Ampliacion Mejoramiento de La Capacidad Operatica CH SESUYA

1.1. NOMBRE DEL PROYECTO

AMPLIACION, MEJORAMIENTO DE LA CAPACIDAD OPERATIVA DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE 48 KW A 250 KW DEL VALLE DE SESUYA DISTRITOS DE OCUMAL, OCALLI, PISUQUIA, LONYA CHICO, COLCAMAR, PROVIDENCIA - LUYA – AMAZONAS

1.2. LOCALIZACION

El proyecto se localiza en la Región Amazonas, Provincia de Luya, distrito de Ocumal, en la localidad de Delo.

1.3. UNIDAD FORMULADORA Y EJECUTORA UNIDAD FORMULADORA Sector GOBIERNOS LOCALES Pliego MUNICIPALIDAD PROVINCIAL DE LUYA Persona Responsable ING. UNIDAD EJECUTORA Sector GOBIERNOS LOCALES Pliego MUNICIPALIDAD PROVINCIAL DE LUYA Persona Responsable SR. PROF. GRIMALDO VASQUEZ TAN RESP. ELABORACION PERFIL Persona Responsable ING. ANANIAS CUEVA CHOCA– Reg. CIP Nº 44230

1.4. PARTICIPACIÓN DE LAS ENTIDADES INVOLUCRADAS Y DE LOS BENEFICIARIOS

La Población, como principales beneficiarios, participan brindando la información necesaria para los diferentes estudios en la etapa de elaboración del proyecto,, apoyo como mano de obra local en la etapa de ejecución del proyecto, y el pago de las tarifas por el consumo de energía eléctrica en la etapa de operación y mantenimiento. Cabe resaltar que la población firmara una carta de compromiso con la Unidad Ejecutora con el cual se hace énfasis que este tipo de proyectos requieren de un costo por consumo, que debe ser asumido por ellos. Así también la Municipalidad Provincial de Luya reconoce los problemas actuales y las alternativas de solución existentes relacionadas al servicio de energía eléctrica con respecto a los lugares que serían los beneficiarios, como anexos de los distritos de Ocumal, Ocallí, Pisuquia, Lonya Chico, Colcamar, Providencia.

Municipalidad Provincial de Luya, será la encargada de evaluar el proyecto en su nivel de perfil técnico, para lo cual deberá coordinar constantemente con la Municipalidad de Ocumal y los demás distritos, y con los pobladores, para poder obtener la información necesaria para la adecuada evaluación del proyecto. La Municipalidad Provincial de Luya, será la institución que se encargará de gestionar las fuentes de financiamiento para la ejecución de las obras de dicho proyecto, para lo cual se firmara un convenio interinstitucional que establezca las condiciones de la ejecución de las obras en el cual la Municipalidad Provincial de Luya tendrá un papel importante, pues deberá coordinar con las diferentes instituciones públicas y privadas, para la adecuada ejecución del proyecto y para la apropiada operación y mantenimiento de las obras, tales como el MEM , FONIPREL, GOBIERNO REGIONAL

El Gobierno Central, coordinará con el Ministerio de Energía y Minas, sobre la adecuada ejecución del proyecto, y sobre el cumplimiento de las metas previstas en los programas y planes nacionales a los cuales pertenece el presente proyecto.

1.5. MARCO DE REFERENCIA 1.5.1. Antecedentes del Proyecto

La Municipalidad Distrital de Ocumal ha realizado la ejecución de La central Hidroeléctrica para lo cual en el año 1998 empezó la idea de construir la central hidroeléctrica del Sesuya, con el estudio de la mini central, ejecutándose luego con participación de los pobladores que colaboraron con la mano de obra no calificada, y el apoyo de una ONG, culminándose en el año 2003, entrando en funcionamiento, actualmente la central viene generando 48 Kw, en el año 2011 se ha realizado el mantenimiento de la central, pero la demanda es mayor que lo ofertado. Por lo que la Municipalidad Provincial de Luya ha creído por conveniente elaborar el estudio de Preinversión a Nivel de Perfil Técnico del Proyecto: “REPOTENCIACIÓN DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA DEL VALLE DE SESUYA”, a fin de atender el déficit de electrificación, la central provee de electricidad a 518 viviendas, y existe la necesidad urgente de más de 100 viviendas.

1.5.2. Lineamientos de Política relacionados con el Proyecto

Entre los lineamientos de política del sector energía1 relacionados con el presente proyecto se encuentran:

• Promover el desarrollo de infraestructura energética en los lugares aislados y lejanos del

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

• Ampliar la frontera eléctrica a nivel nacional con calidad, seguridad y optimizando los

costos de inversión con el fin de brindar la posibilidad de acceder al uso de la energía eléctrica.

El presente proyecto se fundamenta en la Ley Nº 27293, Ley del Sistema Nacional de Inversión Pública.

2.1. DIAGNÓSTICO DE LA SITUACIÓN ACTUAL

2.1.1. Antecedentes La Localidad de Ocumal cuenta con la central hidroeléctrica del valle de Sesuya, que en el año 1998 el Concejo distrital de Ocumal – Collonce, elaboró el estudio de la mini central, que luego fue ejecutada por una ONG poniéndola en funcionamiento en setiembre del año 2003, empezando a contar con dicho recurso algunos centros poblados, de la localidad de Ocumal. Las localidades que no cuentan con energía eléctrica, tienen poco desarrollo comercial, y carecen de industrias. Los servicios públicos (escuelas, puestos de salud, etc.) disponibles se encuentran limitados de manera considerable; la calidad en la prestación de estos servicios a la comunidad también representa un problema. Con una demanda eléctrica reducida impiden las economías de escala, por lo cual estas características determinan una baja rentabilidad privada para el proyecto de electrificación de la zona, lo cual motiva que no sean atractivos a la inversión privada y requieran de la participación activa del Estado.

2.2.2. Características de la Zona y Población Afectada La zona del proyecto se encuentra ubicada en: Región : Amazonas Provincia : Luya Distrito : Ocumal La ubicación del proyecto se encuentra en las coordenadas UTM Huso 17 X 811630 Y 9306645 El área del proyecto tiene acceso desde la ciudad de Chachapoyas mediante carretera asfaltada hasta Caclic, afirmada en un regular estado de conservación hasta la localidad Luya, carretera afirmada hasta Conila Cohechan, de allí en una trocha carrozable hasta

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

San Juan de Ocumal, y desde este punto parte un proyecto de una trocha carrozable hacía Delo que pasa por la casa de máquinas de la central Hidroeléctrica, que actualmente viene operando.. Otra vía hacia la central hidroeléctrica del Valle de Sesuya es de Corral Quemado, Lonya Grande, Camporredondo, Ocallí, luego se está construyendo una trocha carrozable a Delo, la carretera todavía se encuentra a 1.5 km de Delo, la cual pasará por la futura casa de máquinas. Las principales localidades que alcanza el proyecto, son: centros poblados, anexos de los siguientes distritos Ocumal, Ocalli, Pisuquia, Lonya Chico, Colcamar, Providencia, que son distritos cercanos al proyecto. La población beneficiaria alcanza un total de 4900 pobladores con un total de 1065 viviendas domésticas por ser electrificadas. La principal actividad económica es la agricultura, destacando la producción de cultivos de café, cacao. Como segunda actividad se presenta la ganadería y otras actividades de menor envergadura. El área del proyecto se encuentra a una altitud promedio de 1650 m.s.n.m., perteneciente a la zona de ceja de selva del departamento de Amazonas, cuya temperatura durante el día sobrepasa los 25ºC y en las noches puede descender hasta 15ºC. La temperatura promedio es de 21ºC. El relieve del terreno es alternativamente llano y ondulado. Dada sus características climáticas presenta abundante vegetación. 2.1.3. Educación En cuanto al nivel educativo, se puede mencionar que el distrito de Ocumal cuenta con centros educativos de nivel inicial, primario y secundario. Según el censo de población del año 2007, la población analfabeta es de aproximadamente 17%. 2.1.4. Salud Existe un Centro de Salud, el cual reduce su servicio de atención debido a la limitada provisión de energía eléctrica durante el día, lo cual no permite el uso de artefactos propios de un centro de salud. 2.1.5. Servicios Básicos Cuenta con servicios de agua y desagüe, los pobladores aprovechan el agua superficiales de ríos o quebradas. Referente al servicio de energía eléctrica, el distrito y sus anexos cuentan con energía eléctrica durante las 24 horas al día pero con serias deficiencias. Referente a los servicios de comunicaciones, cuentan con teléfonos públicos gilat, y con señal de celulares en determinados puntos. 2.1.6. Gravedad de la situación En la actualidad se brinda un servicio de energía eléctrica tan limitado que solamente atiende a una población de 518 viviendas , y se evidencia la falta de energía eléctrica a más de 100 viviendas en la zona del proyecto que están inscritos y a la espera de ser atendidos . La falta de energía se debe a la falta de capacidad de la Central

Hidroeléctrica, además existen anexos muy cercanos a la central que no cuentan con dicho servicio. Dicha carencia de suministro eléctrico, no ha permitido el desarrollo comercial e industrial de la zona. Este hecho no permite competir con otras zonas agrícolas más desarrolladas. Esta situación ha traído también, como consecuencia que las comunidades tengan limitado acceso a servicios públicos, sobre todo de salud y educación. 2.1.7. Intentos anteriores de Solución Con la construcción de la central hidroeléctrica que en el año 1998 se diseñó para una generación de 98.40 kw , habiendo considerado una demanda de 400 w por familia, por el incremento de la población quedó insuficiente la generación eléctrica, y actualmente se encuentra generando 48 Kw necesitando generar mucho más para cubrir las necesidades de varios centros poblados de los distritos aledaños, la deficiencia en la generación se debe al mal estado de las obras civiles siendo el más crítico el de la bocatoma, que se encuentra a punto de colapsar. 2.1.8. Intereses de los grupos involucrados

MATRIZ DE GRUPOS INVOLUCRADOS

2.2. DEFINICIÓN DEL PROBLEMA Y SUS CAUSAS

2.2.1. PROBLEMA CENTRAL El problema central se define como:

“LIMITADA PROVISIÓN DE ENERGIA ELECTRICA DURANTE EL DIA”

Las localidades consideradas en el presente proyecto, cuentan con una limitada provisión de energía eléctrica, existiendo población que no cuenta con este servicio. 2.2.2. ANÁLISIS DE LAS CAUSAS DEL PROBLEMA Inexistencia de Sistemas Eléctricos Cercanos a la Zona: Ante la insuficiente generación de energía eléctrica de la central hidroeléctrica de Sesuya y la inexistencia de Sistemas Eléctricos cercanos al área del proyecto los pobladores no cuentan con este servicio. Uso generalizado de fuentes de energía ineficientes (velas, kerosene, leña, etc.): Como se mencionó anteriormente, en la zona del proyecto la generación de energía eléctrica es limitada, estos pobladores usan otras fuentes de energía y luz, como son: velas y kerosene para iluminación, etc. que por sus elevados costos y/o bajo rendimiento las hace muy ineficientes. Esta situación se debe principalmente a tres causas: a.- ESCASA INVERSIÓN EN INFRAESTRUCTURA PARA LA TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA: La manera convencional de transmitir energía eléctrica es a través del Sistema Interconectado Nacional.

b.- POCO CONOCIMIENTO DE LOS SISTEMAS NO CONVENCIONALES DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA: c.- ESCASA INVERSIÓN EN INFRAESTRUCTURA PARA GENERAR ENERGÍA ELÉCTRICA DE MANERA NO CONVENCIONAL: Se puede generar energía eléctrica de manera no convencional, a partir de la energía solar (paneles solares), biomasa, energía eólica (molinos de viento), etc. Pero el poco conocimiento de estos sistemas, además de la elevada inversión inicial, ha llevado a que no se cuente con este tipo de infraestructura para generar energía. Si bien se usan de paneles solares, estos alimentan a los pequeños teléfonos rurales, que en promedio son solo uno por localidad. 2.2.3. ANÁLISIS DE EFECTOS Escasa actividad productiva, comercial y turística: La falta de energía eléctrica ha llevado a que estas comunidades solo se dediquen a actividades tradicionales, esto es: a la agricultura y ganadería. Los pobladores no tienen posibilidad de dedicarse a nuevas actividades productivas o comerciales, que les ayuden a incrementar sus ingresos económicos. Restricciones en la disponibilidad de telecomunicaciones: La falta de energía eléctrica, ha limitado de manera considerable las telecomunicaciones, esto es el acceso a la información (radio, televisión, Internet), a la telefonía, etc., impidiendo su inserción en un mundo cada vez más interconectado. Restricciones en la calidad de los servicios de salud y educación: La falta de energía eléctrica, ha limitado de manera considerable los servicios de salud, orientándose solo a las necesidades básicas de salud, en las que no se requiere energía eléctrica y que pueden ser atendidas durante las horas de luz solar. Por el mismo motivo, los servicios de educación se encuentran restringidos a las personas adultas que por lo general tienen que trabajar durante el día y solamente pueden estudiar durante las noches; además, los alumnos actualmente no pueden acceder a cursos de computación y/o tener acceso a Internet. Almacenamiento inadecuado de alimentos: El limitado suministro de energía eléctrica, no permite tener un sistema de refrigeración económico. los alimentos tienen que ser almacenados, por lo general, de manera inadecuada. Este manejo inadecuado de alimentos, por consiguiente, podría traer como resultado la incidencia en enfermedades estomacales. Por un lado, estos efectos llevan a un bajo desarrollo productivo de las localidades afectadas, y por otro lado, a una baja calidad de vida de los pobladores, que ven afectados muchos de los servicios básicos para su desarrollo y progreso.

2.2.4. EFECTO FINAL

“RETRASO SOCIOECONÓMICO Y PRODUCTIVO DE LAS LOCALIDADES”

El efecto final es el retraso en el desarrollo integral de dicho distrito: sus actividades productivas, comerciales y turísticas, no serán las suficientes como para superar su estado de pobreza.

GRAFICO Nº 1 ARBOL DE CAUSAS Y EFECTOS (PROBLEMAS)

2.3. OBJETIVO DEL PROYECTO:

PROBLEMA CENTRAL OBJETIVO CENTRAL

2.3.1. OBJETIVO GENERAL

“ACCESO DE LA POBLACIÓN AL SERVICIO DE ELECTRICIDAD EN UN

100 %” 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. 2.3.2. ANALISIS DE MEDIOS Aprovechamiento de los sistemas eléctricos cercanos a la zona: La ejecución del proyecto de la construcción de una nueva central hidroeléctrica de una capacidad de generación de 250 kw de potencia permitirá la ampliación de este sistema eléctrico a los distritos de Ocumal, Ocallí, Pisuquia, Lonya Chico, Colcamar, Inguilpata, y a sus anexos. Uso de fuentes de energía eficientes (energía solar): Se puede generar energía eléctrica para los pueblos, de tal manera que cuenten con electricidad durante todo el año. Este resultado se puede conseguir a través de: a.- MAYOR INVERSIÓN EN INFRAESTRUCTURA PARA GENERAR ENERGÍA ELÉCTRICA DE MANERA CONVENCIONAL: b.- MAYOR CONOCIMIENTO DE LOS SISTEMAS NO CONVENCIONALES DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA: c.- MAYOR INVERSIÓN EN INFRAESTRUCTURA PARA GENERAR ENERGÍA ELÉCTRICA DE MANERA NO CONVENCIONAL: Con la disponibilidad de una infraestructura adecuada para generar energía eléctrica de manera no convencional y con el apoyo de profesionales con conocimiento en generación de energía solar, eólica o biomasa. Si bien la inversión inicial es elevada, los gastos de operación y mantenimiento resultan muy bajos.

“LIMITADA PROVISIÓN DE ENERGIA ELECTRICA”

“ACCESO DE LA POBLACIÓN AL SERVICIO DE

ELECTRICIDAD EN UN 100%”

2.3.3. ANALISIS DE FINES Aumento de la actividad productiva, comercial y turística: Con la mayor provisión de energía eléctrica los centros poblados beneficiarios de los distritos cercanos a la central hidroeléctrica tendrá la posibilidad de dedicarse a otras actividades productivas, a parte de la agricultura y ganadería, de tal manera que se incrementen los ingresos económicos, y se genere desarrollo en la actividad comercial en la zona. Aumento de la productividad en actividades productivas: Aumentará la actividad productiva, ya que, con la energía eléctrica, la jornada laboral se incrementará al poder laborar en horas nocturnas. Disminución de los costos de actividades comerciales: El aumento de la actividad comercial en la zona, debido a la disminución de costos para alumbrado y refrigeración. Disminución de las Restricciones de la Disponibilidad de telecomunicaciones: Con la energía eléctrica no habrá restricciones en los servicios de telecomunicaciones, esto es, el acceso a la información (radio, televisión, Internet) y a la telefonía.

Incremento de la calidad de los servicios de salud y educación: Se conseguirá una mayor cobertura en los servicios de salud así como una ampliación en los horarios de atención de los centros de salud. También las personas que laboran durante el día podrán tener la posibilidad de estudiar por las noches, asimismo los pobladores podrán acceder mas horas al uso de la computadora y del Internet. Mejora de los Métodos de almacenamiento de alimentos: Los pobladores podrán contar con sistemas de refrigeración que funcionen durante las 24 horas del día para la conservación adecuada de sus alimentos. Estos fines nos llevan a un incremento del desarrollo productivo de las localidades y un aumento en la calidad de vida de los pobladores, encaminándolos hacia su desarrollo y progreso.

2.3.4. FIN ÚLTIMO

“DESARROLLO SOCIOECONÓMICO Y PRODUCTIVO DE LAS LOCALIDADES”

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

GRAFICO Nº 2 ARBOL DE MEDIOS Y FINES (OBJETIVOS)

2.3.5. ANÁLISIS DE MEDIOS FUNDAMENTALES

CLASIFICACIÓN DE LOS MEDIOS FUNDAMENTALES.

2.4. ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN

PROYECTO ALTERNATIVO Nº 01 REPOTENCIACION DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA DEL VALLE DE SESUYA” El proyecto consiste en ejecutar una repotenciación de la central hidroeléctrica del valle de Sesuya, aumentando su capacidad de generación, para lo cual se tendrá que construir la bocatoma, aumentar la longitud en 300 ml. del canal aductor y su mejoramiento en tramos críticos, construir cámara de carga, casa de máquinas, canal de descarga, mejorar los caminos de acceso, nuevos equipos electromecánicos para generar 250 kw, equipos de 2 subestaciones de salida, nueva tubería de presión. Descripción del Proyecto: Estudio definitivo Saneamiento de tierras Construcción de Bocatoma Construcción de desarenador Construcción de 300 ml. De canal aductor Mejoramiento de canal aductor Suministro y montaje de tubería de presión Construcción de canal de descarga Construcción de cámara de carga Construcción de Casa de máquinas Adquisición y montaje de turbinas Adquisición y montaje de generador Adquisición y montaje de transformadores. PROYECTO ALTERNATIVO Nº 02 INSTALACIÓN DE PANELES FOTOVOLTAICOS Para esta alternativa sé a previsto utilizar fuentes de energía no convencional (Energía Solar), tomando en cuenta las especificaciones técnicas de los dispositivos a utilizar en cada modulo fotovoltaico y así poder suministrar la energía necesaria Para cada lote familiar. Para cubrir con la máxima demanda de energía requerida para el presente proyecto se debe Instalar 350 Módulos Fotovoltaicos domiciliarios tipo (SFD), donde cada módulo comprende lo siguiente: • 02 paneles solares tipo A-P 1206 Astro Power 120 W. • 02 Baterías 8G27 1770 12V Ah • 01 Inversor Prosine 1000/GFCI 1000W 12VDC • 01 Controlador de Carga tipo PS-30 12/24 V 30 A. • 3 Luminarias con Lámpara Tipo ESL15 15WATT

Imprescindible Imprescindible Imprescindible

Sustitución de la Infraestructura

existente por otra más eficiente

Futura Existencia de Líneas de

Transmisión del Muyo y red Nacional

Mayor conocimiento de los sistemas no convencionales de

generación de energía eléctrica

• 3 Interruptores de un Polo • 1 Caja de Conexiones Se ha seleccionado el uso de paneles solares como segunda alternativa no sólo por las ventajas de ser una energía limpia, barata e inagotable; sino también porque dadas las condiciones meteorológicas como la estación del año y la latitud del lugar, se espera que el número de horas de sol y en la inclinación de los rayos respecto de la horizontal generen una mayor cantidad de energía en relación con otras alternativas de fuente no convencional. La vida útil de un panel solar garantizado por el fabricante es de 20 años, pero en la práctica se tiene experiencias en otros países que vienen operando paneles con más de 20 años. La vida útil de un Controlador de Carga es de aproximadamente 10 años. La vida útil de una Batería es de aproximadamente 4 años. La vida útil de un Inversor es de aproximadamente 10 años. La vida útil de una Luminaria es de aproximadamente 3 a 4 años.

3.1. ANÁLISIS DE DEMANDA

El análisis de la demanda tiene por objetivo cuantificar la demanda de potencia y energía eléctrica de las localidades ubicadas en el área del proyecto, para un horizonte de 20 años.

La descripción de la metodología de la proyección de la demanda anual, para todo el horizonte de evaluación se presenta en el Formato 2. De acuerdo con NRECA (1999) la demanda por electricidad puede dividirse en cuatro categorías: (a) Iluminación, (b) Información (Radio y Televisión), (c) Refrigeración, y (d) todos los demás usos. La experiencia ha demostrado el siguiente porcentaje de presencia en las viviendas que obtienen el servicio de electricidad.

Categoría de Demanda

% de Presencia en las Viviendas Electrificadas

Costa Sierra Selva Iluminación1 100 % 100 % 100 % Radio y televisión Más de 50% Más de 50% Más de 50% Refrigeración 15 a 50% 0 % 15 a 50%

Fuente: NRECA (1999)

RESUMEN DE PROYECCIÓN DE LA POBLACIÓN TOTAL

LOCALIDAD 2013 2018 2023 2027 2032 TOTAL HABITANTES 4900 5079 5311 5505 5758

RESUMEN DE PROYECCIÓN DEL NÚMERO DE VIVIENDAS TOTALES

AÑO 2013 2018 2023 2027 2032

DESCRIPCION 2014 2019 2024 2029 Potencia (KW) 210 219 229 240

Energía Vendida (Kwh.) 65,653 68,049 70,532 73,763

TOTAL VIVIENDAS 1056 1095 1145 1186 1241

3.2. ANÁLISIS DE OFERTA

La oferta de energía disponible en el área de influencia del proyecto proviene de la Mini Central Hidroeléctrica del valle de Sesuya , pero para fines del proyecto se espera que la central repotenciada cubra el 100% de la electrificación de los pueblos cercanos. La oferta “sin proyecto” está dada por la incapacidad actual de generar energía necesaria y transmitir energía eléctrica a la zona, dado que existen limitadas instalaciones eléctricas.

3.3. BALANCE OFERTA – DEMANDA

FORMATO 4

“REPOTENCIACION DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA VALLE DE SESUYA"

BENEFICIOS INCREMETALES A PRECIOS PRIVADOS

EN EL MERCADO DEL PRODUCTO O SERVICIO - ALTERNATIVA 1

AÑO CANTIDAD DEMANDADA CANTIDAD OFRECIDA (*) SUPERAVIT O DEFICIT

A (KW) B (KW) A - B (KW)

0

1 210 48 -162

2 212 48 -164

3 214 48 -166

4 215 48 -167

5 217 48 -169

6 219 48 -171

7 221 48 -173

8 223 48 -175

9 225 48 -177

10 227 48 -179

11 229 48 -181

12 231 48 -183

13 234 48 -186

14 236 48 -188

15 238 48 -190

16 240 48 -192

17 242 48 -194

18 244 48 -196

19 246 48 -198

20 249 48 -201

(*) Oferta "Sin proyecto": (A) Demanda del proyecto en estudio.

(B) Potencia Ofertada

3.4. SECUENCIA DE ETAPAS Y ACTIVIDADES DE ALTERNATIVAS

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

PROYECTO ALTERNATIVO 1

INTERCONEXIÓN AL SISTEMA ELÉCTRICO ACTIVIDADES Duración

FASE I: INVERSIÓN 355 días Etapa I:Obras civiles 135 días Trabajos Preliminares 15 días Movimiento de tierras 15 días albañilería 25 días Concreto 55 días Varios 25 días

Etapa II: Obras electromecánicas 240 días Trabajos Preliminares 25 días Suministros de Equipos y Materiales 180 días Montaje Electromecánico 35 días FASE II: POST INVERSIÓN 20 años Operación y Mantenimiento 20 años

PROYECTO ALTERNATIVO 2

INSTALACIÓN DE PANELES FOTOVOLTAICOS ACTIVIDADES Duración

FASE I: INVERSIÓN 50 días Instalación de Paneles Solares 50 días Trabajos Preliminares 15 días Suministro de Equipos y Materiales 20 días Montaje Electromecánico 30 días FASE II: POST INVERSIÓN 20 años Operación y Mantenimiento 20 años

3.5. COSTOS EN LA SITUACIÓN “SIN PROYECTO”

Las localidades que forman parte del presente proyecto cuentan con una limitada provisión de energía. Los costos en la situación “sin proyecto” corresponden al consumo de fuentes alternativas de energía, mas los costos de Operación y Mantenimiento de la Mini Central, estos datos se han determinado de una encuesta realizada en la zona, por lo que los costos dados para la situación sin proyecto se determina de la siguiente manera: 53.00*12*160 = 101.760 Nuevos Soles. En la situación actual, los pobladores cubren sus necesidades de energía eléctrica a través de las siguientes fuentes alternativas de energía:

COSTOS SIN PROYECTO - COSTO POR LOTE

ITEM DESCRIPCION UND CANTIDAD C. UNITARIO C. PARCIAL 1.00 Pago por Consumo de Energía Eléctrica Mes 1 20.00 20.00 2.00 Velas Paq. 1 3.00 3.00

3.00 Batería para TV y Equipo de Sonido Carga 2 6.00 12.00 4.00 Pilas para Radios y Linternas Unid. 6 3.00 18.00

TOTAL (NUEVOS SOLES) 53.00 3.6. COSTOS EN LA SITUACIÓN “CON PROYECTO”

ALTERNATIVA Nº 01

REPOTENCIACION DE LA CENTRAL HIDRAULICA DEL VALLE DE SESUYA: Los costos o egresos del proyecto, se han determinado a precios privados y a precios sociales, para lo cual se han utilizado los factores de corrección correspondientes. Estos costos están dados por:

♦ El Monto total de Inversión del proyecto. ♦ Los Costos de Operación y Mantenimiento estimados como porcentaje de la inversión representan el 4 %, durante todo el horizonte de evaluación. ♦ La compra de energía a la tarifa en barra equivalente de media tensión, desde la Subestación.

Alternativa Nº 02

INSTALACIÓN DE PANELES FOTOVOLTAICOS

Los costos o egresos del proyecto, se han determinado a precios privados y a precios sociales, para lo cual se han utilizado los factores de corrección correspondientes. Estos costos están dados por:

♦ El Monto de Inversión del proyecto. ♦ Los costos de reposición de las baterías, controladores e inversores de los módulos fotovoltaicos ♦ Los Costos de Operación y Mantenimiento estimados como porcentaje de la inversión, incrementándose linealmente entre el 1 y el 1,5%, durante todo el horizonte de evaluación. ♦ Para el primer año de operación se realizara la inversión correspondiente a la energía vendida en dicho año.

3.7. COSTOS A PRECIOS DE MERCADO

Costos a Precios de Mercado - Alternativa 01

ACTIVIDADES COSTO (S/.)

FASE I: INVERSIÓN (Año O) 1,548,324.76 Construcción de obras civiles y electromecánicas CENNTRAL HIDROELECTRICA DEL VALLE DE SESUYA

Suministro de Equipos y Materiales 698,013.75

Origen Nacional 663,113.06

Origen Importado 34,900.69

Montaje Electromecánico 299,148.75

M.O. Calificada 254,276.44

M.O. No Calificada 44,872.31

Transporte 20,000.00

Gastos Generales (10% C.D.) 101,716.25

Utilidades (10% C.D.) 101,716.25

Supervisión (4%) 40,686.50

IGV (19%) 236,185.13

Costos a Precios de Mercado - Alternativa 02

ACTIVIDADES COSTO (S/.)

FASE I: INVERSIÓN (Año O) 2,139,018.34

Instalación de paneles fotovoltaicos









Utilidades (10% C.D.) 144,030.00


IGV (19%) 341,523.94

Costos de Preinversión, Inversión y Valor de Recupero - Alternativa 01

COSTOS DE INVERSIÓN Año 0 Año 1 - 20

CENTRAL HIDROELECTRICA









Utilidades (10% C.D.) 101,716.25


IGV (19%) 236,185.13

Sub Total Costos de Inversión 1,548,324.76


COSTOS DE INVERSIÓN Año 0 Año 1 - 20

INSTALACION DE PANELES SOLARES




Montaje electromecánico 417,090.00





Utilidades (10% C.D.) 144,030.00


IGV (19%) 341,523.94



COSTOS DE INVERSIÓN F.C. COSTO (S/.)

CENTRAL HIDROELÉCTRICA


Origen Nacional 1.00 663,113.06

Origen Importado 0.90 31,410.62


M.O. Calificada 0.87 221,220.50

M.O. No Calificada 0.49 21,987.43

Transporte 1.00 20,000.00

Gastos Generales (10% C.D.) 1.00 101,716.25

Utilidades (10% C.D.) 0.77 78,321.51

Supervisión (4%) 1.00 40,686.50

IGV (19%) 0.00 0.00









M.O. Calificada 0.87 308,438.06




Utilidades (10% C.D.) 1.00 110,903.10

Supervisión (4%) 1.00 69,134.40

IGV (19%) 0.00 0.00


Costos de Operación y Mantenimiento - Alternativa 1

b) Flujo de Costos de Operación y Mantenimiento c) Flujo de Costos a Precios de Mercado

Flujo de Costos Incrementales a Precios de Mercado - Alternativa 1

Situación Con Proyecto (A) Situación Sin Proyecto (B) Costos Incrementales Año Inversión S/. O&M - C/P (S/.) O&M - S/P (S/.) (S/.) (A)-(B)

0 1´548,324.76 0 0 1´548,324.76

1 0 143,069.75 506,896.55 -363,826.81 2 0 143,660.63 511,458.62 -367,797.99 3 0 144,256.83 516,061.75 -371,804.92 4 0 144,858.39 520,706.30 -375,847.91 5 0 145,465.37 525,392.66 -379,927.29 6 0 146,077.81 530,121.19 -384,043.38 7 0 146,695.77 534,892.29 -388,196.52 8 0 147,319.28 539,706.32 -392,387.03 9 0 147,948.41 544,563.67 -396,615.26 10 0 148,583.20 549,464.75 -400,881.54 11 0 149,223.70 554,409.93 -405,186.23 12 0 149,869.97 559,399.62 -409,529.65 13 0 150,522.05 564,434.21 -413,912.16 14 0 151,180.01 569,514.12 -418,334.12 15 0 151,843.88 574,639.75 -422,795.87 16 0 152,513.73 579,811.51 -427,297.78 17 0 153,189.61 585,029.81 -431,840.20 18 0 153,871.57 590,295.08 -436,423.51 19 0 154,559.67 595,607.73 -441,048.07 20 0 155,253.96 600,968.20 -445,714.25

Flujo de Costos Incrementales a Precios de Mercado - Alternativa 2

Situación Con Proyecto (A) Situación Sin Proyecto (B) Costos Incrementales

Año Inversión S/. O&M - C/P (S/.) O&M - S/P (S/.) (S/.) (A)-(B)

0 2,158,433.58 0 0 1,943,837.77 1 0 143,737.03 506,896.55 -363,159.52 2 0 144,327.92 511,458.62 -367,130.71 3 0 144,924.11 516,061.75 -371,137.63 4 42,195.00 145,525.68 520,706.30 -375,180.62 5 0 146,132.66 525,392.66 -379,260.00 6 0 146,745.10 530,121.19 -383,376.09

Costos de Operación y Mantenimiento 2014 2019 2024 2029 2034

Compra de Energía 65,654 68,662 71,807 75,097 77,838 Costos de Operación y Mantenimiento 77,416 77,416 77,416 77,416 77,416

Costos de Operación y Mantenimiento - Alternativa 2 Costos de Operación y Mantenimiento 2014 2019 2024 2029 2034

Compra de Energía 65,654 82,394 71,807 75,097 77,838 Costos de Operación y Mantenimiento 78,084 78,084 78,084 78,084 78,084

7 0 147,363.06 534,892.29 -387,529.23 8 42,195.00 147,986.57 539,706.32 -391,719.74 9 0 148,615.70 544,563.67 -395,947.97 10 437,325.00 149,250.49 549,464.75 -400,214.26 11 0 149,890.99 554,409.93 -404,518.94 12 42,195.00 150,537.26 559,399.62 -408,862.36 13 0 151,189.34 564,434.21 -413,244.87 14 0 151,847.29 569,514.12 -417,666.83 15 0 152,511.17 574,639.75 -422,128.58 16 42,195.00 137,564.31 579,811.51 -442,247.20 17 0 138,240.19 585,029.81 -446,789.62 18 0 138,922.15 590,295.08 -451,372.93 19 0 139,610.25 595,607.73 -455,997.49 20 437,325.00 140,304.54 600,968.20 -460,663.67

3.8. EVALUACIÓN ECONÓMICA A PRECIOS DE MERCADO 3.8.1. Flujo de Ingresos Generados por el Proyecto a Precios de Mercado

Flujo de Beneficios Incrementales a Precios de Mercado - Alternativa 1

Año Ventas de Beneficios Sin Beneficios

Energía S/. Proyecto (S/.) Incrementales(S/.) 1 273,556.28 506,896.55 -233,340.27 2 276,018.29 511,458.62 -235,440.33 3 278,502.46 516,061.75 -237,559.29 4 281,008.98 520,706.30 -239,697.33 5 283,538.06 525,392.66 -241,854.60 6 286,089.90 530,121.19 -244,031.29 7 288,664.71 534,892.29 -246,227.58 8 291,262.69 539,706.32 -248,443.62 9 293,884.06 544,563.67 -250,679.62 10 296,529.01 549,464.75 -252,935.73 11 299,197.77 554,409.93 -255,212.15 12 301,890.55 559,399.62 -257,509.06 13 304,607.57 564,434.21 -259,826.65 14 307,349.04 569,514.12 -262,165.09 15 310,115.18 574,639.75 -264,524.57 16 312,906.21 579,811.51 -266,905.29 17 315,722.37 585,029.81 -269,307.44 18 318,563.87 590,295.08 -271,731.21 19 321,430.95 595,607.73 -274,176.79 20 324,323.83 600,968.20 -276,644.38

Flujo de Beneficios Incrementales a Precios de Mercado - Alternativa 2

Año Cuotas Beneficios Sin Beneficios

Mensuales S/. Proyecto (S/.) Incrementales (S/.) 1 168,899.05 506,896.55 -337,997.50 2 169,489.93 511,458.62 -341,968.69 3 170,086.13 516,061.75 -345,975.62 4 170,687.70 520,706.30 -350,018.61 5 171,294.68 525,392.66 -354,097.98 6 171,907.12 530,121.19 -358,214.08

7 172,525.07 534,892.29 -362,367.21 8 173,148.59 539,706.32 -366,557.73 9 173,777.72 544,563.67 -370,785.96 10 174,412.51 549,464.75 -375,052.24 11 175,053.01 554,409.93 -379,356.92 12 175,699.28 559,399.62 -383,700.34 13 176,351.36 564,434.21 -388,082.86 14 177,009.31 569,514.12 -392,504.81 15 177,673.19 574,639.75 -396,966.56 16 157,693.93 579,811.51 -422,117.58 17 158,369.80 585,029.81 -426,660.01 18 159,051.76 590,295.08 -431,243.32 19 159,739.86 595,607.73 -435,867.87 20 160,434.15 600,968.20 -440,534.05

3.8.2 Flujo de Costos y Beneficios a Precios de Mercado

Flujo de Beneficios Netos a Precios de Mercado - Alternativa 1

Año Beneficios Increméntales (S/.)

Costos Increméntales (S/.)

Beneficios Netos (S/.)

1 273,556.28 506,896.55 -233,340.27 2 276,018.29 511,458.62 -235,440.33 3 278,502.46 516,061.75 -237,559.29 4 281,008.98 520,706.30 -239,697.33 5 283,538.06 525,392.66 -241,854.60 6 286,089.90 530,121.19 -244,031.29 7 288,664.71 534,892.29 -246,227.58 8 291,262.69 539,706.32 -248,443.62 9 293,884.06 544,563.67 -250,679.62 10 296,529.01 549,464.75 -252,935.73 11 299,197.77 554,409.93 -255,212.15 12 301,890.55 559,399.62 -257,509.06 13 304,607.57 564,434.21 -259,826.65 14 307,349.04 569,514.12 -262,165.09 15 310,115.18 574,639.75 -264,524.57 16 312,906.21 579,811.51 -266,905.29 17 315,722.37 585,029.81 -269,307.44 18 318,563.87 590,295.08 -271,731.21 19 321,430.95 595,607.73 -274,176.79 20 324,323.83 600,968.20 -276,644.38

Flujo de Beneficios Netos a Precios de Mercado - Alternativa 2

Año Beneficios Increméntales (S/.)

Costos Increméntales (S/.)

Beneficios Netos (S/.)

1 273,556.28 506,896.55 -233,340.27 2 276,018.29 511,458.62 -235,440.33 3 278,502.46 516,061.75 -237,559.29 4 281,008.98 520,706.30 -239,697.33 5 283,538.06 525,392.66 -241,854.60 6 286,089.90 530,121.19 -244,031.29 7 288,664.71 534,892.29 -246,227.58

8 291,262.69 539,706.32 -248,443.62 9 293,884.06 544,563.67 -250,679.62 10 296,529.01 549,464.75 -252,935.73 11 299,197.77 554,409.93 -255,212.15 12 301,890.55 559,399.62 -257,509.06 13 304,607.57 564,434.21 -259,826.65 14 307,349.04 569,514.12 -262,165.09 15 310,115.18 574,639.75 -264,524.57 16 312,906.21 579,811.51 -266,905.29 17 315,722.37 585,029.81 -269,307.44 18 318,563.87 590,295.08 -271,731.21 19 321,430.95 595,607.73 -274,176.79 20 324,323.83 600,968.20 -276,644.38

3.8.3. Valor Actual Neto a Precios de Mercado (VAN)

Con los flujos anteriores se calcula el Valor Actual Neto a predios de mercado para cada alternativa. (Tasa de descuento considerada 11%):

VAN de Alternativas

ALTERNATIVAS VAN (11%) TIR

ALTERNATIVA 1 2,739,274.07 40.05%

ALTERNATIVA 2 2,236,224.33 28.19%

ALTERNATIVA 3

3.9. EVALUACIÓN SOCIAL Estimación de Costos Sociales

FACTORES DE CORRECCIÓN

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

Factor de Corrección de Bienes Importados Se asume que los bienes importados se encuentran gravados con un arancel del 12% y que, adicionalmente, se encuentran afectos al 19% de impuesto indirecto. Así mismo, se asume que los costos vinculados con los bienes importados ya se encuentran en nuevos soles, por lo cual el factor de corrección de la divisa será de 1.08 (de no ser este el caso, se deberá incluir el tipo de cambio nominal en soles por US$ dólar para realizar la corrección correspondiente). Por lo tanto, el factor de corrección que le corresponde es el siguiente:

84,0)19,01(

1=

+=IGVFCBN

77,0)30,01(

1_ =

+=RentaIFCBN

PSDIGVAranceles

FCBI ×+×+

=)1()1(

1

8,008,1)19,01()12,01(

1=×

+×+=FCBI

Factor de Corrección de la Mano de Obra Para considerar el costo social de la mano de obra calificada y no calificada, se aplican los factores de corrección indicados por el MEF:

3.10. COSTOS A PRECIOS SOCIALES

COSTO SOCIAL DE PREINVERSIÓN, INVERSIÓN Y VALOR DE RECUPERO

ALTERNATIVA 1








M.O. Calificada 0.87 221,220.50




Utilidades (10% C.D.) 0.77 78,321.51

Supervisión (4%) 1.00 40,686.50

IGV (19%) 0.00 0.00


COSTO SOCIAL DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO - ALTERNATIVA 1

Costos de Operación y Mantenimiento - Alternativa 1

Costos de Operación y Mantenimiento 2014 2019 2024 2029 2034

Compra de Energía 65,654 68,662 71,807 75,097 77,838

Costos de Operación y Mantenimiento 77,416 77,416 77,416 77,416 77,416

COSTO SOCIAL DE PREINVERSIÓN, INVERSIÓN Y VALOR DE RECUPERO

ALTERNATIVA 2

COSTOS DE INVERSIÓN F.C. Año 0 Año 4 Año 8 Año 10 Año 12 Año 16

Instalación de Paneles Solares Suministro de Equipos y Materiales 1,440,300.00 Inversión en Paneles Solares 1.08 669,950.00 Inversión en Baterías 1.08 199,500.00 199,500.00 199,500.00 199,500.00 199,500.00

Inversión en Equipos de Iluminación e 1.08 9,315.00 9,315.00 9,315.00 9,315.00 9,315.00

87,0=FCMOC

41,0=FCMONC

Interruptores Inversión en Controladores 1.08 23,125.00 23,125.00 Inversión en Inversores 1.08 414,200.00 414,200.00 Inversión en Conductores y Caja Conexiones 1.08 12,345.00 Inversión en Soportes y Postes 1.00 214,989.28 Transporte 1.00 50,000.00 Instalación 43,235.00 M.O. Calificada 0.87 354,526.50 M.O. No Calificada 0.41 62,563.50 Gastos Generales (10% C.D.) + Utilidades (5% C.D.) 1.00 213,062.23 IGV (19%) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Sub Total Costos de Inversión 1,440,300.00 208,815.00 208,815.00 437,325.00 208,815.00 208,815.00

COSTO SOCIAL DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO - ALTERNATIVA 2

Costos de Operación y Mantenimiento F.C. Año 0 Año 1- 20

1. Costos de Operación y Mantenimiento 1.00 0 1´272,585

Flujo de Costos Incrementales a Precios Sociales – Alternativa 1

Situación Con Situación Sin Costos Proyecto (A) Proyecto (B) Incrementales


0

1,017,162.50

0 0

1,017,162.50

1 0 -233,340.27 -363,826.81 130,486.54 2 0 -235,440.33 -367,797.99 132,357.66 3 0 -237,559.29 -371,804.92 134,245.63 4 0 -239,697.33 -375,847.91 136,150.58 5 0 -241,854.60 -379,927.29 138,072.69 6 0 -244,031.29 -384,043.38 140,012.09 7 0 -246,227.58 -388,196.52 141,968.94 8 0 -248,443.62 -392,387.03 143,943.41 9 0 -250,679.62 -396,615.26 145,935.64 10 0 -252,935.73 -400,881.54 147,945.81 11 0 -255,212.15 -405,186.23 149,974.07 12 0 -257,509.06 -409,529.65 152,020.58 13 0 -259,826.65 -413,912.16 154,085.51 14 0 -262,165.09 -418,334.12 156,169.03 15 0 -264,524.57 -422,795.87 158,271.30 16 0 -266,905.29 -427,297.78 160,392.49 17 0 -269,307.44 -431,840.20 162,532.76 18 0 -271,731.21 -436,423.51 164,692.31 19 0 -274,176.79 -441,048.07 166,871.28 20 0 -276,644.38 -445,714.25 169,069.87

Flujo de Costos Incrementales a Precios Sociales – Alternativa 2

Situación Con Situación Sin Costos Proyecto (A) Proyecto (B) Incrementales


0

1,829,181.00

0 0

1,829,181.00

1 0 -233,340.27 -334,292.13 100,951.86

2 0 -235,440.33 -338,263.31 102,822.98 3 0 -237,559.29 -342,270.24 104,710.95 4 208,815.00 -239,697.33 -346,313.23 106,615.91 5 0 -241,854.60 -350,392.61 108,538.01 6 0 -244,031.29 -354,508.70 110,477.41 7 0 -246,227.58 -358,661.84 112,434.26 8 208,815.00 -248,443.62 -362,852.35 114,408.73 9 0 -250,679.62 -367,080.58 116,400.97 10 437,325.00 -252,935.73 -371,346.87 118,411.13 11 0 -255,212.15 -375,651.55 120,439.39 12 208,815.00 -257,509.06 -379,994.97 122,485.90 13 0 -259,826.65 -384,377.48 124,550.84 14 0 -262,165.09 -388,799.44 126,634.35 15 0 -264,524.57 -393,261.19 128,736.62 16 208,815.00 -266,905.29 -419,153.28 152,247.99 17 0 -269,307.44 -423,695.71 154,388.27 18 0 -271,731.21 -428,279.02 156,547.81 19 0 -274,176.79 -432,903.57 158,726.79 20 0 -276,644.38 -437,569.75 160,925.37

EVALUACIÓN BENEFICIO/ COSTO.- Basándose en los flujos anteriores se calcula el Valor Actual de Costos Sociales Netos, para cada alternativa (Tasa de descuento considerada 11%):

Resultados de la Evaluación Beneficio Costo ALTERNATIVAS VAN (12%) TIR

ALTERNATIVA 1 -485,857 n.a.

ALTERNATIVA 2 -1,283,071 n.a.

ALTERNATIVA 3

ALTERNATIVAS COSTO SOCIAL soles

COSTO PRIVADO soles CONEXIONES

COSTO SOC/ CONEXIÓN

soles

COSTO PRIV/ CONEXIÓN soles

ALTERNATIVA 1 1,178,455.88 1,548,324.76 1,056 1,115.93 1,466.17

ALTERNATIVA 2 1,681,505.62 2,121,043.39 500 3,363.01 4,242.09

3.11. Análisis de Sensibilidad

Determinación de las Principales Variables Inciertas y su Rango de Variación

La Inversión Inicial El rango de variación de esta variable, para la alternativa 1, será de –20% a un +20% de la inversión base, debido a que los costos suelen subir debido a la escasez de los materiales, y además que, en esta alternativa, existe una mayor probabilidad de tener imprevistos. Para la alternativa 2, el rango de variación será de –20% a un +20% de la inversión base, debido a que los costos pueden ser menores si se logra mayor apoyo del gobierno, y se reducen los costos de importación. La Tarifa de Venta de Energía (Para el Caso de la Alternativa 1) El rango de variación de esta variable será de –20% a un +20% de la tarifa actual, debido a que el ingreso de nuevas fuentes de energía como el gas natural, puede hacer

que costo de la energía baje. Por otro lado, la escasez de lluvias, puede hacer que las tarifas suban. El Beneficio Económico por Iluminación, Comunicación, Refrigeración y Otros Usos El rango de variación de esta variable será de –20% a un +20% de la valorización actual, debido a que el ingreso de nuevas tecnologías más eficientes de bajo consumo de energía eléctrica, hará que el beneficio real pueda ser mayor. Costos de Operación y Mantenimiento Se variará el % de operación y mantenimiento entre los valores -20% y +20%, y se verificará la variación de la sostenibilidad y de los indicadores económicos privados y sociales.

Análisis de Sensibilidad 1 - Variable: INVERSIÓN BASE

Inversión Inicial - Alternativa 1

Variación VAN (12%) P.P VAN (11%) P.S. TIR

20% -795,521.73 3,074,687.05 38.30% 10% -640,689.25 3,192,532.63 41.72% 0% -485,856.78 3,310,378.22 45.81%

-10% -795,521.73 3,428,223.81 50.80% -20% -640,689.25 3,546,069.40 57.03%

Se concluye que si la inversión de la alternativa 1 aumenta hasta un 20%, el VAN de esta alternativa sigue superior al de la alternativa 2.

Análisis de Sensibilidad 2 - Variable: TARIFA DE VENTA

Tarifa de Venta de Energía - Alternativa 1


20% -589,481.46 3,199,661.19 44.69% 10% -537,669.12 3,255,019.70 45.25% 0% -485,856.78 3,310,378.22 45.81%

-10% -589,481.46 3,365,736.74 46.37% -20% -537,669.12 3,421,095.25 46.92%

Se concluye que si la tarifa de ventas aumentara o disminuyera, siempre la alternativa 1 predominará sobre la alternativa 2.

Análisis de Sensibilidad 3 - Variable: OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

O & M - Alternativa 1


20% -601,508.02 3,187,080.04 44.52% 10% -543,682.40 3,248,729.13 45.17% 0% -485,856.78 3,310,378.22 45.81%

-10% -601,508.02 3,372,027.31 46.45% -20% -543,682.40 3,433,676.40 47.10%

En este caso se afirma también que si los costos de operación y mantenimiento considerados en la evaluación aumentaran o disminuyeran, siempre la alternativa 1 predominará sobre la alternativa 2.

3.12. ANÁLISIS DE SOSTENIBILIDAD

a) Capacidad de Gestión En la etapa de inversión y ejecución de las obras participará LA MUNICIPALIDAD PROVINCIAL DE LUYA y la Empresa de Servicios como Supervisora; en la etapa de operación y mantenimiento el proyecto estará a cargo de ENSA S.A. y también la distribución y comercialización. Esta institución cuenta con capacidad administrativa de gestión. b) Disponibilidad de Recursos Los recursos para la etapa de inversión provendrán del Tesoro Público, consignados en el Presupuesto Anual del Gobierno Regional Amazonas y/o de la Municipalidad o del Shock de Inversiones. c) Financiamiento de los Costos de Operación y Mantenimiento Los costos Operativos, se financian con los beneficios obtenidos por la venta de energía a los beneficiarios del proyecto. En el cuadro siguiente se aprecia que el proyecto es capaz de cubrir sus costos de operación y mantenimiento con los ingresos provenientes de la tarifa por venta de energía.

FLUJO DE COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

COSTOS Y FUENTES AÑOS

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 n

Compra de Energía 65,654 66,244 66,841 67,442 68,049 68,662 69,280 69,903 70,532 …

Costos de Operación y Mantenimiento 77,416 77,416 77,416 77,416 77,416 77,416 77,416 77,416 77,416 …

Tarifas o Cuotas 273,556 276,018 278,502 281,009 283,538 286,090 288,665 291,263 293,884 …

Aportes del Estado 0 0 0 0 0 0 0 0 0 …

Cobertura 191% 192% 193% 194% 195% 196% 197% 198% 199% …

d) Participación de los Beneficiarios La ejecución de este proyecto se realizara basándose en la prioridad establecida en el plan de desarrollo participativo de la municipalidad y plan de desarrollo concertado de la Región Amazonas”, y también a la gestión de los propios pobladores a través de sus constantes pedidos y coordinaciones efectuadas ante la MUNICIPALIDAD y GOBIERNO REGIONAL y los compromisos asumidos, como sucede en algunos casos, su iniciativa en la participación de la elaboración de los estudios respectivos al nivel de expediente técnico. Los Beneficiarios no efectuarán aportes en forma de cuota inicial si no como mano de obra para la ejecución del proyecto.

CONCLUSIONES

• El presente proyecto tiene como principal finalidad: repotenciar la mini central

hidroeléctrica del valle de Sesuya, construyendo la siguiente infraestructura: bocatoma, desarenador, 300 ml de canal aductor, casa de máquinas, suministro y montaje de tubería de presión y equipo hidroenergético.

• De la evaluación económica realizada, se concluye que la alternativa Nº 1 es la más conveniente, tanto en la evaluación privada como en la social

• El proyecto es Sostenible desde el Primer año de puesta en servicio, por lo tanto el proyecto es capaz de cubrir sus costos de operación y mantenimiento con los ingresos provenientes de la tarifa por venta de energía.

• Ante los resultados obtenidos de la presente Evaluación, se concluye que el Proyecto: “REPOTENCIACION DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA DEL VALLE DE SESUYA” cumple con los requisitos para ser declarado VIABLE

RECOMENDACIONES

Se recomienda que el proyecto pase a un nivel de Inversión y que cuente con la aprobación de ejecución, de acuerdo a la política establecida por el Gobierno Central y Local el cual tiene como prioridad “PROMOVER EL DESARROLLO DE INFRAESTRUCTURA ENERGÉTICA”, para lograr un desarrollo sostenible.

Ampliacion Mejoramiento de La Capacidad Operatica CH SESUYA

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