iluminación

2.00 gln.

0.100

16.00

Pilas

Refrigeración Radio

0.0 gln. 6 unid.

0.050 kWh/lt combustible 0.050 kWh/lt ene 0.00375 Wh/pila

0.0 0.0225

0.00 6.00

Batería

Televisión y

2.96 cargas (10.14 días recarga)

0.192 kWh/hora Batería

13.64

8.00

15.11

38.00

TOTAL S/.

FUENTE: Elaboración del equipo consultor, según trabajo de campo.

El costo por el consumo de una unidad de energía en la situación sin proyecto es de aproximadamente 2.51 S/./kWh. CON PROYECTO: La demanda en la situación con Proyecto (año cero, sistema no convencional), se ha obtenido a partir de los datos de localidades que cuentan con el servicio de electricidad (con más de cinco años de antigüedad) cercanas o de similares características al área en estudio como son las comunidades del distrito de Pucara. El resultado nos muestra que los usuarios finales tendrían un consumo promedio de 71


30kWh al mes (360 kWh al año) y el costo por este consumo incluido cargos fijos sería de S/. 15.00.

ANÁLISIS DE LA DEMANDA ALTERNATIVA 01: La demanda en la situación sin proyecto es cero. –

La demanda básica para la alternativa 1, está limitada a la capacidad de generación de electricidad de los módulos de paneles solares. La demanda básica residencial para un módulo del sistema fotovoltaico es: - 06 lámparas de 11Wx 5 hrs. = 330Wh/ día - 01 radio de 40Wx 8 hrs. = 320Wh/ día - 01 televisor de 50Wx 4 hrs. = 200Wh/ día -Otros usos (Equipos, licuadoras, etc) = 535Wh/día Total = 1385Wh/ día Pérdidas = 277Wh/ día Total/ día = 1662Wh/ día Total/mes = 49.86 kWh/mes Este consumo representa aproximadamente 49.86 kWh mensuales por vivienda. Este servicio es conocido como servicio mensual básico por módulo.

Proyección de la Demanda de Energía Fotovoltaica La proyección de la demanda de energía en la zona en estudio está básicamente en función de las viviendas proyectadas. Las demandas de energía requerida cada año a consecuencia del incremento de las viviendas, se cubrirán con la participación de los nuevos propietarios y los comités de operación y mantenimiento que se formaran en cada localidad. Se considera un consumo de energía constante durante los 20 años de vida útil del proyecto. A continuación se resume la proyección de la Demanda con Energía Fotovoltaica y energía convencional:

72


CUADRO Nº 46: ANALISIS DE LA DEMANDA DEL SERVICIO ANALISIS GENERAL DE LA DEMANDA D EL SERVICIO A. Variables Indicador Año Inicial Personas por hogar promedio Población Total Inicial Población a Electrificar Inicial Grado de Electrificación Inicial Grado de Electrificación final Abonados Totales Tasa de Crecimiento poblacional % Abonados Domésticos % Abonados Comerciales

Valor Fuentes de Información

Numero de Abonados Iniciales

2014

Indicador

Registro de INEI Investigación de campo 1516 Investigación de campo 100,0% Investigación de campo 4,0

1516

100,0%

379

Investigación de campo

0,70% Registro de INEI


Número de abonados domésticos Número de abonados domésticos tipo I Número de abonados domésticos tipo II Número de abonados comerciales Número de abonados de Uso General Número de abonados de peq. Industrias

379

Numero de Abonados Totales

379

Investigación de campo 379 Investigación de campo Investigación de campo Investigación de campo Investigación de campo

100,0%

Consumo Inicial Mensual por Abonado (kW.h/Abonado)

% Abonados de Uso General % Abonados de Pequeñas Industrias Tasa de Crecimiento - Consumo por usuario Pérdida de energía Factor de Carga Sector Tipico KALP (Factor de Alumbrado Público en kWh/usuario-mes) Potencia Nominal Promedio de lámpara de AP (W)

Indicador Información de la Empresas Concesionaria 9,0% Información de la Empresas Concesionaria 22,0% Información de la Empresas Concesionaria Información de la Empresas Concesionaria 5 6,3 Normatividad de AP en sectores rurales 50,00 Normatividad de AP en sectores rurales


Consumo por abonados domésticos Consumo por abonados domésticos tipo I Consumo por abonados domésticos tipo II Consumo por abonados Comerciales Consumo por abonados de usos generales Consumo por abonados de peq. Industrias

0,7%

15,00 Información de la Empresas Concesionaria 15,00 I nformación de la Empresas Concesionaria Información de la Empresas Concesionaria Información de la Empresas Concesionaria Información de la Empresas Concesionaria

B. Proyeccion Años DESCRIPCIÓN

1

2

2014 2015

3

2016

2017

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

Poblacion Total

1.516

1.527

1.537

1.548

1.559

1.570

1.581

1.592

1.603

1.614

1.626

1.637

1.648

1.660

1.672

1.683

1.695

1.707

1.719

1.731

1.743

Población a Electrificar

1.516

1.527

1.537

1.548

1.559

1.570

1.581

1.592

1.603

1.614

1.626

1.637

1.648

1.660

1.672

1.683

1.695

1.707

1.719

1.731

1.743

Grado de Electrificación

100,00%

100,00%

100,00%

100,00%

100,00%

100,00%

100,00%

100,00%

100,00%

100,00%

100,00%

100,00%

100,00%

100,00%

100,00%

100,00%

100,00%

100,00%

100,00%

100,00%

100,00%

Abonados Totales Número de abonados domésticos Número de abonados comerciales Número de abonados de Uso General Número de abonados de peq. Industrias

379

382

384

387

390

392

395

398

401

404

406

409

412

415

418

421

424

427

430

433

436

379

382

384

387

390

392

395

398

401

404

406

409

412

415

418

421

424

427

430

433

436

Consumo anual por abonado doméstico Consumo anual por abonado comercial Consumo anual por abonado de Usos Generales Consumo anual por abonado de peq. Industrias

180

181

183

184

185

186

188

189

190

192

193

194

196

197

198

200

201

203

204

206

207

Consumo anual de abonados domésticos (kW.h) Consumo anual de abonados comerciales (kW.h) Consumo anual de abonados uso general (kW.h) Consumo anual de abonados peq. industrial (kW.h)

68.220

69.241

70.091

71.133

72.186

73.064

74.139

75.225

76.323

77.432

78.360

79.491

80.635

81.791

82.959

84.139

85.332

86.537

87.755

88.986

90.229

Consumo de energía (kW.h) Calculo del consumo de Alumbrado Público

68.220

69.241

70.091

71.133

72.186

73.064

74.139

75.225

76.323

77.432

78.360

79.491

80.635

81.791

82.959

84.139

85.332

86.537

87.755

88.986

90.229

2.388

2.407

2.419

2.438

2.457

2.470

2.489

2.507

2.526

2.545

2.558

2.577

2.596

2.615

2.633

2.652

2.671

2.690

2.709

2.728

2.747

110

111

112

112

113

114

115

116

116

117

118

119

120

121

121

122

123

124

125

28.512

28.771

29.030

29.030

29.290

29.549

29.808

30.067

30.067

30.326

30.586

30.845

31.104

31.363

31.363

31.622

31.882

32.141

32.400

32.659

32.918

96.732

98.013

99.121

100.1 64

101.4 76

102.6 13

103.9 47

105.2 92

106.3 90

107.7 58

108.9 45

110.3 36

111.7 39

113.1 54

114.3 22

115.7 61

117.2 13

118.6 78

120.1 55

121.6 45

123.1 48

68.220

69.241

70.091

71.133

72.186

73.064

74.139

75.225

76.323

77.432

78.360

79.491

80.635

81.791

82.959

84.139

85.332

86.537

87.755

88.986

90.229

50,193

50,857

51,433

51,974

52,655

53,245

53,937

54,635

55,204

55,914

56,530

57,252

57,980

58,714

59,320

60,067

60,820

61,580

62,347

63,120

63,900

Consumo Mensual de AP - CMAP (KWh) Puntos de Iluminación Sistema Convencional Puntos de Iluminación Sistema Fotovoltaico Consumo anual de AP en Sist. Convencional (kW.h) Consumo anual de AP en Sist. Fotovoltaico (kW.h)

Consumo Total de energía en Sist. Convencional (kW.h) Consumo Total de energía en Sist. Fotovoltaico (kW.h) Maxima Demanda con Sist. Convencional (kW)

FUENTE: Elaboración del equipo consultor, según ficha 02 del aplicativo de EXEL.

73

126

127


ANÁLISIS DE LA DEMANDA ALTERNATIVA 02 –

CONSUMO DOMÉSTICO La demanda de Energía de las localidades del distrito de Pucara, estan compuestas por la demanda doméstica, menos la demanda institucional e industrial. La Máxima demanda esta calculada en base a dichas demandas con las siguientes consideraciones. El procedimiento de análisis comprende las siguientes etapas: o Utilizar los datos históricos de los consumidores residenciales, industriales, comerciales y cargas especiales en Zonas similares y establecer una demanda unitaria de energía por tipo de consumidor. o La demanda unitaria de energía, es una medida del grado de desarrollo de una localidad, es decir existe una relación de dependencia entre el consumo y la renta o ingreso disponible y entre ésta y el tiempo. La relación de dependencia entre estos, DEMANDA DOMESTICA. El resultado nos muestra que los usuarios finales tendrían un consumo promedio de 30kWh al mes (360 kWh al año) y el costo por este consumo incluido cargos fijos sería de S/. 15.00.

4.3.

ANÁLISIS DE LA OFERTA. Con relación a la oferta sin proyecto en la actualidad carecen del servicio de energía eléctrica en las localidades en estudio, en consecuencia de la generación de energía en la zona.

4.3.1. Recursos físicos y humanos disponibles en cada localidad. a. Proveedores de servicio eléctrico en las localidades no existen. b. Estado de las unidades de generación y de la infraestructura eléctrica No existe

4.3.2. Oferta de Energía Con Proyecto. 4.3.2.1. Oferta con sistema fotovoltaico En los sistemas fotovoltaicos, la energía ofertada es la misma que la energía demandada, toda vez que la energía generada a través de los paneles solares se calcula en base a las cargas demandadas por los usuarios, así mismo porque la demanda de energía de los pobladores se considera constante durante la vida útil del proyecto. 74


CUADRO Nº 47: ANALISIS GENERAL DE LA OFERTA DEL SERVICIO - SISTEMA FOTOVOLTAICO A. Procedimiento de cálculo, variables importantes y supuestos utilizados para la estimación de la oferta con proyecto La oferta de energía disponible en el área de influencia del proyecto provendrá del Sistema Interconectado Nacional y será estimado de acuerdo a la capacidad de las subestaciones que atenderan la demanda proyectada en el ultimo año, en la situación sin proyecto no existe aun la oferta disponible para cubrir la demanda objetivo. B. Proyección Oferta del Servicio "sin proyecto" Años 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

52484

52899

53176

53592

54007

54284

54700

55115

55530

55946

56223

56638

57054

57469

57885

58300

58716

59131

59546

59962

60377

Total 52.484 (1) Energía promedio disponible por el módulo fotovoltaico

52.899

53.176

53.592

54.007

54.284

54.700

55.115

55.530

55.946

56.223

56.638

57.054

57.469

57.885

58.300

58.716

59.131

59.546

59.962

60.377

DESCRIPCIÓN

2014

No existe oferta disponible Oferta Total sin Proyecto Oferta del Servicio "con proyecto" Años DESCRIPCIÓN Oferta del Servicio (kW.h)(1) Energia Disponible para uso doméstico Energia Disponible para uso general y comercial

FUENTE: Elaboración del equipo consultor, según ficha 03 del aplicativo de EXEL.

75


4.3.2.2 Oferta con Sistema Convencional La oferta de energía que se dispondrá en el área de influencia del proyecto será proveniente la estructura de Pucara con una capacidad de 139.66Kw. CUADRO Nº 48: ANALISIS GENERAL DE LA OFERTA DEL SERVICIO - SISTEMA CONVENCIONAL A. Procedimiento de cálculo, variables importantes y supuestos utilizados para la estimación de la oferta con proyecto La oferta de energía disponible en el área de influencia del proyecto provendrá del Sistema Interconectado Nacional y será estimado de acuerdo a la capacidad de las subestaciones que atenderan la demanda proyectada en el ultimo año, en la situación sin proyecto no existe aun la oferta disponible para cubrir la demanda objetivo. B. Proyección Oferta del Servicio "sin proyecto" Años 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 DESCRIPCIÓN 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033

20 2034

No existe oferta disponible Oferta Total sin Proyecto Oferta del Servicio "con proyecto" DESCRIPCIÓN

2014

Consumo de energía Total (kW.h) Pérdidas de Energía Eléctrica (kW.h) Energía Total Requerida (kW.h) Factor de Carga (%) Potencia Total Requerida (kW) (1)

Oferta del Servicio (kW) (1) Capacidad de Diseño Oferta del Recurso Disponible DESCRIPCIÓN Subestacion Pucara P.C. Hidraulica (kW) Grupo térmico (kW) Oferta Total con Proyecto

96732

1 2015 98013

2 2016

3 2017

4 2018

5 2019

99121

100164

101476

102613

9567

9694

9803

9906

10036

10149

106299 22%

107706 22%

108925 22%

110070 22%

111512 22%

112762 22%

55,2

55,9

56,5

57,1

57,9

58,5

140

140

6 2020

7 2021

8 2022

Años 9 2023

10 2024

11 2025

12 2026

13 2027

14 2028

15 2029

16 2030

17 2031

18 2032

19 2033

20 2034

106390

107758

108945

110336

111739

113154

114322

115761

117213

118678

120155

121645

123148

11593

11737

103947

105292

10280

10414

10522

10657

10775

10912

11051

11191

11307

11449

114227 115706 22% 22%

116912 22%

118416 22%

119720 22%

121249 22%

122790 22%

124345 22%

125628 22%

127210 22%

60,7

61,4

62,1

62,9

63,7

64,5

65,2

66,0

59,3 140

60,0

140

140

140

140

140

140

140

140

140

2014 139,66

1 2015 139,66

2 2016 139,66

3 2017 139,66

4 2018 139,66

5 2019 139,66

6 2020 139,66

7 2021 139,66

8 2022 139,66

Años 9 2023 139,66

10 2024 139,66

11 2025 139,66

139,66

139,66

139,66

139,66

139,66

139,66

139,66

139,66

139,66

139,66

139,66

139,66

140

128806 130415 22% 22% 66,8

67,7

11883

12031

12179

132038 22%

133676 22%

135327 22%

68,5

69,4

70,2

140

140

140

140

140

140

140

140

12 2026 139,66

13 2027 139,66

14 2028 139,66

15 2029 139,66

16 2030 139,66

17 2031 139,66

18 2032 139,66

19 2033 139,66

20 2034 139,66

139,66

139,66

139,66

139,66

139,66

139,66

139,66

139,66

139,66

76


4.4.

BALANCE OFERTA DEMANDA De la diferencia entre la demanda y la oferta se obtiene una demanda satisfecha para los próximos 20 años (2014-2034), en consumo de energía expresada en KW A continuación se presenta el balance de la Oferta y la Demanda proyectadas en el horizonte del proyecto. –

4.4.1. Balance con el Sistema Fotovoltaico La oferta actual es cero, las localidades en estudio no cuentan con el sistema de energía no convencional como es el de Fotovoltaicos, y la demanda Kwh –año se detalla en el cuadro, siendo de esta forma el balance de oferta y demanda de potencia en la zona, quedando la brecha negativa por satisfacer a la población:

77


CUADRO Nº 49: BALANCE OFERTA-DEMANDA EN EL MERCADO DEL SERVICIO - SISTEMA FOTOVOLTAICO Balance Oferta Demanda del Servicio - Situación sin Proyecto Años DESCRIPCIÓN

2014

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

20

Demanda (kW.h) Oferta (kW.h) Deficit Balance Oferta Demanda del Servicio - Situación Con Proyecto Años 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

Demanda (kW.h)

68.220

69.241

70.091

71.133

72.186

73.064

74.139

75.225

76.323

77.432

78.360

79.491

Oferta(1) (kW.h)

52.484

52.899

53.176

53.592

54.007

54.284

54.700

55.115

55.530

55.946

56.223

56.638

-15.736 -16.342 -16.915 -17.541 -18.179 -18.780 -19.439 -20.110 -20.792

-21.486

-22.137

-22.853

2

2

2

2

2

2

2

2

114.93 8

115.76 9

116.60 0

117.43 1

118.26 2

119.09 3

DESCRIPCIÓN

Saldo Numero Minimo de Paneles por Abonado

2

2

2

2

2

2

2

2

104.96 8

105.79 9

106.35 3

107.18 4

108.01 4

108.56 8

109.39 9

110.23 0

111.06 111.892 112.446 113.277 114.108 1

36.748 36.557 36.262 36.050 (1) Oferta suministrada, considerando 01 panel fotovoltaico por abonado

35.828

35.504

35.260

35.005

34.738

Oferta Total (kW.h) Superávit

2

2

34.460

2

34.086

2

2034 90.22 80.635 81.791 82.959 84.139 85.332 86.537 87.755 88.986 9 60.37 57.054 57.469 57.885 58.300 58.716 59.131 59.546 59.962 7 -23.581 -24.321 -25.074 -25.839 -26.616 -27.406 -28.209 -29.024 29.85 2

33.785

33.473

33.148

32.811

32.461

32.099

31.725

2

119.92 120.7 4 55 30.52 31.338 30.938 5

FUENTE: Elaboración del equipo consultor, según FICHA.04 del aplicativo de electrificación

78


4.4.2. Balance con el Sistema Convencional Balance Oferta – Demanda con el Sistema Convencional de las localidades de Pucara. CUADRO Nº 50: BALANCE OFERTA-DEMANDA EN EL MERCADO DEL SERVICIO - SISTEMA CONVENCIONAL

Balance Oferta Demanda del Servicio - S ituación sin Proyecto Años DESCRIPCIÓN 2014 Demanda (kW)

1

2

3

4

5

6

7

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

8 2022

9 2023

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

50,2

50,9

51,4

52,0

52,7

53,2

53,9

54,6

55,2

55,9

56,5

57,3

58,0

58,7

59,3

60,1

60,8

61,6

62,3

63,1

63,9

-50,2

-50,9

-51,4

-52,0

-52,7

-53,2

-53,9

-54,6

-55,2

-55,9

-56,5

-57,3

-58,0

-58,7

-59,3

-60,1

-60,8

-61,6

-62,3

-63,1

-63,9

1

2

3

4

5

6

7

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

Oferta (kW) Deficit

Balance Oferta Demanda del Servicio - Situación Con Proyecto Años DESCRIPCIÓN 2014 Potencia Requerida (kW) Oferta (kW) Superávit

8 2022

9 2023

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

55,2

55,9

56,5

57,1

57,9

58,5

59,3

60,0

60,7

61,4

62,1

62,9

63,7

64,5

65,2

66,0

66,8

67,7

68,5

69,4

70,2

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

84,5

83,8

83,1

82,5

81,8

81,1

80,4

79,6

79,0

78,2

77,5

76,7

75,9

75,1

74,5

73,7

72,8

72,0

71,1

70,3

69,4

Balance del Recurso Disponible Años 1

2

3

4

5

6

7

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

1.530,2

1.591,0

1.622,4

1.720,3

1.743,9

DESCRIPCIÓN Demanda (kW)

8

9

1.187,7

1.211,1

1.234,9

1.259,1

1.284,0

1.309,2

1.335,0

1.361,3

1.388,0

1.415,4

1.443,2

1.471,6

1.500,6

Demanda del PIP

50,2

50,9

51,4

52,0

52,7

53,2

53,9

54,6

55,2

55,9

56,5

57,3

58,0

Otras Demandas

1.137,5

1.160,3

1.183,5

1.207,2

1.231,3

1.255,9

1.281,0

1.306,7

1.332,8

1.359,5

1.386,6

1.414,4

1.442,7

Oferta (kW) Oferta Total Saldo Disponible

58,7 1.471,5

1.560,3 59,3 1.500,9

60,1 1.531,0

60,8 1.561,6

1.654,4 1.687,0 61,6

62,3

1.592,8 1.624,7

63,1

63,9

1.657,2

1.680,0

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

139,7

-1.048,1

-1.071,5

-1.095,3

-1.119,5

-1.144,3

1.169,5

1.195,3

1.221,6

1.248,3

1.275,7

1.303,5

1.332,0

1.361,0

1.390,6

1.420,6

1.482,7

1.514,7

1.547,4

-1.580,6

-1.604,2

-1.451,4

79


4.5. ANÁLISIS TÉCNICODELAS ALTERNATIVAS ALTERNATIVA 01: INSTAL AC IÓN DE SISTEMA S FOTOVOL TAICOS DO MÉSTICO S.

El proyecto consiste en la Instalación de sistemas fotovoltaicos domésticos para la provisión de energía eléctrica para 19 comunidades pertenecientes al distrito de Pucara, provincia de Lampa. Esta alternativa evalúa la instalación en la zona de estudio, de módulos fotovoltaicos domiciliarios (SFD),donde cada módulo comprende: 1 Panel solar de 80Wp 1 Controladorde carga de 20A. 1 Batería AGM de 68 Ah. 1 Tablero (caja de conexiones). 1 Inversorde corriente de 600W. 6 lámparas de 11W. 6 interruptores simples Accesorios varios (soportes, cables, tomacorrientes, etc.)

DESCRIPCIÓN DE COMPONENTES PANEL SOLAR Es el componente central del Sistema Fotovoltaico. Son placas fabricadas de materiales especiales que cuando se exponen a la luz solar producen corriente eléctrica. El tamaño de los paneles seleccionado es de 80 Watt Pico; fabricados para tener una vida útil de 20 años, y existen varios tipos: Mono cristalino Policristalino y Amorfo REGULADOR DE CARGA (CONTROLADOR) Es un dispositivo que evita que la batería se sobrecargue, que el voltaje de la batería no sea mayoral permitido por los equipos conectados, evita la descarga profunda de las baterías y corta la corriente cuando el voltaje llega a un valor mínimo, así como asegura la vida útil de las baterías 80


BATERÍA Recibe y almacena la energía que se genera durante el día para luego usarla cuando se necesite. Normalmente se utiliza baterías de 12 voltios y con capacidad entre 68 ampere – hora. Las baterías automotrices son las más utilizadas por su bajo costo, tienen una vida útil de 1 a 3 años. Las baterías selladas tienen mayor vida útil y el mantenimiento es mínimo; no se recomienda su uso en zonas calientes. Y las baterías solares, soportan mejor las descargas profundas que las automotrices y pueden durar entre 3 a 4 años. TABLERO (CAJADECONEXIONES) Es una caja metálica en donde alberga terminales de salidas para la distribución de los circuitos eléctricos que alimentarán a las cargas eléctricas como luminarias, radio, televisión pequeña, teléfono, equipo de sonido, u otro equipo que directamente se alimentan con 12 voltios de corriente continua. INVERSOR DE CORRIENTE Es un componente electrónico que transforma la corriente continua en corriente alterna mediante dispositivos electrónicos, a la vez que eleva la tensión de 12 voltios de corriente continua a 220 voltios de corriente alterna. Este componente se emplea solo cuando las cargas a alimentar requieren corriente alterna y por lo general son equipos eléctricos mayores a 100 W de potencia. Para el caso del presente Proyecto este componente no se empleará. LÁMPARAS Lámparas fluorescentes compactas de 12 V, son las llamadas lámparas ahorradoras, cuyo consumo oscila entre 10 y 20W. INTERRUPTORES Es un dispositivo que controla el encendido apagado de las luminarias. Esquema de Utilización de la Energía Solar

81


Las especificaciones de esta alternativa se detallan en la Ficha Técnica con su respectivo presupuesto (Ver anexo).

DESCRIPCCION TECNICA DE LA ALTERNATIVA 02: 1) Líne a Pri m aria (Co nf ig u rac ión B ási ca )

Comprende la construcción de nuevas redes eléctricas con las siguientes características: - Sistema

: Trifásico y Monofásicos.

- Nivel de tensión

: 13.2 /0.44-0.22 kV

- Longitud total

: 45 km

-Disposición

: Horizontal y vertical

- Conductor

: Aleación de aluminio de 25 mm2

- Postes

: Concreto de 13 m

- Crucetas

: Concreto

- Aisladores

: Tipo pin ANSÍ 56-3 y poliméricos tipo suspensión de 36 kV

- Estructuras

: Armados normalizados por el MEM/DEP 82


- Seccionamiento

: Seccionador tipo expulsión (CutOut) de 27 kV, 150 kVBIL con fusibles tipo k.

- Protección

: Pararrayo tipo distribución de 21 kV, 100 A, 10kA.

2) Redes Secu ndarias

Comprende la construcción de nuevas redes secundarias. Las características generales de las redes secundarias serán: - Sistema

: Trifásicas y Monofásicas con neutro corrido: 19 Localidades

- Nivel de tensión : 380/220 V y 440 / 220 V

4.6.

- Longitud total

: 60 km

- Cable

: Auto portante de Aleación de aluminio AMKA

- Postes

: Concreto de 9m

- Armados

: Normalizados por la MEM/DGER

- Alumbrado

:

- Acometidas

: 379 Acometidas Aéreas, monofásica.

COSTOS A PRECIOS DE MERCADO.

4.6.1. Costos en la Situación Sin Proyecto. Costos de Operación y Mantenimiento.-

Los Costos de Mantenimiento y Operación para usuarios que no cuentan con servicio de suministro eléctrico significan el uso de fuentes alternativas, dichos costos sin Proyecto, es Cero. Inversión : S/. 0.00

4.6.2. Costos en la Situación Con Proyecto. Costos De Operación Y Mantenimiento Situación Con Proyecto:

Los costos de Operación y Mantenimiento representan el 2.0 % de la inversión total para el primer año, según información estadística proporcionada por las empresas eléctricas que tienen administración de pequeños sistemas eléctricos, luego este valor sufre una variación y se calcula mediante el método exponencial. 83


Inversiones:

Alternativa 01. De acuerdo al cronograma de ejecución del proyecto se ha considerado ocho meses de inversiones y 20 años de vida útil; en ese contexto las inversiones tienen los siguientes componentes de inversión: Cuadro N° 51: Costos de Inversión a Precios de Mercado de la Alternativa 01. Sistema Fotovoltaico A. 1 1,1 1,2 1,3


2 Inversión en activos 2,1 Suministros Importados Módulos fotovoltaicos Baterías Controladores Luminarias Stock de reemplazos Inversores 2,2 Suministros Nacionales Tablero Cables y accesorios 2,3 Montaje Mano de obra calificada Mano de obra no calificada 2,4 Transporte de Equipos y Materiales

COSTO S/. 79119 54119 25000

1910803 1420660 519587 580962 51400 110361 75800 82550 99541 60602 38938 143890 143890 35938


125773 85001

3 Otros Gastos 3,1 Supervisión de obra Otros

138762 77897 60865


2`128,684


El costo a precios de mercado, de la alternativa 01 del proyecto asciende a la suma de S/. 2`128.684 nuevos soles, según el cuadro N° 50. Con la finalidad de mitigar los impactos ambientales generados durante la implementación del proyecto, dentro de la estructura del proyecto se ha 84


previsto la consideración de acciones de tratamiento ambiental y mitigación, las cuales han sido identificadas y costeadas (asignación de su respectivo presupuesto).

CUADRO Nº 52: COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ALTERNATIVA 01.

–

Años RUBRO

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

Costo de Operación y Mantenimiento con Proyecto Reposición de Equipos Baterias Controladores Inversores Costo de Operación y Mantenimiento 38216 Impuesto a la Renta COSTO TOTAL de OyM

382,16

580962

580962 51400

38216

38216

38216

38216

38216

38216

38216

38216

38216

38,216

382,16

619,178

38,216

38,216

38,216

619,178

38,216

89,616

Años RUBRO

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

Costo de Operación y Mantenimiento con Proyecto Reposición de Equipos Baterias Controladores Inversores Costo de Operación y Mantenimiento Impuesto a la Renta COSTO TOTAL de OyM

580962

580962

580962 51400

38216

38216

38216

38216

38216

38216

38216

38216

38216

38216

38,216

619,178

38,216

38,216

38,216

619,178

38,216

38,216

38,216

670,578


Los costos de operación y mantenimiento de la situación “sin proyecto”,

serán cero, debido a que esun nuevo servicio para la zona, y no se incurre en ningún costo actualmente. Alternativa 02. Cuadro N° 53: Costos de Inversión a Precios de Mercado de la Alternativa 02 Sistema Convencional. RUBROS

COSTO S/.

A. INVERSION 1 Intangibles 1,1 Estudio Definitivo

292468 245221

1,2 Otros Intangibles

47247

2 Inversión en activos 2,1 Linea Primaria Suministro Origen Transable Suministro Origen No Transable

3263016 588714 81960 302911

85



92911


59943


50989

2,2 Red Primaria

865598

Suministro Origen Transable Suministro Origen No Transable

88635 606535


61688

Montaje (Mano de obra No Calificada) Transporte de Equipos y Materiales

47792 60948

2,3 Red Secundaria

1514052


316480 720699

Montaje (Mano de obra Calificada) Montaje (Mano de obra No Calificada)

347132 79697


50044


146234

2,5 Utilidades

148418

3 Otros Gastos

231596

3,1 Compensación por Servidumbre 3,2 Supervision de obra 3,3 Otros

205398 26198


3`787,080


El costo a precios de marcado, de la alternativa 02 del proyecto de: asciende a la suma de S/. 3`787.080 nuevos soles, según el cuadro N° 52. CUADRO Nº 54: COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ALTERNATIVA 02

–

Años RUBRO

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

27606

27918

28212

28582

28902

29278

29656

29966

30351

30685

65260

65260

65260

65260

65260

65260

65260

65260

65260

65260

92,866

93,179

93,472

93,842

94,162

94,538

94,917

95,226

95,611

95,946

Costo de Operación y Mantenimiento con Proyecto Compra de Energia Costo de Operación y Mantenimiento Impuesto a la Renta COSTO TOTAL de OyM

Años RUBRO

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

31077

31472

31871

32200

32605

33014

33427

33843

34262

34686

65260

65260

65260

65260

65260

65260

65260

65260

65260

65260

Costo de Operación y Mantenimiento con Proyecto Compra de Energia Costo de Operación y Mantenimiento

86


Impuesto a la Renta COSTO TOTAL de OyM

96,338

96,733

97,131

97,460

97,866

98,274

98,687

99,103

99,523


4.6.3. Costos Incrementales 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:

87

99,946


Cuadro N° 55: Flujo de Costos Incrementales a Precios de Mercado de la Alternativa 01. Sistema Fotovoltaico FICHA 05 COSTOS INCREMENTALES - SISTEMA FOTOVOLTAICO A precios privados (S/.) RUBRO

Factor de Evaluación

2014

A. 1 1,1 1,2 1,3

INVERSION Intangibles Expediente Técnico Capacitación Otros Intangibles

2 2,1

Inversión en activos Suministros Importados Módulos fotovoltaicos Baterías Controladores Luminarias Stock de reemplazos Inversores Suministros Nacionales Tablero Cables y accesorios Montaje Mano de obra calificada Mano de obra no calificada Transporte de Equipos y Materiales

1910803 1420660 519587 580962 51400 110361 75800 82550 99541 60602 38938 143890 143890

Gastos Generales Utilidades Otros Gastos Supervision de obra Otros VALOR RESIDUAL (-) COSTO TOTAL INVERSION del PIP (precios privados) Numero de Paneles por Abonado INVERSIÓN DE EVALUACIÓN Costo de Operación y Mantenimiento con Proyecto Reposición de Equipos Baterias Controladores Inversores Costo de Operación y Mantenimie nto Impuesto a la Renta COSTO TOTAL de OyM Costo de Operación y Mantenimiento sin Proyecto Reposición de Equipos Costo de Operación y Mantenimiento Impuesto a la Renta COSTO TOTAL de OyM TOTAL COSTOS INCREMENT ALES

125773 85001 138762 77897 60865

2,2

2,3

2,4 2,5 2,6 3 3,1

B.

C.

1 2015

2 2016

3 2017

4 2018

5 2019

6 2020

7 2021

8 2022

9 2023

Años 10 2024

11 2025

12 2026

13 2027

14 2028

15 2029

16 2030

17 2031

18 2032

19 2033

20 2034

79119 54119 25000

35938

2128684 1 2128684

580962

580962

580962

580962

580962 51400

51400

2128684

38216

38216

38216

38216

38216

38216

38216

38216

38216

38216

38216

38216

38216

38216

38216

38216

38216

38216

38216

38216

38216

38216

38216

619178

38216

38216

38216

619178

38216

89616

38216

619178

38216

38216

38216

619178

38216

38216

38216

670578

38216

38216

38216

619178

38216

38216

38216

619178

38216

89616

38216

619178

38216

38216

38216

619178

38216

38216

38216

670578


91


Cuadro N° 56: Flujo de Costos I ncrementales a Precios de Mercado de la Alternativa 02.

RUBRO 2014 A. 1 1,1 1,2

INVERSION Intangibles Estudio Definitivo Otros Intangibles

292468 245221 47247

2 2,1

Inversión en activos Linea Primaria Suministro Origen Transable Suministro Origen No Transable Montaje (Mano de obra Calificada) Montaje (Mano de obra No Calificada) Transporte de Equipos y Materiales Red Primaria Suministro Origen Transable Suministro Origen No Transable Montaje (Mano de obra Calificada) Montaje (Mano de obra No Calificada) Transporte de Equipos y Materiales

3263016 588714 81960 302911 92911 59943 50989 865598 88635 606535 61688 47792 60948

2,3

Red Secundaria Suministro Origen Transable Suministro Origen No Transable Montaje (Mano de obra Calificada) Montaje (Mano de obra No Calificada) Transporte de Equipos y Materiales

1514052 316480 720699 347132 79697 50044

2,4 2,5

Gastos Generales Utilidades

146234 148418

3 3,1 3,2 3,3

Otros Gastos Compensación por Servidumbre Supervision de obra Otros VALOR RESIDUAL (-) COSTO TOTAL INVERSION del PIP (precios privados) Costo de Operación y Mantenimiento con Proyecto Compra de Energia Costo de Operación y Mantenimie nto Impuesto a la Renta COSTO TOTAL de OyM Costo de Operación y Mantenimiento sin Proyecto Compra de Energia Costo de Operación y Mantenimiento Impuesto a la Renta COSTO TOTAL de OyM TOTAL COSTOS INCREMENTA LES

231596

2,2

B.

C.

1 2015

2 2016

3 2017

4 2018

5 2019

FICHA 05 COSTOS INCREMENTALES - SISTEMA CONVENCIONAL A precios privados (S/.) Años 6 7 8 9 10 2020 2021 2022 2023 2024

11 2025

12 2026

13 2027

14 2028

15 2029

16 2030

17 2031

18 2032

19 2033

20 2034

205398 26198 -1087672 3787080

3787080

-1087672

27606 65260

27918 65260

28212 65260

28582 65260

28902 65260

29278 65260

29656 65260

29966 65260

30351 65260

30685 65260

31077 65260

31472 65260

31871 65260

32200 65260

32605 65260

33014 65260

33427 65260

33843 65260

34262 65260

34686 65260

92866

93179

93472

93842

94162

94538

94917

95226

95611

95946

96338

96733

97131

97460

97866

98274

98687

99103

99523

99946

92866

93179

93472

93842

94162

94538

94917

95226

95611

95946

96338

96733

97131

97460

97866

98274

98687

99103

99523

-987726


92


93


5.1. EVALUACIÓN SOCIAL. 5.1.1. Costos a Precios Sociales. Para la estimación de costos sociales se consideró los factores de corrección que norma el MEF, para cada uno de los rubros de costos de acuerdo a los siguientes factores. Cuadro N°57: Factores de Corrección Detalle Factor de Corrección Bienes de Origen Nacional 0.847 Bienes Importados 0.867 Mano de obra calificada 0.909 Mano de obra no calificada 0.41

La estimación de los costos a precios sociales se muestra en los siguientes cuadros para las dos alternativas.

a). Costos de Operación y Mantenimiento a Precios Sociales. Para evaluar socialmente los costos, se considera los costos de operación y mantenimiento a precios sociales, los cuales se presentan en los siguientes cuadros para las dos alternativas. Cuadro N° 58: Costos de Operación y Mantenimiento de la alternativa 01 Sistema Fotovoltaicos –

RUBRO

FACTOR DE CORRECCIO N

Años 0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

Costo de Operación y Mantenimiento con Proyecto Reposición de Equipos Baterias 0,848 Controladores 0,848 Inversores 0,848 Costo de Operación y Mantenimiento 0,848 31695 COSTO TOTAL de OyM

RUBRO

492365

43561

31,695

FACTOR DE CORRECCIO N

31695

31695

31695

31695

31695

31695

31695

31695

31695

31,695

31,695

524,060

31,695

31,695

31,695

524,060

31,695

75,257

Años 11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

Costo de Operación y Mantenimiento con Proyecto Reposición de Equipos Baterias 0,848 492365 Controladores 0,848 Inversores 0,848 Costo de Operación y Mantenimiento 0,848 31695 31695 COSTO TOTAL de OyM

492365

31,695

524,060

492365

492365 43561

31695

31695

31695

31695

31695

31695

31695

31695

31,695

31,695

31,695

524,060

31,695

31,695

31,695

567,622


94


Cuadro N° 59: Costos de Operación y Mantenimiento de la alternativa 02 Sistema Convencional –

RUBRO

FACTOR DE CORRECCION

Años 0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

0,848

23396

23661

23910

24223

24494

24813

25134

25396

25723

26006

0,848

55308

55308

55308

55308

55308

55308

55308

55308

55308

55308

78,704

78,969

79,218

79,531

79,803

80,121 80,442

Costo de Operación y Mantenimiento con Proyecto Compra de Energia Costo de Operación y Mantenimiento COSTO TOTAL de OyM

RUBRO

80,704 81,031 81,314

Años

FACTOR DE CORRECCION

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

0,848

26338

26673

27011

27289

27633

27980

28329

28682

29037

29396

0,848

55308

55308

55308

55308

55308

55308

55308

55308

55308

55308

81,646

81,981

82,319

82,597

82,941

83,288

83,637

83,990

84,346

84,704

Costo de Operación y Mantenimiento con Proyecto Compra de Energia Costo de Operación y Mantenimiento COSTO TOTAL de OyM


b). Costos de Inversión a Precios Sociales. Cuadro N°60: Costos de Inversión a Precios Sociales de la Alternativa 01 Sistema Fotovoltaicos A. 1 1,1 1,2


F.C.

0,848 0,848 0,848

2 Inversión en activos 2,1 Suministros Importados Módulos fotovoltaicos Baterías Controladores Luminarias Stock de reemplazos Inversores 2,2 Suministros Nacionales Tablero Cables y accesorios 2,3 Montaje Mano de obra calificada Mano de obra no calificada 2,4 Transporte de Equipos y Materiales 2,5 Gastos Generales 2,6 Utilidades

–

COSTO S/. 67053 45866 21188

1869929

1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 0,848 0,848 1,000 0,410 0,848 0,848

1420660 519587 580962 51400 110361 75800 82550 84361 51360 33000 143890 143890 30457 106593 83968

95


3 Otros Gastos 3,1 Supervision de obra Otros

0,848 0,848

117601 66018 51583

VALOR RESIDUAL (-) COSTO TOTAL INVERSION

2054583

Factor Global de Corrección Social Factor de Evaluación

1

COSTO TOTAL INVERSION del PIP (precios sociales)

2`054,583


Cuadro N°61: Costos de Inversión a Precios Sociales de la Alternativa 02 Sistema Convencional RUBROS

F.C.

COSTO S/.

A. INVERSION 1 Intangibles Estudio Definitivo

0,848

247867 207825

Otros Intangibles

0,848

40042


2837637

2,1 Linea Primaria

499378


1,000 0,848

81960 256717

Montaje (Mano de obra Calificada) Montaje (Mano de obra No Calificada)

1,000 0,410

92911 24577


0,848

43213

1,000

735610 88635

Suministro Origen No Transable Montaje (Mano de obra Calificada) Montaje (Mano de obra No Calificada)

0,848 1,000 0,410

514038 61688 19595


0,848

51653

2,2 Red Primaria Suministro Origen Transable

2,3 Red Secundaria

1349492

Suministro Origen Transable

1,000

316480

Suministro Origen No Transable Montaje (Mano de obra Calificada) Montaje (Mano de obra No Calificada) Transporte de Equipos y Materiales

0,848 1,000 0,410 0,848

610792 347132 32676 42412

0,848

123933 129224

2,4 Gastos Generales 2,5 Utilidades 3 Otros Gastos

–

196278

96


3,1 Compensación por Servidumbre

0,848

3,2 Supervision de obra

0,848

174075

3,3 Otros VALOR RESIDUAL (-)

0,848

22203

COSTO TOTAL INVERSION

3281781


97


5.1.2. Costos Incrementales a Precios Sociales. Cuadro N° 62: Flujo de Costos Incrementales a Precios Sociales de la Alternativa 01 Sistema Fotovoltaicos –

FICHA 05 COSTOS INCREMENTALES - SISTEMA FOTOVOLTAICO A precios sociales (S/.) Factor de Corrección

RUBRO

2014

1

2

3

4

5

6

7

8

9

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

Años 10 2024

11

12

13

14

15

16

2025

2026

2027

2028

2029

2030

17 2031

18 2032

19 2033

20 2034

A. INVERSION

1 Intangibles

67053

1,1 Expediente Técnico

0,848

45866

1,2 Capacitación

0,848

21188

Otros Intangibles

0,848


1869929


1420660

Módulosfotovoltaicos Baterías

Controladores

Luminarias Inversores

1,000

1,000

Stock de reemplazos

1,000

1,000

519587 580962

51400 110361

1,000

75800

1,000

82550

2,2 Suministros Nacionales

84361

Tablero

0,848

Cables y accesorios

0,848

51360 33000

2,3 Montaje

143890


1,000

Mano de obra no calificad a

143890

0,410


0,848

30457


0,848

106593 83968

3 Otros Gastos

3,1 Supervision de obra Otros

117601 0,848

66018

0,848

51583

VALOR RESIDUAL (-) COSTO TOTAL INVERSION Factor Global de Corrección Social Factor de Evaluación

B.

2054583

1

COSTO TOTAL INVERSI ON del PIP (prec ios soc iales) INVERSIÓN DE EVALUACIÓN Costo de Operación y Mantenimiento con Proyecto

2054583 2054583

Reposición de Equipos Baterias

0,848

Controladores

0,848

Inversores

0,848

Costo de Operaci ón y Manteni miento

C.

492365

492365

492365

492365

492365

43561

0,848

COSTO TOTAL de OyM Costo de Operación y Mantenimiento sin Proyecto

31695

31695

31695

31695

31695

31695

43561

31695

31695

31695

31695

31695

31695

31695

31695

31695

31695

31695

31695

31695

31695

31695

31695

31695

524060

31695

31695

31695

524060

31695

75257

31695

524060

31695

31695

31695

524060

31695

31695

31695

567622

31695

31695

31695

524060

31695

31695

31695

524060

31695

75257

31695

524060

31695

31695

31695

524060

31695

31695

31695

567622

Compra de Energia Costo de Operación y Mantenimiento Impuesto a la Renta

COSTO TOTAL de OyM TOTAL COSTOS INCREMENTALES

2054583


98


Cuadro N° 63: Flujo de Costos Incrementales a Precios Sociales de la Alternativa 02. FICHA 05 COSTOS INCREMENTALES - SISTEMA CONVENCIONAL A precios sociales (S/.) RUBRO

Factor de Corrección 2014

1

2

3

4

5

2015

2016

2017

2018

2019

6 2020

7 2021

8 2022

9 2023

Años 10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

A. INVERSION

1 Intangibles

247867

Estudio Definitivo

0,848

Otros Intangibles

0,848


207825 40042

2837637

2,1 Linea Primaria

499378


1,000

81960

Suministro Origen No Transable

0,848

256717


1,000

92911


0,410

24577


0,848

2,2 Red Primaria

43213

735610


1,000

88635


0,848

514038


1,000

61688


0,410

19595


0,848

2,3 Red Secundaria

51653

1349492


1,000

316480


0,848

610792


1,000

347132


0,410

32676


0,848

42412

0,848

123933


129224

3 Otros Gastos

196278

3,1 Compensación por Servidumbre

0,848

3,2 Supervision de obra

0,848

174075

3,3 Otros

0,848

22203

VALOR RESIDUAL (-)

-801592

COSTO TOTAL INVERSION

3281781

-801592

3281781

-801592

Factor Global de Corrección Social

B.

C.

COSTO TOTAL INVERSION del PIP (precios sociales) Costo de Operación y Mantenimiento con Proyecto Compra de Energia

0,848

23396

23661

23910

24223

24494

24813

25134

25396

25723

26006

26338

26673

27011

27289

27633

27980

28329

28682

29037

29396

Costo de Operación y Mantenimiento

0,848

55308

55308

55308

55308

55308

55308

55308

55308

55308

55308

55308

55308

55308

55308

55308

55308

55308

55308

55308

55308

78704

78969

79218

79531

79803

80121

80442

80704

81031

81314

81646

81981

82319

82597

82941

83288

83637

83990

84346

84704

78704

78969

79218

79531

79803

80121

80442

80704

81031

81314

81646

81981

82319

82597

82941

83288

83637

83990

84346

-716888

COSTO TOTAL de OyM Costo de Operación y Mantenimiento sin Proyecto Compra de Energia Costo de Operación y Mantenimiento Impuesto a la Renta

COSTO TOTAL de OyM TOTAL COSTOS INCREMENTALES

3281781


99


Flujo de Costos sociales netos y su valor actual (VACSN) Del cuadro anterior, se estima que el gasto mensual por abonado es igual a S/.15.00 nuevos soles que equivalen a la disponibilidad de pago de los usuarios del proyecto. Así los flujos de costos sociales netos, para ambas alternativas son:

100


CUADRO Nº 64: VALOR ACTUAL DE BENEFICIOS NETOS APRECIOS PRIVADOS SISTEMA FOTOVOLTAICOS ALTERNATIVA 1 –

FICHA 06 BENEFICIOS INCREMENTALES - SISTEMA FOTOVOLTAICO (A precios privados S/.)

RUBRO 2014 SITUACION CON A. PROYECTO Venta de energía domésticos Venta de energía comerciales Venta de energía uso general Venta de energía peq. Industrial Venta de energía alumbrado público Beneficios con Proyecto

1 2015

2 2016

3 2017

4 2018

5 2019

6 2020

7 2021

8 2022

9 2023

Años 10 2024

11 2025

12 2026

13 2027

14 2028

15 2029

16 2030

17 2031

18 2032

19 2033

20 2034

204698

205770

207377

208985

210057

211664

213272

214879

216487

217559

219166

220774

222381

223989

225596

227204

228812

230419

232027

233634

204698

205770

207377

208985

210057

211664

213272

214879

216487

217559

219166

220774

222381

223989

225596

227204

228812

230419

232027

233634

SITUACION SIN B. PROYECTO

Beneficios sin Proyecto

BENEFICIOS INCREMENTALES (AC. B)

204,698 205,770 207,377 208,985 210,057 211,664 213,272 214,879 216,487 217,559 219,166 220,774 222,381 223,989 225,596 227,204 228,812 230,419 232,027 233,634


101


CUADRO Nº 65: VALOR ACTUAL DE BENEFICIOS NETOS APRECIOS PRIVADOS SISTEMA CONVENCIONAL ALTERNATIVA 2 –

FICHA 06 BENEFICIOS INCREMENTALES - SISTEMA CONVENCIONAL (A precios privados S/.)

RUBRO 2014

A.

SITUACION CON PROYECTO Venta de energía domésticos Venta de energía comerciales Venta de energía uso general Venta de energía peq. Industrial Venta de energía alumbrado público Cargo Fijo Beneficios con Proyecto

B.

1 2015

2 2016

3 2017

4 2018

5 2019

6 2020

7 2021

8 2022

9 2023

Años 10 2024

11 2025

12 2026

13 2027

14 2028

15 2029

16 2030

17 2031

18 2032

19 2033

16341

16541

16787

17036

17243

17497

17753

18012

18274

18493

18760

19030

19303

19578

19857

20138

20423

20710

21001

21294

8871

8917

8987

9057

9103

9173

9243

9312

9382

9428

9498

9568

9637

9707

9777

9846

9916

9986

10055

10125

25212

25459

25774

26093

26346

26670

26996

27324

27656

27921

28258

28597

28940

29285

29633

29985

30339

30696

31056

31419

25,212

25,459

25,774

26,093

26,346

26,670

26,996

27,324

27,656

27,921

28,258

28,597

28,940

29,285

29,633

29,985

30,339

30,696

31,056

31,419

20 2034

SITUACION SIN PROYECTO

Beneficios sin Proyecto

C.

BENEFICIOS INCREMENTALES (A-B)


102


Valor Actual Neto a precios de mercado (VANP) Con los flujos anteriores se calcula el ValorActualNeto a predios de mercado para cada alternativa (Tasa dedescuento considerada 12%): CUADRO Nº 66: VANP de Alternativas Indicadores

INDICADORES ECONOMICOS Tasa de Descuento % VAN S/.

Sistema

Sistema

Convencional

Fotovoltaico

12%

12%

-4.181.526

-1.749.756


5.1.3. ESTIMACIÓN DE BENEFICIOS SOCIALES BENEFICIOS SOCIALES Los beneficios sociales para ambas alternativas sean definidos de acuerdo a la investigación realizada por NRECA (1999) en las áreas rurales del Perú, en este caso lo correspondiente a la Zona de la Sierra. Dichos Beneficios están dados por Iluminación (7.3 kWh/mes), Radio y Televisión (5.4 kWh/mes) y por otros usos (37.3 kWh/mes) haciendo un total de 50.0 kWh/mes, lo que traducido en Beneficios Económicos para cada usuario es de US$/año 120.50 por iluminación, US$/año 60.50 por Radio y Televisión, y US$/año 253.77 por otros usos. El Beneficio Económico mensual por abonado es de US$ 36.23 (S/. 94.20).

ALTERNATI VA 1:

103


CUADRO Nº 67: FLUJO DE BENEFICIOS INCREMÉNTALES A PRECIOS SOCIALES - ALTERNATIVA 01 FICHA 06-A BENEFICIOS INCREMENTALES - SISTEMA FOTOVOLTAICO (A precios sociales S/.)

RUBRO 2014 SITUACION CON A. PROYECTO Beneficio por Iluminación Beneficio Radio y Televisión Beneficio Refrigeración Por kW.h Adicionales Beneficio Total con Proyecto SITUACION SIN B. PROYECTO Beneficio Total sin Proyecto BENEFICIOS INCREMENTALES C. (A-B)

8 2022

9 2023

Años 10 2024

11 2025

12 2026

13 2027

14 2028

15 2029

16 2030

17 2031

18 2032

19 2033

20 2034

282930

285063

287196

288617

290750

292883

295015

297148

299280

301413

303546

305678

307811

309944

107215

108029

108843

109658

110201

111015

111829

112643

113458

114272

115086

115901

116715

117529

118343

388012

390959

393906

396853

398818

401765

404712

407659

410606

413553

416499

419446

422393

425340

428287

1 2015

2 2016

3 2017

4 2018

5 2019

6 2020

7 2021

271556

272978

275111

277243

278665

280798

103686

104229

105043

105858

106401

375242

377207

380154

383101

385066

375,242 377,207 380,154 383,101 385,066 388,012 390,959 393,906 396,853 398,818 401,765 404,712 407,659 410,606 413,553 416,499 419,446 422,393 425,340 428,287


Los valores y procedimientos para el cálculo de estos indicadores se detallan en los Formatos 6A. En caso de la alternativa 1, los beneficios están dados por los beneficios obtenidos para la al ternativa 2 por iluminación, radio y televisión, no se cuenta con beneficios para otros usos por las limitaciones de energía de los paneles solares; el análisis se puede apreciaren el formato 6A-A2. 104


CUADRO Nº 68: FLUJO DE BENEFICIOS INCREMÉNTALES A PRECIOS SOCIALES - ALTERNATIVA 02 FICHA 06-A BENEFICIOS INCREMENTALES - SISTEMA CONVENCIONAL (A precios sociales S/.) Años RUBRO 2014

A.

SITUACION CON PROYECTO Beneficio por Iluminación Beneficio Radio y Televisión Beneficio Refrigeración Por kW.h Adicionales Beneficio Total con Proyecto

B.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

271556

272978

275111

277243

278665

280798

282930

285063

287196

288617

290750

292883

295015

297148

299280

301413

303546

305678

307811

309944

103686

104229

105043

105858

106401

107215

108029

108843

109658

110201

111015

111829

112643

113458

114272

115086

115901

116715

117529

118343

375242

377207

380154

383101

385066

388012

390959

393906

396853

398818

401765

404712

407659

410606

413553

416499

419446

422393

425340

428287

SITUACION SIN PROYECTO Beneficio Total sin Proyecto

C.

BENEFICIOS INCREMENTALES (A-B)

375,242 377,207 380,154 383,101 385,066 388,012 390,959 393,906 396,853 398,818 401,765 404,712 407,659 410,606 413,553 416,499 419,446 422,393 425,340 428,287


105


EL VALOR ACTUAL NETO SOCIAL 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.

106


CUADRO Nº 69: VALOR ACTUAL DEBENEFICIOS NETOS A PRECIOS SOCIALES ALTERNATIVA 01 y 02 FICHA 07 VALOR ACTUAL DE BENEFICIOS NETOS (A Precios Sociales) SISTEMA CONVENCIONAL Años RUBRO 2014

1 2

BENEFICIOS INCREMENTALES COSTOS INCREMENTALES

BENEFICIOS NETOS SISTEMA FOTOVOLTAICO

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

375.242

377.207

380.154

383.101

385.066

388.012

390.959

393.906

396.853

398.818

401.765

404.712

407.659

410.606

413.553

416.499

419.446

422.393

425.340

428.287

3.281.781

78.704

78.969

79.218

79.531

79.803

80.121

80.442

80.704

81.031

81.314

81.646

81.981

82.319

82.597

82.941

83.288

83.637

83.990

84.346

-716.888

-3.281.781

296.538

298.238

300.936

303.570

305.263

307.892

310.517

313.202

315.823

317.504

320.119

322.731

325.340

328.008

330.611

333.212

335.809

338.403

340.995

1.145.175

Años RUBRO 2014

1 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

385.066

388.012

390.959

396.853

398.818

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

404.712

407.659

410.606

413.553

416.499

419.446

422.393

425.340

428.287

BENEFICIOS INCREMENTALES COSTOS INCREMENTALES

2.054.583

31.695

31.695

31.695

524.060

31.695

31.695

31.695

524.060

31.695

75.257

31.695

524.060

31.695

31.695

31.695

524.060

31.695

31.695

31.695

567.622

BENEFICIOS NETOS

-2.054.583

343.547

345.512

348.459

-140.959

353.370

356.317

359.264

-130.154

365.158

323.561

370.069

-119.348

375.963

378.910

381.857

-107.561

387.751

390.698

393.645

-139.335

INDICADORES ECONOMICOS Tasa de Descuento % VAN S/. TIR (%)

375.242

377.207

380.154

383.101

393.906

401.765

Indicadores Sistema

Sistema

Convencional

Fotovoltaico

9%

9%

-284.952

237.630

7,9%

10,7%


107


Con los flujos anteriores se calcula el Valor Actual de Costos Sociales Totales, para cada alternativa (Tasa dedescuento considerada 9%):

CUADRO Nº 70: VACST de Alternativas. INDICADORES

Indicadores

ECONOMICOS

Sistema

Sistema

Convencional

Fotovoltaico

9%

9%

-284.952

237.630

Tasa de Descuento % VAN S/. Fuente: Equipo técnico del PIP.

La alternativa 1, será la elegida por tener un mayor VANS A continuación el cuadro comparativo entre las dos alternativas:

CUADRO Nº 71: Resumen de Indicadores de Rentabilidad. ALTERNATIVA 01

INDICADORES ECONOMICOS

ALTERNATIVA 02

PRECIO

PRECIO

PRECIO

PRECIO

SOCIAL

PRIVADO

SOCIAL

PRIVADO

Sistema

Sistema

Sistema

Sistema

Fotovoltaico

Fotovoltaico

Convencional

Convencional

9%

12%

9%

12%

237.630

-1.749.756

-284.952

-4.181.526

10,7%

0

7,9%

0

Tasa de Descuento % VAN S/. TIR (%) Fuente: Equipo técnico del PIP.

5.2. ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD El análisis de sensibilidad nos muestra que tan sensible puede ser el proyecto ante cambios que pudieran ocurrir en las principales variables. Nos permite conocer la rentabilidad de la inversión frente a los cambios favorables y desfavorables en los componentes de beneficios y costos totales que se experimentan durante el desarrollo del proyecto. Las variables más sensibles son: 1. PRECIO DE COMPRA DE ENERGÍA 2. TARIFA DE VENTA DE ENERGÍA DOMÉSTICO 3. COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO 4. CONSUMO DE ENERGÍA POR ABONADO DOMÉSTICO 5. INVERSIÓN A PRECIOS PRIVADOS 6. BENEFICIO SOCIAL POR ILUMINACIÓN 7. BENEFICIO SOCIAL POR RADIO Y TV. 108


CUADRONº 72: Análisis de Sensibilidad FICHA 09 ANALISIS DE SENSIBILIDAD Variables seleccionadas. Tiempo de Reposicion de Baterias Tarifa de venta de energía doméstico Costo de Operación y Mantenimiento Consumo de Energía por Abonado Domestico Inversión a precios privados Beneficio social por iluminación Beneficio social por por Radio y TV Simulación de las Variables Criticas seleccionadas.

Variable

Variaciones porcentuales

TIR Social

Indice de Cobertura

Variaciones de Variable

1.136.352,13

14,5%

95,5%

4,40

1.236.123,89

14,9%

101,3%

4,00

-10%

1.326.393,59

15,4%

107,7%

3,60

10%

1.236.123,89

14,9%

109,7%

360,72

1.236.123,89

14,9%

101,3%

327,93

14,9%

92,9%

295,14

1.202.821,69

14,8%

97,4%

2,2%

1.236.123,89

14,9%

101,3%

2,0%

-10%

1.269.426,09

15,1%

105,5%

1,8%

10%

1.199.448,70

14,8%

104,8%

16,50

1.236.123,89

14,9%

10% Tiempo de Reposicion de Baterias (cS/kW-h) Tarifa de venta de energía doméstico (cS/kW-h)

-10% 10%

Costo de Operación y Mantenimiento (%) Consumo de Energía por Abonado Domestico (kW.h - mes)

15,00

1.272.799,09

15,1%

10%

879.358,66

12,9%

97,4%

2.341.552

1.236.123,89

14,9%

101,3%

2.128.684

-10%

1.586.228,68

17,3%

105,5%

1.915.815

10%

1.486.741,55

16,1%

101,3%

782,0

14,9%

101,3%

710,9 639,8

1.236.123,89

13,50

-10%

985.506,24

13,8%

101,3%

10%

1.378.201,01

15,6%

101,3%

298,6

1.236.123,89

14,9%

101,3%

271,4

1.094.046,78

14,3%

101,3%

244,3

Beneficio social por por Radio y TV (S/. / Abonado)

101,3%

-10%

Beneficio social por iluminación (S/. / Abonado)

1.236.123,89

97,4%

Inversión a precios privados (S/.)

VAN a precios sociales (S/.)

-10%


Según el análisis de sensibilidad, el caso más desfavorable será cuando el costo del proyecto se incremente a un 10%, en cuyo caso el TIR social es de 12.9%. En conclusión de acuerdo a este análisis de sensibilidad, para garantizar las metas y objetivos del presente Proyecto se deberá realizar las siguientes acciones:

109


Durante la fase de inversión, se deberá ceñirse al mejor diseño de las redes eléctricas y a un sistema económicamente adaptado según las recomendaciones del Ministerio de Energía y Minas.

5.3. ANÁLISIS DE SOSTENIBILIDAD La sostenibilidad del Proyecto en la etapa de Operación (Post-Inversión) está garantizada por la capacidad de pago de los usuarios que es equivalente a los gastos por fuentes alternas en la situación sin proyecto (S/. 38.00); teniendo en cuenta que sus ingresos mensuales es de S/. 610.00 en promedio (según las encuestas de campo) y la cuota mensual por el consumo de energía eléctrica en promedio sería de S/. 15.00 representado el 4% de sus ingresos mensuales. El financiamiento del PIP en la fase de inversión será asumido con cargo a la Fuente de Financiamiento 00 - Recursos Ordinarios de la Municipalidad Distrital de Pucara, toda vez que el proyecto ha sido concertado y priorizado. Financiamiento de los Cos tos de Operación y Mantenimiento .

El proyecto es capaz de cubrir sus costos de operación y mantenimiento con la venta de energía que estará acargo de las juntas administradoras de electricidad de cada comunidad. Además de una capacitación optimizada para antes – durante – después de la ejecución del proyecto a cargo de la empresa especializada en células fotovoltaicas, se obtendrá personal capacitado para ejecutar la operación y mantenimiento del sistema instalado.

110


CUADRO Nº 73: ANÁLISIS DE SOSTENIBILIDAD DEL PROYECTO FICHA 08 ANÁLISIS DE SOSTENIBILIDAD DEL PROYECTO SISTEMA CONVENCIONAL Años DESCRIPCIÓN 2014 Compra de Energia (S/.) Costos de Operación y Mantenimiento (S/.) Base

1

2

3

4

2015

2016

2017

2018

5 2019

6

7

2020

2021

8 2022

9 2023

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

23395

23660

23908

24222

24493

24812

25133

25395

25721

26005

26337

26671

27009

27288

27632

27978

28328

28680

29036

29395

55305

55305

55305

55305

55305

55305

55305

55305

55305

55305

55305

55305

55305

55305

55305

55305

55305

55305

55305

55305

21366

21575

21843

22112

22327

22601

22878

23156

23437

23662

23947

24235

24525

24818

25113

25411

25711

26013

26319

26626

27,1%

27,3%

27,6%

27,8%

28,0%

28,2%

28,4%

28,7%

28,9%

29,1%

29,3%

29,6%


COyM 2,00%

Ingresos Venta de Energia (S/.) Aporte de Terceeros (S/.) INDICE DE COBERTURA

29,8%

30,0%

30,3%

30,5%

30,7%

31,0%

31,2%

31,4%

SISTEMA FOTOVOLTAICO Años DESCRIPCIÓN 2014 Reposición de Equipos (S/.) Costos de Operación y Mantenimiento (S/.) Base

1

2

3

4

2015

2016

2017

2018

5 2019

6

7

2020

2021

580962

8 2022

9 2023

580962

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

51400

580962

580962

632362

32386

32386

32386

32386

32386

32386

32386

32386

32386

32386

32386

32386

32386

32386

32386

32386

32386

32386

32386

32386

173473

174381

175743

177106

178014

179376

180739

182101

183463

184372

185734

187096

188459

189821

191183

192546

193908

195271

196633

197995

535,6%

538,4%

542,6%

28,9%

549,7%

553,9%

558,1%

29,7%

566,5%

220,0%

573,5%

30,5%


COyM 2,00%

Ingresos Venta de Energia (S/.) Aporte de Terceros (S/.) INDICE DE COBERTURA

Indicadores - Sistema Convencional Tasa de Descuento % Valor Actual de los Costos Operativos (S/.) Valor Actual de los Beneficios (S/.) INDICE DE COBERTURA DURANTE EL PERIODO

581,9%

586,1%

590,3%

31,4%

598,7%

602,9%

607,1%

Indicadores - Sistema Fotovoltaico 12%

1.456.432 426.497 29,3%

Tasa de Descuento %

12%

Valor Actual de los Costos Operativos (S/.)

3.585.938

Valor Actual de los Beneficios (S/.)

3.310.192

INDICE DE COBERTURA DURANTE EL PERIODO

92,3%


111

29,8%


5.4. IMPACTO AMBIENTAL. ANÁLISIS AMB IENTAL

Primero mencionamos los impactos en: Suelo y Geología: La zona mantiene una estructura geológica estable. No existe riesgo alguno de impactos negativos. Flora y Fauna: No se presenta impactos negativos alguno contra la Flora y Fauna silvestre. Paisaje: Las obras se mimetizarán con el paisaje. No existe impacto negativo alguno. Cultural: No se presenta impactos negativos alguno contra los recursos culturales y turísticos de la zona en estudio, más bien potencializara el turismo, dotando de carretera y de esta forma se aprovechara los recursos turísticos que tiene la zona. Salud Poblacional: No habrá impacto negativo en la salud de la población, al contrario facilitara el acceso de la población a la salud. Positivos:  La población que se encuentra habitando, en el área de influencia del proyecto se verá beneficiada, con el Sistema de Electrificación.  La producción agropecuaria se incrementara por las razones antes mencionada.  La creación de dicha obra potencializará los recursos turísticos y culturales con que cuenta la zona en estudio. Los Impactos negativos: Se presentarán sólo durante la ejecución de la creación de la obra, en vista de generar:  Polvo por trabajos de movimiento de tierra, carga y descarga de material y la eliminación de desmonte. Medidas de Mitigación

La Instalación del Sistema de Electrificación, generarán impactos en su entorno inmediato, durante la ejecución de la obra y luego de concluida la misma, que se evidenciará, generando los siguientes impactos:  Colocación de señales adecuadas durante el día y la noche para evitar accidentes.  El Desmonte, que deberá eliminarse permanentemente de tal manera de no generar acumulación de basura.  Se deberá concluir con la obra en el plazo previsto En el cuadro adjunto se detalla los impactos en el ciclo de proyecto así como también la mitigación frente a los impactos negativos.

112


5.5. SELECCIÓN DE LA ALTERNATIVA. De acuerdo con los resultados de la evaluación privada y social realizada por el método de costo / beneficio, la alternativa Nº 01 cuenta con rentabilidad social (VAN: S/. 237,630 y TIR 10.70 %) a diferencia de la segunda en donde se plantea la instalación de redes primarias y secundarias. Tomando en consideración lo siguiente: Costos sociales del proyecto. Costos a precio de mercado. Análisis de sostenibilidad del proyecto. Los beneficios netos del proyecto. Los costos incrementales por proyecto. La tecnología. El impacto ambiental en caso de celdas fotovoltaicas en casi imperceptible. La inclusión social. Política actual. La cantidad de usuarios en caso de celdas fotovoltaicas llegan a 379 viviendas, donde la energía convencional jamás llegará por el costo por usuario y la no rentabilidad. Recomendamos efectuar el estudio definitivo y la ejecución de la instalación domiciliaria con celdas fotovoltaicas por profesionales con experiencia en esta materia.

5.6. PLAN DE IMPLEMENTACION. En la elaboración del cronograma de actividades del proyecto se ha tomado en consideración las experiencias en la ejecución de obras de electrificación y modelos de proyectos del Ministerio de Energía y Minas. Durante la elaboración del Estudio Definitivo es obligatorio el cálculo del tiempo de ejecución del proyecto con metodologías estándar (Método del Camino Crítico, Método de la Teoría de Restricciones), aceptadas mundialmente como buenas prácticas de la Ingeniería, con ventaja de variedad de TICs disponibles en el mercado. Por lo que se acepta un buffer de hasta 20% con respecto al tiempo estimado en el presente.

CUADRO Nº 74: CRONOGRAMA DE AVANCE FINANCIERO DEL PROYECTO

113


MESES/%

UNIDAD DE

RUBROS

ITEM

0

1

2

3

4

5

6

7

8

TOTAL S/.

A. INVERSION

1 Intangibles

79.119

1,1 Expediente Técnico

54.119

1,2 Capacitación

54.119

7.500

7.500

10.000


25.000

1.910.803


1.420.660

Módulos fotovoltaicos

67.546

67.546

67.546

Baterías

67.546

67.546

174.289

15.420

Controladores Luminarias

67.546

22.740

33.108 22.740

16.510

16.510

16.510

7.878

7.878

7.878

33.108

Inversores

16.510

46.763 232.385 20.560 44.144 30.320

15.420

Stock de reemplazos

67.546

174.289

519.587

580.962

51.400 110.361

16.510

75.800 82.550

2,2 Suministros Nacionales

99.540

Tablero

7.878 5.062

Cables y accesorios

7.878 5.062

7.878 5.062

7.878 5.062

5.062

5.062

5.062

5.454 3.504

2,3 Montaje

60.602 38.938

143.890


18.706 18.706

18.706

18.706

18.706

18.706

18.706

12.950

143.890

Mano de obra no calific ada

0


4.672 4.672 4.672 4.672 4.672 4.672 4.672 16.350 16.350 16.350 16.350 16.350 16.350 16.350 11.050 11.050 11.050 11.050 11.050 11.050 11.050


2,6 Utilidades 3 Otros Gastos

3.234 11.320 7.650

125.773

10.127 6.087

3,1 Supervision de obra Otros

10.127

35.938 85.002 138.762

10.127 15.216

10.127

10.127 15.216

10.127

10.127 12.173

7 .011 12.173

77.897

60.865


2.128.684

CUADRO Nº 75: CRONOGRAMA DE AVANCE FISICO DEL PROYECTO UNIDAD DE

RUBROS

ITEM

MESES/% 0

1

2

3

4

5

6

7

8

%

A. INVERSION


100

100%

100

1,2 Capacitación

30%

40%

30%


100

2,1 Suministros Importados Módulos fotovoltaicos

100

13%

13%

13%

Baterías

13%

30%

13%

13%

13%

20%

9% 40% 40% 40% 40% 20%

13% 13%

9% 9%

30%

30%

Controladores

30%

20%

20%

30% 30% 20%

13%

13%

13%

13%

13%

13%

13% 13%

Luminarias

30%

Stock de reemplazos

30%

Inversores

2,2 Suministros Nacionales Tablero Cables y accesorios

13% 13%


Otros

100 100 100 100

100

13% 13%

13%

13%

13%

13%

13%

9%

100

13% 13% 13% 13% 13% 13%

13%

13%

13%

13% 13% 13%

13% 13% 13%

13% 9% 9%

100

13%

13% 20%

9% 20%

0 13% 13%

13% 13%

13% 13%

3 Otros Gastos 3,1 Supervision de obra

100

100

100

Mano de obra no calific ada


100

100

13% 13%

2,3 Montaje Mano de obra calificada

100

100 100 100

13% 10%

13%

13% 25%

13%

13% 25%

100 100


100


5.7. ORGANIZACIÓN Y GESTIÓN. En coordinación con las actuales autoridades ediles se efectuó convenios se dio una previa capacitación a todos los posibles usuarios, se a constituido el comité de ejecución y mantenimiento a quienes se les capacitará por un período no menor a un año con la finalidad que exista alta eficiencia en el rendimiento técnico.

114


5.8. MARCO LÓGICO. RESUMEN DE OBJETIVOS FIN

PROPÓSITO

Desarrollo socioeconómico y productivo de las localidades.

Adecuado acceso al servicio de energía eléctrica en la población de las 19 localidades del distrito de pucara, de la provincia de lampa

INDICADORES

FUENTES DE VERIFICACIÓN

Disminución de los gastos en fuentes alternas en un 90% a partir del 1er año de funcionamiento del proyecto. Mejora del Índice de Desarrollo Humano en un 10%a partirdel 10mo año. Dotar de energía eléctrica a un 90% de la población afectada en el1er año de funcionamiento del proyecto y a un100% al10mo año. Consumo de 600 kW/h unitario de energía eléctrica anual(kWh/año)

 

Evaluación deimpacto. Encuestas de INEI.

Estadísticas de usuarios de Electropuno PUNO. Recibo de Electropuno PUNO

Instalación de sistema fotovoltaico a 379 familias de electricidad el 1er año de funcionamiento del proyecto.

COMPONENTES

Implementación de sistema fotovoltaicos domiciliarias 1. Disponibilidad de Conectarse al sistema de generación eléctrica A partir del primer año, la cobertura es al 100 %. más Eficiente. 2.

Mayor inversión en infraestructura para generar energía eléctrica.

3.


SUPUESTOS

Estabilidad macroeconómica. Los índices de pobreza y extrema pobreza no empeoren La población está de acuerdo con la instalación del sistema eléctrico no convencional. Existe un marco regulatorio que establezca una tarifa al alcance de la población. Los usuarios cuentan con recursos económicos para sus instalaciones internas

Anotaciones de Cuaderno de obra y Liquidación de obra

Se cuenta con recursos financieros para la ejecución del proyecto en los plazos previstos.

Población capacitada en un 80 % sobre el uso del servicio eléctrico Autoridades y capacitados.

personal

operativos

115


Intangibles

Ejecución de obras de electrificación Rural

ACTIVIDADES

Implementación de los Sistema Fotovoltaicos domiciliarios en cada comunidad Capacitación y promoción al comité de energía del servicio de energía no convencional.

S/. 79,119.00

INVERSIÓN EN ACTIVOS S/. 1`910,803.00 Suministros Importados

S/. 1`420,660.00

Suministros Nacionales

S/. 99,541.00

Montaje

S/. 143,890.00

Gastos Generales S/. 125,773.00 Utilidad

S/. 85,001.00

Otros Gastos



Registros Contables de la entidad ejecutora del proyecto.

Los Presupuestos requeridos se obtienen de manera oportuna.

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Valorizaciones de Obra.



Liquidación Final de la Obra.

Los acuerdos, contratos y adquisiciones se hacen de manera oportuna.



Acta de Entrega a la Empresa Concesionaria.

Interés de las instituciones involucradas en la ejecución del proyecto.

S/. 138,762.00

COSTO TOTAL DE INVERSIÓN S/.

2`128.684.00

Obtención del apoyo de la población en la ejecución del proyecto.

116


5.9. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. 

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Las evaluaciones han determinado que la mejor alternativa es la Instalación del sistema fotovoltaicos (alternativa 1), el cual requiere una inversión de S/. 2`128,684.00 Nuevos Soles (incluido IGV), desembolsados y ejecutados por la Municipalidad Distrital de PUCARA. Este proyecto beneficiará a 379 familias, 19 localidades en General (Escuelas, Postas, Locales Comunales, Etc.) y Pequeñas Industrias (Unidades Productivas), cuya ejecución permitirá a los pobladores contar con energía eléctrica no convencional y, por consiguiente, cumplir con el objetivo central del Proyecto. Los comités estarán plenamente capacitados para tomar la responsabilidad legal del mantenimiento y operación del sistema de electrificación no convencionalLa Evaluación de impacto ambiental es positivo, el factor ambiental “Población humana” resulta muy favorecido, mientras que los impactos negativos pueden ser mitigados. Las inversiones por cada componente del Proyecto se encuentran dentro de los límites permisibles de la línea de corte para proyectos de electrificación rural, establecidos por el Ministerio de Economía y Finanzas. De acuerdo a los resultados obtenidos de la evaluación costo beneficio, del impacto ambiental, de la línea de corte establecido para el sector energía, así como del análisis de sensibilidad y sostenibilidad anteriormente descritos, se concluye que el proyecto, se enmarca dentro de las competencias de la Municipalidad Distrital de Pucara, por lo que resulta viable técnica y económicamente y que debe ser ejecutado por este Gobierno Local.

117

PIP Instalac. Sistema Eléctrico Rural Con Paneles Fotovoltaicos

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